Vista Energy presentó una actualización integral de su plan estratégico 2026–2028 luego de cerrar la adquisición de la participación de Equinor en los bloques Bandurria Sur y Bajo del Toro.
La operación incorpora 22.000 barriles equivalentes diarios (boe/d) a su portafolio y eleva la producción total de la compañía a más de 160.000 boe/d, consolidando su posición como el principal operador independiente de hidrocarburos del país.
La compañía informó que la ampliación de escala permite acelerar el ritmo de desarrollo en Vaca Muerta y mejorar su capacidad exportadora. El nuevo plan de inversiones para 2026 asciende a USD 1.800 millones, un incremento del 12,5% respecto de las proyecciones presentadas en noviembre de 2025. Para el período 2026–2028, el despliegue total de capital alcanzará USD 5.600 millones, cifra 17% superior a la estimada previamente.
En materia operativa, Vista proyecta alcanzar 208.000 boe/d en 2028, un 16% por encima de las metas anteriores, apoyada en un inventario de pozos de alta productividad en sus áreas núcleo. Hacia 2030, la compañía revisó su objetivo de producción a 250.000 boe/d, un 25% más que la estimación previa.
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La actualización también incluye una revisión al alza de los resultados financieros esperados. Para 2026, Vista prevé un EBITDA ajustado de USD 3.000 millones, lo que representa un aumento del 58% respecto de la proyección anterior.
El flujo de caja libre acumulado para el período 2026–2028 se estima en USD 2.800 millones, un incremento del 87% frente a los USD 1.500 millones comunicados en 2025. La empresa anticipó que destinará estos excedentes a reducir deuda y alcanzar un apalancamiento neto de 1.0x hacia fines de 2026, dos años antes de lo previsto.
La compañía también ajustó su visión de largo plazo. Para 2030, proyecta generar USD 2.000 millones anuales de free cash, un 33% más que la estimación previa, reflejando una estructura operativa más eficiente.
Vista destacó que ya lleva invertidos más de USD 6.500 millones en Argentina y que la consolidación de eficiencias en desarrollos no convencionales sustenta la nueva hoja de ruta.
La adquisición de los activos de Equinor y la revisión del plan estratégico profundizan la expansión de Vista en Vaca Muerta y aumentan la demanda de servicios críticos en perforación, completación, logística, ingeniería y metalmecánica, en un contexto de alta utilización de capacidad en la cadena de proveedores energéticos.
El Gobierno nacional finaliza la redacción del denominado Súper RIGI, un nuevo régimen de incentivos para grandes inversiones que se presentará al Congreso como complemento del RIGI vigente.
El esquema reduce la alícuota del Impuesto a las Ganancias al 15%, incorpora una amortización acelerada más agresiva y elimina aranceles de importación para bienes vinculados a la producción, además de derechos de exportación para los productos generados bajo el régimen.
También establece límites impositivos para provincias y municipios adheridos, con un tope de 0,5% para Ingresos Brutos y la prohibición de tasas municipales asociadas a las ventas.
El Súper RIGI apunta a sectores industriales que hoy no están desarrollados en Argentina. El Ministerio de Economía identifica como objetivos la fabricación de baterías de litio, autos eléctricos, paneles solares, turbinas eólicas, fertilizantes y desarrollos vinculados al uranio, además de actividades agroindustriales, pesqueras y forestales.
El régimen busca atraer inversiones de empresas globales que integren cadenas de valor completas y que requieran un marco fiscal estable para proyectos de capital intensivo.
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El RIGI vigente ya cuenta con 13 proyectos aprobados, que superan los USD 18.000 millones, y un pipeline total de USD 94.965 millones entre iniciativas aprobadas y en evaluación.
La minería concentra la mayor parte del régimen, con el cobre representando el 73% del CAPEX minero, a través de proyectos como Los Azules, Agua Rica–MARA, El Pachón, Josemaría y Filo del Sol. También avanzan expansiones de litio —incluyendo inversiones de Rio Tinto en Catamarca y Salta— y obras de infraestructura logística como el puerto multipropósito de Timbúes.
La articulación entre el RIGI extractivo y el Súper RIGI industrial configura un esquema dual. El RIGI actual concentra inversiones en minería, energía e infraestructura, mientras que el Súper RIGI se orienta a manufactura tecnológica asociada a la transición energética.
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Esta diferenciación permite que proyectos de litio, cobre, gas, petróleo y transmisión se complementen con inversiones industriales en baterías, electromovilidad, paneles solares, turbinas eólicas y equipos eléctricos de potencia.
El régimen industrial propuesto se integra con el RIMI, que opera como mecanismo de incentivo para la inversión en maquinaria, certificaciones y ampliación de capacidad productiva.
La combinación entre RIMI y Súper RIGI habilita la reconversión de proveedores industriales que hoy operan con capacidad ociosa y que no están homologados para participar en cadenas energéticas y mineras.
La posibilidad de financiar certificaciones, ensayos, equipamiento y auditorías técnicas permite ampliar la base de proveedores calificados y reducir tensiones operativas en sectores donde la demanda supera a la oferta.
La efectividad del Súper RIGI dependerá de la definición del monto mínimo de inversión, la precisión de las nomenclaturas arancelarias incluidas y la coordinación fiscal con provincias y municipios.
El régimen se presenta como un instrumento para complementar el RIGI extractivo con un esquema industrial que permita transformar recursos naturales en producción manufacturera y reducir la dependencia de importaciones en insumos críticos para la transición energética.
La expansión simultánea de Vaca Muerta, LNG, minería del NOA y obras de transmisión mantiene tensionada la cadena de proveedores energéticos. Las operadoras identifican déficit en metalmecánica pesada, piping, tableros eléctricos, montajes electromecánicos, ingeniería de detalle y logística crítica.
La necesidad de incorporar proveedores adicionales llevó a la entrada de empresas extranjeras y a esquemas de financiamiento directo por parte de operadoras y EPCistas para sostener la velocidad de ejecución.
En paralelo, la industria manufacturera general opera con una Utilización de la Capacidad Instalada del 54,6%, por debajo del 58,6% del año anterior. La caída del IPI en el primer trimestre y la morosidad del 8,2% reflejan capacidad ociosa en segmentos industriales que no participan de la cadena energética.
Esa capacidad no es automáticamente transferible: la mayoría de las pymes industriales no cumple normas API, ASME, IEC, IRAM ni estándares de QA/QC requeridos para oil & gas, minería o transmisión. Son proveedores potenciales, pero no homologados.
El cruce entre ambos sistemas —cadena energética tensionada y capacidad industrial ociosa— genera una oportunidad concreta. El Régimen de Incentivo para las Grandes Inversiones (RIMI) permite financiar la reconversión técnica de proveedores invisibles hacia estándares energéticos.
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El régimen reduce el costo fiscal de invertir, acelera amortizaciones y mejora el flujo de caja, lo que habilita financiamiento bancario y provincial. Las operadoras ya financian auditorías, certificaciones y equipamiento crítico para ampliar la base de proveedores calificados.
La integración de proveedores invisibles requiere capital inicial. Ese financiamiento proviene de cuatro fuentes: operadoras y EPCistas que necesitan ampliar oferta; bancos que mejoran condiciones cuando el RIMI reduce riesgo fiscal; fondos provinciales orientados a proveedores locales; y capital propio de pymes que encuentran viabilidad económica con amortización acelerada. El RIMI no financia por sí mismo, pero habilita la estructura para que el sistema energético financie la homologación.
La incorporación de proveedores invisibles reduce costos unitarios en estructuras metálicas, piping, tableros, montajes y obras civiles. También acorta plazos de entrega y disminuye la dependencia de proveedores extranjeros. La reconversión industrial permite absorber la demanda creciente de proyectos energéticos y mineros, y sostiene la ejecución simultánea de obras de transmisión, plantas de proceso y facilidades de superficie.
La oportunidad para Argentina consiste en transformar capacidad industrial ociosa en capacidad energética certificada. La ampliación de la base de proveedores reduce tensiones operativas, mejora la competitividad de proyectos estratégicos y fortalece la cadena de valor nacional en un contexto de expansión acelerada de la inversión energética.
Pacific Rim Mining Corporation ejecutará un proyecto de USD 408,7 millones para desarrollar el yacimiento Diablillos, ubicado entre Salta y Catamarca, orientado a la producción de oro y plata.
La iniciativa contempla la construcción de una planta de procesamiento con capacidad de 3,15 millones de toneladas anuales, junto con obras de infraestructura asociadas, caminos de acceso, campamentos, laboratorios y sistemas de abastecimiento de agua y energía.
El plan de inversión prevé un desembolso de USD 98,5 millones durante el primer año y USD 253,9 millones en el segundo, con el monto restante distribuido en etapas posteriores. Las obras comenzarán en julio de 2026 y se extenderán durante tres años, con el objetivo de poner en operación la planta hacia 2029.
El proyecto requiere infraestructura específica para operar en altura, incluyendo captación y distribución de agua, provisión energética, accesos viales y soporte logístico continuo.
La construcción de caminos, instalaciones de campamento, laboratorios y sistemas de abastecimiento demandará una participación sostenida de contratistas regionales durante toda la fase de obra.
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Pacific Rim estimó que el 55% de la inversión se canalizará a proveedores locales, un nivel de integración superior al estándar habitual en proyectos metalíferos. Este porcentaje anticipa una mayor demanda de servicios metalmecánicos, obras civiles, transporte, ingeniería, montaje y provisión de insumos en el NOA, en un contexto de expansión simultánea de proyectos de litio, cobre y oro en la región.
La escala del proyecto y su localización en una zona con actividad minera creciente se integran a un conjunto de desarrollos en ejecución en Salta y Catamarca, que incluyen ampliaciones de capacidad en litio, obras de infraestructura energética y nuevos emprendimientos metalíferos.
La puesta en marcha de Diablillos requerirá capacidad adicional en redes eléctricas, abastecimiento de combustibles, transporte de materiales y servicios especializados para operación continua.
La autorización del proyecto habilita el inicio de la ingeniería de detalle y los procesos de contratación para cumplir con el cronograma previsto.
Diablillos se incorpora así al conjunto de proyectos metalíferos en desarrollo en el NOA, con un esquema de inversión orientado a infraestructura, planta de proceso y servicios asociados, y con un nivel de participación local que anticipa un impacto directo sobre la cadena de proveedores regionales.
El Gobierno lanzará el miércoles una nueva licitación de GNL a través del MEGSA.
El Gobierno financiará a las distribuidoras de gas natural en invierno para que puedan costear las compras de Gas Natural Licuado (GNL) destinadas a cubrir el pico de la demanda residencial durante los meses de frío. En concreto, el Ministerio de Economía, que dirige Luis ‘Toto’ Caputo, le informó a las empresas gasíferas —Metrogas, Naturgy, Camuzzi y EcoGas entre las principales— que el Estado solventará el costo del GNL que los hogares consuman en el semestre mayo-octubre y las distribuidoras recién empezarán a pagar efectivamente por el fluido a partir de noviembre en seis cuotas mensuales hasta abril de 2027. Así lo indicaron a EconoJournal fuentes privadas.
La operatoria implica que el Tesoro financiará a lo largo de casi un año un monto que oscilará entre los 150 y los 200 millones de dólares para evitar tener que trasladar ahora —justo en la antesala del punto de mayor demanda de los usuarios domiciliarios— el costo del GNL a las tarifas de gas natural. Es una forma de morigerar el salto de las facturas residenciales del fluido, evitando que el costo del gas importado —que se encareció como resultado de la guerra en Medio Oriente— se traslade a las tarifas reguladas.
Para poner en blanco algunos números: el Precio Anual Único (PAU) del gas natural cargado en las facturas residenciales de gas es US$3,80 por millón de BTU, mientras que el costo del GNL importado —esta semana se definirá cuántos cargamentos importará Enarsa en junio para cubrir el aumento de la demanda residencial— puede trepar hasta los US$20 por el impacto del conflicto bélico en Irán.
Si la Secretaría de Energía ordenaba el traspaso de ese valor a las tarifas de gas, el aumento sería mayor, impactando también sobre la evolución de la inflación, que Economía quiere desacelerar en los próximos meses. Por eso, se optó por financiar con fondos públicos a las empresas —que no tienen caja ni el flujo de fondos necesario para afrontar el costo financiero que implica la importación de gas— y a los hogares para que puedan pagar en cuotas el costo del GNL recién cuando pase el invierno y las boletas de gas bajen por la caída del consumo. Es una manera también de aplanar las facturas para evitar saltos discretos a lo largo del año.
Cambio de modelo
La Secretaría de Energía transmitió en paralelo una señal de firmeza al sector industrial: las empresas que no adquieran GNL en las licitaciones de esta semana podrían enfrentar cortes físicos de suministro en junio. El sistema operativo requiere una previsión mínima de 45 días para la llegada de los buques metaneros, por lo que las decisiones tomadas en estos días definirán la disponibilidad real del recurso para los meses de mayor consumo.
El cambio de paradigma implica un retorno a las condiciones operativas de la Ley de Gas de la década del 90, donde el Estado deja de ser el único garante del gas para la industria. Mientras la demanda prioritaria -hogares y comercios- queda protegida por las proyecciones de las distribuidoras, el sector industrial debe procurarse su propio combustible en el mercado libre, asumiendo que los excedentes no cubiertos por el Plan Gas tendrán precios superiores de mercado spot.
Las distribuidoras están obligadas a presentar sus proyecciones de demanda y disponibilidad de gas de cuenca. Ante la insuficiencia de los volúmenes del Plan Gas para cubrir el pico invernal, el recurso al GNL se vuelve indispensable. No obstante, cualquier traslado a tarifa de estos sobrecostos deberá contar con la validación previa del Enargas para asegurar que los precios de compra no resulten abusivos.
La preocupación del Gobierno y de los actores del mercado es la logística y la capacidad de reacción del sistema ante las bajas temperaturas. La cantidad de barcos para junio se define bajo condiciones de estricta rigidez comercial; si la industria no participa activamente en las subastas, las distribuidoras tendrán la facultad -y la instrucción- de proceder al corte del suministro industrial para priorizar el consumo residencial en los momentos de mayor tensión del sistema.
Las subastas de GNL
Energía desistió hace 20 días de contratar un agregador comercial de GNL y decidió que Enarsa siga a cargo de la importación de gas en invierno tal como viene ocurriendo hace casi 20 años. La medida se tomó debido al escenario de precios elevados e inestables, tanto del crudo como del GNL, derivado de la guerra en Medio Oriente y se suma un cuadro económico doméstico complejo, marcado por la aceleración de la inflación.
Poco días después, la Secretaría impulsó una primera licitación a través del Megsa para la compra de GNL, un intento en el que industrias y distribuidoras no convalidaron los precios oficiales de subasta, que quintuplican los valores locales. Esos actores no estuvieron dispuestos a pagar US$19,76 por millón de BTU para asegurar el suministro de gas durante la segunda quincena de mayo, pero si tuvo eco en las generadoras eléctricas a las cuales les resultaba más económico que el costo de combustibles líquidos como el gasoil o fuel oil.
De fondo, el gobierno quiere dejar de subsidiar a las industrias. Por lo tanto, si bien Enarsa ya licitó 9 cargamentos para junio, luego de haber recibido este lunes las ofertas proveedores, su plan es darse vuelta y subastar el miércoles el gas equivalente a esos nueve cargamentos a través del MEGSA entre todos aquellos que quieran asegurarse el gas, fundamentalmente industrias.
Es decir, la Secretaría de Energía sostiene que, a partir de este año, las grandes industrias que no confirmen esta semana los volúmenes de GNL que necesitarán para abastecerse durante los días de junio de bajas temperaturas se quedarán sin gas natural ‘físico’ cuando llegue el frío. Es un cambio radical que implica una pulseada con final abierto para que las industrias compren por adelantado el gas importado, cuyo costo es mucho más caro que el gas local.
La subasta del mismo 29 de abril dedicada a las distribuidoras de gas, no logró traccionar demanda. De los 11 millones de metros cúbicos diarios ofrecidos para la segunda quincena de mayo, apenas se colocaron unos 50.000 metros cúbicos, es decir, un volumen marginal.
El motivo es similar al observado en el segmento industrial: ninguna distribuidora estaba dispuesta a convalidar precios de GNL cercanos a los US$20 por millón de BTU si no existe certeza de que el Gobierno habilitará el pass-through de ese costo a las tarifas finales. Sin esa garantía, la compra implica asumir un riesgo financiero significativo, en un esquema tarifario aún sujeto a definiciones regulatorias.
Transportadora Gas del Norte (TGN), una de las compañías más importantes del sector energético argentino, presentó la edición 2026 de su programa Jóvenes Profesionales TGN (JP26). Esta iniciativa está dirigida a jóvenes graduados y estudiantes avanzados de carreras de ingeniería que buscan insertarse en la industria energética nacional.
El programa ofrece 10 vacantes y tiene como objetivo incorporar efectivamente a los participantes al finalizar la experiencia. TGN opera una extensa red de gasoductos que atraviesa 17 provincias y supera los 11.300 kilómetros, lo que brinda a los profesionales la oportunidad de desarrollarse en un entorno federal y de alta exigencia técnica.
JP26 propone una formación práctica en contextos reales, permitiendo a los jóvenes involucrarse desde temprano en proyectos y operaciones fundamentales para el transporte de gas natural en Argentina. Además, la compañía impulsa una política de Diversidad e Inclusión que ya refleja un 37% de participación femenina en sus convocatorias.
Los requisitos para postularse al programa incluyen tener hasta 29 años, ser graduado o estudiante avanzado de ingeniería, pudiendo adeudar hasta tres finales y la tesis. Se valorará la disposición para reubicarse en distintas regiones del país, mientras que el manejo del idioma inglés no es excluyente. Las inscripciones se realizan a través de la web oficial del programa Jóvenes Profesionales TGN 2026.
En 2024, 11 egresados completaron la formación intensiva del programa y participaron en proyectos estratégicos, consolidando a JP como una cantera fundamental de talento técnico para el negocio.
Es importante destacar las diferencias entre un programa de jóvenes profesionales y una pasantía. Mientras que las pasantías están reguladas por la Ley Nacional de Pasantías, requieren que el participante sea alumno regular y se desarrollan con un límite máximo de un año y medio, los programas de jóvenes profesionales no cuentan con legislación específica en Argentina y están orientados a graduados o próximos a graduarse.
Estos programas permiten ingresar como empleados efectivos a tiempo completo, con experiencias diseñadas para acelerar la carrera y asegurar la renovación del talento clave en las empresas. Ambas modalidades son consideradas vías privilegiadas para iniciar una carrera profesional sólida y con alto potencial.
Vista Energy confirmó que en 2026 destinará US$ 1.800 millones para potenciar su producción petrolera, un monto que representa un incremento del 12,5% respecto a lo previsto anteriormente. Esta inversión está orientada a consolidar su posición como la principal productora independiente de petróleo en Argentina.
El anuncio se sustenta en la ampliación de su producción hasta alcanzar los 160.000 barriles diarios de petróleo equivalente (boe/d), gracias a la incorporación de 22.000 barriles provenientes de la compra de la participación de Equinor en los bloques Bandurria Sur y Bajo del Toro, ubicados en la formación de Vaca Muerta.
Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista Energy, destacó que esta adquisición implica “un salto significativo en producción, exportaciones y capacidad de desarrollo” en la región. Además, recordó que en apenas ocho años la empresa ha pasado de ser un emprendimiento emergente a convertirse en el mayor exportador de crudo del país.
Las proyecciones financieras para 2026 también indican un EBITDA ajustado de US$ 3.000 millones, lo que implica un aumento del 58% respecto a la cifra inicialmente estimada. En un horizonte más amplio, entre 2026 y 2028, Vista Energy planea invertir un total de US$ 5.600 millones, un 17% por encima de la proyección anterior, con la meta de alcanzar una producción diaria de 208.000 barriles para 2028, un incremento del 16%.
En cuanto a la generación de caja libre, se espera un flujo de US$ 2.800 millones durante el período 2026-2028, lo que representa un aumento del 87% en comparación con las estimaciones realizadas en 2025. Hasta la fecha, Vista Energy ha invertido más de US$ 6.500 millones en Argentina y planea utilizar parte de estos recursos para reducir su deuda financiera.
Por su parte, Luis Bolomo, ejecutivo de la compañía, señaló la importancia de “industrializar la mayor cantidad posible de los productos naturales extraídos”, apuntando a agregar valor y fortalecer la cadena productiva local.
La audiencia pública se realizará el próximo 22 de mayo, a partir de las 9, en el Gimnasio Municipal “Sebastiana Antenao” de San Antonio Oeste, en el marco del proceso de Evaluación de Impacto Ambiental que lleva adelante la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático de Río Negro.
El proyecto contempla la construcción de un gasoducto destinado a acompañar el crecimiento de la infraestructura energética vinculada a los desarrollos productivos y exportadores que avanzan en la provincia. En este esquema, Río Negro se consolida como un punto estratégico para la energía nacional, integrando producción, transporte y salida hacia mercados internacionales desde la costa atlántica.
La concreción de esta obra permitirá fortalecer el abastecimiento energético para proyectos estratégicos, ampliar la infraestructura existente y generar nuevas oportunidades de inversión, empleo y desarrollo para las y los rionegrinos.
Como parte del proceso de evaluación ambiental, equipos técnicos de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático realizaron inspecciones y relevamientos en distintos sectores de la traza proyectada del gasoducto. Los trabajos incluyeron recorridas en puntos estratégicos del proyecto para analizar características del suelo, vegetación, infraestructura existente y condiciones del entorno natural.
Estos controles permiten incorporar información técnica clave, anticipar posibles impactos y garantizar que cada etapa del análisis ambiental se desarrolle con criterios de planificación, prevención y resguardo de los recursos naturales.
La audiencia pública constituye además una herramienta fundamental de participación ciudadana, ya que permite que vecinas, vecinos, instituciones y organizaciones accedan a la información del proyecto, expresen opiniones y realicen aportes dentro del procedimiento administrativo ambiental.
Las personas interesadas en participar como oradores podrán inscribirse hasta 72 horas antes de la realización de la audiencia. Asimismo, el formulario de inscripción, el Estudio de Impacto Ambiental y el expediente completo se encuentran disponibles para consulta pública en el sitio web oficial de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático.
El Gobierno de Río Negro, a través de la Secretaría de Energía y Ambiente, convoca a empresas rionegrinas a participar de una charla informativa sobre el Programa Federal de Gestión Energética del Consejo Federal de Inversiones (CFI), una herramienta que permite recibir asistencia técnica para optimizar el uso de la energía en establecimientos productivos.
La actividad se realizará el miércoles 27 de mayo, a las 10, en el edificio de la Secretaría de Energía y Ambiente, ubicado en Los Sauces y Los Arrayanes, de Cipolletti.
La propuesta está destinada a pymes y empresas interesadas en mejorar su eficiencia energética o avanzar en la instalación de sistemas de generación distribuida fotovoltaica. El programa brinda asistencia técnica y financiera para impulsar la eficiencia energética y facilitar la incorporación de sistemas de generación distribuida.
Las empresas que se sumen al programa recibirán la visita de un gestor energético, quien realizará un relevamiento de sus instalaciones, analizará sus consumos y elaborará recomendaciones concretas para mejorar el desempeño energético.
Esta instancia forma parte del trabajo que Río Negro viene desarrollando para fortalecer capacidades locales y acompañar a los sectores productivos en una nueva etapa de desarrollo, con más eficiencia, sustentabilidad y competitividad. En ese marco, la Provincia inició la formación de 51 especialistas rionegrinos dentro del Programa Federal de Gestión Energética del CFI. Serán esas personas que se están capacitando las encargadas de efectuar los diagnósticos gratuitos.
A partir de los diagnósticos, las empresas podrán contar con información técnica para tomar mejores decisiones, reducir consumos, mejorar procesos y proyectar inversiones vinculadas a la eficiencia energética. Además, las mejoras recomendadas podrán ser financiadas a través de las líneas de crédito del CFI.
Río Negro en marcha hacia una producción más eficiente
La convocatoria se enmarca en el rumbo provincial de consolidar una matriz productiva más moderna, eficiente y preparada para el futuro. La eficiencia energética permite cuidar recursos, reducir costos y fortalecer la competitividad de las empresas rionegrinas.
Desde la Secretaría de Energía y Ambiente se brindará información sobre los alcances del programa, los requisitos para participar y los pasos para que las empresas puedan sumarse a la instancia de diagnóstico.
Las empresas interesadas en participar de la charla deberán completar el formulario de inscripción disponible en el siguiente enlace: https://forms.gle/siH4qdF28p7zhzWc9
La localidad de Moquehue se encuentra cada vez más cerca de contar por primera vez con gas por redes. La obra de instalación de la planta de GLP ya presenta un 85 por ciento de ejecución, en una intervención considerada histórica para la comunidad.
Actualmente se completó la instalación de seis tanques en la planta y continúan las tareas finales sobre la red que abastecerá a los hogares de la localidad, una demanda sostenida durante años por vecinos y vecinas que atraviesan inviernos de bajas temperaturas y fuertes nevadas.
Ariel Villarnovo, supervisor de la empresa que lleva adelante la obra, destacó el impacto social del proyecto y el compromiso de los trabajadores para finalizarlo antes de la temporada invernal. “Nos dedicamos al montaje de plantas, y la verdad que hacer el montaje de esta planta es algo tan eficiente para la comunidad y para todos, porque sabemos que el invierno siempre es duro por esta zona”, expresó.
“Es algo histórico que se está logrando gracias al gobernador Rolando Figueroa y esperamos cumplirlo antes de que el frio sea más intenso”, señaló y remarcó además el valor humano de las tareas que realizan en distintas localidades del norte neuquino. “Me encanta poder colaborar con la población en este tipo de obras, es fascinante”, sostuvo.
El supervisor explicó que la planta de GLP que actualmente se instala en Moquehue fue trasladada desde Los Miches. “En Los Miches ya llegó la red de gas natural, entonces se destinó la planta a esta localidad”, explicó Villarnovo y estimó que en breve también va a llegar el gas natural a Moquehue.
La obra forma parte de la estrategia energética impulsada por el gobierno provincial a través de Hidenesa, orientada a ampliar el acceso a servicios esenciales en localidades donde aún no llegan los gasoductos. En la apertura de sesiones legislativas del 1 de marzo, el gobernador Figueroa ratificó que la Provincia avanza con soluciones progresivas y escalables para garantizar el abastecimiento energético en todo el territorio.
De esta manera, se prevé además el traslado de plantas de GLP a Chorriaca y Paso Aguerre, mientras continúan las inversiones para extender redes de gas natural en distintas localidades del norte provincial. “Estamos en el tramo final y poniéndole garra para terminar y que la gente pueda para un invierno bien calefaccionada”, concluyó Villarnovo.
A través de la Resolución 673/2026 el ministerio de Economía oficializó la venta de las acciones de la Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica CITELEC S.A. que estaban en manos de la estatal Energía Argentina Sociedad Anónima (ENARSA), al consorcio privado integrado por EDISON TRANSMISIÓN S. A. y GENNEIA por el monto total de U$S 356.174.811,78, sin Impuesto al Valor Agregado (IVA).
Citelec es la firma controlante de Transener, principal transportadora de energía eléctrica en alta tensión del país.
La venta accionaria corresponde a la adjudicación del Concurso Público Nacional e Internacional desarrollado por Economía en los últimos meses.
En la misma resolución ahora oficializada, el ministerio de cargo de Luis Caputo determinó y describió las ofertas que calificaron detrás de la ganadora: Segunda en orden de mérito: CENTRAL PUERTO S.A. por el monto total de U$S 301.000.000 sin IVA; y tercera la EMPRESA DISTRIBUIDORA Y COMERCIALIZADORA NORTE (EDENOR S.A.) por el monto total de U$S 230.000.000) sin IVA.
Economía fijó el plazo para la suscripción del Contrato de Compraventa de las acciones de Citelec en quince (15) días hábiles, “que comenzarán a computarse desde el dictado de la presente medida”.
ENARSA entonces era titular del cincuenta por ciento (50 %) de las acciones de CITELEC S.A., sociedad de inversión que controla a TRANSENER S.A., titular de la concesión del transporte de energía eléctrica a través de la red de energía eléctrica de alta tensión de la República Argentina-, que detenta en dicha firma el 52,65 % del capital accionario total -como tenedora de todas las acciones clase A, representativas del 51 % de dicho capital y del 1,65 % de las acciones clase B-.
Asimismo, Transener controla Transba, concesionaria del servicio de Transporte de Energía Eléctrica por distribución troncal en la Provincia de Buenos Aires, con excepción de las instalaciones ubicadas dentro de la jurisdicción de Edenor S.A., Edesur S.A. y Edelap S.A.
un comunicado, Economía había destacado hace un par de semanas que “el nivel de las ofertas refleja el interés del sector privado en invertir en infraestructura esencial para el funcionamiento del sistema eléctrico argentino”.
El ministerio destacó que la venta ahora concretada “permitirá retirar completamente al Estado de la participación accionaria en la transportista, consolidando el esquema previsto en el marco regulatorio eléctrico, donde la prestación del servicio público queda en manos privadas bajo regulación estatal”.
La central nuclear Atucha II reingresó a la red eléctrica nacional tras la finalización de la parada programa de mantenimiento. Mientras tanto, avanzan las obras de construcción del nuevo almacenamiento de combustibles gastados que permitirá la operación del reactor a largo plazo.
Nucleoeléctrica Argentina, la empresa estatal operadora de las centrales nucleares, reactivó la central nuclear este martes. Se trata de la unidad generadora de electricidad más grande del país, con una potencia de 745 MW (brutos).
Finalizó la parada programa en Atucha II
Tareas de mantenimiento realizadas en la turbina de la central Atucha II.
El reactor salió de servicio el sábado 14 de marzo para una parada de nueve semanas. Las paradas programadas son instancias en el ciclo habitual de operación de una central nuclear para intervenir con profundidad sobre la instalación.
En estas instancias se concentran tareas que no pueden realizarse durante la operación a potencia, con el objetivo de reforzar las condiciones de seguridad y confiabilidad. La parada involucró el trabajo coordinado de alrededor de 1700 personas, que ejecutaron más de 5500 tareas sobre distintos sistemas y componentes de la planta.
Durante toda la parada, la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN) mantiene su presencia en la planta a través de inspectores especializados, quienes supervisan la correcta ejecución de las tareas y verifican el cumplimiento de los requisitos establecidos en la Licencia de Operación.
Antes de esta parada, la ARN en enero había autorizado a Nucleoeléctrica a elevar la potencia en Atucha II al 100%. Hacía por lo menos siete años que la central no estaba autorizada a operar al 100% de forma continúa debido a un inconveniente que los profesionales y técnicos de la empresa fueron corrigiendo y monitoreando a lo largo del tiempo.
En lo que respecta al resto del parque nuclear argentino, la central de Embalse (656 MW) opera a plena potencia, mientras que Atucha I (362 MW) se encuentra en parada por el proyecto de extensión de vida. Atucha I está programada para volver entre agosto y septiembre de 2027.
Avanzan las obras en el almacenamiento de combustibles gastados
Concluyó la verticalización de la grúa pórtico en el proyecto ASECG II.
En paralelo, la empresa prosigue con el proyecto Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados para Atucha II (ASECG II), habiendo concluido la verticalización de la grúa pórtico, un componente central del futuro sistema.
El proyecto ASECG II es indispensable para garantizar la continuidad de operación de Atucha II luego del 2027. Durante su vida útil, las centrales almacenan los elementos combustibles gastados en piletas de decaimiento que tienen una capacidad limitada.
Por ello, el estándar internacional actual es el almacenamiento en seco. En Atucha II se estima que la capacidad de las piletas se alcanzará hacia diciembre de 2027, lo que refuerza la importancia de avanzar en tiempo y forma con este proyecto.
La grúa, construida por IMPSA, será utilizada para la manipulación de los elementos combustibles durante su traslado hacia los silos de almacenamiento.
Se trata de la segunda grúa de este tipo en el país y representa un avance significativo en el desarrollo del proyecto. Con una capacidad de carga de 80 toneladas y un peso total de 150 toneladas, es un equipo de gran porte diseñado para operar con altos niveles de precisión.
Cuenta con operación mediante radiocontrol y un sistema de seguridad que, ante cualquier falla, la lleva automáticamente a una condición segura. Además, incorpora una herramienta especial que permitirá ubicar los elementos combustibles dentro de los silos con precisión.
Europa se encamina a flexibilizar la aplicación de la regulación sobre las emisiones de metano que comenzará a regir en 2027. La decisión es en respuesta al aumento de los precios del GNL debido a la guerra en Medio Oriente y a las presiones de los Estados Unidos y productores árabes contra las regulaciones al metano, un tema que es seguido de cerca por las operadoras en Vaca Muerta.
Concretamente, la Comisión Europea evalúa permitir que las compañías que importan energía en la Unión Europea puedan evitar ser penalizadas por infringir la regulación sobre las emisiones de metano (EUMR por sus siglas en inglés), según el borrador de una propuesta que realizará el poder ejecutivo europeo.
La Comisión Europea propondrá que los países puedan optar por no sancionar a las compañías por incumplir esa normativa durante una crisis de suministro energético. «Las sanciones deberían posponerse hasta que la situación se estabilice y reanudarse si la infracción persiste y el riesgo para la seguridad del suministro ya no existe», señala el documento visto por Político y Reuters.
La Unión Europea introdujo en 2024 la regulación EURM y la directiva de diligencia debida en materia de sostenibilidad corporativa (directiva CSDDD). Según la nueva propuesta de la Comisión, la EUMR no será modificada, aunque ahora habilitarían a los Estados miembros a flexibilizar su aplicación.
Importaciones de GNL y metano
EE.UU. y Qatar llevan tiempo presionando a las autoridades europeas para que modifiquen el alcance de las políticas para controlar y reducir las emisiones de metano, uno de los gases de efecto invernadero más potentes.
La regulación EUMR establece las normas para medir, supervisar, informar y reducir con precisión las emisiones de metano en el sector energético. Introduce obligaciones relativas a la cuantificación de esas emisiones, la detección y subsanación de fugas, el venteo de metano a la atmósfera, la quema controlada de metano, y la información brindada por los países y empresas que exportan a la UE.
Estas normas tendrán un alcance extraterritorial, al ser aplicables sobre las emisiones de metano que se producen fuera de la UE. Los importadores y comercializadores de carbón, petróleo y crudo y gas natural deberán reportar esa información. Las sanciones sobre las compañías por incumplir con la regulación incluyen multas de hasta el 20% de los ingresos anuales en casos extremos.
En paralelo a la EUMR, la directiva CSDDD introdujo requisitos obligatorios de diligencia debida medioambiental y en materia de derechos humanos para las grandes empresas de la UE y de fuera de la unión que operan en el mercado europeo. Su incumplimiento también incluye penalidades económicas.
Uno de los requisitos de esta directiva es la medición y/o notificación de las emisiones de alcance 3, una categoría de emisiones de GEI originadas en operaciones comerciales por fuentes que no son propiedad directa de una organización o que no están bajo su control.
Los gobiernos de EE.UU. y Qatar expresaron su preocupación sobre la CSDDD en una carta conjunta remitida en octubre a las autoridades europeas. «La CSDDD, tal como está redactada hoy, supone un riesgo significativo para la asequibilidad y fiabilidad de los suministros energéticos críticos para los hogares y las empresas en toda Europa y una amenaza existencial para el crecimiento futuro, la competitividad y la resiliencia de la economía industrial de la UE», dice la carta.
El metano es uno de los tres gases de efecto invernadero más potentes en circulación en la atmósfera junto al dióxido de carbono (CO2) y al óxido nitroso. Si bien hay 200 veces menos metano que dióxido de carbono en la atmósfera, el metano es varias veces más potente que el CO2.
Emisiones de metano en Vaca Muerta
La reducción de las emisiones es una agenda que las operadoras en Vaca Muerta y la provincia de Neuquén vienen asumiendo para poder exportar energía al viejo continente y otros mercados.
Justamente, la gobernación de Neuquén el mes pasado presentó el Procedimiento de Reporte de Gases de Efecto Invernadero (GEI) para la medición de emisiones en el sector hidrocarburífero, junto con un plan a 2030 que apunta a reducir la huella de metano y otros gases en la actividad.
La nueva metodología se aplicará en una primera fase al upstream (producción) y fija una meta de disminución del 16% de la intensidad de gases para los próximos 20 años, contemplando un fuerte crecimiento de la producción.
El procedimiento oficializado por la provincia fue generado tras una prueba piloto hecha en 2025 en conjunto con la Comisión de Emisiones del Instituto Argentino de Gas y Petróleo (IAPG) y alcanzó a todas las operadoras de la cuenca.
Santiago Nogueira, subsecretario de Cambio Climático, comentó a EconoJournal que “durante este año desarrollamos un diagnóstico para construir un procedimiento unificado y homogéneo para las empresas del sector. La realidad es que nos encontramos con un panorama muy heterogéneo, con algunas compañías que hacían mediciones, otras que no y criterios muy diversos entre las que sí las hacían”.
Uno de los ejes de la formación es la seguridad operativa
Milicic se incorporó como socio al Instituto Vaca Muerta (IVM), una propuesta educativa desarrollada por y para la industria del Oil & Gas, orientada a la formación técnica de alta especialización en uno de los mayores reservorios de hidrocarburos no convencionales del mundo.
Uno de los ejes de la formación es la seguridad operativa. En este sentido, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín afirmó: “El Instituto Vaca Muerta es una pieza estratégica para el futuro energético del país. Necesitamos formar a los nuevos profesionales que la industria va a demandar, porque solo así vamos a garantizar una actividad más segura y eficiente”.
Instituto Vaca Muerta
El IVM representa un proyecto colaborativo impulsado por la industria energética, consolidando un modelo de cooperación entre compañías para acompañar el crecimiento de la actividad. Fue inaugurado el pasado mes de marzo y brinda una propuesta formativa gratuita, intensiva y práctica, con simuladores, laboratorios y entornos a escala real que reproducen las condiciones del campo.
Inversión social
La participación de Milicic en esta iniciativa, que proyecta capacitar entre 2.000 y 3.000 personas por año, está alineada con su estrategia de sostenibilidad, la generación de empleo y el desarrollo de la mano de obra local, contribuyendo al fortalecimiento de la cadena de valor.
Durante el acto de inauguración del Instituto Vaca Muerta, Marian Milicic, gerenta general de Milicic, subrayó el rol que la inversión social privada tiene en el desarrollo de las comunidades y destacó la experiencia de la compañía en formación para el trabajo:
“Entendemos que esta propuesta educativa como inversión social. En Milicic Minería, por ejemplo, impulsamos la Escuela de Geosintéticos, una iniciativa que nos permitió formar personal especializado, promoviendo estándares de calidad, seguridad y una sólida aplicación práctica en campo. Creemos que estas decisiones generan oportunidades concretas y sostenibles para las comunidades donde operamos”.
La inauguración del Instituto Vaca Muerta refirma la importancia de la formación técnica como motor de desarrollo, consolidando el vínculo entre educación, empleo y el desarrollo productivo sostenible en la región.
Nueva convocatoria
En la actualidad, se encuentran abiertas las inscripciones a capacitaciones de cuatro meses en Operador de Perforación, Fractura, Instrumentación, Mantenimiento Mecánico, Mantenimiento Eléctrico, Producción o de Plantas de Crudo y Agua, en un entorno pensado para responder a las necesidades reales de la industria. Además, se abren cinco cursos de Seguridad Operativa en Yacimiento, con duración de un mes.
Las capacitaciones son gratuitas y representan una oportunidad para dar el primer paso en la industria energética. Las inscripciones estarán abiertas hasta el 20 de mayo a través de la página web del Instituto Vaca Muerta. Más Información: www.ivm.ar.
Tras concretar la adquisición de la participación de Equinor en los bloques Bandurria Sur y Bajo del Toro, en Vaca Muerta, Vista Energy incorporará 22.000 barriles diarios de petróleo equivalente (boe/d), llevando su producción total a más de 160.000 boe/d. Esto consolida a la compañía como la principal productora independiente de petróleo de la Argentina, se destacó.
Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista Energy, remarcó que “la reciente incorporación de activos le ha dado a Vista una mayor escala: nos permite dar un salto significativo en producción, exportaciones y capacidad de desarrollo en Vaca Muerta. En apenas ocho años pasamos de ser un startup petrolero a convertirnos en el principal productor independiente de petróleo de la Argentina y en el mayor exportador de crudo del país”.
“Esta nueva fase, además, profundiza nuestro posicionamiento como una plataforma de crecimiento de largo plazo, y acompaña el protagonismo que está teniendo la Argentina en el mapa energético global”, agregó Galuccio.
La compañía anunció que invertirá este año U$S 1.800 millones, un 12.5 % más que lo anunciado a inversores en noviembre del año pasado.
Vista proyecta, además, un EBITDA ajustado de U$S 3.000 millones en 2026, un 58 % superior a los U$S 1.900 millones estimados para 2026 y presentados a fines del año pasado.
Proyecciones a 2028
Vista proyecta invertir U$S 5.600 millones entre 2026 y 2028 —un 17 % más que lo proyectado en noviembre del 2025— con el objetivo de alcanzar una producción de 208.000 barriles diarios de petróleo equivalente en 2028, lo que representa un incremento de 16 % respecto de la meta previamente informada, se indicó.
A la fecha, la compañía ya lleva invertidos más de U$S 6.500 millones en la Argentina, y la actualización también prevé una mejora significativa en la generación de caja.
Al respecto, Vista estima alcanzar un free cash acumulado entre 2026 y 2028 de U$S 2.800 millones, un 87 % más que los U$S 1.500 millones informados en la presentación a inversores de noviembre último.
La compañía planea utilizar parte del flujo de caja para reducir la deuda financiera y robustecer su balance, acelerando su objetivo de reducir el índice de apalancamiento neto a 1.0x para fines de 2026, es decir dos años antes que su objetivo anterior.
Visión 2030
Vista también actualizó su visión de largo plazo y proyecta alcanzar una producción de 250.000 barriles equivalentes diarios hacia 2030, un 25 % superior a los 200.000 barriles diarios contempladas en las proyecciones previas. La nueva meta refuerza la ambición de la compañía de seguir escalando su operación en Vaca Muerta.
La empresa estima además generar un free cash flow recurrente de U$S 2.000 millones por año hacia 2030, un 33 % superior a los U$S 1.500 millones proyectados anteriormente. La mejora esperada refleja mayores niveles de producción y la consolidación de eficiencias operativas en sus desarrollos de Vaca Muerta, se indicó.
Transener opera la mayor parte del sistema de alta tensión de energía del país.
El Gobierno nacional dio el paso definitivo en la privatización del 50% de las acciones de la Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica (Citelec), controlante de Transener. Tras el proceso de licitación, se confirmó que el consorcio integrado por las firmas Edison Transmisión S.A. y Genneia S.A. resultó adjudicatario de la participación del 50% del paquete accionario que poseía Energía Argentina (Enarsa).
El grupo ganador se convierte en el nuevo co-controlante de la red troncal, donde el otro 50% de la compañía permanece en manos de Pampa Energía, holding liderado por Marcelo Mindlin.
La formalización de la medida se concretó mediante la Resolución 673/2026 del Ministerio de Economía, publicada este lunes en el Boletín Oficial. El documento, con la firma del ministro Luis Caputo, ratifica lo actuado en las distintas etapas del concurso público nacional e internacional y establece el marco legal para el traspaso de los activos que el Estado mantenía bajo su órbita en la sociedad Citelec S.A.
De acuerdo con el texto oficial, la oferta ganadora ascendió a un monto total de US$356.174.811,78. Esta cifra fue validada por la Comisión Evaluadora al considerarla «razonable» frente a las tasaciones previas y superior al precio base estipulado para la venta de la participación estatal. De esta manera, el consorcio logró imponerse en una compulsa que incluyó el análisis de antecedentes técnicos y solvencia económica.
En los considerandos de la resolución, se detalla el orden de mérito de los oferentes que llegaron a la instancia final. La firma Central Puerto S.A. quedó ubicada en el segundo lugar con una propuesta de US$301.000.000, mientras que Edenor S.A. ocupó el tercer puesto con una oferta de US$230.000.000.
Los activos de la mayor operadora de alta tensión
La operación comprende el control de Transener en la Argentina y también otorga al nuevo consorcio la titularidad indirecta sobre activos vinculados en la región. Entre ellos se encuentran la firma Transener Internacional Ltda., con operaciones en el mercado eléctrico de la República Federativa de Brasil, y la empresa Transba S.A., responsable del transporte por distribución troncal en la provincia de Buenos Aires.
Tras la firma del documento, los plazos para concretar el traspaso administrativo quedaron en marcha. El artículo 4 de la medida establece un término de «quince (15) días hábiles» para la suscripción del Contrato de Compraventa de Acciones. Este período administrativo comenzará a correr de forma inmediata, permitiendo que la nueva gestión tome posesión efectiva de sus funciones operativas en el corto plazo.
La resolución concluye destacando que el proceso contó con la supervisión de la Sindicatura General de la Nación y la Agencia de Transformación de Empresas Públicas. Con esta adjudicación, se cierra una etapa en la reconfiguración del sistema eléctrico nacional, donde el Estado nacional delega la operación de la mayor parte de líneas de alta tensión en manos de la inversión privada.
En efecto, administra más de 12.600 kilómetros de líneas en 500 kV que recorren el país desde Jujuy hasta Santa Cruz. La venta de sus activos resultó una de las prioridades del programa de privatizaciones del Gobierno no solo desde lo estructural, sino además, desde lo financiero ya que de acuerdo con los últimos balances, la compañía presenta utilidades anuales superiores a los US$200 millones.
A pesar de las expectativas de la administración de Javier Milei, el atractivo de Transener no fue suficiente como para que en el proceso se sumaran capitales de inversión extranjeros. El resto de la participación accionaria de Transener se reparte entre la Anses (19,57%) y el capital que cotiza en la Bolsa porteña (27,79%).
YPF inauguró en Nordelta la primera estación de servicio bajo el formato YPF Black, un nuevo concepto que redefine la experiencia en estaciones de servicio y consolida una transformación profunda en su red que se extiende por todo el país.
“YPF Black es una nueva forma de entender la estación de servicio. No se trata solamente de cargar combustible, sino de ofrecer una experiencia completa, de calidad superior, cuidando cada interacción y cada detalle. Con este formato elevamos el estándar en la Argentina”, señaló Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, durante la inauguración.
YPF Black representa la máxima expresión de la experiencia YPF, con una propuesta integral centrada en el cliente, que combina excelencia operativa, atención personalizada, servicios innovadores y una oferta diferencial de gastronomía y beneficios.
El formato YPF Black propone una experiencia de atención con mayor personalización del servicio y espacios diseñados para optimizar tiempos y mejorar la calidad del viaje. Entre sus principales atributos se destacan:
Atención diferencial en cada isla, con el respaldo de un equipo técnico especializado.
YPF Pit Stop, un espacio que permite realizar chequeos rápidos del vehículo de manera eficiente y segura.
Programa Serviclub con beneficios exclusivos, como triplicación de puntos durante el período inicial, accesos anticipados a lanzamientos y propuestas exclusivas para los socios.
Gastronomía premium, que incluye Carne hamburguesas, desarrolladas por el multipremiado chef argentino Mauro Colagreco, platos exclusivos, café de especialidad y una selección curada de productos de alta calidad.
La inauguración de YPF Black se enmarca en una estrategia más amplia de transformación del retail de la compañía, que organiza su red en tres modelos complementarios: Black, Núcleo y Refiplus. Cada uno responde a distintos hábitos de consumo y contextos geográficos, pero comparten valores comunes: cercanía, calidad y confiabilidad. Con este enfoque, YPF busca ampliar el alcance de su marca, mantener su fuerte presencia federal y seguir siendo la referencia del mercado, sin perder su identidad ni su compromiso con los clientes en cada punto del país, destacó la compañía.
Durante la Offshore Technology Conference (OTC) 2026 en Houston, John Ardill, vicepresidente de Exploración y New Ventures de ExxonMobil, destacó que la industria energética enfrenta una década marcada por un fuerte crecimiento en la demanda que exige mayores inversiones, estabilidad regulatoria y avances tecnológicos.
Ardill explicó que, aunque el reto de suministrar energía al mundo persiste desde hace décadas, la inteligencia artificial (IA) dejó de ser una herramienta experimental para convertirse en un aliado fundamental que acelera la toma de decisiones y minimiza riesgos en la exploración petrolera.
En el panel “Exploración en la Década de la Demanda”, se analizó cómo el crecimiento económico, la electrificación y la expansión de centros de datos impulsan un aumento sostenido del consumo energético global. Guyana se destacó como un caso de éxito: desde la extracción inicial en 2019, ExxonMobil y sus socios escalaron la producción hasta casi alcanzar un millón de barriles diarios.
“Cuando eso está en su lugar, se puede pasar de descubrimiento a producción en pocos años”, afirmó Ardill, refiriéndose a la coordinación entre gobierno, reguladores e inversores como clave para este avance.
En el plano tecnológico, ExxonMobil alcanzó un hito al perforar su primer pozo completamente autónomo en Guyana, donde “ningún perforador tocó los controles” y toda la operación, incluyendo el geosteering en la sección del reservorio, fue gestionada por IA, logrando un rendimiento y precisión superiores a los métodos convencionales.
Además, la empresa aplica técnicas de machine learning y deep learning para procesar grandes cantidades de datos sísmicos en días, en lugar de meses, lo que optimiza la identificación de los mejores sitios para perforar.
Estados Unidos, con su desarrollo de shale, sigue siendo un referente por su combinación de recursos de calidad, infraestructura consolidada y un entorno regulatorio ágil que permite escalar rápidamente. Ardill describió este modelo como un “sweet point” que otros países buscan replicar.
Sin embargo, para lograrlo en otras regiones es indispensable contar con estabilidad normativa, agilidad en los permisos y un ecosistema que fomente la inversión, aspectos que ExxonMobil señala como fundamentales para el éxito observado en Guyana y el shale estadounidense.
En un contexto donde las interrupciones en el suministro energético se producen cada 12 a 18 meses y la demanda no cesa, la IA se presenta como una herramienta de doble filo: incrementa el consumo eléctrico pero también potencia la eficiencia en exploración y producción.
Este enfoque cobra especial relevancia en países como Argentina, donde Vaca Muerta es el principal motor energético. La necesidad de reglas claras y alineación política, resaltada por ExxonMobil, coincide con los esfuerzos locales para atraer inversión mediante marcos de incentivos.
Ardill cerró su intervención con optimismo para la industria: “Nunca ha habido un mejor momento para entrar en esta industria, ya seas geólogo, ingeniero o trabajes en ciencia de datos” y agregó: “No hay mejor momento para explorar. Adelante”.
El gobernador Rolando Figueroa explicó este jueves que desde el gobierno neuquino se hizo un análisis de los ingresos que se generarán a partir de la concreción en la provincia de tres proyectos comprendidos en el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) e informó que se trata de 1.300 millones de dólares en cuatro años.
Figueroa recordó que la implementación de este régimen para el upstream sobre la producción incremental fue un pedido que efectuó en diciembre al ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo y que el gobierno nacional accedió a esta solicitud en febrero.
El gobernador explicó que el RIGI permite a las empresas disminuir el 10% de Impuesto a las Ganancias. “Nación te da una estabilidad fiscal por 25 años, y te cobra 10% menos de Impuesto a las Ganancias”, indicó.
En este sentido, detalló que a partir de tres proyectos aprobados y en marcha recientemente se generarán en Neuquén “726 millones de dólares en cuatro años de regalías, 250 millones de Impuesto a los Ingresos Brutos y 300 millones porque en dos de esas concesiones es socia GyP, que es la empresa nuestra de gas y petróleo”.
“Hicimos los costos de tres proyectos que están en marcha. Van a haber diez, pero hay tres que fueron presentados la última semana. Esos tres proyectos le cuestan a Neuquén tres millones y medio de dólares menos de coparticipación del Impuesto a las Ganancias en cuatro años”, dijo Figueroa y lo comparó con los 1.300 millones de dólares que le ingresan en ese mismo período. “¿Cómo vamos a criticar algo que impacta directamente en Neuquén?”, se preguntó.
Tras asegurar que la implementación del RIGI “está atrayendo inversiones”, el gobernador contó que “tuve comunicación telefónica con las autoridades de Chevron y nos manifestaron que van a presentar un RIGI muy importante también”. “Eso hace mucho a la actividad que tenemos y es fundamental para el desarrollo de la provincia”, añadió.
“Neuquén es petrolero desde hace más de 100 años. La sociedad ya tiene todo un expertise, un armado en base al gas y el petróleo”, sostuvo el gobernador y aseguró que eso fue una ventaja comparativa respecto de otras jurisdicciones: “Cuando establecieron las reglas económicas, a otras provincias les costó arrancar”.
“Hay provincias que tenían minería, pero no la explotaban. Entonces, están armando el ecosistema minero. Nosotros ya lo teníamos armado y aceleramos”, afirmó y agregó: “Por eso los índices nos dan mejor a nosotros”. “No nos pusimos a llorar por lo que hacía el gobierno nacional. Sobre lo que hizo, tratamos de adaptarnos para que nos vaya bien”, concluyó.
Figueroa remarcó “los distintos beneficios que nos ha dado el trabajo en coordinación con el gobierno nacional”. “La posibilidad de participar con la redacción del capítulo de hidrocarburos en la Ley Bases fue fundamental”, aseguró y comentó que “pudimos poner determinados artículos que nos permiten hoy estar escalando en esta posición”.
También remarcó como otro aspecto positivo “la modificación del Código procesal, civil y comercial de la provincia, en un Código adversarial que tiene un capítulo fundamental que rescata la teoría monista y da la oportunidad a los distintos inversores o empresas para que puedan fijar el lugar de arbitraje de una manera independiente”.
“Están dadas todas las condiciones como para que Neuquén siga creciendo y que ese crecimiento se traduzca en beneficio para nuestra población. Ahí es donde nos tenemos que concentrar”, finalizó.
YPF presentó los resultados del primer trimestre del año con un EBITDA ajustado de US$1.594 millones, el más alto de su historia para un primer trimestre, con un margen de 32% sobre los ingresos. Este resultado representa una mejora del 28% con relación al primer trimestre de 2025, impulsada por el crecimiento de la producción de shale, la desinversión de campos maduros, la fuerte reducción de costos operativos y un mejor entorno de precios. La utilidad neta fue de US$409 millones, reflejando un sólido desempeño operativo y financiero.
La producción de petróleo shale promedió 205.000 barriles diarios, con un crecimiento del 39% interanual. Este crecimiento estuvo apalancado principalmente por el yacimiento La Angostura Sur, que se ha transformado en el quinto bloque de petróleo shale más productivo de Vaca Muerta en menos de 2 años, siendo 100% propiedad de YPF.
Durante el trimestre, las inversiones alcanzaron cerca de mil millones de dólares, de los cuales el 78% se destinaron a la actividad no convencional, principalmente en Vaca Muerta. Se espera una aceleración de las inversiones durante la segunda mitad del año, en línea con el crecimiento esperado en la producción de petróleo shale.
Por el lado de Downstream, los niveles de procesamiento en las refinerías alcanzaron un nuevo récord de 344.000 barriles diarios, lo que también permitió registrar récords de producción de nafta premium y destilados medios, y de esta forma, evitar importaciones, abastecer a refinadores locales y exportar naftas y gasoil a países de la región.
El proyecto VMOS continúa avanzando según lo previsto, con más del 62% de la obra ejecutada al cierre de marzo de 2026. En abril de 2026, YPF adquirió 44.000 barriles diarios adicionales de capacidad de transporte, consolidando así una participación del 30% en el proyecto, que le permite asegurar la evacuación del fuerte crecimiento de producción esperado para los próximos años.
Con relación al proyecto Argentina LNG, los socios fundadores YPF, ENI y XRG, el brazo internacional de ADNOC, continuaron trabajando en el desarrollo del proyecto, enfocados en la obtención del financiamiento, los análisis técnicos de la obra y la obtención de las concesiones de explotación y acuerdos con las provincias que habilitan el desarrollo del proyecto. Adicionalmente, en abril, se formalizó el acuerdo por el cual YPF adquirió la totalidad de los 3 bloques no convencionales que producirán el gas necesario para el proyecto.
Finalmente, en el plano financiero, YPF obtuvo un flujo de caja libre de más de 870 millones de dólares en el trimestre, gracias a un sólido desempeño operativo y la cobranza parcial por la venta de activos no estratégicos, como la subsidiaria Profertil y el yacimiento convencional Manantiales Behr. Adicionalmente, gracias a la sólida generación de caja, la compañía logró adelantar el pago de deuda por alrededor de 750 millones de dólares en los primeros cuatro meses del año, así como reforzar su liquidez a un nivel de 1.700 millones de dólares al cierre de marzo de 2026.
YPF Luz, la empresa del grupo YPF dedicada a la generación de energía eléctrica en Argentina, anunció que el EBITDA Ajustado creció un 21% interanual hasta alcanzar USD 125,7 millones en el primer trimestre del año, impulsado principalmente por la contribución de nuevos activos renovables que entraron en operación, una mayor disponibilidad y despacho de la central térmica El Bracho, mayores precios spot bajo el nuevo marco regulatorio y reintegros de seguros relacionados con Loma Campana I vinculados a fallas previas.
La capacidad instalada aumentó un 8% interanual hasta alcanzar 3.659 MW en el 1T26, impulsada principalmente por la puesta en marcha de nuevos proyectos renovables. En este sentido, el parque solar El Quemado alcanzó la operación comercial parcial por una capacidad neta de hasta 100 MW en diciembre de 2025 y por otros 100 MW adicionales en febrero de 2026, sobre una capacidad instalada total esperada de 305 MW. Asimismo, el parque eólico CASA alcanzó la operación comercial plena en febrero de 2026, incorporando 63 MW de capacidad instalada.
El flujo de caja libre fue positivo en USD 21,9 millones en el primer trimestre, en comparación con USD 18,5 millones en el 1T25, impulsado principalmente por menores inversiones de capital. El ratio de apalancamiento neto se redujo a 1,6x desde 1,8x el año anterior, dado el mayor EBITDA.
El congelamiento de los precios de los combustibles dispuesto por YPF el pasado 1° de abril tiene fecha de vencimiento y esta semana podría llegar un nuevo ajuste que volverá a golpear el bolsillo de los trabajadores y el costo del transporte.
La medida había sido implementada en medio de la fuerte volatilidad internacional provocada por la guerra en Medio Oriente, que impulsó una disparada en el precio del petróleo. En ese contexto, la petrolera estatal decidió sostener sin cambios los valores de la nafta y el gasoil hasta el 15 de mayo para evitar un traslado inmediato a surtidores.
Ese plazo terminará esta semana y este lunes la conducción de la compañía mantendrá una reunión interna para definir el futuro de los precios. En el sector descuentan que habrá incrementos para reducir el atraso acumulado en los últimos meses.
La señal más clara surgió del balance presentado por YPF este viernes ante inversores. Allí, la empresa estimó que durante abril el precio doméstico promedio de los combustibles, sin impuestos, fue de 90,5 centavos de dólar por litro, mientras que la paridad de importación se ubicó en u$s1,07 por litro.
De acuerdo con esos números, tanto la nafta como el gasoil tendrían un atraso cercano al 15,5%, una evaluación que comparten otras compañías del sector petrolero.
La posibilidad de nuevos aumentos mantiene en alerta a las cámaras de transporte, que siguen de cerca la discusión tarifaria en medio de la crisis que atraviesa la actividad. Las empresas advierten que el incremento sostenido de los combustibles, sumado a la deuda que mantiene el Estado nacional, ya provocó complicaciones en la prestación de servicios y una reducción de unidades en circulación.
El eventual ajuste en surtidores podría profundizar las dificultades del sector y trasladarse también a otros precios de la economía, en un escenario marcado por la caída del consumo y el deterioro del poder adquisitivo.
Una unidad operativa de la refinería PBF Chalmette registró un estallido y posterior incendio que generó grandes columnas de humo visibles desde Nueva Orleans, según informaron medios internacionales.
Videos difundidos en redes sociales mostraron una densa columna de humo sobre la instalación, que tiene capacidad para procesar cerca de 189 000 barriles de petróleo diarios a orillas del río Misisipi.
Crews are responding to an explosion and fire at the Chalmette PBF refinery. Gage Zaffuto pic.twitter.com/aYAe5gdcWu
La planta, en funcionamiento desde 1915, emplea a unos 500 trabajadores directos y 200 contratistas, y su producción representa alrededor del 1 % del consumo diario de petróleo de los Estados Unidos.
La refinería suspendió sus operaciones mientras avanzaban las pericias sobre la explosión, informó el sitio Hispan TV.
Ramanan Krishnamoorti, vicepresidente de energía e innovación de la Universidad de Houston, interpretó que la interrupción de la actividad en esa refinería iba a agravar el alza en los precios de la gasolina, el diésel y el combustible para aviones en las regiones sur y centro-sur del país, algo que ya se verificaba este lunes en los Estados Unidos.
YPF avanza en la estructuración de una presentación de gran escala al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones para asegurar volúmenes firmes de gas destinados al proyecto de gas natural licuado asociado a Vaca Muerta.
La iniciativa integra producción incremental, gasoductos dedicados y una planta de licuefacción con infraestructura portuaria, bajo un esquema contractual que requiere estabilidad fiscal y cambiaria de largo plazo. El RIGI opera como marco habilitante para contratos de suministro, financiamiento y participación de socios estratégicos en un proyecto cuyo CAPEX se ubica en el rango de inversiones que necesitan previsibilidad regulatoria por varias décadas.
La demanda de feedgas para un tren de LNG exige reorganizar la curva de producción en Neuquén y asegurar capacidad de transporte continua hacia la planta. Esto implica perforación sostenida, mayor actividad de completación y ampliaciones en midstream que permitan sostener volúmenes firmes durante todo el año.
La presentación al RIGI integra estos componentes en una estructura única que articula upstream, transporte y licuefacción, y define un flujo de obra que condiciona la planificación energética nacional y la disponibilidad de gas para el mercado interno en períodos de alta demanda.
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El proyecto genera un impacto directo sobre proveedores de servicios especializados, incluyendo perforación, fractura, ingeniería, EPC, compresión, criogenia, válvulas, instrumentación, piping, obras civiles y logística pesada. La escala del LNG activa contratos de largo plazo para contratistas de gasoductos, operadores portuarios, empresas de izaje, transporte de cargas especiales y servicios auxiliares en campamentos y obras.
La demanda de equipos criogénicos, tanques, sistemas eléctricos y componentes de control se expande en función de la configuración final del tren de licuefacción y de la infraestructura marítima asociada.
En el territorio, la obra concentra actividad en Neuquén, Río Negro y Buenos Aires, con impacto en rutas, accesos, disponibilidad de mano de obra y capacidad de servicios locales. La integración del proyecto en el sistema nacional modifica la asignación de gas para generación eléctrica y redes de distribución, y redefine la estructura de precios relativos entre el mercado interno y la exportación.
La presentación al RIGI constituye el paso previo a la decisión final de inversión y establece las condiciones para un vector de exportación de largo plazo que reorganiza la matriz energética y la cadena de proveedores vinculada a Vaca Muerta.
Vista adquirió los activos de Equinor en Argentina en una operación que modifica la distribución de operadores en el upstream y amplía su posición en áreas de shale oil en Neuquén. La salida de Equinor responde a una decisión global de reorganización de portafolio orientada a priorizar proyectos offshore de alta productividad en Brasil, Noruega y el Reino Unido, y a reducir participación en activos onshore de menor escala.
La desinversión forma parte de un proceso internacional que incluye la venta de posiciones en Estados Unidos, África y Asia, y no se vincula con condiciones locales ni con la evolución técnica de Vaca Muerta.
La incorporación de los activos permite a Vista integrar bloques adicionales bajo un modelo operativo basado en eficiencia, disciplina de costos y continuidad de perforación. La transición se realiza sobre infraestructura existente y bajo un esquema que mantiene producción, logística y empleo sin interrupciones.
El movimiento redistribuye actividad entre operadores con estrategias centradas en recursos no convencionales y ajusta la estructura de operación en la cuenca.
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El cambio de titularidad impacta en la cadena de proveedores mediante la revisión de contratos de perforación, completación, transporte, mantenimiento, obras civiles y logística. Vista opera con estándares operativos y productivos específicos que requieren reorganización de servicios y adaptación de pymes locales a ritmos de obra más intensivos.
La salida de Equinor implica la reconfiguración de servicios asociados a su estructura operativa previa y la reasignación de demanda hacia proveedores con capacidad de cumplir los nuevos requerimientos.
En el plano territorial, la continuidad de actividad evita la caída de equipos y sostiene el flujo de obra en Neuquén. La operación se inscribe en una dinámica global donde compañías con foco en offshore reducen exposición en activos onshore, mientras que operadores con estructura ágil y orientación al shale incrementan participación en la cuenca.
La decisión de Equinor responde a criterios internacionales de retorno, escala y especialización tecnológica, y no altera la trayectoria de desarrollo de Vaca Muerta ni su atractivo para operadores alineados a recursos no convencionales.
Producción real, bloques clave, control accionario y nuevos ingresos: la radiografía completa de quién manda en la energía argentina en 2026.
El mapa empresario de la energía argentina atraviesa en 2026 su mayor reconfiguración desde la irrupción del shale. Los datos oficiales de producción, los movimientos accionariales y las autorizaciones regulatorias muestran que el poder del sector se organiza en cuatro anillos: petróleo y gas, generación eléctrica, transporte y distribución, y renovables–comercialización.
El disparador de Infobae se confirma en su estructura general, pero los datos oficiales permiten jerarquizar actores, corregir pesos relativos y depurar nombres sin incidencia real.
En petróleo y gas, la concentración es extrema: YPF, Pan American Energy, Vista y Pluspetrol explican el 80% del petróleo argentino, con bloques que funcionan como plataformas de control —Loma Campana, La Amarga Chica, Bajada del Palo Oeste, Bandurria Sur, Sierras Blancas–Cruz de Lorena–CASO y Fortín de Piedra—.
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El ingreso formal de Continental Resources, autorizado por el Decreto 447/2026 de Río Negro, incorpora capital norteamericano al shale, aunque sin producción aún. La estructura PAE (52%) – Continental (13%) – Tango Energy (35%) marca la primera concesión no convencional de Río Negro y abre competencia territorial con Neuquén.
En generación eléctrica, el poder se reparte entre Pampa Energía, Central Puerto, YPF Luz, AES, MSU Energy, Genneia y Enel (en proceso de salida).
Pampa opera con integración vertical con transporte (Transener) y gas, mientras que Central Puerto mantiene liderazgo térmico y participación creciente en renovables. MSU Energy sostiene expansión térmica con contratos CAMMESA, y Genneia continúa como actor dominante del eólico con proyectos RenovAr y MATER.
En transporte y distribución eléctrica, el control se organiza por jurisdicción: Transener (Pampa–IEASA) domina el transporte nacional, mientras que Edenor (Vila–Manzano–Filiberti) y Edesur (Enel en salida, con transición regulatoria) concentran el AMBA. Las distribuidoras provinciales —EPEC, EPEN, EPE, DPEC, EDESAL, EDESA— mantienen peso territorial y condicionan inversiones locales.
El cierre parcial del Estrecho de Ormuz y la interrupción de infraestructura crítica en Medio Oriente retiraron del mercado volúmenes que no pueden ser reemplazados en el corto plazo.
La pérdida combinada de crudo liviano y mediano afecta la disponibilidad para refinerías asiáticas y europeas, mientras que la capacidad ociosa de la OPEP+ permanece sin activar por decisión estratégica. La caída de inventarios comerciales y estratégicos confirma un déficit físico que se traslada a precios y a la estructura global de fletes.
La reducción de flujos desde Arabia Saudita, Irak, Kuwait, Irán y Emiratos altera la composición de mezclas que utilizan las refinerías simples de Asia y África, que dependen de crudos livianos para sostener márgenes.
La menor disponibilidad obliga a reconfigurar corrientes marítimas, incrementa el costo de los VLCC y desplaza demanda hacia productores con capacidad de respuesta rápida. Estados Unidos, Brasil y Guyana capturan parte del espacio dejado por Medio Oriente, mientras que la oferta de gas asociado cae y presiona el mercado global de LNG.
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El déficit de crudo liviano modifica la estructura de precios relativos y amplía la brecha entre calidades, con impacto directo en la planificación de mantenimiento y en la operación de refinerías que no pueden sustituir livianos por pesados sin afectar rendimientos.
La caída de 85 millones de barriles en inventarios globales en marzo y la reducción de seis millones de barriles diarios en capacidad de refinación regional configuran un escenario de tensión que condiciona decisiones de inversión en upstream y midstream.
Para Argentina, la restricción global de crudos livianos mejora la competitividad del Medanito en mercados que enfrentan menor disponibilidad desde Medio Oriente. El diferencial de precio favorece exportaciones de shale y acelera la necesidad de infraestructura de evacuación para evitar cuellos de botella internos.
La saturación de refinerías locales y la brecha entre precios internos y paridad de importación presionan márgenes en un contexto de mayor costo de combustibles importados. La reconfiguración de flujos globales abre oportunidades para contratos spot en Asia, pero también incrementa el costo logístico y la volatilidad en fletes y seguros marítimos.
El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) opera como instrumento central del Gobierno para reposicionar a Argentina dentro del mapa regional de capital. La administración proyecta un portafolio potencial de USD 140.000 millones en proyectos de energía, minería e infraestructura que evalúan ingresar al esquema, con iniciativas en distintas etapas de madurez técnica y financiera.
El régimen opera como marco de estabilidad fiscal y regulatoria para inversiones de escala y redefine la estructura de incentivos para proyectos intensivos en capital.
El RIGI establece estabilidad fiscal por 30 años, amortización acelerada, libre disponibilidad de divisas y un marco jurídico orientado a reducir riesgo regulatorio. La combinación de incentivos tributarios y previsibilidad normativa generó un aumento en la presentación de proyectos vinculados a petróleo y gas, cobre, litio, midstream, petroquímica, transporte eléctrico y obras logísticas asociadas a exportaciones.
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El Gobierno sostiene que el régimen modificó la ecuación económica de los proyectos y amplió el universo de iniciativas en análisis.
El horizonte temporal es el principal punto de tensión. El régimen vence en 2027 y los proyectos de gran escala requieren previsibilidad de largo plazo para avanzar a ingeniería y construcción.
Empresas, cámaras sectoriales y gobiernos provinciales plantean que la continuidad del esquema es condición para transformar el portafolio potencial en desembolsos efectivos y evitar que capitales globales migren hacia jurisdicciones con marcos regulatorios más estables. La discusión quedó instalada en la agenda económica y condiciona la velocidad de ejecución del pipeline nacional.
La lectura internacional es consistente: Argentina vuelve a aparecer como destino competitivo para inversiones intensivas en capital, pero la certidumbre regulatoria determinará cuántos de los proyectos previstos alcanzan etapa de obra y operación.
El RIGI funciona como plataforma de ordenamiento para expectativas, cronogramas y decisiones de inversión en los próximos años.
Parque Arauco lanzó un nuevo proyecto solar de 160 MW que comenzará a construirse en los próximos meses y estar operativo en 2027.
El Parque Arauco, un complejo de generación de energía renovable ubicado en la provincia de La Rioja, que cuenta con más de 100 aerogeneradores instalados, inauguró este viernes su primer proyecto solar de 64 MW y se convirtió, de este modo, en el parquehíbrido eólico-solar más grande del país. Al mismo tiempo, la empresa provincial Parque Arauco lanzó un nuevo proyecto solar de 160 MW que podría comenzar a construirse en los próximos meses y estar operativo a fines de 2027.
El Parque Solar Arauco 1 está ubicado a 90 kilómetros de la capital provincial y cubre una superficie más de 100 hectáreas. Sumando los 281 MW eólicos que ya tenía operativos, el complejo alcanzó un total de 345 MW de potencia instalada y es uno de los parques de generación renovable más grande del país.
En diálogo con EconoJournal, Emanuel Rejal, director de Parque Arauco, señaló que “tenemos disponibles 17.000 hectáreas y nuestra idea es tratar de hibridizar al máximo posible todas las instalaciones de despacho que tenemos en Arauco para poder producir la mayor cantidad de energía renovable”.
“Si bien el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) está saturado, en nuestro caso disponemos de capacidad de transporte de electricidad al convertir a Arauco en un proyecto híbrido, porque las curvas de generación eólica y solar se complementan prácticamente a la perfección: cuando tenemos recurso eólico es generalmente por la noche, mientras que los parques solares generan, por supuesto, de día”, añadió.
“Esto nos permite maximizar los recursos para tener una capacidad de despacho lo más cercana al factor uno”, explicó Rejal, en referencia al máximo uso de la potencia nominal al que quieren llegar en Arauco.
Lo que buscan en el futuro en el Parque Arauco es tener una planta de generación de energía renovable suficientemente grande para, aprovechando los recursos del viento y del sol, despachar durante todo el día entre 400 y450 MW de base, que es la capacidad máxima posible de evacuación en el sistema interconectado que tienen el complejo.
Para alcanzar esto, necesita construir parques hasta llegar a una potencia total de alrededor de 550 MW. Además, en Arauco no descartan presentar un proyecto en la licitación de almacenamiento de energía en baterías AlmaSADI, que lanzó el gobierno este año.
Para cumplir el objetivo de construir el parque solar, Rejal contó que “rápidamente todo el equipo de Arauco tuvo que dejar por un momento la energía eólica y ponerse a estudiar lo que implica la instalación de grandes centrales solares. Esto fue un desafío enorme para todos”. “También significó un desafío técnico importante porque en un mismo punto de interconexión estamos inyectando energía eólica y solar”, añadió.
El Parque Solar Arauco 1 cuenta con un total de 89.088 paneles fotovoltaicos instalados en una superficie de 100 hectáreas.
Cómo es el nuevo parque solar de Arauco
El nuevo Parque Solar Arauco 1 cuenta con un total de 89.088 paneles fotovoltaicos instalados en una superficie de 100 hectáreas en medio de los aerogeneradores eólicos. Los paneles solares tienen una potencia unitaria de entre 710 y 720 vatios (denominados de “ultra extra potencia”) y fueron producidos por la firma china Trina Solar, uno de los fabricantes de módulos solares más grandes del mundo. Los 64 MW estarán contractualizados a partir del Mercado a Término de Energías Renovables (Mater).
Los módulos están montados sobre 1.536 trackers (estructura motorizada que se orienta siguiendo al sol). Todos los paneles se importaron desde China y utilizan tecnología de Trina Solar y de la compañía Huawei.
El parque cuenta con 198 inversores de corriente continua a corriente alterna que están conectados a nueve subestaciones transformadoras. Todo el parque solar implicó la instalación de más de dos millones de piezas. La construcción del parque demandó el traslado de 300 contenedores desde China a la provincia de La Rioja.
Los hitos de Arauco desde 2009
Arauco comenzó a instalar los primeros aerogeneradores en 2009, pero en 2011inició su operación comercial. Fue el primer parque en conectarse al SADI. Luego se fue ampliando el parque eólico en distintas etapas.
A partir de la primera licitación del Programa RenovAr de 2016, la empresa provincial amplió en 100 MW desarrollando la Etapa II del proyecto. En 2022, Pampa Energía adquirió esta ampliación al Parque Eólico Arauco S.A.P.E.M. En junio del año pasado, Arauco inauguró la Etapa III también sumando más generación eólica al complejo.
En 2025, el 75% de la demanda de energía de la provincia de La Rioja se cubrió a partir de generación renovable, teniendo en cuenta a todos los proyectos, aunque el Parque Arauco representa la parte mayoritaria. El parque solar nuevo de Arauco elevará en 2026 a un cubrimiento de la demanda del 83% a partir de fuentes renovables.
Tras completar formalmente la semana pasada la adquisición de las participaciones de Equinor en Vaca Muerta en los bloques Bandurria Sur y Bajo del Toro, Vista Energy anunció inversiones por US$ 5.600 millones entre 2026 y 2028 —un 17% más que lo proyectado en noviembre del 2025— con el objetivo de alcanzar una producción de 208.000 barriles diarios de petróleo equivalente en 2028. A la fecha, la compañía presidida por Miguel Galuccio ya lleva invertidos más de US$ 6.500 millones en la Argentina.
A partir de la consolidación de los activos adquiridos a Equinor, Vista actualizó su visión de largo plazo y proyecta alcanzar una producción de 250.000 barriles equivalentes diarios hacia 2030, un 25% superior a los 200.000 barriles diarios contempladas en las proyecciones anunciadas en noviembre de 2025.
La actualización también prevé una mejora significativa en la generación de caja. Vista estima alcanzar un free cash acumulado entre 2026 y 2028 de US$ 2.800 millones, un 87% más que los US$ 1.500 millones informados en la presentación a inversores de noviembre de 2025.
Plan consolidado
Con la incorporación de las participaciones de Equinor en Vaca Muerta, Vista sumará 22.000 barriles diarios de petróleo equivalente (boe/d), llevando su producción total a más de 160.000 boe/d. Los números posicionan a la empresa como la principal productora independiente de petróleo de la Argentina.
«La reciente incorporación de activos le ha dado a Vista una mayor escala: nos permite dar un salto significativo en producción, exportaciones y capacidad de desarrollo en Vaca Muerta. En apenas ocho años pasamos de ser un startup petrolero a convertirnos en el principal productor independiente de petróleo de la Argentina y en el mayor exportador de crudo del país. Esta nueva fase, además, profundiza nuestro posicionamiento como una plataforma de crecimiento de largo plazo, y acompaña el protagonismo que está teniendo la Argentina en el mapa energético global”, afirmó Galuccio, presidente y CEO de Vista Energy.
Galuccio creó Vista en 2017. Nueve años más tarde es el principal operador independiente de petróleo del país.
La compañía anunció que invertirá este año US$ 1.800 millones, un 12.5% más que lo anunciado en noviembre del año pasado. Vista proyecta, además, un EBITDA ajustado de US$ 3.000 millones en 2026, un 58% superior a los US$ 1.900 millones estimados para 2026 y presentados a fines del año pasado.
La compañía también anunció que planea utilizar parte del flujo de caja para reducir la deuda financiera y robustecer su balance, acelerando su objetivo de reducir el índice de apalancamiento neto a 1.0x para fines de 2026, es decir dos años antes que su objetivo anterior.
La empresa estima además generar un free cash flow recurrente de USD 2.000 millones por año hacia 2030, un 33% superior a los USD 1.500 millones proyectados anteriormente.
La genealogía del rumbo macroeconómico de la Argentina durante el gobierno de Javier Milei mixtura sectores de fuerte dinamismo y crecimiento —como el Oil&Gas apalancado por el desarrollo de Vaca Muerta y, mirando hacia adelante, la minería de cobre en la precordillera del norte del país— con otros entramados industriales y segmentos pyme que atraviesan un escenario de marcada recesión y complejidad productiva.
La industria minera local cambió su forma de comunicar y logró destrabar un debate dicotómico a partir de la transparencia de su actividad.
Esa coexistencia de velocidades distintas dentro de la economía argentina explica buena parte del debate que hoy atraviesa a empresarios, economistas, dirigentes políticos y actores sindicales respecto de cuál será la nueva matriz productiva del país.
Mientras algunos sectores vinculados a los recursos naturales muestran perspectivas de expansión acelerada, otros segmentos manufactureros enfrentan dificultades derivadas de la caída de la actividad, la apertura comercial y la redefinición del esquema macroeconómico.
En ese contexto, cobra relevancia la discusión sobre de qué manera el crecimiento de industrias extractivas como el Oil&Gas, la minería y el sector energético en general puede transformarse en una plataforma para potenciar el desarrollo de proveedores locales, cadenas industriales competitivas y nuevos servicios asociados.
Pensarse en la intersección entre la agenda energética y minera con la agenda industrial y de servicios es justamente el punto de partida de Aguas Arriba, un nuevo ciclo de streaming lanzado por EconoJournal que buscará aportar conocimiento, información y reflexión sobre esos desafíos.
Una discusión necesaria
El programa se emitirá dos veces por mes a través del canal de YouTube de EconoJournal con la conducción de Florencia Barragán y apuntará a generar conversaciones entre actores públicos y privados con participación directa en esas cadenas de valor.
“¿Puede la inversión para escalar la extracción de recursos naturales convertirse en el motor de un desarrollo industrial más amplio? ¿O en este momento del país lo conveniente es priorizar el crecimiento lo más rápido posible de las exportaciones de commodities en lugar de detenerse en apalancar también capacidades industriales y de servicios? Desde EconoJournal entendemos que aunque las respuestas a esas preguntas no estén claras o sean materia de opinión, es necesario adentrarse en ese debate con la intención de buscar consensos o, de mínima, aportar algún tipo de conocimiento sobre estos temas.
El desafío de generar valor
La experiencia internacional muestra que los países que lograron consolidar ecosistemas competitivos alrededor de industrias extractivas fueron aquellos que consiguieron desarrollar proveedores locales, formación técnica, infraestructura y algún tipo de coordinación público-privada.
La propuesta de Aguas Arriba, que contará con la co-producción de Trossero&Co buscará poner el foco no sólo en los grandes proyectos de inversión vinculados a Vaca Muerta, minería de cobre, litio o infraestructura energética, sino también en las oportunidades que esos desarrollos pueden habilitar para empresas proveedoras de bienes industriales, servicios tecnológicos, metalurgia, metalmecánica, logística e innovación aplicada.
Aguas Arriba buscará funcionar como un espacio donde convivan empresas industriales, operadoras energéticas, proveedores de servicios, especialistas académicos, economistas, funcionarios y referentes académicos que permitan enriquecer el debate.
En el primer año, AbraSilver deberá realizar una inversión en Diablillos de US$ 98,5 millones y, en el segundo, de US$ 253,9 millones.
El Ministerio de Economía aprobó la adhesión al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) del proyecto de oro y plata Diablillos por una inversión total de US$481,7 millones. En los primeros dos años deberá desembolsar un monto mínimo de US$352,4 millones. El proyecto está ubicado en el límite entre Salta y Catamarca y lo lleva adelante AbraSilver, la empresa controlada por la generadora eléctrica Central Puerto. El inicio de la operación del proyecto minero está estimado para julio de 2029.
La adhesión al régimen de beneficios fiscales, impositivos y cambiarios se publicó este lunes en el Boletín Oficial a través de la resolución 562 del Palacio de Hacienda. El proyecto “consiste en las actividades destinadas a la factibilidad del yacimiento minero Diablillos, en la construcción de una planta de procesamiento de oro y plata con una capacidad nominal de 3.150.000 toneladas por año (tpa) y en el desarrollo del sitio e infraestructura necesaria para su ejecución y operación”, destaca la resolución.
Diablillos está en etapa de exploración avanzada y es uno de los desarrollos más relevantes de oro y plata de la Argentina. Está ubicado a 150 km de la capital salteña, en los departamentos de Los Andes (Salta) y Antofagasta de la Sierra (Catamarca) y cuenta con recursos estimados de 166 millones de onzas de plata y 1,1 millones de onzas de oro.
En rigor, la aprobación al RIGI es para la firma Pacific Rim, una subsidiaria de AbraSilver, la minera de origen canadiense que en 2025 pasó a ser controlada por Central Puerto (a través de su subsidiaria Proener), la mayor generadora eléctrica de la Argentina. Además de Diablillos, AbraSilver cuenta con el proyecto de cobre en etapa de exploración La Coipita, en San Juan.
Central Puerto cuenta con 14 plantas de generación de energía de diversas tecnologías en el país y, con una capacidad instalada de 6.703 MW, cubre alrededor del 20% del mercado. La generadora había ingresado al sector minero en 2024 con la adquisición de una parte menor del proyecto Diablillos. También tiene una participación en el negocio del litio en el proyecto Tres Cruces (3C) en Catamarca.
RIGI
Hasta el momento se presentaron formalmente 36 solicitudes de adhesión al RIGI por US$97.000 millones. Lograron adherirse al esquema de inventivos por 30 años un total de 15 proyectos por US$28.500 millones (sumando al proyecto Diablillos). Todavía hay 21 iniciativas de inversión presentadas por US$68.000 millones que esperan la sanción del Palacio de Hacienda.
El ministro de Economía, Luis Caputo, presentó el viernes pasado el nuevo esquema de incentivos llamado “Súper RIGI” y, además, señaló que en los próximos 30 días van a acelerar más adhesiones al RIGI y que el gobierno espera que se presenten más proyectos por montos adicionales que van de 30 a 40 mil millones de dólares.
La adhesión al RIGI para Diablillos
La resolución del Palacio de Hacienda aclara que la fecha de adhesión al RIGI de Diablillos el día 26 de febrero de 2026. También establece que durante el primer y segundo año el Vehículo de Proyecto Único (VPU) adherido deberá acreditar haber completado una inversión en activos computables igual o superior al 40% del monto de inversión mínima.
Según la adhesión que presentó Diablillos, y que detalla la resolución del Ministerio de Economía, en el primer año deberá realizar una inversión de US$98,5 millones y en el segundo año US$253,9 millones. En total, el proyecto de oro y plata realizará un desembolso de US$352,4 millones, “superando el monto mínimo de inversión de 40%”. La fecha límite para el cumplimiento del monto de inversión mínima es el día 30 de noviembre de 2027.
La presentación al RIGI del proyecto contempla, además, que el 55% de la totalidad del monto de inversión destinado al pago de proveedores, bienes y obras de infraestructura durante las etapas de construcción y operación corresponde a proveedores locales. El monto excede el 20% exigido por el régimen de incentivos, subraya la resolución de Hacienda.
Esta semana concluye el período de 45 días que YPF se dió para no seguir incrementando los precios de sus combustibles líquidos en el delicado contexto de fuertes subas en la cotización internacional del petróleo y del gas, en particular el GNL, que vienen ocurriendo en los últimos meses como consecuencia de los bombardeos de Estados Unidos e Israel sobre Irán, y las réplicas de este país, con sus efectos en toda la región de Medio Oriente, sobre todo a partir del cierre de la navegación de buques tanqueros por el Estrecho de Ormuz.
Consultado al respecto, el presidente de YPF. Horacio Marín, reveló que en el arranque de esta semana “vamos a hacer un análisis de situación, que incluye la evolución de la oferta y de la demanda (de naftas y gasoil) en el mercado interno, y las perspectivas de los precios internacionales”.
Del referido análisis participarán otras importantes operadoras, que adoptaron un criterio similar al de YPF, condicionadas por la principal refinadora y comercializadora, que detenta más del 55 % de participación en el mercado local.
Igual que YPF, estas compañías aspiran a una relativa estabilización (incluso a una baja) de los precios del crudo para “recuperar ingresos” que fueron postergados para no empujar una suba de la inflación. La Secretaría de Energía, dependiente del ministerio de Economía, jura y perjura que no está interviniendo en este asunto.
Tras haber alcanzado niveles de 119 y 114 dólares hace un par de semanas, a finales de la semana pasada los precios del barril Brent y WTI se ubicaron en torno a los 101 y 97 dólares, respectivamente.
Se trata de una baja que se explica en parte por el cese de los bombardeos, condicionado a una “negociación” que podría derivar en un acuerdo de paz. Pero nadie apuesta a un final definitivo de las hostilidades por las condicionalidades opuestas que plantean tanto Estados Unidos como Irán, sobre todo en lo referido al desarrollo de las actividades nucleares que Irán defiende para sí, y que Estados Unidos (con Israel como telón de fondo) pretende impedir.
Mientras tanto, Irán mantiene restricciones a la circulación de los barcos por ésa vía navegable, que transportan un volumen equivalente al 20 por ciento del crudo y del GNL que consumen los principales mercados demandantes de éstos insumos energéticos en el mundo.
Marín espera que se produzca una reapertura del Estrecho de Ormuz, pero advirtió que se trata de “un conflicto muy complejo”.
Así las cosas, tras la evaluación podría definirse incluso una continuación del buffer de precios dispuesto a comienzos de abril, un esquema mediante el cual YPF absorbió parte de la escalada del crudo internacional, evitando trasladarla plenamente a los surtidores.
El gobierno buscará que las mayores industrias del país se comprometan la semana entrante a comprar parte del Gas Natural Licuado (GNL)que se importará en junio para abastecer el pico invernal de consumo. En las últimas dos décadas, siempre fue el Estado el encargado de costear la importación del gas importado a través de la empresa Enarsa, subsidiando parcialmente el precio real del fluido para grandes industrias y distribuidoras y asumiendo además el riesgo financiero de esas operaciones. Esa dinámica —que implicaba una posición deficitaria tácita del Estado— cambiará a partir de este año. Al menos eso es lo que apunta la Secretaría de Energía.
Cerca de la cartera que dirige María Tettamanti explican que a partir de este invierno las grandes industrias —entre las que figuran empresas siderúrgicas, alimenticias, cementeras y petroquímicas, entre otras— que no confirmen por adelantado qué volúmenes de GNL necesitarán para abastecerse durante el pico de consumo se quedarán sin gas cuando se registren jornadas de bajas temperaturas.
Es un cambio copernicano que implica una pulseada con final abierto para que las industrias —y en menor medida las distribuidoras y generadoras— compren por adelantado el gas importado, cuyo costo puede trepar hasta casi los US$ 20 por millón de BTU, cinco veces más caro que el gas local. “Puede parecer una pulseada, pero en realidad es volver a aplicar los marcos regulatorios que estableció la Ley del Gas. Lo que pasa es que desde hace 25 años que vivimos alejados de la Ley e incluso los actores privados se olvidaron de cómo debe funcionar el mercado”, explicaron allegados al área energética del gobierno.
Cambio de raíz
El éxito de la jugada oficial dependerá de cuán convincente resulte la amenaza de que las industrias que no estén dispuestas a pagar el costo real del GNL se quedarán sin gas ‘físico’ durante los 40 o 50 días de bajas temperaturas del invierno. Si las industrias creen que el gobierno es efectivamente capaz de cortarles el gas durante esas jornadas, con el costo político que eso conlleva, es probable que varias empresas se comprometan esta semana a comprar el GNL a Enarsa o alguna compañía comercializadora.
Si, en cambio, creen que el gobierno no se va a animar a ir a fondo y finalmente Enarsa terminará comprando por su cuenta el gas necesario para cubrir toda la demanda proyectado en el trimestre junio-julio-agosto, lo más probable es que la mayoría de las industrias no estén dispuestas a comprar por adelantado el GNL.
Es como un juego de cartas donde las grandes industrias nucleadas en Acigra —entre las que figuran Tenaris, Arcor, Aluar, Acindar, Loma Negra y Cementos Avellaneda— e industrias de menor tamaño que reciben el gas de las distribuidoras —conocidos en la jerga como GUDI’s— deberán decidir si se van al mazo o cantan retruco para ver qué tiene el gobierno y hasta dónde está dispuesto a llegar.
Pregunta abierta
El interrogante empezará a despejarse este miércoles, cuando Enarsa realice una serie de subastas en el Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) para intentar colocar entre distribuidoras, generadoras, comercializadoras e industrias el GNL que importará durante junio para cubrir la demanda de gas durante los días de frío que se registren en el mes. La gran duda es qué harán las industrias. Enarsa realizó una primera ronda de subastas hace dos semanas para ofrecer el GNL importado para la segunda quincena de mayo y ninguna industria participó de la compulsa.
La secretaria de Energía, María Tettamanti.
Fuentes cercanas a Acigra explicaron que el escaso tiempo de antelación con que el gobierno anunció esa subasta y las condiciones comerciales del pliego —los precios de venta del GNL se conocieron minutos antes de la convocatoria— atentaron contra la participación de las industrias. Habrá que ver qué sucede el miércoles. Allegados a Energía indicaron pulieron la redacción del pliego de la compulsa —sobre todo las condiciones de take or pay (TOP) que deben asumir los compradores— para incentivar la anuencia de los privados. También se buscará que las industrias sin estructura comercial propia puedan comprar gas a través de firmas comercializadoras.
“Somos optimistas. Lo importante es que las industrias, tanto las grandes que compran en el mercado mayorista como los GUDI’s, entiendan que tienen que pagar el costo real del GNL. Se terminó la etapa en que el gobierno subsidiaba el gas de invierno. Además, las industrias se beneficiaron por la baja del costo promedio del gas que generó el desarrollo de Vaca Muerta. Tienen margen para pagar el costo real del gas durante los meses de invierno”, insistieron desde el Ministerio de Economía.
Cómo solía funcionar el mercado en los picos de demanda
Durante los días de frío, la demanda residencial —considerada ‘prioritaria’ por la regulación— suele acaparar todo el gas “de base” del sistema contractualizado bajo el paraguas del Plan Gas, que es más barato que el gas de la ventana de gas seco de Vaca Muerta o el que se importa por barco (GNL) a un costo mucho mayor. Cuando eso ocurre, las industrias deben reducir su consumo o salir a buscar gas importado y pagarlo a un precio mayor.
Ese gas importado no se puede comprar de un día para el otro. Por lo tanto, es el Estado quien proyecta cuál va a ser la demanda potencial del sistema y desde 2008 hasta el año pasado compraba los buques de GNL necesarios para cubrir todo los picos de demanda y luego los revendía ex post a los distintos usuarios del sistema (industrias, generadoras, comercializadoras, comercializadas). Es decir, bajo el esquema que se aplicó en los últimos 15 años, quienes tomaban GNL en el mercado spot, le pagaban a Enarsa un precio inferior al que realmente abonaba la empresa estatal.
Lo que terminaba pasando en todos los inviernos es que, aprovechando la condición ‘fungible’ del gas, tanto las grandes industrias como las comercializadoras y distribuidoras demandaban los días de frío el GNL inyectado por Enarsa desde la terminal regasificadora de Escobar —por más que no tuviesen contratos que nominaban ese gas a su favor—, provocando un desbalance comercial en el sistema, porque consumían volúmenes de gas que en realidad le pertenecía a otro usuario. Ese desbalance se saldaba, en el caso de las industrias, abonándole a Enarsa como si fuese un proveedor de Gas de Última Instancia (GUI), pero le pagaban un valor inferior al del GNL importado.
En los hechos, los usuarios privados del sistema se aprovechaban de que Enarsa ya había comprado los cargamentos de GNL y estaba obligado a regasificarlos e inyectarlo desde la terminal regasificadora de Escobar (porque no existe capacidad de almacenamiento de grandes volúmenes de GNL).
En concreto, si esta semana Enarsa termina confirmando la compra de los 9 cargamentos de GNL que licitó para junio (las ofertas se presentarán este lunes) tendrá que descargarlos y regasificarlos obligatoriamente durante el mes que viene a medida que vayan llegando para liberar capacidad de la terminal de Escobar a fin de que el barco siguiente pueda ser descargado y regasificado. Esa restricción física es una debilidad del Estado.
Qué quiere hacer el gobierno ahora
De fondo, el gobierno quiere dejar de subsidiar a las industrias. Por lo tanto, si bien Enarsa ya licitó 9 cargamentos para junio, una vez que este lunes reciba las ofertas proveedores como BP, TotalEnergies, Trafigura, Vitol y Glencore, entre otros, su plan es darse vuelta y subastar el miércoles el gas equivalente a esos nueve cargamentos a través del Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) entre todos aquellos que quieran asegurarse el gas, fundamentalmente industrias.
¿Qué pasa si esa subasta vuelve a quedar desierta cómo ocurrió hace dos semanas? En el gobierno aseguran que en ese caso no van a terminar comprando los nueve buques de GNL. Si no calzan esa oferta contra una demanda industrial o de generadoras, van a adjudicar menos cargamentos de los que licitaron y las industrias que no se aseguraron gas en la subasta de MEGSA deberán recurrir a alternativas como el uso de combustibles líquidos o reprogramar su actividad productiva en función de la disponibilidad de gas.
El gobierno quiere que las grandes industrias compren por adelantado el GNL que importa Enarsa.
Allegados a Asociación de Consumidores Industriales de Gas de la República Argentina (ACIGRA), las grandes industrias que compran unos 15 millones de m3 de gas por día (MMm3/día) en el mercado mayorista, dejaron trascender que están dispuestas a pagar el gas importado lo que realmente vale, pero afirman que solo por el volumen que efectivamente consuman. Por lo tanto, se resisten a adquirir por adelantado algo que necesariamente no van a utilizar.
El gobierno prevé también que las empresas comercializadoras puedan tener un rol importante facilitando alternativas para que las industrias —fundamentalmente los GUDI’s— puedan acceder a GNL en los días de mucho frio sin que tengan que contratarlo por su cuenta. ¿Qué va a pasar con las industrias que incurran en desbalances y tomen gas que no les correspondan? El gobierno afirma que el nuevo ente regulador va a cortarles el suministro. Sería la primera vez que pase en más de 20 años Las distribuidoras —Metrogas, Naturgy y Camuzzi— deberían ir una cuadrilla, por ejemplo, a cortarles el servicio. La Secretaria de Energía ya instruyó a todas las distribuidoras para que tengan preparadas los equipos en caso de que se llegue a esa situación.
Habrá que ver qué sucede esta semana con las subastas de MEGSA para saber si las industrias terminan comprando el gas como quiere el gobierno o deciden redoblar la apuesta y cantar retruco para ver qué cartas tiene el gobierno. Es una pulseada con final abierto en la antesala del período de mayor consumo de gas en la Argentina.
SAN JUAN (Enviada especial).- El acto central por el Día Nacional de la Mineríaen San Juan se celebró bajo condiciones extremas. Ráfagas de viento de hasta 70 kilómetros por hora, calor agobiante y nubes de polvo recibieron a la comitiva presidencial encabezada por la Secretaria General de la Presidencia, Karina Milei.
Realizado en el Velódromo Vicente Alejo Chancay y en el marco de la Expo Internacional San Juan Minera, el acto sirvió para que el gobierno nacional enviara una clara señal de respaldo al sector minero con la presencia del ministro del Interior, Diego Santilli; el ministro de Justicia, Juan Bautista Mahiques; el presidente de la Cámara de Diputados, Martín Menem; y el subsecretario de Gestión Institucional, Eduardo ‘Lule’ Menem.
“El Presidente Milei tomó la decisión de ubicar a la minería en el centro de la agenda política. Lo que estamos viviendo no tiene precedentes. Hubo transformaciones concretas”, afirmó el secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero frente a empresarios, gobernadores y funcionarios del sector.
«Las reservas de cobre van a llevar a nuestro país a dimensiones aún desconocidas. La Argentina ha transitado un cambio de época en estos dos años”, continuó. Y apenas horas después de que el presidente Javier Milei anunciara a través de la red X el envío de una ley de «Súper RIGI», el funcionario destacó el impacto del Regimen de Incentivo para Grandes Inversiones sobre la actividad minera.
“Con el RIGI tenemos siete proyectos aprobados y 50.000 millones de dólares de inversiones comprometidos en total. Los proyectos mineros representan el 54% de las inversiones comprometidas en el RIGI”, señaló.
Exportaciones y minería
Lucero también hizo foco en la reciente modificación de la Ley de Glaciares, uno de los principales reclamos históricos de la industria minera. “La modificación a la Ley de Glaciares era la gran deuda pendiente. Ahora contamos con un marco claro y se logró gracias al trabajo de las provincias y el gobierno. Lo que era imposible se hace posible”, aseveró.
El gobernador de San Juan, Marcelo Orrego, reivindicó el rol histórico de la minería en la provincia y aseguró que el actual contexto internacional abre una oportunidad inédita para el desarrollo del cobre argentino. “La minería nos define. Más del 80% de nuestras exportaciones tiene que ver con la minería”, sostuvo Orrego, quien además destacó el trabajo conjunto entre las provincias mineras en la denominada mesa del litio y del cobre.
“El presidente Milei tomó la decisión de mejorar la macro y empezó a haber estabilidad fiscal y seguridad jurídica. Avanzamos con el RIGI, la eliminación del cepo y llegamos a la modificación de la Ley de Glaciares”, aseveró el mandatario provincial.
Finalmente, y en línea con el discurso del gobierno nacional, Orrego remarcó que la transición energética mundial posiciona a San Juan y a la Argentina en un lugar estratégico por sus recursos cupríferos. “Las energías limpias nos dan oportunidades de desarrollo. Y tenemos oportunidades con el cobre. El mundo va hacia ahí”, señaló. Y concluyó con un mensaje directo a los inversores presentes en la feria: “El momento de invertir es ahora”.
La petrolera Vista anunció la finalización de la compra de activos de la noruega Equinor en la formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta, ubicada en el suroeste argentino.
La operación incluyó la adquisición de una participación del 25,1 % en el bloque Bandurria Sur y del 35 % en el bloque Bajo del Toro. El valor total de la transacción fue de 712 millones de dólares.
Para concretar la compra, Vista realizó un pago en efectivo de 387 millones de dólares a Equinor y entregó 6.223.220 ADS (acciones de depósito americanas) que representan acciones serie A de la compañía. Además, se abonaron 131 millones de dólares correspondientes a ajustes habituales relacionados con efectivo, deuda, capital de trabajo y contribuciones propias de este tipo de acuerdos.
Atención! Importante. Vista Energy terminó el proceso de adquisición de Equinor en Vaca Muerta. La empresa de Miguel Galuccio había avanzado en la compra con una inversión de U$S 712 millones. pic.twitter.com/CWuhiOkETV
Al 31 de marzo de 2026, el bloque Bandurria Sur contaba con 210 pozos en producción y durante el primer trimestre del año produjo 82.300 barriles de petróleo equivalente por día. En paralelo, el bloque Bajo del Toro tenía 23 pozos en producción y generó 5.400 barriles diarios en el mismo período.
Vista, presidida por el argentino Miguel Galuccio, concentra sus actividades en Vaca Muerta, donde ha invertido aproximadamente 6.890 millones de dólares. La empresa se posiciona como el segundo mayor productor de petróleo no convencional en Argentina.
Durante el primer trimestre de 2026, Vista reportó una producción total de 134.741 barriles equivalentes de petróleo diarios, lo que representa un aumento interanual del 67 %. Asimismo, la compañía registró una ganancia neta de 107,7 millones de dólares, un 30 % superior a la obtenida en el mismo período del año anterior.
El juicio que enfrentó a Burford Capital contra el Estado argentino por el incumplimiento del estatuto de YPF en el momento de su expropiación culminó con una derrota para la financiera, que reportó una pérdida contable de US$ 2.438 millones en el primer trimestre de 2026.
Christopher Bogart, CEO de Burford, explicó que “si bien la pérdida relacionada con YPF fue decepcionante y provocó un cargo contable no monetario muy importante, no hay impacto en caja derivado de esa pérdida”. Además, destacó que, incluso en el peor escenario, “habremos generado US$ 236 millones en ingresos de caja y más de US$ 100 millones en ganancias por el caso” y se mostró optimista sobre un desenlace favorable en el arbitraje.
Ante la sentencia que anuló la condena al Estado a pagar US$ 16.100 millones más intereses, Burford presentará un recurso para que un plenario de jueces de la Corte de Apelaciones de Nueva York revise la decisión. En caso de rechazo, la firma podría recurrir a la Corte Suprema de Justicia de Estados Unidos, aunque reconocen que “la probabilidad de obtener un alivio adicional en los tribunales estadounidenses es baja desde un punto de vista estadístico”.
Burford financió desde 2015 las demandas de los administradores de la quiebra de las sociedades vinculadas a la familia Eskenazi, Petersen Energía y Petersen Energía Inversora, que mantenían una deuda aproximada de US$ 3.000 millones con Repsol y bancos internacionales. También apoyó a Eton Park en sus reclamos.
Respecto a posibles recuperaciones, la compañía afirmó que “seguiremos buscando una recuperación para los demandantes a partir de los activos vinculados a YPF y creemos que estos conservan un valor potencial significativo para Burford”. Sin embargo, admitió que una fuerte desvalorización tras el fallo de apelación explica los resultados negativos del trimestre.
Burford informó que los demandantes planean presentar reclamos bajo tratados bilaterales de inversión: el de España y Argentina en el caso de Petersen, y el de Estados Unidos y Argentina para Eton Park. Señalaron que el arbitraje ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (CIADI) es un proceso que puede durar varios años, con un promedio de 4,4 años por caso, pero que suele ser efectivo, dado que el 86% de las demandas contra Argentina concluidas favorecen al inversor y el 97% de los laudos del CIADI se cumplen.
Tras la pérdida en el juicio, Burford revaluó sus activos relacionados a YPF a apenas US$ 93 millones, una fuerte caída frente a los más de US$ 1.500 millones reportados en el trimestre anterior. El ajuste generó un impacto neto negativo de US$ 1.476 millones en el ingreso neto antes de impuestos, atribuible únicamente a Burford.
Desde la Procuración del Tesoro, señalaron que la probable presentación de Burford ante el CIADI “ya había sido pretendida por los demandantes en 2015 y fue posteriormente abandonada por decisión de los propios actores, quienes optaron por litigar exclusivamente ante los tribunales de Nueva York”. Consideraron que “el intento de reabrir ahora esa vía constituye un nuevo e improcedente esfuerzo de los demandantes por pretender revivir, sin credibilidad alguna, un reclamo que ya fue rechazado de manera contundente por la Corte de Apelaciones del Segundo Circuito”.
El Ministerio de Trabajo de Santa Cruz decretó la conciliación obligatoria en el conflicto que se desató en los yacimientos petroleros operados por Patagonia Resources, luego de que el Sindicato Petrolero, Gas Privado y Energías Renovables de Santa Cruz (SIPGER) anunciara un paro general en rechazo a los despidos.
Además, la cartera laboral ordenó dejar sin efecto las desvinculaciones denunciadas por el gremio y retrotraer la situación al estado previo a los despidos comunicados, con el fin de preservar la paz social en la región.
La próxima audiencia se llevará a cabo el 11 de mayo en la Delegación Las Heras del Ministerio de Trabajo, donde se abrirá una nueva ronda de negociaciones para evitar que se concreten nuevas cesantías en los yacimientos santacruceños.
Según el SIPGER, liderado por Rafael Güenchenen, la empresa AESA notificó despidos a operarios que prestaban servicios en los yacimientos bajo la operación de Patagonia Resources, lo que el sindicato calificó como una “grave e irresponsable decisión”.
Desde la organización sindical manifestaron que estas desvinculaciones constituyen “una violación de la conciliación obligatoria vigente” y exigieron “la inmediata retracción de todos los despidos realizados”.
Este conflicto se produce en un contexto complejo, ya que las nuevas operadoras de las áreas que YPF devolvió a la provincia el 1 de diciembre de 2025 aún no lograron reactivar los yacimientos, que permanecieron prácticamente paralizados durante todo 2025 y mantienen una escasa actividad en 2026.
El SIPGER ratificó la convocatoria a un paro general y otras medidas de acción directa en todas las áreas gestionadas por Patagonia Resources, en defensa de los puestos laborales, las familias petroleras y el desarrollo productivo de Santa Cruz.
El gremio también reclamó el cumplimiento efectivo de la conciliación obligatoria y el restablecimiento de las condiciones previas al conflicto, advirtiendo que “no existe posibilidad de sostener la paz social cuando las empresas responden con despidos en medio de una conciliación obligatoria”.
La responsabilidad de la escalada del conflicto fue atribuida por el sindicato a las compañías involucradas, que, según indicaron, están incumpliendo los acuerdos laborales vigentes.
YPF lanzó Diesel 10 Minero, un nuevo producto especialmente diseñado para la industria minera, en el marco de su participación en Expo San Juan Minera 2026, uno de los principales encuentros del sector en el país. El lanzamiento apunta a mejorar la eficiencia y la continuidad operativa de los proyectos mineros que se desarrollan en condiciones extremas.
El nuevo combustible cuenta con ultra bajo contenido de azufre (menos de 10 partes por millón), no contiene biocomponentes y está especialmente preparado para operar en alta montaña y temperaturas extremadamente bajas, lo que lo convierte en una solución clave para los yacimientos ubicados en zonas de difícil acceso y con clima muy hostil.
YPF es el principal proveedor energético del sector minero argentino y cuenta con la red de logística y distribución más grande del país, lo que le permite garantizar el abastecimiento ininterrumpido en las principales regiones productivas.
Actualmente, la compañía abastece más del 90% del mercado minero de combustibles, con una cartera de clientes en los que se destacan desde proyectos exploratorios junior, pasando por proyectos mineros en fase de construcción hasta los principales proyectos metalíferos y de litio en fase de plena producción de la Argentina.
Con este nuevo combustible, YPF refuerza su rol como socio estratégico de la minería, acompañando cada proyecto con energía, tecnología, servicios de excelencia y presencia territorial.
La presentación de Diesel 10 Minero se enmarca en una estrategia integral para el sector, que combina productos especializados, logística dedicada, servicios técnicos y soluciones energéticas a medida, alineadas con estándares internacionales y normativas ambientales vigentes.
Pecom, la compañía petrolera perteneciente al grupo Pérez Companc, anunció la compra del 57% de la participación que Pluspetrol tenía en el bloque El Corcobo, que comprende cuatro concesiones convencionales de petróleo situadas en las provincias de Mendoza y La Pampa. Las áreas adquiridas son CNQ-7 Gobernador Ayala, CNQ-7A, Jagüel Casa de Piedra y Gobernador Ayala III.
Con esta operación, Pecom refuerza su estrategia de crecimiento en la exploración y producción upstream, posicionándose entre los cinco principales operadores petroleros del país. El bloque El Corcobo produce aproximadamente 18.000 barriles diarios, y tras la compra, la empresa superará la cifra de 50.000 barriles diarios operados.
Además, en febrero de este mismo año, Pecom incorporó el yacimiento Manantiales Behr, ubicado en Chubut, que aporta alrededor de 25.000 barriles diarios de petróleo pesado, fortaleciendo aún más su capacidad productiva.
La transferencia de las áreas de Pluspetrol está sujeta a la aprobación de condiciones precedentes y a la obtención de autorizaciones regulatorias correspondientes. Estos campos son considerados maduros, pero cuentan con potencial para aplicar técnicas de recuperación terciaria (EOR), que permiten mejorar la extracción y prolongar la vida útil de los yacimientos.
A diferencia de otros actores del sector que se concentran en desarrollos no convencionales como Vaca Muerta, Pecom apuesta por mantener y optimizar la producción en activos convencionales, aprovechando su experiencia técnica y operativa en este tipo de recursos.
El CEO de Pecom, Horacio Bustillo, calificó la adquisición como “un paso histórico” para la empresa, que la consolida en el grupo de los cinco principales operadores del país. Además, destacó: “Basados en nuestras capacidades, a partir de una gestión eficiente en la superficie y un profundo conocimiento del subsuelo, estamos convencidos de que podemos agregar mucho valor a El Corcobo”.
«Vamos a estar incentivando la industrialización de nuestros recursos naturales», dijo Luis Caputo sobre el Súper RIGI en conferencia de prensa.
El ministro de Economía, Luis Caputo, brindó este viernes detalles sobre el «Súper RIGI», un nuevo esquema de incentivos destinado a las grandes inversiones en sectores sin desarrollo previo en la economía argentina. La iniciativa busca en buena medida apuntalar la industrialización y agregación de valor de la producción energética y minera nacional, un tema que el presidente Javier Milei había deslizado en su discurso de apertura del Congreso de la Nación en marzo.
A diferencia del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), que ya suma 36proyectos presentados por US$95.000 millones centralmente en sectores tradicionales como hidrocarburos y minería, el nuevo esquema incentivará el arribo de nuevas actividades al país mediante beneficios sustancialmente mayores.
Entre las sectores que podrían beneficiarse, Caputo mencionó el refinamiento y laminado de cobre, la fabricación de baterías de litio, autos eléctricos, paneles solares, turbinas eólicas y fertilizantes de potasio y fósforo.
“Vamos a estar incentivando la industrialización de nuestros recursos naturales. También la instalación de datacenters y negocios vinculados al agro, la pesca y la agroforestación”, afirmó en una conferencia de prensa conjunta con el Jefe de Gabinete, Manuel Adorni, y la ministra de Seguridad, Alejandra Monteoliva.
Los incentivos del Súper Rigi
El ministro de Economía explicó que el Súper RIGI a pesar de ofrecer mayores beneficios que el régimen de incentivos existente no tendrá costo fiscal porque busca el desarrollo de nuevos sectores en el país. «Vamos a tener una mayor recaudación fiscal porque, si bien hay reducciones impositivas, vamos a estar cobrando más debido a que son industrias que hoy no existen”, sostuvo Caputo.
La principal diferencia con el RIGI será la reducción de la alícuota del impuesto a las ganancias para las empresas, que pasará del 25% al 15%. Además, describió un proceso de amortización acelerada en donde se podrá deducir el 60% de la inversión en el primer año, el 20% en el segundo y el 20% restante en el tercer año.
Esto permitirá a las empresas recuperar la inversión a efectos fiscales en un plazo considerablemente más corto, con lo que se busca mejorar el flujo de fondos en las etapas iniciales de los proyectos.
Otro punto sustancial será la exención de aranceles a la importación para todo lo vinculado a la producción de bienes incluidos en el régimen. “Hoy en el RIGI estas excepciones básicamente son para los bienes de capital, pero hay algunos bienes de capital que tienen diferente nomenclatura. Entonces, a veces hay alguna zona gris que tenemos que debatir”, explicó Caputo. De esta forma, la iniciativa busca apuntalar la industrialización de la energía y minería para sumarles valor agregado de exportación.
En la apertura de sesiones del Congreso de este año, Milei había dicho que la producción y disponibilidad de energía barata constituían una condición necesaria para la industrialización. «Este boom no es solo una noticia para el sector energético, es la base de una industrialización nunca antes vista«, dijo el presidente. «Veremos crecer la petroquímica, la siderurgia, el aluminio, pero no el del tongo, la producción de hidrógeno, el procesamiento de litio y minerales críticos«, resaltó.
Proyectos sancionados en el RIGI
De los 36 proyectos presentados al RIGI hasta el momento, el gobierno solo sancionó 15 por unos 28.000 millones de dólares, cerca de un tercio del valor sumado entre todos los proyectos presentados.
El último proyecto sancionado fue el de Transportadora Gas del Sur (TGS) para la ampliación del gasoducto Perito Moreno por US$700 millones. Caputo esta semana anunció que Chevron presentará un proyecto al RIGI por US$10.000 millones, aunque todavía no hubo precisiones por parte del petrolera estadounidense.
El proyecto de Chevron revelado por el ministro de Economía haría sobrepasar la barrera de los US$100.000 millones en montos acumulados por proyectos presentados, lo que equivale a cerca de una sexta parte del PBI argentino.
Argentina se ubicó tercera en el ranking de subas de combustibles de GlobalPetrolPrices.
El barril de petróleo Brent aumentó un 43,1% entre el 1 de marzo y el 27 de abril —de US$ 77,7 a US$111— debido a la Guerra en Medio Oriente, con un impacto radicalmente distinto en los surtidores de América Latina, de acuerdo a un ranking elaborado por EconoJournal a partir de datos de GlobalPetrolPrices. También se incluyen cifras de otros países del mundo a partir de un informe de Economía y Energía.
Perú y Chile encabezaron la suba de la nafta en la región con un 39% y 24%, respectivamente. Argentina se ubicó en tercer lugar, con un traslado del 16% a los surtidores. En Brasil el alza fue de 7%, en Uruguay del 6%, en Colombia poco más del 2% y Bolivia no registró movimientos en el precio durante el período señalado, que es el que se tomó como referencia en todos los casos.
¿Por qué el mismo evento geopolítico se tradujo de forma tan dispar en el bolsillo de los conductores de la región? “El desenlace depende de dos factores específicos: el balance neto de petróleo y la gestión gubernamental de los precios de los combustibles”, explica un informe de los estrategas de J.P. Morgan Private Bank Nur Cristiani, Federico Cuevas y Mary Sangurima.
El primero tiene que ver con la posición de cada país frente al mercado internacional. Los exportadores netos, como Brasil y Colombia, tienen un mayor margen para financiar subsidios o rebajas impositivas porque el aumento del precio del crudo les genera ingresos adicionales. Para los países importadores, como Chile y Perú, el efecto es negativo.
El segundo factor se trata de la decisión política, de cuánto de ese costo el gobierno absorbe para evitar que se traslade al consumidor y a través de qué mecanismos.
¿Por qué Perú y Chile encabezan el ranking?
Perú y Chile, importadores netos de petróleo, registran el mayor traslado de precios a los surtidores.
En Perú, el aumento de 39,76% del precio de las naftas desde el inicio de la guerra responde a una combinación de los dos factores señalados por J.P. Morgan. Por un lado, la dependencia de la importación de combustibles. Por otro, el modelo de libre mercado —en el que, por ley, los precios se determinan en función de la oferta y la demanda, tomando como referencia los precios internacionales, así como el tipo de cambio y los costos logísticos— no brinda herramientas para contener esa suba. Perú tuvo un agravante adicional: a principios de marzo explotó un tramo del gasoducto de Megantoni, en Cusco, que presionó más la demanda hacia combustibles líquidos en un contexto de escasez de oferta.
En Chile se registró un alza de 23,8% en el periodo hasta llegar a US$1,655 el litro a fines de abril. El gobierno contuvo parcialmente el impacto de la suba que le genera ser un importador neto de petróleo con el Mecanismo de Estabilización del Precio de los Combustibles (MEPCO), que actúa como estabilizador de alzas bruscas de estos productos a través de la suba o quita de impuestos.
El mecanismo, sin embargo, no fue del todo efectivo. El gobierno de José Antonio Kast reconoció que el costo acumulado del MEPCO al 25 de marzo fue de US$220 millones. «El mundo está en una crisis. Chile está en una crisis fiscal, se deben tomar decisiones y optar. Le va a aumentar el precio del combustible, pero le vamos a mantener el precio del transporte público, le vamos a mantener el precio de la calefacción”, resumió el presidente Kast.
Con ese diagnóstico, el gobierno chileno modificó el MEPCO vía decreto el 23 de marzo ampliando de dos a cuatro semanas la ventana para calcular el precio de paridad de importación. Cuanto más larga esa ventana, más suavizado queda el número y menos refleja el precio real del petróleo en el mercado internacional. Desde entonces, hay un debate político entre restablecer el mecanismo a su forma original, o mantenerlo en su nueva versión.
Economía y Energía mapeó la suba de las naftas en distintos países del mundo. Las diferencias porcentuales que se observan en algunos casos puntuales respecto del relevamiento de EconoJournal se deben a que las fechas de corte de ambos relevamientos varían levemente.
Argentina, con amortiguador parcial
El caso argentino es uno de los más complejos del ranking porque es uno de los países con mayor traslado a surtidores, a pesar de contar con producción propia y con YPF, principal jugadora del mercado, como amortiguadora de la suba.
Tras un aumento inicial de más del 15% hasta fines de marzo según la consultora Romano Group, YPF aplicó esquema de compensación articulado entre privados que, en los hechos, operó como un congelamiento de precios durante 45 días. “La apuesta fue ganar tiempo, esperando que la tensión geopolítica en Medio Oriente se moderara y que el precio internacional del crudo retrocediera, permitiendo así absorber parte de la suba no trasladada al consumidor final”, explica a este medio Carlos Mendizábal, co-Director del Instituto de Energía de la Universidad Austral.
El buffer duró 27 días. El 28 de abril, con el Brent escalando nuevamente por encima de los US$120, YPF actualizó levemente sus precios pese al compromiso asumido. La razón oficial fue la actualización de impuestos dispuesta por el gobierno mediante el Decreto 302/2026, publicado en el Boletín Oficial el 30 de abril, que estableció una suba del 0,5% en los tributos a los combustibles a partir del 1° de mayo.
Brasil y México contuvieron el impacto
Brasil y México, los dos gigantes de la región, cuentan con una ventaja estructural que fue acompañada por decisión política, y el resultado quedó reflejado en el 7% y 10% de suba de precios de la nafta, respectivamente.
Brasil es el mayor exportador neto de crudo de la región, con alrededor de 500.000 barriles diarios. A esa ventaja la acompañó con política de reducción de impuestos federales sobre los combustibles y un subsidio al diésel financiado con gravámenes temporales a las exportaciones de crudo y diesel. “El efecto sobre las cuentas fiscales ha sido prácticamente neutro y el impacto directo sobre el Índice de Precios al Consumidor (IPC) limitado”, asegura J.P. Morgan.
El aumento de la nafta en México, otro de los principales productores de crudo de América Latina, fue mayor al de Brasil, dada su poca capacidad de refinación: “La refinación no ha avanzado al mismo ritmo que la producción, por lo que incluso las mayores economías de la región siguen dependiendo de importaciones de gasolina, diésel y combustible para aviones», explica J.P. Morgan.
Es decir que, aunque el país exporte crudo, si no puede refinarlo localmente, igual necesita importar los derivados que usan los consumidores. Más allá de la condición estructural, hubo una intervención del Ministerio de Hacienda, a través de la reducción del Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) y la aplicación de estímulos fiscales con énfasis en el gasoil, dado su impacto en el transporte de carga y pasajeros.
Uruguay: estabilidad administrada, con la nafta ya cara
Uruguay no figura entre los países con mayor traslado (6%), dado que el gobierno de Yamandú Orsi moderó el pass-through del aumento internacional mediante un ajuste bimensual con tope del 7%, por debajo del incremento que hubiera resultado de la paridad de importación, según detalló en su último informe la consultora Economía y Energía, que dirige Nicolás Arceo, la cual relevó las medidas instrumentadas en distintos países ante la subida del precio del petróleo. “La estrategia se complementó con subsidios al transporte público y medidas para sostener los precios de energéticos residenciales como el supergas”, agrega la consultora.
Lo cierto es que Uruguay era, antes del conflicto, uno de los países con la nafta más cara de la región, US$ 2,03, lo que le dio más margen para absorber el shock sin grandes ajustes.
Colombia: la protección del subsidio y la renta petrolera
En Colombia, el traslado fue el más acotado de la región, de apenas 2,49%. El país se beneficia de su condición de exportador neto con un saldo positivo de alrededor de 450.000 barriles diarios, que le genera ingresos adicionales cuando el crudo sube.
Asimismo, el gobierno mantiene precios regulados que ajusta gradualmente y con rezago, lo que evita que los saltos internacionales lleguen de golpe al surtidor. El mecanismo que utiliza es el Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles (FEPC), que cubre la brecha entre el precio de paridad de importación y el precio interno regulado.
Sin embargo, esa protección tiene sus límites, según el análisis de los estrategas de J.P. Morgan. “Los mecanismos de transferencias fiscales neutralizan buena parte del efecto positivo que genera la mejora en los términos de intercambio, mientras que el ajuste de los precios regulados y las necesidades fiscales reducen el margen de maniobra del gobierno”, dice el informe.
Bolivia: el caso extremo
Al final de la lista aparece Bolivia, que mantuvo congelado el valor en el surtidor a pesar de que el país importa casi el 90% del diésel que consume y el 50% de la nafta.
La brecha entre el precio subsidiado y el internacional, que normalmente absorbe el fisco, fue tan grande que generó una escasez de combustible por la incapacidad de comprar. En marzo y abril hubo desabastecimiento en varias regiones y, el 5 de mayo, una huelga de transportistas con bloqueos en las rutas troncales hacia Argentina, Chile y Perú. El vicepresidente de Operaciones de YPFB, Sebastián Daroca, anunció que en junio se revisarán los precios, y que en la medida en que suba el precio del crudo, aumentarán los precios de todos los combustibles.
El impacto en el resto del mundo
La respuesta global fue uniforme en su objetivo de evitar el traslado pleno al consumidor, pero muy distinta en los instrumentos. Por fuera de Latinoamérica, Economía y Energía relevó también la batería de medidas a las que apelaron Estados Unidos, China, Alemania y Reino Unido, entre otros países.
Estados Unidos acordó liberar 172 millones de barriles de su Reserva Estratégica de Petróleo, suspendió por 60 días la Ley Jones —que obliga a que el transporte entre puertos del país se realice en buques de bandera estadounidense— para reducir costos logísticos, y flexibilizó regulaciones ambientales sobre las mezclas de naftas. Con todo, no escapó al shock: la nafta subió 46% y el gasoil 58% entre el 26 de febrero y el 27 de abril de este año.
En China, el aumento de la nafta en surtidores fue de 22%. El gigante asiático revisa sus precios minoristas cada diez días hábiles a través de la Comisión Nacional de Desarrollo y Reforma. En el contexto actual, la agencia trasladó solo alrededor de la mitad del incremento que surgiría del mecanismo automático, absorbiendo el resto. Al mismo tiempo, instruyó a las principales petroleras nacionales a priorizar el abastecimiento interno, lo que redujo la oferta de refinados disponible para el resto de Asia.
Japón liberó reservas estatales y privadas, amplió por un año la generación a carbón ante las restricciones en el suministro de GNL, y aplicó subsidios a las petroleras para mantener el precio de las naftas en torno a US$1,07 por litro. El aumento fue de 10%.
En Alemania el aumento fue de 18%, a pesar de que redujo impuestos a naftas y gasoil por dos meses y limitó los aumentos en estaciones de servicio a una sola vez por día.
Reino Unido, con aumentos de 19% en surtidor, mantuvo el recorte del impuesto a los combustibles vigente desde 2022 y focalizó asistencia en hogares que usan derivados del petróleo para calefacción.
La presencia de Rucci en la OTC marcó la importancia de los trabajadores en el crecimiento de Vaca Muerta.
HOUSTON (enviada especial) El líder del Sindicato de Petroleros Privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa, Marcelo Rucci, aseguró que “el desarrollo de los últimos diez años en Vaca Muerta lo hicieron trabajadores de la zona que pasaron del convencional al no convencional», en el marco de la Offshore Technology Conference (OTC) en Houston.
Rucci se mostró junto a autoridades del gobierno de Neuquén y empresas petroleras y aseguró que su presencia estuvo vinculada con mostrar la importancia de Vaca Muerta en el contexto global y el rol de los trabajadores en los logros alcanzados.
“Es algo importante estar acá. Hemos logrado empezar a trabajar entre todos, respetándonos y entendiendo el crecimiento que está teniendo la industria”, sostuvo Rucci durante una entrevista brindada a EconoJournal desde el interior del stand que Argentina desplegó en el mítico NRG Center.
El dirigente sindical destacó en la OTC especialmente el rol de los trabajadores en el desarrollo de los no convencionales y planteó que el momento actual exige una coordinación más estrecha entre todos los actores del sector: “La participación de los trabajadores es fundamental en todo esto”, afirmó, y agregó que “si empujamos el carro entre todos va a ser más fácil cumplir este sueño que es Vaca Muerta para los argentinos y los neuquinos”.
La presencia de Rucci en Houstonse dio además en un contexto en el que Neuquén buscó posicionarse como proveedor global de shale oil y avanzar en proyectos estratégicos como el desarrollo de gas natural licuado (GNL), que requerirán miles de nuevos trabajadores con mayores niveles de capacitación.
Migración hacia Vaca Muerta y el futuro de los trabajadores del convencional
En ese escenario, el sindicalista reconoció a este medio que existe preocupación por la creciente migración hacia la Cuenca Neuquina impulsada por los anuncios de inversión y expansión de las compañías petroleras. “Muchos llegan pensando que las oportunidades son ilimitadas y después encuentran otra realidad”, advirtió.
En este contexto, aseguró que la región cuenta con la mano de obra preparada para sostener el crecimiento que necesita Vaca Muerta y se mostró despreocupado por el futuro de los trabajadores de la actividad convencional, ya que afirmó que “podrán ser reubicados rápidamente”.
“El desarrollo de los últimos diez años en Vaca Muerta lo hicieron trabajadores de la zona que pasaron del convencional al no convencional”, argumentó.
Consultado sobre la situación de los trabajadores de las áreas de Puesto Hernández y Chihuido de la Sierra Negra, donde YPF ya presentó un plan de abandono de 2.000 pozos Rucci afirmó que las empresas ya están reconvirtiendo al personal. Este proceso, que se convertirá en un leading case para Neuquén, demandará varios años para completar la remediación de los pasivos ambientales y el desmantelamiento de instalaciones y baterías.
“Los trabajadores petroleros no sobran.La industria tiene claro todo lo que puso la gente para llegar hasta acá”, sostuvo. En esa línea, planteó que el objetivo es garantizar previsibilidad laboral en una etapa de transformación acelerada del sector energético argentino. Además, señaló que eso incluirá acuerdos con los gobiernos de Neuquén y Río Negro para impulsar capacitaciones orientadas a preparar trabajadores frente a la nueva etapa de expansión de la industria. “Hay interés de las empresas, del gobierno y del sindicato para trabajar esto juntos”, concluyó.
La compañía abrió una nueva convocatoria a jóvenes profesionales de las ingenierías para sumarse a equipos estratégicos en todo el país.
El programa combina formación, rotación por áreas y participación en proyectos centrales del negocio.
TGN, compañía clave para el desarrollo energético nacional, lanza una nueva edición de su programa Jóvenes Profesionales TGN (JP26), una iniciativa orientada a acompañar a jóvenes profesionales —los rookies— en sus primeros desafíos dentro de la industria energética.
La campaña de JP26 se inspira en el alto desempeño y la preparación profesional e invita a jóvenes talentos de ingeniería a iniciar un recorrido de desarrollo basado en el conocimiento técnico, el entrenamiento continuo y la coordinación entre equipos. El automovilismo se toma como referencia por su afinidad con el perfil ingenieril, al representar valores compartidos con la industria energética como la precisión técnica, la preparación constante y la colaboración profesional. En ese marco, JP26 propone una experiencia de formación y aprendizaje en contexto reales, con participación temprana en proyectos y operaciones clave del sistema del transporte de gas natural del país.
“JP26 está pensado para atraer y desarrollar a los rookies que van a liderar el futuro de la energía, con formación, acompañamiento y desafíos reales desde el inicio”, señaló Alejandro Pacini, director de Recursos Humanos de TGN.
La convocatoria está orientada a jóvenes de hasta 29 años, graduados/as de las carreras de Ingeniería Eléctrica, Electromecánica, Electrónica, Industrial, Mecánica y Química con hasta tres años de recibidos; y estudiantes avanzados/as que adeuden como máximo tres finales y la tesis. Se valorará la disponibilidad para relocalizarse en distintas regiones del país. El manejo del idioma inglés no es excluyente.
Como operadora de un sistema de gasoductos que atraviesa 17 provincias y supera los 11.300 kilómetros de extensión, TGN ofrece a estos jóvenes profesionales la posibilidad de construir su carrera en un entorno federal y de alta exigencia técnica, participando en operaciones y proyectos críticos para el abastecimiento energético de la Argentina.
“Para quienes estudian ingeniería y buscan desafíos de precisión con impacto real, este es el entorno donde el trabajo técnico se transforma en energía que mueve al país”, afirmó Carlos Ranzani, Director de Operaciones de la compañía.
El programa JP26 contempla:
Rotación por áreas clave del negocio, con alcance federal.
Acompañamiento permanente mediante tutorías y referentes técnicos.
Plan de capacitación técnica y de gestión.
Participación activa en proyectos core de la compañía.
Asignación efectiva a vacantes al finalizar el programa.
TGN cuenta con una sólida política de Diversidad & Inclusión, y en sus convocatorias de jóvenes profesionales alcanza un 37% de participación femenina, promoviendo un entorno profesional equitativo y de desarrollo.
Resultados recientes
Durante 2024, el programa de Jóvenes Profesionales de TGN contó con 11 egresados, que completaron un recorrido de formación intensiva y participación en proyectos estratégicos de la compañía, consolidando a JP como una cantera clave de talento técnico para el desarrollo del negocio. Este año se espera que 10 talentos formen parte de este programa.
Condiciones y plazos de la convocatoria
La inscripción al programa JP26 estará abierta hasta el 29 de mayo de 2026.
El ministerio de Economía indicó que, a partir de hoy, los usuarios de gas envasado “pueden acceder al nuevo beneficio para la compra de garrafas a través de las billeteras virtuales BNA+, y MODO incluyendo todos los bancos adheridos a esta plataforma de pago”.
“Este nuevo esquema está destinado sólo a los hogares que se inscribieron en el Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF) y cumplen con los criterios para ser beneficiarios”, se puntualizó.
Este reintegro reemplaza al Programa Hogar e incluye dos garrafas por mes para el período invernal y una por mes entre los meses más cálidos, será de $ 9.593 por garrafa y la devolución del dinero se hará en el momento de la compra.
En esta primera etapa, hay cerca de 2.000 comercios adheridos en todo el país, donde los usuarios podrán adquirir las garrafas con el descuento a modo de reintegro. A su vez, el Banco Nación promoverá la adhesión de más comercios habilitados para la venta de garrafas, ampliando la red disponible para acceder al beneficio.
Quienes eran beneficiarios del ex Programa Hogar y deseen acceder al subsidio a la garrafa a través del SEF, deben inscribirse en www.argentina.gob.ar/subsidios o en la opción Trámites de la web o de la app Mi Argentina.
Este registro no tiene una fecha límite para inscribirse, pero mientras no estén inscriptos, los usuarios no accederán al beneficio, comunicó la secretaría de Energía, en la órbita de Economía.
Los hogares que pueden acceder a este subsidios son los que tengan ingresos netos del hogar menores a 3 Canastas Básicas Totales (CBT) para hogar tipo 2 — INDEC; hogares con integrante titular de Certificado de Vivienda emitido por el ReNaBaP-, hogares con integrante que percibe Pensión Vitalicia a Veteranos de Guerra del Atlántico Sur; u hogares con integrante titular de Certificado Único de Discapacidad (CUD).
Economía consideró que “esta iniciativa fortalece la transparencia y eficiencia en la asignación de los subsidios, al tiempo que impulsa la inclusión financiera y el uso de medios de pago digitales, garantizando que los beneficios lleguen de manera directa y oportuna a los hogares que más lo necesitan”.
Nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF)
El SEF representa un cambio estructural respecto a modelos anteriores de subsidios como la Garrafa Social. En ese esquema, se subsidiaba de forma indiscriminada, sin mecanismos de focalización real en los sectores vulnerables, y, a la vez, se aplicaba sobre el precio de la garrafa mediante precios máximos fijados por el Estado, lo que terminó generando un faltante crónico de producto, señaló la S.E.
En este nuevo esquema, el Estado no interviene en la formación del precio: la garrafa se vende a precio de mercado, garantizando el abastecimiento, se destacó.
El acceso, se describió, “es mediante Declaración Jurada (DDJJ) y cruces de datos del servicio SINTyS, lo que agiliza el proceso de inscripción y coloca la responsabilidad de la solicitud en el usuario, eliminando burocracia previa innecesaria. La validación es mensual y automática, con criterios claros de elegibilidad y focalización efectiva en hogares vulnerables”.
Pérez de Solay afirmó que la industria quiere «en 10 años hacer el 40% de lo que Chile logró en 100”.
El CEO de Glencore Argentina, Martín Pérez de Solay, presentó la estrategia operativa de la compañía para el sector cuprífero en la Argentina, con un esquema que prioriza la reactivación de Alumbrera y el desarrollo secuencial de Pachón. Durante su presentación en la Exposición Internacional San Juan Minera, el directivo estableció como meta colocar ese cobre en el mercado hacia 2028 y como desafío sectorial planteó que «en 10 años queremos hacer el 40% de lo que Chile logró en 100”.
La hoja de ruta técnica de Glencore contempla la reapertura de la mina Alumbrera como un paso estratégico inicial. Según el ejecutivo, esta operación funcionará como una instancia productiva que permitirá reinsertar al país en el mercado global de metales básicos en el corto plazo. “Acabamos de anunciar el objetivo de reiniciar Alumbrera, queremos poner cobre argentino en el mercado en 2028”, precisó Pérez de Solay respecto a los plazos estimados.
El plan utiliza la infraestructura existente en Alumbrera para facilitar la transición hacia proyectos de mayor escala, como Agua Rica y, posteriormente, Pachón. El directivo enfatizó, en el encuentro sectorial organizado por Panorama Minero, la importancia de un crecimiento estructurado y el diálogo permanente con las autoridades para garantizar la viabilidad de las inversiones. “Tomamos la decisión hace un año de ir por todo y armar un programa de crecimiento ordenado”, señaló.
Respecto a Pachón, el ejecutivo brindó detalles sobre la magnitud del reservorio y su longevidad operativa, proyectando una actividad que superaría las siete décadas. “Es un proyecto que se va a desarrollar a su máxima capacidad”, afirmó sobre el yacimiento, que cuenta con reservas de seis millones de toneladas de cobre. La primera fase de procesamiento alcanzaría las 185.000 toneladas diarias de mineral.
La flexibilidad del desarrollo permite, de acuerdo con la visión de la empresa, adaptar la producción a las condiciones del mercado de manera constante. “Nadie planea una mina a 70 años”, observó el directivo, al tiempo que remarcó que las sucesivas etapas de expansión aseguran la rentabilidad del activo. Al respecto, añadió: “Siempre es viable poner producción. Esa es la belleza de este proyecto”.
Preocupación por el empleo y la infraestructura
En el ámbito social, Pérez de Solay identificó al empleo como una de las demandas principales de las comunidades locales ante la falta histórica de desembolsos de capital. “Hay en la Argentina una gran preocupación por el trabajo, apoyada en muchos años en los que no ha habido inversión. La minería se proyecta como un sector que puede generar empleo”, explicó el CEO en el encuentro sectorial.
La reactivación de Minera Alumbrera podría volver a aportar cobre en 2028.
La gestión del recurso hídrico fue otro de los ejes centrales, donde se planteó la necesidad de aplicar tecnología para optimizar el consumo en zonas con estrés hídrico. El ejecutivo propuso el diseño de estrategias de compensación entre regiones para mitigar el impacto ambiental. “Tenemos que empezar a pensar de manera inteligente”, subrayó respecto a la eficiencia técnica necesaria en los procesos industriales.
En relación con la infraestructura, la postura de la compañía es que las mineras no deben actuar como financistas directos de las obras civiles, debido a la disparidad en los retornos de inversión. “Los retornos de la infraestructura son más bajos que los de la minería. Usar capital con riesgo minero en infraestructura es mal uso del capital”, argumentó, sugiriendo que las empresas deben aportar la demanda contractual para que especialistas ejecuten las obras.
Pérez de Solay concluyó que la especialización técnica es clave para la competitividad del sector y que la responsabilidad de las operadoras debe centrarse en su núcleo de negocio. “Nosotros nos especializamos en lo que sabemos hacer”, sentenció, diferenciando el rol de las mineras frente a los desarrolladores de infraestructura básica y logística.
Finalmente, el directivo reconoció la magnitud de los objetivos planteados para la próxima década, aunque destacó un cambio de tendencia en las condiciones para la inversión minera en la Argentina. “Me asusta el tamaño de las cifras que tenemos por delante”, admitió, pero cerró su intervención con una perspectiva favorable sobre el escenario actual: “Todo lo que tenemos que hacer para que pase está pasando. Esta vez es distinto”.
La nueva edición se realizará el 28 de mayo en la Ciudad de Buenos Aires con una agenda centrada en el escenario global y los desafíos estructurales del país. Participarán dirigentes, analistas y empresarios en un encuentro con fines solidarios.
La duodécima edición del Latam Economic Forum se realizará el jueves 28 de mayo en el Goldencenter de Parque Norte, en la Ciudad de Buenos Aires. El evento, que desde 2013 convoca a figuras clave del ámbito público y privado, se consolidó como un espacio de referencia para el debate económico con impacto social.
La propuesta combina análisis económico, actualidad política y compromiso con el desarrollo social, con la premisa de reunir voces diversas para interpretar el contexto nacional y global.
Según los organizadores, el objetivo es anticipar los desafíos que enfrentan la Argentina y América Latina en un escenario marcado por transformaciones económicas y redefiniciones políticas a nivel mundial.
Desde su primera edición en 2013, el foro, organizado por el analista financiero Darío Epstein y su equipo de Research for Traders, reunió a más de 8.000 asistentes a lo largo de los años. Los debates incluyen miradas desde la gestión pública, el sector privado y el análisis económico, con la participación de protagonistas que inciden directamente en la agenda.
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Para la 12° edición está prevista la participación del presidente de la Nación, Javier Milei, junto al canciller Pablo Quirno; el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; el titular de Pampa Energía y Grupo Emes, Marcelo Mindlin; el politólogo Fabián Calle; y el presidente de Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA), Claudio Zuchovicki. La jornada comenzará a las 8:30 con la acreditación y un desayuno, seguida de la apertura institucional y el cierre estará a cargo de Milei.
Además de la relevancia de sus expositores, cuya participación es totalmente ad honorem, el foro se distingue por su modelo: el 100% de lo recaudado a través de entradas y sponsors se destina a programas sociales. Este año será nuevamente a beneficio de La Fundación de Acción Social de Jabad y la Asociación Cooperadora del Hospital de Niños Dr. Ricardo Gutiérrez.
Otras instituciones apoyadas en ediciones anteriores han sido la Fundación Sí, dedicada a la inclusión social y educativa de jóvenes; MACMA, enfocada en la prevención del cáncer de mama; y Leoncito Dan, que impulsa acciones solidarias para el acompañamiento de niños y familias.
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El impacto solidario constituye uno de los pilares del foro y uno de sus principales diferenciales. Lo recaudado entre entradas y sponsors del último foro permitió financiar tanto programas estructurales de asistencia social como intervenciones concretas en salud y condiciones de vida de sectores vulnerables.
Se esperan más de mil asistentes en el evento, que tendrá lugar en el Goldencenter de Parque Norte en CABA (Prensa Latam Economic Forum).
A través de la Fundación de Acción Social de Jabad, se sostuvo una red de contención que alcanza a unas 3.000 personas, mediante programas de niñez, fortalecimiento familiar y asistencia directa a más de 700 familias.
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Coorganizadora del evento y activa desde 1989, también impulsa centros de día, hogares convivenciales, una clínica odontológica y espacios de inclusión para adultos mayores, además de iniciativas destinadas a jóvenes en situación de vulnerabilidad que combinan asistencia con generación de oportunidades laborales.
Parte de los recursos se canalizó hacia la Asociación Cooperadora del Hospital de Niños Ricardo Gutiérrez, organización sin fines de lucro que, desde 1956, financia equipamiento, infraestructura y acompaña a familias durante tratamientos médicos de niñas, niños y adolescentes de todo el país.
En ese sentido, gracias a lo recaudado en el evento se adquirió un ecógrafo con transductor lineal y un electrocardiógrafo móvil de doce derivaciones, equipamiento clave para el área de cirugía cardiovascular infantil.
El bono contribución para asistir al evento es de $100.000 en preventa y $120.000 en la modalidad general. La inscripción se realiza a través de la plataforma Eventbrite.
Según Adolfo Storni, gerente general de CAPEX, el costo de perforar un pozo en Vaca Muerta es hoy un 50% superior al de Estados Unidos.
La frase, dicha en Houston durante la Offshore Technology Conference, expone un punto que la industria conoce pero rara vez formula en público: el shale argentino no es caro por su geología, sino por su superficie. La roca es buena; el sistema operativo no.
La diferencia de costos no surge del subsuelo, sino de una cadena de servicios y logística que mantiene precios desalineados. La arena de fractura cuesta entre 150 y 200 dólares la tonelada, cinco veces más que en el Permian. Los equipos de perforación son escasos y más caros de operar.
Los fletes pesan más en la ecuación. La oferta de proveedores es limitada. Cada etapa del proceso se encarece y ralentiza el desarrollo.
A este cuadro se suma un componente financiero que casi nunca aparece en el debate público: la tasa de interés real en dólares. Storni estima que ronda el 20%, producto de un tipo de cambio estable y una inflación todavía alta.
En la práctica, eso significa que cualquier empresa que financie su inversión en dólares y venda en pesos queda fuera de escala. Solo las actividades dolarizadas —como el petróleo y el gas exportable— logran sostenerse dentro de esa ecuación. El costo del capital se convierte así en un límite operativo adicional.
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En paralelo, CAPEX avanza en una estrategia que combina actividad convencional en Río Negro, desarrollo no convencional en Cinco Saltos Norte y un enclave integrado en Agua del Cajón que articula gas, petróleo, generación térmica, gas licuado y renovables.
La diversificación funciona como defensa ante una estructura de costos que no acompaña la escala del desarrollo no convencional.
El punto central de la mirada de Storni no es la comparación con Estados Unidos, sino la consecuencia: mientras el costo del pozo argentino no converja hacia estándares internacionales, la llegada masiva de capital externo seguirá condicionada.
La competitividad del shale local depende menos de la calidad de la roca —que ya demostró su potencial— y más de la capacidad del sistema para reducir costos, ampliar oferta de servicios y alinear precios relativos con los de las cuencas líderes.
La industria tiene productividad, recursos y escala para sostener un ciclo de inversión prolongado. Lo que falta es resolver la brecha entre el potencial geológico y el costo operativo. Ese es el verdadero límite del desarrollo argentino.
El presidente Javier Milei anunció que enviará al Congreso un proyecto para crear un “Súper RIGI”, una versión ampliada del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones.
El mensaje fue difundido a través de su cuenta oficial, donde afirmó que el nuevo esquema tendrá mayores ventajas que el régimen vigente y alcanzará sectores que no forman parte de la estructura productiva actual.
El anuncio se produce luego de que el Poder Ejecutivo confirmara que impulsará la derogación de la Ley Chevron, el régimen especial que desde 2014 otorgaba incentivos a inversiones de gran escala en hidrocarburos.
Ese marco funcionaba como complemento de la Ley de Hidrocarburos para proyectos de alto CAPEX y habilitaba beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios aplicados a desarrollos no convencionales.
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El RIGI vigente, creado en 2024, cuenta con trece proyectos aprobados en energía, minería, industria e infraestructura.
El esquema opera como el principal instrumento para inversiones de gran escala y concentra iniciativas vinculadas a generación eléctrica, transporte de hidrocarburos, producción de litio, desarrollo cuprífero y ampliación de capacidad industrial y logística.
La presentación del proyecto de “Súper RIGI” abre un proceso de redefinición del marco aplicable a inversiones de alto CAPEX. Hasta el momento, no se publicó texto oficial ni se difundieron detalles sobre su estructura tributaria, sectores alcanzados o criterios de elegibilidad.
La publicación del articulado permitirá determinar su relación con el régimen vigente y con los instrumentos sectoriales aplicados a energía y minería.
Chevron confirmó una inversión superior a USD 10.000 millones en Vaca Muerta, que será presentada como proyecto dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
La definición surgió en una reunión en Estados Unidos entre ejecutivos de la compañía y el ministro de Economía, Luis Caputo, quien señaló que la empresa enviará la documentación técnica en los próximos días.
Del encuentro participaron Eimar Bonner, directora financiera de Chevron, y Laura Lane, responsable de Asuntos Corporativos, junto al secretario de Finanzas, Pablo Quirno, y el embajador argentino en Washington, Alec Oxenford.
La inversión se integra a un conjunto de más de 36 proyectos en evaluación vinculados al RIGI, que según datos oficiales supera los USD 100.000 millones. El volumen de iniciativas refleja la expansión del upstream no convencional como eje de desarrollo de capacidad productiva y operaciones de largo plazo en la cuenca neuquina.
Chevron opera en Argentina desde hace más de una década y es uno de los actores centrales en el desarrollo del shale. Su participación en Loma Campana —el bloque que inició la curva de producción no convencional del país— y en El Trapial la posiciona entre las compañías con mayor escala operativa en Neuquén.
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La inversión anunciada se orienta a ampliar la producción en estas áreas, profundizar el desarrollo de bloques existentes y sostener un plan de perforación y completación consistente con los niveles actuales de actividad.
El anuncio se produce en un contexto de expansión sostenida en Vaca Muerta. La producción total de petróleo alcanzó los 890.000 barriles diarios en el primer cuatrimestre del año, con tasas de crecimiento interanual superiores al 25% y un nivel de actividad que registró 1.800 etapas de fractura mensuales, máximo histórico para la cuenca.
Este desempeño registró un superávit energético de USD 7.829 millones en 2025 y estableció un nuevo piso de ingreso de divisas para el sector.
La inversión de Chevron se incorpora así a un escenario de aceleración operativa y ampliación de capacidad productiva en petróleo no convencional, en un momento en que la industria sostiene niveles récord de actividad y proyecta incrementos adicionales en la cuenca neuquina.
Vaca Muerta consolidó en 2026 un perfil estructural: es el principal proyecto de expansión externa de la Argentina y el único capaz de sostener un flujo de divisas de magnitud comparable al complejo agroexportador.
Con la infraestructura ya desplegada —oleoductos, plantas de tratamiento, ampliaciones de midstream y capacidad incremental de evacuación— el sistema se encamina a un piso exportador proyectado en torno a los 30.000 millones de dólares anuales en la próxima década.
La dinámica de inversión mantiene un ritmo estable. Operadoras y empresas de servicios profundizan la transición hacia desarrollos de fábrica, con mejoras en productividad por pozo, reducción de tiempos de perforación y mayor eficiencia en completación.
La curva de aprendizaje del shale argentino ya se expresa en costos operativos más competitivos y en una mayor integración de proveedores locales en etapas críticas de la cadena.
El crecimiento del sistema también reconfigura la logística regional. La expansión del transporte pesado, la rotación de personal y la demanda de servicios asociados obligan a ajustar rutas, accesos y nodos de abastecimiento.
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La infraestructura vial y urbana de la zona de influencia opera como variable operativa del desarrollo: su adecuación condiciona tiempos, costos y continuidad de actividad.
En paralelo, la presión demográfica sobre localidades cercanas al núcleo productivo —Añelo, Rincón de los Sauces, Centenario— introduce un componente adicional en la ecuación de competitividad. La disponibilidad de vivienda, servicios y conectividad incide en la rotación laboral, en la estabilidad de los equipos y en la capacidad de sostener turnos y dotaciones en ciclos prolongados.
La llegada del gas natural a Añelo en 2026 cierra una brecha histórica y mejora la base de servicios para la operación.
El sistema energético neuquino avanza hacia una integración más robusta entre producción, transporte y exportación. La ampliación de capacidad hacia Chile, la consolidación de envíos a refinerías del Atlántico y la proyección de infraestructura para GNL posicionan a Vaca Muerta como un activo estratégico de largo plazo.
La clave hacia adelante será sostener la competitividad del subsuelo con un entorno operativo capaz de acompañar la escala del desarrollo.
Vaca Muerta ya no es un proyecto emergente: es un sistema exportador en expansión, con impacto macroeconómico directo y con un conjunto de desafíos operativos que requieren coordinación entre Estado, empresas y territorio para sostener su ritmo de crecimiento.
TGN lanza una nueva edición de su programa Jóvenes Profesionales TGN
TGN, operadora regional de ductos y proveedora de soluciones para el desarrollo de proyectos energéticos, lanza una nueva edición de su programa Jóvenes Profesionales TGN (JP26), una iniciativa orientada a acompañar a jóvenes profesionales —los rookies— en sus primeros desafíos dentro de la industria energética.
La campaña de JP26 se inspira en el alto desempeño y la preparación profesional e invita a jóvenes talentos de ingeniería a iniciar un recorrido de desarrollo basado en el conocimiento técnico, el entrenamiento continuo y la coordinación entre equipos. El automovilismo se toma como referencia por su afinidad con el perfil ingenieril, al representar valores compartidos con la industria energética como la precisión técnica, la preparación constante y la colaboración profesional. En ese marco, JP26 propone una experiencia de formación y aprendizaje en contexto reales, con participación temprana en proyectos y operaciones clave del sistema del transporte de gas natural del país.
Desarrollo de jóvenes
“JP26 está pensado para atraer y desarrollar a los rookies que van a liderar el futuro de la energía, con formación, acompañamiento y desafíos reales desde el inicio”, señaló Alejandro Pacini, director de Recursos Humanos de TGN.
La convocatoria está orientada a jóvenes de hasta 29 años, graduados/as de las carreras de Ingeniería Eléctrica, Electromecánica, Electrónica, Industrial, Mecánica y Química con hasta tres años de recibidos; y estudiantes avanzados/as que adeuden como máximo tres finales y la tesis. Se valorará la disponibilidad para relocalizarse en distintas regiones del país. El manejo del idioma inglés no es excluyente.
Como operadora de un sistema de gasoductos que atraviesa 17 provincias y supera los 11.300 kilómetros de extensión, TGN ofrece a estos jóvenes profesionales la posibilidad de construir su carrera en un entorno federal y de alta exigencia técnica, participando en operaciones y proyectos críticos para el abastecimiento energético de la Argentina.
“Para quienes estudian ingeniería y buscan desafíos de precisión con impacto real, este es el entorno donde el trabajo técnico se transforma en energía que mueve al país”, afirmó Carlos Ranzani, director de Operaciones de la compañía.
El programa JP26
Rotación por áreas clave del negocio, con alcance federal.
Acompañamiento permanente mediante tutorías y referentes técnicos.
Plan de capacitación técnica y de gestión.
Participación activa en proyectos core de la compañía.
Asignación efectiva a vacantes al finalizar el programa.
TGN cuenta con una sólida política de Diversidad & Inclusión, y en sus convocatorias de jóvenes profesionales alcanza un 37% de participación femenina, promoviendo un entorno profesional equitativo y de desarrollo.
Resultados recientes
Durante 2024, el programa de Jóvenes Profesionales de TGN contó con 11 egresados, que completaron un recorrido de formación intensiva y participación en proyectos estratégicos de la compañía, consolidando a JP como una cantera clave de talento técnico para el desarrollo del negocio. Este año se espera que 10 talentos formen parte de este programa.
Condiciones y plazos de la convocatoria
La inscripción al programa JP26 estará abierta hasta el 29 de mayo de 2026.
Javier Milei anunció a través de su cuenta de la red social X que enviará al Congreso un proyecto de ley para disponer de lo que denominó “Súper RIGI”, en favor de empresas que tengan la intención de realizar inversiones en el país pero en el marco de condiciones más ventajosas que las dispuestas en el actual Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones.
Durante su viaje de regreso a la Argentina desde Los Estados Unidos, Milei posteó “Dado que no podemos comprarnos un B2 Spirit no me queda otra que lanzar una Mega Bomba desde el avión presidencial. Estaremos mandando al Congreso una ley sobre SÚPER RIGI, el cual tiene mayores ventajas que el RIGI original y que aplicará para sectores que nunca han existido en Argentina”.
Milei no identificó de qué sectores se trataría, pero el anuncio ocurre pocas horas después de reunirse, junto con el ministro de Economía, Luis Caputo, con empresarios estadounidenses que participaron de la 29 Conferencia Global del Instituto Milken, en Los Angeles.
El presidente argumentó acerca del RIGI potenciado (beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios durante 30 años), para atraer proyectos de inversión que “De ese modo, se podrán crear nuevas empresas que satisfagan las necesidades productivas de los nuevos sectores dinámicos de la economía al tiempo que multiplicará la cantidad de empleos”.
Resta conocer que beneficios adicionales a los ya otorgados vía RIGi está dispuesto a otorgar el gobierno, y que tratamiento tendrá el proyecto en el Congreso de la Nación.
Por otra parte, y tras una reunión que Milei mantuvo con directivos de Chevron con posterioridad a la citada Conferencia, la petrolera estadounidense anunció una inversión en el país de U$S 10 mil millones, ligada al RIGI.
Cabe referir que Chevron tiene activa participación en Vaca Muerta como socia operadora e inversora con YPF desde que, en el 2012, el gobierno de Cristina Fernández lograra la mayoría accionaria (51 %) para el Estado argentino mediante una expropiación a Repsol, avalada por una ley específica del Congreso de la Nación.
“Nos reunimos junto con Pablo Quirno y Alejandro Oxenford con Chevron CFO Eimar Bonner y Laura Lane, quien nos garantizó que estarán enviando un nuevo proyecto (para acceder al) RIGI en los próximos días por más de U$S 10.000 millones”, escribió en su cuenta de X el ministro Caputo, compañero de viaje de Milei.
YPF presentó los resultados del primer trimestre del año con un EBITDA ajustado de U$S 1.594 millones, el más alto de su historia para un primer trimestre. Este resultado representa una mejora del 28 % con relación al primer trimestre de 2025, impulsada por el crecimiento de la producción de shale, la desinversión de campos maduros, la reducción de costos operativos , y un mejor entorno de precios para el petróleo y el gas. La utilidad neta fue de U$S 409 millones, describió la compañía de mayoría accionaria estatal.
El EBITDA ajustado es una medida que se calcula para una empresa tomando sus ganancias y sumándoles los gastos por intereses, los impuestos y los cargos por depreciación.
La producción de petróleo shale promedió 205.000 barriles diarios, con un crecimiento de 39 % interanual. Este crecimiento estuvo apalancado principalmente por el yacimiento La Angostura Sur, que se ha transformado en el quinto bloque de petróleo shale más productivo de Vaca Muerta en menos de 2 años, siendo 100 % propiedad de YPF.
Durante el primer trimestre las inversiones alcanzaron cerca de mil millones de dólares, de los cuales el 78 % se destinaron a la producción del recurso No Convencional, principalmente en Vaca Muerta.
Se espera una aceleración de las inversiones durante la segunda mitad del año, en línea con el crecimiento esperado en la producción de petróleo shale, destacó la compañía.
Por el lado de Downstream, los niveles de procesamiento en las refinerías alcanzaron un nuevo récord de 344.000 barriles diarios, lo que también permitió registrar récords de producción de nafta premium y destilados medios, y de esta forma, evitar importaciones, abastecer a refinadores locales y exportar naftas y gasoil a países de la región, se indicó.
El proyecto VMOS (Vaca Muerta Oleoducto Sur) continúa avanzando según lo previsto, con más del 62 % de la obra ejecutada al cierre de marzo de 2026. En abril de 2026, YPF adquirió 44.000 barriles diarios adicionales de capacidad de transporte, consolidando así una participación del 30 % en el proyecto, que le permite asegurar la evacuación del fuerte crecimiento de producción esperado para los próximos años, se puntualizó.
Con relación al proyecto Argentina LNG, los socios fundadores YPF, ENI y XRG (brazo internacional de ADNOC), continuaron trabajando en el desarrollo del proyecto, enfocados en la obtención del financiamiento, los análisis técnicos de la obra y la obtención de las concesiones de explotación y acuerdos con las provincias que habilitan el desarrollo del proyecto.
En forma adicional, en abril, se formalizó el acuerdo por el cual YPF adquirió la totalidad de los 3 bloques No Convencionales que producirán el gas necesario para el proyecto. En el plano financiero, YPF detalló que obtuvo “un flujo de caja libre de más de 870 millones de dólares en el trimestre gracias a un sólido desempeño operativo y la cobranza parcial por la venta de activos no estratégicos, como la subsidiaria Profertil y el yacimiento convencional Manantiales Behr”.
Gracias a la generación de caja, la compañía logró adelantar el pago de deuda por alrededor de 750 millones de dólares en los primeros cuatro meses del año, así como reforzar su liquidez a un nivel de 1.700 millones de dólares al cierre de marzo de 2026.
La sede central de la Comisión Nacional de Energía Atómica.
La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) «atraviesa una situación crítica cuyo núcleo más sensible es la pérdida de recursos humanos«. La descripción es compartida por más de veinte referentes del sector nuclear argentino que fueron convocados por la Fundación Balseiro a reflexionar sobre el presente y futuro del organismo científico.
La fundación organizó el 24 y 25 de abril en Bariloche una actividad con un grupo reducido de personalidades de reconocida trayectoria en el área, quienes compartieron sus visiones sobre cuestiones estratégicas, controversiales y de proyección futura. EconoJournal accedió al documento final del evento, que incluye los artículos escritos por los expositores y sintetiza las coincidencias y diferencias.
Entre los expositores figuran Conrado Varotto (miembro fundador de INVAP), Alfredo Caro (ex director del Instituto Balseiro y del Centro Atómico Bariloche), Germán Guido Lavalle (ex presidente de CNEA), Julián Gadano (ex subsecretario de Energía Nuclear de la Nación) y Diego Hurtado (ex vicepresidente de CNEA).
«Todos coinciden en un punto central: la CNEA es una institución estratégica para el desarrollo de nuestro país que atraviesa una etapa crítica y que requiere unaredefinición profunda de su misión, su gobernanza, sus instrumentos de gestión y su relación con el ecosistema nuclear y científico-tecnológico nacional», dice el documento.
Dicha redefinición es estructural y va más allá de la coyuntura actual, marcada por reclamos salariales y presupuestarios. Cerca de 100 jefes y jefas de 11 de las 12 gerencias de la institución a mediados de abril elevaron una carta a las autoridades expresando su preocupación por la situación salarial, contractual y presupuestaria, en la que señalaron la «imposibilidad de sostener grupos de trabajo».
El secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, respondió que el gobierno trabaja en una reestructuración integral de la CNEA para que sea un organismo de investigación y desarrollo con capacidad de generar sus propios ingresos. «La inercia institucional que premió la expansión permanente nunca exigió resultados. Pedir más presupuesto sin cambiar la estructura es pedirle al Tesoro que financie indefinidamente un modelo que no cierra«, apuntó en un posteo en X.
CNEA: coincidencias y diferencias sobre el presente y futuro del organismo
Según la síntesis, los referentes coincidieron en que la CNEA enfrenta al menos cuatro desafíos: el fortalecimiento del organismo, la reforma de su gobernanza, la formación y retención de los recursos humanos, y la compensación adecuada de sus aportes al resto del ecosistema nuclear argentino. El diagnóstico común es que «la forma actual es inadecuada», aunque existen distintas miradas sobre cómo debería reorganizarse.
La expresión visible de la crisis esta en la dificultad del organismo para formar y retener el talento, su «activo más valioso». «El conocimiento nuclear profundo —el que permite diseñar, licenciar, operar, reparar, evaluar, innovar y formar— es conocimiento encarnado en comunidades técnicas. Se transmite entre generaciones mediante trabajo conjunto, dirección de tesis, participación en proyectos, operación de instalaciones y resolución de problemas reales. Una interrupción de esa cadena puede ser irreversible«, dice el documento.
Una buena parte de los problemas para retener el talento tienen origen en los problemas presupuestarios y salariales y en la relación institucionalmente desordenada con las empresas del ecosistema. «La síntesis posible es que la CNEA no debe competir innecesariamente con empresas, pero tampoco debe quedar subordinada a ellas ni transformarse en una cantera gratuita de talento y conocimiento«, advierten.
Sin embargo, en el documento se reconoce que existen diferencias sobre la manera en la que se deben abordar estos desafíos. Puntualmente, se mencionan diferencias vinculadas al peso relativo del Estado y del sector privado en el ecosistema y respecto de los grandes proyectos, como el CAREM o los reactores grandes como los diseños CANDU.
«Hay divergencias sobre la forma institucional concreta: autonomía de centros, estructura matricial, directorios, fondos fiduciarios, gestión de activos, laboratorios nacionales o reestructuración interna», señalan.
Aportes de los participantes
La síntesis anterior fue elaborada por el comité redactor en base a los textos escritos por los participantes, de los cuales emergen algunos conceptos que dan cuenta de los debates en curso dentro del sector.
El doctor en Física y ex director del Instituto Balseiro, Alfredo Caro, describió una serie de problemas en CNEA como la consolidación de áreas de poder ligadas a proyectos prolongados, la captura de recursos humanos e infraestructura por estructuras cerradas sobre sí mismas, la subutilización de equipamiento de alto valor, la endogamia en la formación y la hipertrofia de funciones jerárquicas como compensación salarial.
La propuesta de Caro es transformar a la CNEA en un Laboratorio Nacional moderno y que parte del financiamiento para sus proyectos de I+D provenga de la generación nucleoeléctrica a partir de su participación accionaria en Nucleoeléctrica Argentina. «Esto permite un cambio cultural: la CNEA dejaría de verse como un área dependiente sólo de fondos públicos para ser vista como una productora de recursos estratégicos de innovación«, explica Caro.
El ex subsecretario de Energía Nuclear, Julián Gadano, coincide en el valor que tiene el modelo de Laboratorios Nacionales del Departamento de Energía de los EE.UU. como ejemplo a replicar en el país. «El Estado hoy debe retirarse de las actividades productivas para que el sistema crezca, pero tiene un lugar irrenunciable en tres dimensiones: generación de incentivos correctos, regulación y licenciamiento, e I+D+I lo más en la punta que nuestras capacidades permitan», explicó.
El ingeniero nuclear ingeniero y actual miembro del directorio de INVAP, Juan Pablo Ordóñez, se expresó en una línea similar sobre la misión de la futura CNEA, la cual debería limitarse a la producción de bienes públicos. «Las actividades que no cumplan con la definición de ser bienes públicos, deberían ser transferidas a nuevas empresas que se creen para los fines específicos, o, en caso de ser viable, a las empresas existentes en el sector nuclear», analizó.
El físico-tecnólogo y ex presidente de Nucleoeléctrica, Alberto Lamagna, consideró que el organismo debería orientarse decididamente a la transferencia tecnológica y a la asociación con empresas de alta tecnología, tanto en el sector nuclear como en otras tecnologías sensibles y estratégicas.
«Esta redefinición del rol de la CNEA no implica que deje de participar en grandes proyectos futuros, como fueron el RA-10 o el CAREM. Significa que, para no desvirtuar su misión, la gestión de hitos, cronogramas y financiamiento debería recaer en otra instancia de gobiernoo en un consorcio público-privado creado específicamente para ese fin», apuntó.
El doctor en Física y ex vicepresidente de la CNEA, Diego Hurtado, consideró que el sector nuclear, en tanto sector económicamente estratégico, es compatible con los gobiernos que impulsan políticas industriales, energéticas y de I+D convergentes y de escala nacional.
En ese sentido, criticó las decisiones de cancelar proyectos como las centrales nucleares de tipo CANDU y Hualong One que China había ofrecido financiar. «Las centrales nucleares de potencia son la columna vertebral y el principio ordenador del sector nuclear argentino que garantiza la articulación de la trama institucional-empresarial y la convergencia de agendas institucionales y empresarias», evaluó.
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 18/05/2026 al 31/05/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.
Se recibieron 30 ofertas, de las cuales 15 fueron de productores y 15 de comercializadores.
El volumen total adjudicado fue de 28,8 millones de metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de U$S 3,97 por MBTU en el PIST, y de U$S 4,81 para el gas puesto en el GBA.
Desde Neuquén se ofrecieron 11,2 millones de m3/día a un precio promedio ponderado PIST de U$S 4,13 el MBTU; Desde Tierra del Fuego la oferta de abasto adjudicada fue de 9 MMm3/día, a un precio promedio de U$S 3,80 el MBTU; Desde Chubut 10 MMm3/día a un precio promedio PIST de U$S 3,81 el MBTU, Desde Santa Cruz se ofertaron 2,9 MMm3/día a U$S 3,84, y desde la cuenca Noroeste 1,7 MMm3/día a un precio promedio ponderado PIST de U$S 4,15 el MBTU.
La duodécima edición del Latam Economic Forum se realizará el jueves 28 de mayo
La duodécima edición del Latam Economic Forum se realizará el jueves 28 de mayo en el Goldencenter de Parque Norte, en la Ciudad de Buenos Aires. El evento, que desde 2013 convoca a figuras clave del ámbito público y privado, se consolidó como un espacio de referencia para el debate económico con impacto social.
La propuesta combina análisis económico, actualidad política y compromiso con el desarrollo social, con la premisa de reunir voces diversas para interpretar el contexto nacional y global. Según los organizadores, el objetivo es anticipar los desafíos que enfrentan la Argentina y la región en un escenario marcado por transformaciones económicas y redefiniciones políticas a nivel mundial.
Desde su primera edición en 2013, el foro, organizado por el analista financiero Darío Epstein y su equipo de Research for Traders, reunió a más de 8.000 asistentes a lo largo de los años. Los debates incluyen miradas desde la gestión pública, el sector privado y el análisis económico, con la participación de protagonistas que inciden directamente en la agenda.
Para la 12° edición está prevista la participación del presidente de la Nación, Javier Milei, junto al canciller Pablo Quirno; el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; el titular de Pampa Energía y Grupo Emes, Marcelo Mindlin; el politólogo Fabián Calle; y el presidente de Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA), Claudio Zuchovicki. La jornada comenzará a las 8:30 con la acreditación y un desayuno, seguida de la apertura institucional y el cierre estará a cargo de Milei.
Además de la relevancia de sus expositores, cuya participación es totalmente ad honorem, el foro se distingue por su modelo: el 100% de lo recaudado a través de entradas y sponsors se destina a programas sociales. Este año será nuevamente a beneficio de La Fundación de Acción Social de Jabad y laAsociación Cooperadora del Hospital de Niños Dr. Ricardo Gutiérrez. Otras instituciones apoyadas en ediciones anteriores han sido la Fundación Sí, dedicada a la inclusión social y educativa de jóvenes; MACMA, enfocada en la prevención del cáncer de mama; y Leoncito Dan, que impulsa acciones solidarias para el acompañamiento de niños y familias.
El impacto solidario constituye uno de los pilares del foro y uno de sus principales diferenciales. Lo recaudado entre entradas y sponsors del último foro permitió financiar tanto programas estructurales de asistencia social como intervenciones concretas en salud y condiciones de vida de sectores vulnerables.
Nueva edición del Latam Economic Forum
Para la 12° edición está prevista la participación del presidente de la Nación,Javier Milei, junto al canciller Pablo Quirno; el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; el titular de Pampa Energía y Grupo Emes, Marcelo Mindlin; el politólogo Fabián Calle; y el presidente de Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA), Claudio Zuchovicki. La jornada comenzará a las 8:30 con la acreditación y un desayuno, seguida de la apertura institucional y el cierre estará a cargo de Milei.
Además de la relevancia de sus expositores, cuya participación es totalmente ad honorem, el foro se distingue por su modelo: el 100% de lo recaudado a través de entradas y sponsors se destina a programas sociales. Este año será nuevamente a beneficio de La Fundación de Acción Social de Jabad y laAsociación Cooperadora del Hospital de Niños Dr. Ricardo Gutiérrez. Otras instituciones apoyadas en ediciones anteriores han sido la Fundación Sí, dedicada a la inclusión social y educativa de jóvenes; MACMA, enfocada en la prevención del cáncer de mama; y Leoncito Dan, que impulsa acciones solidarias para el acompañamiento de niños y familias.
El impacto solidario constituye uno de los pilares del foro y uno de sus principales diferenciales. Lo recaudado entre entradas y sponsors del último foro permitió financiar tanto programas estructurales de asistencia social como intervenciones concretas en salud y condiciones de vida de sectores vulnerables.
A través de la Fundación de Acción Social de Jabad, se sostuvo una red de contención que alcanza a unas 3.000 personas, mediante programas de niñez, fortalecimiento familiar y asistencia directa a más de 700 familias. Coorganizadora del evento y activa desde 1989, también impulsa centros de día, hogares convivenciales, una clínica odontológica y espacios de inclusión para adultos mayores, además de iniciativas destinadas a jóvenes en situación de vulnerabilidad que combinan asistencia con generación de oportunidades laborales.
Parte de los recursos se canalizó hacia la Asociación Cooperadora del Hospital de Niños Ricardo Gutiérrez, organización sin fines de lucro que, desde 1956, financia equipamiento, infraestructura y acompaña a familias durante tratamientos médicos de niñas, niños y adolescentes de todo el país. En ese sentido, gracias a lo recaudado en el evento se adquirió un ecógrafo con transductor lineal y un electrocardiógrafo móvil de doce derivaciones, equipamiento clave para el área de cirugía cardiovascular infantil.
El bono contribución para asistir al evento es de $100.000 en preventa y $120.000 en la modalidad general. La inscripción se realiza a través de la plataforma Eventbrite.
TotalEnergies, junto a sus socios Wintershall Dea y Pan American Energy, puso en marcha el parque eólico más austral del mundo, ubicado en Tierra del Fuego, a unos 130 kilómetros al norte de Río Grande, en una zona con alto potencial eólico.
El proyecto destaca por ser un sistema híbrido que combina generación eólica con almacenamiento en baterías, diseñado para alimentar las plantas de tratamiento de gas de Río Cullen y Cañadón Alfa, las cuales operan de manera aislada de la red eléctrica convencional.
Este desarrollo cuenta con dos aerogeneradores de 86 metros de altura de buje y 136 metros de diámetro de pala, con una capacidad total de generación renovable de 9 MW. La integración con almacenamiento energético permitirá estabilizar el suministro y garantizar la continuidad operativa en un entorno remoto.
Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur cuenta con su primer parque eólico.
Una inversión privada de las empresas TotalEnergies, Wintershall y Pan American.
Está capacidad tecnológica para generar energía limpia es el primer paso para planificar y desarrollar la… pic.twitter.com/28XxF7M4R9
Según la empresa, esta iniciativa representa la primera solución híbrida a esta escala aplicada por TotalEnergies en operaciones de exploración y producción a nivel global. Además, se espera que reduzca en más de un 55% las emisiones vinculadas a la generación eléctrica necesaria para la operación de las instalaciones en la Cuenca Austral hacia el final de la concesión.
El country chair de TotalEnergies en Argentina, Sergio Mengoni, calificó el proyecto como “un gran desafío” y resaltó que refleja “el compromiso permanente de TotalEnergies con la provincia, generando más energía con menos emisiones”.
El gobernador de Tierra del Fuego, Gustavo Melella, valoró el potencial energético de la región y destacó que esta iniciativa demuestra cómo la industria puede adoptar nuevas tecnologías para hacer la producción de gas más sustentable y eficiente. Asimismo, subrayó la importancia de este tipo de inversiones para generar oportunidades productivas y fortalecer el desarrollo energético provincial.
Además del impacto ambiental positivo, TotalEnergies aseguró que el sistema híbrido aportará mayor confiabilidad operativa, minimizando interrupciones y reduciendo la dependencia de equipos rotativos tradicionales. La construcción y puesta en marcha del parque también generó empleo local durante las distintas etapas del proyecto.
TotalEnergies opera en Argentina desde 1978, con actividades de exploración y producción principalmente en Neuquén y Tierra del Fuego. A través de su filial Total Austral, participa en el 25% de la producción nacional de gas, posicionándose como la principal operadora privada del país en este sector.
La inauguración de este parque eólico forma parte de la estrategia global de TotalEnergies para disminuir emisiones y ampliar el desarrollo de soluciones energéticas con menor impacto ambiental, combinando su experiencia en hidrocarburos con proyectos renovables en eólica y solar.
Argentina registra volúmenes de importación de gasoil (diésel) en mínimos históricos. Fuente: Argus.
El déficit global en la oferta de petróleo y combustibles se agravará en las próximas semanas si el comercio energético por el estrecho de Ormuz no es restablecido en lo inmediato. Solo en petróleo crudo, el déficit llegó en abril a casi 4 millones de barriles por día, contenido en parte porinventarios que se van agotando. Los traders y líderes de las principales petroleras de EE.UU. ya anticipan mayores precios del crudo y escenarios de destrucción de demanda.
Dentro de este escenario, la Argentina emerge en Latinoamérica como un mercado menos expuesto a potenciales problemas de suministro por los cambios en los flujos energéticos generados por la guerra y con una gran coyuntura para la exportación gracias a Vaca Muerta.
Vaca Muerta: desempeño excepcional del Medanito y saldos exportables en destilados
Argentina comienza a ver saldos estructurales exportables en destilados. Fuente: Argus.
Argus, empresa líder en servicios de cotización de materias primas, destaca el comportamiento excepcional de los precios del crudo Medanito en el mercado internacional y las oportunidades que la creciente sustitución del gasoil por gas natural en generación eléctrica está generando en materia de exportación de combustibles en una región históricamente deficitaria en naftas y gasoil (diesel).
El barril de Medanito pasó de un descuento general de US$5 respecto al precio del barril Brent ICE antes de la guerra a tener un premio de US$5, con un pico de US$8 a comienzos de abril. “Se mantiene la tendencia del año pasado, la Costa Oeste de Estados Unidos enamorada del crudo Medanito, con valorizaciones a partir de producto de US$160 por barril”, subrayó el Senior Business Development Manager de Argus, Nazareno Ferrero.
En materia de combustibles, el aumento en la producción doméstica y disponibilidad de gas para la generación eléctrica no solo que está reduciendo la utilización de gasoil por parte de CAMMESA sino que está generando saldos exportables estructurales de este combustible y otros destilados a los países vecinos.
“El cono sur de Sudamérica es netamente importador de diésel. Argentina es la excepción, hoy está en una situación que no hemos visto en los últimos 20 años, está larga en diésel”, explicó Ferrero en una presentación para el Instituto Argentino de Gas y Petróleo (IAPG).
Destrucción de demanda de combustibles en el mundo
El balance mundial de crudo es deficitario en 3,8 millones de bpd. Fuente: Argus.
La guerra en Medio Oriente acaba de cumplir dos meses. La relativa tregua abierta por las negociaciones de paz entre Estados Unidos e Irán, con Pakistán como principal mediador, no dio paso a una verdadera normalización del tráfico por Ormuz, que se mantiene en aproximadamente un 5% con respecto al nivel promedio anterior a la guerra.
De no haber un cambio radical en el escenario, la oferta de petróleo empeorará y empujará a una mayor destrucción de demanda de combustibles en mayo, especialmente en Asia, la región que más depende del suministro energético de Medio Oriente.
Argus señala que en abril el balance global en petróleo crudo fue deficitario en 3,8 millones de bpd, lo que empujó a una caída de 10% en la refinación global. En la región Asia-Pacífico, las refinerías durante marzo y abril recortaron producción por 4,1 millones de bpd, contra una capacidad instalada de refino de 30,7 millones diarios.
Por Ormuz se perdió una oferta de crudo de 12,4 millones de bpd, mientras que el mercado respondió con suministros alternativos que totalizaron 9,2 millones de bpd. Sin embargo, una parte de esa oferta alternativa provino de los menguantes inventarios de petróleocrudo, que en abril aportaron 3,3 millones de bpd.
En consecuencia, la demanda deberá ajustarse a una oferta de combustibles que empeorará. Argus señala que los productos más afectados serán las naftas y el GLP.
En el caso del GLP, el mercado global pasó de una situación de ligero déficit a un severo déficit al perder 30% de la oferta. Asia es el mercado más afectado: los precios del butano y propano AFEI, el índice de referencia para estos productos en los mercados asiáticos, saltaron de US$ 600 a US$ 1200 por tonelada.
«Es uno de los mercados que más destrucción de demanda se verá. Se dejará de cocinar con GLP y se utilizará leña. Se dejará de consumir para los crackers y estos se detendrán», explicó Ferrero.
La visión de las petroleras y los traders
La región Asia-Pacífico fue la que más redujo la producción de combustibles por el faltante del crudo proveniente de Medio Oriente. Fuente: Argus.
Las principales petroleras de EE.UU. que cotizan en bolsa presentaron la semana pasada sus resultados del primer trimestre del año. Los CEOs ya anticipan mayores precios del petróleo crudo si la navegación por Ormuz no se restablece.
El CEO de Exxon Mobil, Darren Woods, considera que el mercado todavía no sintió el impacto real por el lado de los precios. “Cuando se alcanzan los niveles mínimos de inventario necesarios para operar comercialmente, se pierde una de estas fuentes de suministro”, dijo en una call con inversores. “Prevemos que, mientras el estrecho permanezca cerrado, continuaremos viendo un aumento en los precios del mercado”, vaticinó.
Para el director financiero de ConocoPhillips, Andy O’Brien, los mercados de crudo han estado en un “periodo de gracia” desde finales de febrero hasta ahora, ya que los barcos cargados antes de la guerra tardan semanas en completar sus viajes. “Ahora, todos esos cargamentos han llegado a su destino”, afirmó.
“Comenzaremos a ver que algunos países dependientes de las importaciones podrían empezar a enfrentar una escasez crítica a medida que nos adentramos en el periodo de junio a julio”, concluyó O’Brien.
La destrucción de demanda también podría llegar a los mercados desarrollados según el banco JPMorgan Chase. Los inventarios comerciales en esos mercados están en camino de alcanzar niveles de estrés operativo a principios de junio y llegar a mínimos en septiembre si el estrecho permanece cerrado.
Los principales traders de energía del mundo como Trafigura y Vitol también están anticipando una profundización en la destrucción de demanda de combustibles en las próximas semanas.
“La destrucción de la demanda se está produciendo en lugares que no son centros de precios visibles”, declaró Saad Rahim, economista jefe de Trafigura, en un evento organizado a fines de abril por Financial Times. “Ese ajuste ya se está produciendo, pero si continúa, se agravará cada vez más. Nos encontramos en un punto de inflexión crítico”, agregó.
El CEO de Vitol, Russell Hardy, afirmó que la recuperación de toda la cadena de suministro llevará tiempo aunque las exportaciones de petróleo se reanuden pronto. «La reactivación de la producción, la reactivación de las refinerías… hay muchísima infraestructura que ha estado paralizada… se necesita tiempo para volver a poner todo en marcha», dijo.
Los precios del petróleo desde el comienzo de la guerra se han visto impulsados por la preocupación sobre la disponibilidad de suministro físico a corto plazo. «La evolución de los precios se centra en el petróleo físico«, evaluó el líder de Vitol.
«Lo que ocurra del tercer trimestre en adelante es menos relevante, porque si el estrecho se abre en diez días, la recuperación llevará tiempo, pero el petróleo fluirá y los clientes en el Este contarán con un mejor suministro para junio y julio», concluyó.
El ministro de Economía, Luis Caputo, anunció una inversión de la petrolera Chevron por más de u$s10.000 millones dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), la herramienta central de la gestión de Javier Milei para atraer capitales de escala al país mediante beneficios fiscales y estabilidad jurídica por 30 años.
A través de su cuenta de X, el titular de la cartera económica fue el encargado de confirmar la noticia tras una serie de reuniones de alto nivel en Estados Unidos. “Nos garantizó que estarán enviando un nuevo proyecto RIGI en los próximos días por más de u$s10.000 millones”, señaló el funcionario en sus redes sociales.
El anuncio se produjo en la ciudad de Los Ángeles, en el contexto de la 29° Conferencia Anual del Instituto Milken, un evento que reúne a líderes empresariales y financieros globales. Del encuentro participaron, además de Caputo, el canciller Pablo Quirno y el embajador argentino en Washington, Alec Oxenford. Los funcionarios mantuvieron una reunión directa con la CFO de Chevron, Eimar Bonner, y la ejecutiva Laura Lane, quienes garantizaron que el proyecto será enviado formalmente en los próximos días.
Nos reunimos junto con @pabloquirno y @alejandrito con Chevron CFO Eimar Bonner y Laura Lane, quien nos garantizó que estarán enviando un nuevo proyecto RIGI en los próximos días por más de 10 mil millones de dólares. pic.twitter.com/CVuz0tmxeq
Con la incorporación de esta propuesta, el total de inversiones bajo el denominado RIGI -contabilizando tanto proyectos aprobados como aquellos en etapa de análisis- ha superado el hito de los u$s100.000 millones. Hasta la fecha, el Poder Ejecutivo ha recibido solicitudes de 36 proyectos que involucran a 44 empresas de 10 países diferentes, aunque la mayoría de los compromisos de inversión iniciales han provenido de firmas locales. El régimen exige un piso de inversión de u$s200 millones para acceder a sus incentivos.
La apuesta de Chevron es significativa, ya que se convertirá en la primera empresa de capitales estadounidenses en presentar un proyecto de manera individual bajo este esquema. Actualmente, la firma es la cuarta productora de petróleo en Argentina y posee una larga trayectoria en el país, destacándose su asociación con YPF desde 2013 para el desarrollo de Loma Campana en Vaca Muerta. Además, la compañía ya participa del consorcio VMOS para la construcción de un oleoducto clave que unirá la cuenca neuquina con el Océano Atlántico.
Para sostener este flujo de capitales, el oficialismo decidió recientemente extender por un año más, hasta agosto de 2027, el plazo de adhesión al régimen del RIGI. Según datos del Banco Central, ya han ingresado al país unos u$s1.205 millones vinculados a estos proyectos, y se espera que los anuncios de inversión se aceleren en el corto plazo tras la confirmación de este multimillonario proyecto de la petrolera estadounidense.
El ministro de Economía, Luis Caputo, anunció una inversión de la petrolera Chevron por más de u$s10.000 millones dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), la herramienta central de la gestión de Javier Milei para atraer capitales de escala al país mediante beneficios fiscales y estabilidad jurídica por 30 años.
A través de su cuenta de X, el titular de la cartera económica fue el encargado de confirmar la noticia tras una serie de reuniones de alto nivel en Estados Unidos. “Nos garantizó que estarán enviando un nuevo proyecto RIGI en los próximos días por más de u$s10.000 millones”, señaló el funcionario en sus redes sociales.
El anuncio se produjo en la ciudad de Los Ángeles, en el contexto de la 29° Conferencia Anual del Instituto Milken, un evento que reúne a líderes empresariales y financieros globales. Del encuentro participaron, además de Caputo, el canciller Pablo Quirno y el embajador argentino en Washington, Alec Oxenford. Los funcionarios mantuvieron una reunión directa con la CFO de Chevron, Eimar Bonner, y la ejecutiva Laura Lane, quienes garantizaron que el proyecto será enviado formalmente en los próximos días.
Nos reunimos junto con @pabloquirno y @alejandrito con Chevron CFO Eimar Bonner y Laura Lane, quien nos garantizó que estarán enviando un nuevo proyecto RIGI en los próximos días por más de 10 mil millones de dólares. pic.twitter.com/CVuz0tmxeq
Con la incorporación de esta propuesta, el total de inversiones bajo el denominado RIGI -contabilizando tanto proyectos aprobados como aquellos en etapa de análisis- ha superado el hito de los u$s100.000 millones. Hasta la fecha, el Poder Ejecutivo ha recibido solicitudes de 36 proyectos que involucran a 44 empresas de 10 países diferentes, aunque la mayoría de los compromisos de inversión iniciales han provenido de firmas locales. El régimen exige un piso de inversión de u$s200 millones para acceder a sus incentivos.
La apuesta de Chevron es significativa, ya que se convertirá en la primera empresa de capitales estadounidenses en presentar un proyecto de manera individual bajo este esquema. Actualmente, la firma es la cuarta productora de petróleo en Argentina y posee una larga trayectoria en el país, destacándose su asociación con YPF desde 2013 para el desarrollo de Loma Campana en Vaca Muerta. Además, la compañía ya participa del consorcio VMOS para la construcción de un oleoducto clave que unirá la cuenca neuquina con el Océano Atlántico.
Para sostener este flujo de capitales, el oficialismo decidió recientemente extender por un año más, hasta agosto de 2027, el plazo de adhesión al régimen del RIGI. Según datos del Banco Central, ya han ingresado al país unos u$s1.205 millones vinculados a estos proyectos, y se espera que los anuncios de inversión se aceleren en el corto plazo tras la confirmación de este multimillonario proyecto de la petrolera estadounidense.
En el marco de la agenda de fortalecimiento de la industria hidrocarburífera, el gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, mantuvo esta semana una reunión con autoridades de Pan American Energy (PAE), con el objetivo de consolidar inversiones y sostener el nivel de actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge.
Del encuentro participaron también el secretario General del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, y diputado nacional, Jorge “Loma” Ávila; y, por parte de la empresa, el Upstream Managing Director, Fausto Caretta; el vicepresidente Corporativo de Relaciones Institucionales, Daniel Felici; el vicepresidente de Operaciones Golfo San Jorge, Tomás Catzman; el vicepresidente de Relaciones Laborales, Sergio Faraudo; y el gerente Ejecutivo de Relaciones Laborales, Adrián Escobar.
En este contexto, el mandatario provincial destacó la necesidad de sostener y ampliar el nivel de inversiones, en un escenario internacional marcado por un barril de petróleo cuyo precio se mantiene por encima de los 100 dólares. “En un contexto internacional extraordinario, donde los niveles de rentabilidad son tan altos, es necesario que las operadoras reinviertan esos ingresos extraordinarios de manera proporcional en la región”, señaló.
Inversiones y recuperación de la actividad
Tras el encuentro, Torres confirmó que PAE incorporará durante mayo dos equipos de pulling y que en junio sumará un nuevo equipo perforador para el desarrollo de pozos en Cerro Dragón.
Estas inversiones se complementan con la reactivación de equipos por parte de otras operadoras, como Crown Point y PECOM, lo que permitirá elevar, hacia fines del 2026, a nueve la cantidad de perforadores activos en la provincia.
“Esto nos va a permitir cerrar el año con niveles de actividad y con una cantidad de pozos perforados que no se registraban desde 2019”, sostuvo el mandatario.
Asimismo, remarcó que “en un contexto desafiante como el actual, es fundamental generar condiciones para que haya más inversión, más producción y más empleo en uno de los sectores clave de la economía provincial”.
Medidas para incentivar la inversión
El gobernador también puso en valor una serie de decisiones adoptadas por la Provincia para fortalecer la actividad hidrocarburífera y generar condiciones de mayor competitividad en la Cuenca.
Entre ellas, destacó la implementación de esquemas de baja de regalías, orientados a incentivar nuevas inversiones; la eliminación de aranceles a los polímeros, insumo clave para la recuperación terciaria de los yacimientos; y el acompañamiento a la eliminación del denominado “Barril Criollo”.
En esa línea, desde la compañía confirmaron que la incorporación de nuevos equipos permitirá sostener la producción en los pozos activos y avanzar en nuevos desarrollos.
Con estas incorporaciones, Pan American Energy contará en la región con 5 equipos perforadores, 7 de workover y 17 de pulling operativos, consolidando su presencia en la Cuenca del Golfo San Jorge.
En el marco de la agenda de fortalecimiento de la industria hidrocarburífera, el gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, mantuvo esta semana una reunión con autoridades de Pan American Energy (PAE), con el objetivo de consolidar inversiones y sostener el nivel de actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge.
Del encuentro participaron también el secretario General del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, y diputado nacional, Jorge “Loma” Ávila; y, por parte de la empresa, el Upstream Managing Director, Fausto Caretta; el vicepresidente Corporativo de Relaciones Institucionales, Daniel Felici; el vicepresidente de Operaciones Golfo San Jorge, Tomás Catzman; el vicepresidente de Relaciones Laborales, Sergio Faraudo; y el gerente Ejecutivo de Relaciones Laborales, Adrián Escobar.
En este contexto, el mandatario provincial destacó la necesidad de sostener y ampliar el nivel de inversiones, en un escenario internacional marcado por un barril de petróleo cuyo precio se mantiene por encima de los 100 dólares. “En un contexto internacional extraordinario, donde los niveles de rentabilidad son tan altos, es necesario que las operadoras reinviertan esos ingresos extraordinarios de manera proporcional en la región”, señaló.
Inversiones y recuperación de la actividad
Tras el encuentro, Torres confirmó que PAE incorporará durante mayo dos equipos de pulling y que en junio sumará un nuevo equipo perforador para el desarrollo de pozos en Cerro Dragón.
Estas inversiones se complementan con la reactivación de equipos por parte de otras operadoras, como Crown Point y PECOM, lo que permitirá elevar, hacia fines del 2026, a nueve la cantidad de perforadores activos en la provincia.
“Esto nos va a permitir cerrar el año con niveles de actividad y con una cantidad de pozos perforados que no se registraban desde 2019”, sostuvo el mandatario.
Asimismo, remarcó que “en un contexto desafiante como el actual, es fundamental generar condiciones para que haya más inversión, más producción y más empleo en uno de los sectores clave de la economía provincial”.
Medidas para incentivar la inversión
El gobernador también puso en valor una serie de decisiones adoptadas por la Provincia para fortalecer la actividad hidrocarburífera y generar condiciones de mayor competitividad en la Cuenca.
Entre ellas, destacó la implementación de esquemas de baja de regalías, orientados a incentivar nuevas inversiones; la eliminación de aranceles a los polímeros, insumo clave para la recuperación terciaria de los yacimientos; y el acompañamiento a la eliminación del denominado “Barril Criollo”.
En esa línea, desde la compañía confirmaron que la incorporación de nuevos equipos permitirá sostener la producción en los pozos activos y avanzar en nuevos desarrollos.
Con estas incorporaciones, Pan American Energy contará en la región con 5 equipos perforadores, 7 de workover y 17 de pulling operativos, consolidando su presencia en la Cuenca del Golfo San Jorge.
El informe mensual elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) sobre el panorama sectorial evidenció que marzo de 2026 presentó una mejora en el nivel de actividad, con una recuperación en producción y ventas locales, en un contexto de comportamiento más moderado en las exportaciones.
Los datos relevados por la Cámara destacaron que la producción mostró un crecimiento del 20% respecto de febrero, impulsado principalmente por los agroquímicos, intermedios y los básicos orgánicos. En la comparación interanual, la producción registró una suba del 2%, mientras que el acumulado del primer trimestre se mantuvo prácticamente estable.
Ventas locales
Por su parte, las ventas locales exhibieron una mejora significativa del 45% en términos mensuales, reflejando una recomposición en la demanda en los agroquímicos, seguidos por los básicos orgánicos, los intermedios y los finales termoplásticos. A su vez, en la comparación interanual se observó una suba del 7%, mientras que el acumulado del año evidenció un leve descenso. Entre las empresas participantes del relevamiento mensual destacan que esta recuperación se debe a subas vinculadas, tanto a condiciones de mercado más firmes como al encarecimiento de materias primas, este último asociado al conflicto en Medio Oriente, que impactó tanto en las ventas locales como en las externas; un aumento tanto en volúmenes de venta como en precios, impulsados por una mayor demanda interna y una mejor colocación de stock en el mercado local.
El Informe de la CIQyP® indicó también que las exportaciones registraron una baja mensual del 3% y una caída interanual del 6%, aunque el acumulado del trimestre mostró un crecimiento del 24%. Este desempeño responde a una normalización luego de meses previos con niveles elevados de colocaciones externas.
Pequeña y Mediana Industria Química
En el segmento de la PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), la evolución fue heterogénea. La producción mostró una disminución mensual del 14% y una caída interanual del 9%, con un acumulado levemente negativo. En el mercado local, las ventas crecieron un 11% mensual y un 10% interanual, con una variación acumulada del 6%, evidenciando una mejora en la actividad. En tanto, las exportaciones del segmento registraron un incremento del 19% mensual y un 77% interanual, consolidando su perfil exportador, con un acumulado positivo del 70%.
Durante marzo de 2026, las importaciones del sector mostraron una dinámica alineada con la recuperación de la actividad con una variación interanual positiva del 15%, mientras que las exportaciones evidenciaron un favorable 83%, ambas medidas en dólares. Como resultado, el déficit de balanza comercial de marzo se redujo en un 34% en términos interanuales.
Por su parte, la capacidad instalada de las industrias mostro niveles del 66% para los productos básicos e intermedios y de 94% para los productos petroquímicos, debido a demandas heterogéneas e ingreso de insumos importados.
Ventas totales
En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante marzo de 2026, fueron de 308 millones de dólares, acumulando un total de USD 819 millones en el primer trimestre del año.
“Los resultados de marzo en producción y ventas son muy alentadores, siguiendo algunos parámetros generales de la economía doméstica. Las exportaciones muestran un comportamiento moderado. Seguimos confiados en la recuperación de la demanda tanto interna como externa, esta última con un condimento temporal por el conflicto en medio oriente”, señaló Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).
Conclusiones generales del sector
El mes de marzo mostró señales positivas para el sector petroquímico y químico, con una recuperación generalizada tanto en producción como en ventas locales respecto a los bajos niveles registrados en febrero. Los agroquímicos fueron el principal motor de esta mejora, seguidos por los intermedios y los básicos orgánicos, en un contexto de mayor demanda interna y reactivación de la actividad industrial.
Las ventas locales lideraron la recuperación, impulsadas por condiciones de mercado más firmes, una mejor colocación de stock y el encarecimiento de materias primas asociado al conflicto en Medio Oriente. Las ventas externas, en cambio, se mantuvieron prácticamente estables, reflejando un entorno exportador aún desafiante.
No obstante, si bien la recuperación de marzo es alentadora, los niveles de actividad aún se encuentran por debajo de los promedios observados durante el segundo semestre de 2025, lo que sugiere que el sector continúa en una fase de consolidación y que será necesario sostener esta tendencia en los próximos meses para confirmar una recuperación estructural.
Río Negro autorizó, mediante el Decreto 447/26, la cesión del 13% de la participación de PAE en el área Loma Guadalosa a Continental Resources Argentina S.A.U., en el marco de la Ley Nacional 17.319.
La medida fue publicada en el Boletín Oficial y forma parte del proceso de consolidación de la primera Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos de la Provincia. Con esta autorización, Río Negro sigue dando pasos firmes para desarrollar su potencial en Vaca Muerta, con reglas claras, control provincial y una planificación orientada al futuro.
Una vez cumplida la presentación de la escritura definitiva ante la Autoridad de Aplicación, la participación en el área quedará reconfigurada de la siguiente manera: Pan American Energy, que continúa siendo la operadora, concentra un 52%; Continental Resources Argentina, 13%; y Tango Energy Argentina, 35%.
Loma Guadalosa fue reconvertida en 2025 como la primera Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos de Río Negro. Esa decisión marcó un punto de partida para el desarrollo de Vaca Muerta del lado rionegrino de la cuenca, con un plazo de concesión de 35 años, hasta el 4 de agosto de 2060.
El plan piloto aprobado contempla una inversión inicial de USD 36 millones, con la perforación de dos pozos horizontales de 3.000 metros de rama lateral en la formación Vaca Muerta y un pozo vertical piloto. El primer pozo está previsto para 2026, el segundo para 2027 y la evaluación de resultados para 2028.
De confirmarse el potencial del área, el desarrollo podría avanzar hacia una etapa de mayor escala, con hasta 44 pozos adicionales y una inversión proyectada superior a USD 1.000 millones.
Recursos provinciales, planificación y futuro
El área Loma Guadalosa abarca 101 kilómetros cuadrados, se encuentra al este de la Cuenca Neuquina, a unos 60 kilómetros de la ciudad de Neuquén, y cuenta con recursos prospectivos no convencionales estimados en 48,4 MMBOE.
La incorporación de Continental Resources Argentina S.A.U. suma experiencia técnica al desarrollo del no convencional y se inscribe en una etapa en la que Río Negro busca transformar su potencial energético en más actividad, empleo, infraestructura y oportunidades para las próximas décadas.
Río Negro autorizó, mediante el Decreto 447/26, la cesión del 13% de la participación de PAE en el área Loma Guadalosa a Continental Resources Argentina S.A.U., en el marco de la Ley Nacional 17.319.
La medida fue publicada en el Boletín Oficial y forma parte del proceso de consolidación de la primera Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos de la Provincia. Con esta autorización, Río Negro sigue dando pasos firmes para desarrollar su potencial en Vaca Muerta, con reglas claras, control provincial y una planificación orientada al futuro.
Una vez cumplida la presentación de la escritura definitiva ante la Autoridad de Aplicación, la participación en el área quedará reconfigurada de la siguiente manera: Pan American Energy, que continúa siendo la operadora, concentra un 52%; Continental Resources Argentina, 13%; y Tango Energy Argentina, 35%.
Loma Guadalosa fue reconvertida en 2025 como la primera Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos de Río Negro. Esa decisión marcó un punto de partida para el desarrollo de Vaca Muerta del lado rionegrino de la cuenca, con un plazo de concesión de 35 años, hasta el 4 de agosto de 2060.
El plan piloto aprobado contempla una inversión inicial de USD 36 millones, con la perforación de dos pozos horizontales de 3.000 metros de rama lateral en la formación Vaca Muerta y un pozo vertical piloto. El primer pozo está previsto para 2026, el segundo para 2027 y la evaluación de resultados para 2028.
De confirmarse el potencial del área, el desarrollo podría avanzar hacia una etapa de mayor escala, con hasta 44 pozos adicionales y una inversión proyectada superior a USD 1.000 millones.
Recursos provinciales, planificación y futuro
El área Loma Guadalosa abarca 101 kilómetros cuadrados, se encuentra al este de la Cuenca Neuquina, a unos 60 kilómetros de la ciudad de Neuquén, y cuenta con recursos prospectivos no convencionales estimados en 48,4 MMBOE.
La incorporación de Continental Resources Argentina S.A.U. suma experiencia técnica al desarrollo del no convencional y se inscribe en una etapa en la que Río Negro busca transformar su potencial energético en más actividad, empleo, infraestructura y oportunidades para las próximas décadas.
La cuenca petrolera más antigua del país, el sector Upstream de la Cuenca del Golfo San Jorge, ubicado entre Chubut y Río Negro, sufrió una vez más el robo de cables de cobre, reavivando la preocupación por una problemática que continúa afectando la infraestructura energética y la producción hidrocarburífera.
El hecho ocurrió el lunes 4 de mayo por la noche en el área de Campamento Central, donde se detectó la sustracción de cerca de 750 metros de cable de cobre de 50 mm² pertenecientes a una línea de media tensión (10,4 kV) vinculada a una Subestación de Producción.
A su vez, se descubrió que varios postes del tendido eléctrico fueron derribados de manera intencional y hasta hallaron un rollo de cable, por lo que para las autoridades evidencia “un accionar planificado y con logística previa”.
Personal policial de la Comisaría de Laprida y peritos de Criminalística se acercaron al lugar tras la denuncia e intervinieron en el sitio durante la madrugada, realizando las actuaciones correspondientes.
Este tipo de hechos continúa produciéndose pese a los importantes esfuerzos en materia de seguridad desplegados por las compañías operadoras, que incluyen patrullajes, monitoreo y refuerzo de controles en zonas sensibles.
Desde hace meses la Patagonia sufre el robo de cables y la explicación es simple: la cadena de comercialización del cobre. Esto se debe porque en el mercado negro se paga más de $17 mil el kilo, lo que permite incrementar su sustracción.
Las autoridades destacan que ya existen cadenas de proceso que permiten transportar y vender el cobre “sin algún nivel de visibilidad dentro de los circuitos informales o incluso formales”.
Pese a las acciones de las compañías, las consecuencias siguen siendo concretas: pérdidas económicas, afectación de infraestructura crítica y riesgos operativos que impactan directa o indirectamente en la producción petrolera de la región.
La cuenca petrolera más antigua del país, el sector Upstream de la Cuenca del Golfo San Jorge, ubicado entre Chubut y Río Negro, sufrió una vez más el robo de cables de cobre, reavivando la preocupación por una problemática que continúa afectando la infraestructura energética y la producción hidrocarburífera.
El hecho ocurrió el lunes 4 de mayo por la noche en el área de Campamento Central, donde se detectó la sustracción de cerca de 750 metros de cable de cobre de 50 mm² pertenecientes a una línea de media tensión (10,4 kV) vinculada a una Subestación de Producción.
A su vez, se descubrió que varios postes del tendido eléctrico fueron derribados de manera intencional y hasta hallaron un rollo de cable, por lo que para las autoridades evidencia “un accionar planificado y con logística previa”.
Personal policial de la Comisaría de Laprida y peritos de Criminalística se acercaron al lugar tras la denuncia e intervinieron en el sitio durante la madrugada, realizando las actuaciones correspondientes.
Este tipo de hechos continúa produciéndose pese a los importantes esfuerzos en materia de seguridad desplegados por las compañías operadoras, que incluyen patrullajes, monitoreo y refuerzo de controles en zonas sensibles.
Desde hace meses la Patagonia sufre el robo de cables y la explicación es simple: la cadena de comercialización del cobre. Esto se debe porque en el mercado negro se paga más de $17 mil el kilo, lo que permite incrementar su sustracción.
Las autoridades destacan que ya existen cadenas de proceso que permiten transportar y vender el cobre “sin algún nivel de visibilidad dentro de los circuitos informales o incluso formales”.
Pese a las acciones de las compañías, las consecuencias siguen siendo concretas: pérdidas económicas, afectación de infraestructura crítica y riesgos operativos que impactan directa o indirectamente en la producción petrolera de la región.
El mercado argentino de autos eléctricos empezó a mostrar en 2026 uno de los crecimientos más fuertes de los últimos años. Según el informe mensual elaborado por la Asociación de Concesionarios Automotores de la República Argentina (ACARA), durante marzo se patentaron 529 vehículos 100% eléctricos entre automóviles y comerciales livianos, una cifra que representó un salto interanual del 917,3% frente a las apenas 52 unidades registradas en el mismo mes de 2025.
El fenómeno también se refleja en el acumulado anual. Entre enero y marzo de 2026 se patentaron 1.617 unidades eléctricas, contra 166 del mismo período del año pasado, lo que implica una suba acumulada del 874,1%. Aunque todavía representan una porción pequeña dentro del mercado total de autos 0km, los eléctricos comenzaron a ganar presencia especialmente a partir de la llegada de nuevas marcas y modelos chinos.
Según replicó la agenciaNoticias Argentinas, dentro de este escenario, BYD aparece como el gran protagonista del segmento. La automotriz china no solo lideró el ranking de marcas eléctricas, sino que además colocó a dos modelos entre los más patentados del país en esta categoría.
Cuáles son los autos eléctricos más patentados de Argentina en marzo 2026
El informe de ACARA muestra que el vehículo eléctrico más patentado del país durante marzo fue el BYD Dolphin Mini, con 324 unidades registradas y una participación del 61,3% dentro del mercado de eléctricos. En el acumulado anual ya alcanzó 838 patentamientos.
El segundo lugar quedó para el BYD Yuan Pro, con 69 unidades en marzo y 377 acumuladas en el año. Más atrás aparecen el Chevrolet Spark eléctrico con 40 patentamientos y el JMEV Easy 3 con 28 unidades.
El mercado argentino de autos eléctricos empezó a mostrar en 2026 uno de los crecimientos más fuertes de los últimos años. Según el informe mensual elaborado por la Asociación de Concesionarios Automotores de la República Argentina (ACARA), durante marzo se patentaron 529 vehículos 100% eléctricos entre automóviles y comerciales livianos, una cifra que representó un salto interanual del 917,3% frente a las apenas 52 unidades registradas en el mismo mes de 2025.
El fenómeno también se refleja en el acumulado anual. Entre enero y marzo de 2026 se patentaron 1.617 unidades eléctricas, contra 166 del mismo período del año pasado, lo que implica una suba acumulada del 874,1%. Aunque todavía representan una porción pequeña dentro del mercado total de autos 0km, los eléctricos comenzaron a ganar presencia especialmente a partir de la llegada de nuevas marcas y modelos chinos.
Según replicó la agenciaNoticias Argentinas, dentro de este escenario, BYD aparece como el gran protagonista del segmento. La automotriz china no solo lideró el ranking de marcas eléctricas, sino que además colocó a dos modelos entre los más patentados del país en esta categoría.
Cuáles son los autos eléctricos más patentados de Argentina en marzo 2026
El informe de ACARA muestra que el vehículo eléctrico más patentado del país durante marzo fue el BYD Dolphin Mini, con 324 unidades registradas y una participación del 61,3% dentro del mercado de eléctricos. En el acumulado anual ya alcanzó 838 patentamientos.
El segundo lugar quedó para el BYD Yuan Pro, con 69 unidades en marzo y 377 acumuladas en el año. Más atrás aparecen el Chevrolet Spark eléctrico con 40 patentamientos y el JMEV Easy 3 con 28 unidades.
El ministro de Minería de San Juan, Juan Pablo Perea, analizó el desarrollo minero de la provincia y el potencial que existe.
SAN JUAN (Enviada especial).- El ministro de Minería de San Juan, Juan Pablo Perea, presionó públicamente a las mineras para que comiencen a desarrollar sus proyectos de cobre. La provincia hizo su parte: generó condiciones, mejoró procesos y brindó seguridad jurídica. Ahora necesitamos que las empresas avancen en sus decisiones finales. Es momento de que los proyectos se concreten, que se genere empleo y que el desarrollo se materialice”, planteó en la Expo Internacional San Juan Minera.
Avance de proyectos mineros en San Juan
Perea destacó el avance de proyectos clave que marcan la minería sanjuanina. “Hoy tenemos iniciativas que ya están produciendo y otras que avanzan en etapas decisivas. Hualilán está en operación, Veladero obtuvo la aprobación dentro del RIGI, Vicuña presentó la iniciativa más grande dentro de ese régimen y Los Azules fue el primero en obtener la aprobación. Estamos hablando de cuatro proyectos de escala global concentrados en la provincia”, detalló.
El funcionario aseguró que San Juan concentra la mayor parte de las inversiones cupríferas del país. “Alrededor del 80% de las inversiones en cobre de la Argentina se van a desarrollar aquí. Eso nos posiciona como un actor central en el nuevo mapa minero nacional”, afirmó.
Normativa minera
El ministro también subrayó avances en materia normativa y de gestión y destacó la reciente reforma de la Ley de Glaciares como un factor relevante para el sector. “Se trata de un paso importante que reconoce el rol de las provincias y fortalece el federalismo. Pero estos logros no son aislados: responden a un trabajo sostenido para hacer de San Juan un destino competitivo”, explicó.
Modernización del Estado
Uno de los ejes centrales de su exposición fue la modernización del Estado provincial y la agilización de procesos administrativos. “Hemos simplificado trámites, digitalizado el catastro minero y reducido significativamente los tiempos de gestión. Lo que antes demoraba hasta seis meses hoy puede resolverse en aproximadamente 30 días. Esto no implica menos controles, sino controles más eficientes”, indicó.
Perea también aportó datos sobre la actividad reciente en materia ambiental y de fiscalización. “Durante 2025 se aprobaron 45 declaraciones de impacto ambiental, lo que representa un incremento significativo respecto al año anterior. Además, realizamos inspecciones a través de la policía minera. Estamos trabajando con estándares internacionales y con un sistema de información abierto y transparente, porque la transparencia es clave para atraer inversiones”, afirmó.
Impacto de la actividad minera
El funcionario puso énfasis en la dimensión social del desarrollo minero y su impacto en el territorio. “Queremos que el crecimiento se refleje en cada uno de los departamentos mineros. Hoy ya hay cientos de jóvenes formándose en carreras vinculadas al sector y estamos ampliando la infraestructura educativa con nuevas aulas híbridas. La minería tiene que traducirse en oportunidades concretas para las familias sanjuaninas”, expresó.
El ministro también destacó el trabajo de promoción internacional que viene realizando la provincia. “Salimos a mostrar lo que San Juan tiene para ofrecer en los principales escenarios del mundo. Vamos a seguir haciéndolo porque es fundamental para atraer inversiones y consolidar relaciones de largo plazo”, señaló.
Finalmente, el funcionario dejó un mensaje sobre el rol estratégico de la actividad. “La minería no es un fin en sí mismo, sino una herramienta para generar trabajo y mejorar la calidad de vida. Es una política de Estado que debe sostenerse en el tiempo, con diálogo, aprendizaje y visión de largo plazo. Estamos entrando en una nueva etapa de la minería en San Juan, y creemos que será aún más grande con el acompañamiento de todo el sector”, aseveró.
El Grupo Techint, el principal holding industrial del país y uno de los grandes players energéticos de Vaca Muerta, dio un paso relevante de cara a avanzar con el recambio de su top management a nivel global. El grupo anunció este miércoles a última hora que Paolo Rocca, líder y principal referente del holding, dejará de ser el CEO de Tenaris, la empresa que fabrica tubos para el sector industrial de Oil&Gas y nave insignia industrial de Techint.
Paolo Rocca es el factótum de la expansión internacional de Tenaris en los últimos 25 años.
Su reemplazante será Gabriel Podskubka, un ingeniero argentino que desde hace dos años se desempeñaba como Director Global de Operaciones (COO, por sus siglas en inglés) de Tenaris, reportando directamente a Rocca. Fuentes cercanas a Techint indicaron que la transición en la conducción de Tenaris forma parte de un proceso lanzado desde hace tiempo y que no tiene relación con las descalificaciones públicas que sufrió Rocca en los últimos meses por parte del presidente Javier Milei. De hecho, Rocca continuará ejerciendo como presidente del Grupo Techint y como Chairman de Tenaris.
«El nombramiento de Gabriel Podskubka refleja la culminación de un proceso de planificación de liderazgo a largo plazo. Desde incluso antes de que Tenaris se convirtiera en una empresa pública en 2002, Paolo ha mostrado una visión extraordinaria al crear una empresa unificada que ofrece productos y servicios críticos y singularmente diferenciados a los clientes de la industria energética. Ha sido el arquitecto del crecimiento continuo de la empresa durante los últimos 25 años, durante los cuales ha reforzado los sólidos valores industriales que son la base de su éxito», explicó Tenaris a través de un comunicado emitido ayer.
Tenaris es líder mundial en tubos y servicios afines para la industria mundial de la energía. En el 2025 tuvo ventas anuales por 12 mil millones de dólares, cuenta con plantas industriales en 17 países, 25.000 empleados, 4 centros de I+D (uno de ellos en Campana, pcia de Buenos Aires) y cotiza en Nueva York, Italia y México.
Nuevo CEO
Gabriel Podskubka, nuevo CEO de Tenaris, se desempeñaba como Chief Operating Officer(COO) con la responsabilidad de coordinar las áreas comerciales y de marketing de la compañía, las operaciones productivas y de abastecimiento, así como el desarrollo de productos y servicios, puesto que ocupó desde abril de 2023.
Gabriel Podskubka, nuevo CEO de Tenaris, se desempeñaba como Chief Operating Officer (COO) de la empresa.
Tras incorporarse en 1995 a Siderca, la planta de tubos sin costura de Tenaris en Argentina, Podskubka ocupó diversos cargos en las áreas de marketing, comercial e industrial de Tenaris, hasta ser nombrado responsable de las operaciones de Tenaris en Europa del Este en 2009, y posteriormente Presidente de las operaciones de Medio Oriente en 2013.
«A lo largo de su carrera, ha desarrollado una amplia experiencia internacional. Ha vivido y trabajado en Argentina, Estados Unidos, Italia, Rumania y los Emiratos Árabes Unidos. Es egresado del Instituto Tecnológico de Buenos Aires, donde estudió Ingeniería Industrial. Posteriormente obtuvo un MBA en Harvard Business School. Gabriel está casado y tiene tres hijos», difundieron desde Tenaris.
YPFrealizó el lanzamiento de Diesel 10 Minero, un nuevo combustible diseñado específicamente para responder a las exigencias de la industria minera. La presentación tuvo lugar en el marco de la Expo San Juan Minera 2026, consolidando la posición de la compañía como el principal proveedor energético del sector.
Este producto surge como una evolución tecnológica orientada a mejorar la eficiencia operativa en contextos geográficos complejos. El nuevo combustible destaca por su ultra bajo contenido de azufre, con menos de 10 partes por millón, y la ausencia total de biocomponentes en su fórmula.
Estas características técnicas permiten que el fluido sea compatible con las motorizaciones más modernas, como las tecnologías Euro 5 y Tier 4. Al ser apto para sistemas de postratamiento de gases, el producto contribuye a la reducción de emisiones de efecto invernadero en las operaciones mineras.
Un combustible para condiciones extemas
Una de las ventajas competitivas de este lanzamiento es su capacidad para resistir temperaturas extremadamente bajas, que pueden alcanzar los 35 grados bajo cero en zonas de alta montaña. Esta resistencia resulta crítica no solo para la movilidad de la maquinaria pesada, sino también para la generación de energía eléctrica en los yacimientos.
La falta de suministro energético en condiciones climáticas hostiles podría forzar evacuaciones de personal, otorgando al combustible un rol vital para la seguridad humana.
La producción del Diesel 10 Minero se centralizará en la refinería de Luján de Cuyo, tras un proceso de desarrollo conjunto entre los equipos de servicios técnicos y especialistas de la planta. Según las proyecciones de la empresa, el producto comenzará a distribuirse a partir del próximo agosto.
La compañía lidera actualmente el mercado minero en la Argentina, con una participación superior al 90%. Esta hegemonía implica que nueve de cada diez litros de combustible utilizados por la industria son suministrados de forma directa por YPF. La cartera de clientes abarca desde pequeños proyectos de exploración hasta las grandes explotaciones de litio y metales en fase de producción plena.
La complejidad de la distribución se evidencia en operativos diarios, como los realizados en la provincia de San Juan, donde se movilizan múltiples camiones hacia altitudes que superan los 5.000 metros.
Estos procedimientos se ejecutan bajo normas de seguridad co-creadas con las empresas mineras, que suelen ser grandes corporaciones multinacionales con estándares internacionales. La logística dedicada garantiza que el suministro no sufra interrupciones, factor clave para la continuidad de los proyectos.
El proyecto Vicuña espera la aprobación del RIGI para avanzar hacia la Decisión Final de Inversión que permitirá el inicio de construcción.
El proyecto minero Vicuña, que integra los yacimientos Josemaría y Filo del Sol en la cordillera de San Juan, ingresó en una fase de aceleración operativa tras confirmarse que la compañía, a la espera de la aprobación al RIGI, ya inició los movimientos de suelos y logró destrabar el conflicto logístico que mantenía con la provincia de La Rioja.
Ron Hochstein, CEO de Vicuña, al participar de la Expo Internacional San Juan Minera, ratificó que el objetivo central de la alianza entre BHP y Lundin Mining es alcanzar la decisión final de inversión antes de que termine 2026, lo que marcaría el inicio formal de la construcción de una de las minas de cobre más grandes del planeta. «Estamos trabajando para que nuestros accionistas, BHP y Lundin Mining, puedan tomar la decisión final de inversión o la decisión de construcción para la Etapa 1 antes de que finalice el año», aseguró.
El evento, organizado hace 20 años por Panorama Minero, es el más grande hasta el momento realizado en la industria local para lo cual se montaron en El Parque de los Deportes, en el departamento sanjuanino de Pocitos, 13.208 m2 destinados a más 420 expositores.
Al participar en una de las charlas del Argentina Cobre – Sessions, un bloque ejecutivo que reunió a las principales compañías y referentes del sector, el CEO de Vicuña dijo que «2026 será un año de anuncios críticos que marcarán un antes y un después en la industria minera argentina y en el mercado global del cobre«.
«La decisión sobre las inversiones será una gran noticia para la Argentina y con la ayuda del RIGI debería haber noticias y habrá anuncios muy importantes este año«, aseveró sobre el tema, dejando abierta la posibilidad de que el inicio de la construcción sea inminente.
Un proyecto con 70 años de vida útil
Al referirse a la magnitud del proyecto que lo permiten catalogar como un activo de clase mundial, Hochstein explicó que «al combinar los dos yacimientos, esta operación tiene una vida útil de más de 70 años» y remarcó que, por su escala, el complejo «será una de las cinco minas de cobre más grandes del mundo, la tercera mina de oro más grande y la segunda mina de plata«.
El directivo, en una charla en inglés con el periodista Fernando Heredia, detalló que «ya fueron invertidos US$800 millones del presupuesto en ingeniería y en la infraestructura necesaria para mejorar las carreteras» y confirmó que, de hecho, «comenzaron los trabajos preliminares de movimiento de tierras hace una semana«.
Vicuña anunció un acuerdo para utilizar la ruta de acceso por La Rioja, pero avanza en la construcción de un camino dentro de territorio sanjuanino.
En cuanto a la resolución de las fricciones judiciales con el gobierno riojano por el uso de las rutas de acceso, el CEO anunció que el paso fronterizo interprovincial vuelve a estar operativo para los equipos técnicos. «Nos complace anunciar que la orden judicial se levantó hoy; nuestros equipos evaluarán la carretera mañana para determinar su estado, pero podremos volver a utilizarla«, afirmó el ejecutivo durante la presentación de avances.
«Esto no fue iniciado por nosotros, fue iniciado como una iniciativa popular de la comunidad y creo que esa es una de las cosas fuertes que nosotros como industria realmente comenzamos a mostrar cómo podemos beneficiar a las comunidades«, analizó sobre el entendimiento ente las partes. Para Hochstein, el conflicto en La Rioja sirvió para poner de relieve el respaldo social que el proyecto cosecha en las comunidades cercanas, donde los habitantes locales comenzaron a reclamar por la continuidad de los puestos laborales que genera la minería.
Al ser consultado sobre la planificación para la primera etapa del desarrollo de Vicuña, puntualizó que «la primera fase de construcción, que asciende a US$18.100 millones, incluye más de US$1.400 millones destinados a infraestructura» y que actualmente trabajan de forma intensa con la provincia de San Juan para avanzar en los permisos correspondientes.
EL RIGI, determinante para el FID
Pese a ratificar la magnitud de las cifras, BHP y Lundin a través de Vicuña presentaron al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) un programa de US$7.100 millones para los primeros años, cifra que se irá incrementando hasta el inicio de producción estimado para 2031.
Para Hochstein Un factor determinante para que los socios globales den luz verde definitiva al financiamiento total es la estabilidad normativa y los incentivos que ofrece el nuevo marco legal para las grandes inversiones en la Argentina. «Una de las cosas clave que estamos esperando para tomar esa decisión es la confirmación de nuestra solicitud del RIGI«, la cual fue presentada a finales del año pasado y sobre la cual mantienen conversaciones productivas con el Gobierno nacional.
En cuanto al impacto en la cadena de valor local refirió que ya comienza a percibirse en la contratación de mano de obra y en la escala que están adquiriendo las empresas de servicios que ya operan en el campamento minero. Sobre este punto, Hochstein mencionó que la hoja de ruta para los próximos doce meses estará marcada por una contratación masiva de especialistas y una expansión del personal de ingeniería para dejar listo el terreno para la sanción del proyecto por parte de la junta directiva.
«Nuestra empresa de ingeniería duplicará su personal el próximo mes y nuestro equipo de Recursos Humanos está muy ocupado contratando para demostrar a nuestros accionistas que estamos preparados para construirlo», aseguró el responsable de la firma canadiense.
En lo que respecta a la exportación de la producción futura, la compañía evalúa diversas variantes logísticas que priorizan la cercanía con los puertos de aguas profundas del otro lado de la cordillera de los Andes. «Estamos considerando el transporte a través de la Argentina y Chile, ya que está mucho más cerca«, adelantó Lundin, aunque aclaró que para las etapas posteriores se analizan obras de gran envergadura como plantas de desalinización y ductos de concentrado.
Pan American Energy (PAE) confirmó la incorporación de nuevos equipos para reforzar la actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge, en el marco de una agenda provincial orientada a sostener producción y empleo en Chubut.
La compañía sumará en mayo dos equipos de pulling y, en junio, un nuevo perforador destinado al desarrollo de pozos en Cerro Dragón. Con estas incorporaciones, PAE alcanzará cinco perforadores, siete equipos de workover y 17 equipos de pulling operativos en la provincia.
El anuncio se realizó durante una reunión entre el gobernador Ignacio Torres, autoridades de la compañía y el diputado nacional Jorge “Loma” Ávila. Según se informó oficialmente, las inversiones se integran a un proceso de recuperación de niveles históricos de actividad que también incluye la reactivación de equipos por parte de otras operadoras, como Crown Point y PECOM.
De acuerdo con las proyecciones oficiales, hacia fines de 2026 podrían operar nueve perforadores en la provincia, cifra que corresponde a estimaciones del gobierno.
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Torres destacó la importancia de sostener inversiones en un contexto internacional marcado por un precio del barril por encima de los 100 dólares.
“Estas decisiones nos van a permitir cerrar el año con niveles de actividad y con una cantidad de pozos perforados que no se registraban desde 2019”, afirmó. El mandatario señaló que la provincia busca generar condiciones para ampliar la producción y el empleo en uno de los sectores estratégicos de la economía chubutense.
El gobernador también mencionó medidas adoptadas para mejorar la competitividad de la cuenca, entre ellas la reducción de regalías para incentivar inversiones, la eliminación de aranceles a los polímeros utilizados en recuperación terciaria y el acompañamiento a la eliminación del denominado “Barril Criollo”.
Desde PAE indicaron que la incorporación de nuevos equipos permitirá sostener la producción en pozos activos y avanzar en desarrollos adicionales en Cerro Dragón. La compañía señaló que el refuerzo operativo apunta a consolidar la actividad hidrocarburífera en la región y a fortalecer el empleo asociado a la cadena de servicios.
La mina Casposo, ubicada en Calingasta, reanudó sus operaciones luego de seis años de inactividad, a partir de una inversión superior a los US$ 15 millones realizada por Austral Gold.
Los fondos se destinaron a tareas de exploración y al reacondicionamiento de la planta de procesamiento, lo que permite restablecer la producción y poner en marcha un esquema operativo basado en un hub regional.
El modelo definido por la compañía contempla que Casposo funcione como centro de procesamiento para mineral propio y de terceros, entre ellos el proyecto Hualilán. Esta estructura permite optimizar la infraestructura existente y sostener la actividad en la zona.
La operación genera más de 300 puestos de trabajo directos e indirectos, con un 99% de mano de obra sanjuanina y fuerte participación de trabajadores de Calingasta. La reactivación también impacta en la cadena de proveedores locales vinculados a servicios y logística.
La reapertura fue formalizada en un acto que contó con la presencia del gobernador Marcelo Orrego y del secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero. Según la empresa, la reactivación se integra a una estrategia de largo plazo para consolidar operaciones en la provincia.
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Austral Gold estimó que Casposo tiene una vida útil de entre seis y siete años y proyectó una producción cercana a las 120.000 onzas de oro equivalente, cifras que corresponden a proyecciones corporativas. La compañía también anticipó exportaciones del orden de los US$ 60 millones para 2026.
Eduardo Elsztain, chairman de Austral Gold, vinculó la reactivación con un proceso de trabajo sostenido. “Este logro es el resultado de más de una década de esfuerzo”, señaló.
El directivo destacó la importancia de movilizar activos productivos y afirmó que el objetivo es generar impacto económico para la provincia y para los trabajadores. También subrayó la relevancia de la estabilidad y la seguridad jurídica para sostener inversiones. “San Juan es hoy una de las jurisdicciones más favorables para el desarrollo minero”, afirmó.
Casposo retoma actividad en un contexto de expansión de proyectos metalíferos en la provincia y de mayor integración entre operaciones, infraestructura y proveedores. El esquema de hub regional se posiciona como un mecanismo para asegurar continuidad operativa y eficiencia en el procesamiento de mineral en la región.
TotalEnergies mantiene negociaciones avanzadas con la provincia de Neuquén para reconvertir a desarrollo no convencional el sector este del bloque San Roque, actualmente bajo concesión convencional con vencimiento a fines de 2027.
La compañía presentó un plan que incluye un pozo piloto y un esquema de desarrollo asociado, según confirmó Javier Rielo, Senior VP Americas, durante el Bilateral Energy Summit de la Cámara de Comercio Argentina–Texas en Houston.
El interés de la empresa se concentra en la ventana de petróleo del este del bloque, donde aún existen áreas sin desarrollar. Rielo precisó que el sector oeste no forma parte de la negociación, dado que la compañía ya produce allí desde Aguada Pichana, en la ventana de petróleo volátil.
El ejecutivo señaló que el objetivo es cerrar el acuerdo durante el año, aunque reconoció la complejidad del proceso: “Las negociaciones son duras; defienden cada punto con uñas y dientes”.
En paralelo, TotalEnergies descartó participar en la licitación de 15 áreas anunciada por el gobierno neuquino. “No las miramos. Vamos a quedarnos en las cuencas que ya tenemos”, afirmó Rielo, delimitando la estrategia corporativa en el país. La compañía opera en la Argentina desde 1978 y es una de las cinco filiales de mayor escala del grupo a nivel global.
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Produce 40 millones de metros cúbicos diarios de gas, cerca del 30% de la oferta nacional, volumen comparable al de toda Colombia, y disputa el liderazgo del segmento con YPF.
Rielo aclaró que la estrategia corporativa no responde a un mandato exclusivo de gas, sino a la necesidad de incrementar la producción de hidrocarburos con menor intensidad de carbono. “El mandato es producir más hidrocarburos y más limpios”, señaló, en referencia a la orientación global del grupo.
Durante su exposición, el ejecutivo ordenó en tres categorías el flujo de inversión que requiere Vaca Muerta para escalar en el mercado internacional. La primera corresponde a los operadores locales, cuya actividad funciona como señal para el capital externo.
La segunda incluye a los independientes con alta tolerancia al riesgo, entre los que mencionó a Continental Resources. La tercera, más exigente, corresponde a las supermajors. En ese marco, Rielo sostuvo que “Argentina no mueve el amperímetro para una compañía que invierte 20.000 millones de dólares por año” y que el país necesita multiplicar el número de empresas dispuestas a comprometer entre 500 y 1.000 millones anuales.
La negociación por San Roque se integra a un escenario donde la disponibilidad de áreas, la madurez geológica y las condiciones de inversión continúan siendo variables determinantes para la expansión del desarrollo no convencional en Neuquén.
TotalEnergies puso en marcha un parque eólico en Tierra del Fuego, con una inversión de USD 60 millones, destinado a abastecer con energía renovable la planta de tratamiento de gas ubicada en Río Cullen. El proyecto fue desarrollado junto a Wintershall Dea y Pan American Energy, socios de la compañía en la Cuenca Austral.
La instalación incorpora dos aerogeneradores de 86 metros de altura y un sistema de baterías de almacenamiento, configurando un esquema híbrido que combina generación eólica, almacenamiento y operación gasífera.
Según información oficial de la empresa, el abastecimiento renovable permitirá liberar parte de la energía que la planta consumía para ser redistribuida al sistema energético nacional.
TotalEnergies señaló que esta integración contribuye a su estrategia global de reducción de emisiones. “El proyecto permitirá disminuir en un 55% las emisiones de carbono asociadas a la operación en la Cuenca Austral”, indicó la compañía en sus comunicaciones institucionales.
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La inauguración contó con la presencia del gobernador de Tierra del Fuego, Gustavo Melella, y del country chair de TotalEnergies en Argentina, Sergio Mengoni. El gobierno provincial destacó que la iniciativa se integra al desarrollo energético de la región, donde se concentra una parte relevante de la producción nacional de gas offshore.
De acuerdo con datos de la Secretaría de Energía, cerca del 20% del gas del país proviene de las operaciones de la Cuenca Austral.
El proyecto se suma a la infraestructura existente de TotalEnergies en la provincia, que incluye concesiones onshore y offshore bajo el marco de la Ley 17.319.
La compañía informó que la incorporación del parque eólico se alinea con su plan de inversiones para optimizar el abastecimiento energético y mejorar la eficiencia operativa durante la vigencia de las concesiones.
La participación de Wintershall Dea y Pan American Energy en el desarrollo se enmarca en la cooperación técnica que las empresas mantienen en la región, donde operan de manera conjunta en distintos bloques productivos.
El gobierno fueguino señaló que la iniciativa contribuye a consolidar la matriz energética provincial bajo los lineamientos de la Ley 27.191 de energías renovables.
China National Petroleum Corporation (CNPC), uno de los mayores grupos petroleros del mundo, inscribió en la Argentina a CNPC Chuanqing Drilling Engineering Company (CCDC) y CNPC Bohai Argentina, dos compañías de servicios con operaciones globales.
El movimiento se produce en un contexto de demanda creciente de equipos y servicios especializados en Vaca Muerta, donde la disponibilidad de perforación y fractura continúa siendo un factor restrictivo para la expansión de la actividad.
CCDC y BHDC operan en más de 20 mercados y cuentan con estructuras de gran escala. CCDC, creada en 2008, supera los 27.000 empleados y dispone de más de 600 equipos de operaciones.
BHDC, también fundada en 2008, tiene más de 30.000 trabajadores y experiencia en ingeniería de perforación y fractura horizontal en Asia, Medio Oriente y América Latina. Ambas compañías ya operan en Brasil, Ecuador y Perú, mercados donde CNPC mantiene presencia desde hace décadas.
La inscripción de estas sociedades ocurre en un escenario de presión sobre la oferta de servicios en Vaca Muerta. Actualmente, operan menos de 40 equipos de perforación y los costos se mantienen entre 30% y 40% por encima de los del Permian.
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La industria registra demoras de hasta seis meses para la disponibilidad de equipos y estima que la demanda podría requerir entre 15 y 20 unidades adicionales por los compromisos de inversión bajo el RIGI, según planteó San Antonio en la Offshore Technology Conference de Houston.
YPF avanzó en los últimos meses con contratos de escala para asegurar servicios críticos. En diciembre cerró un acuerdo por cinco años con Archer por u$s 600 millones y, recientemente, firmó con Halliburton un convenio para servicios integrados de fractura hidráulica, que incluye el despliegue del sistema eléctrico ZEUS por primera vez fuera de los Estados Unidos. En el segmento también operan SLB, San Antonio y Tenaris, que incorporó los activos de Baker Hughes en 2021.
La llegada de filiales de CNPC se da en un marco regulatorio condicionado por el tratado comercial firmado entre la Argentina y los Estados Unidos, que exige medidas frente a prácticas de empresas controladas por terceros países. En el sector se señala que esta cláusula puede incidir en el acceso a financiamiento internacional para proyectos que incorporen contratistas de origen chino, lo que agrega un componente adicional a la competencia en servicios.
La inscripción de CCDC y BHDC formaliza el interés de CNPC por el mercado argentino de servicios petroleros y se integra a un escenario donde la capacidad operativa, los costos y la disponibilidad de equipos continúan siendo variables determinantes para la expansión de Vaca Muerta.
YPF lanzó Diesel 10 Minero, un nuevo producto especialmente diseñado para la industria minera, en el marco de su participación en Expo San Juan Minera 2026, uno de los principales encuentros del sector en el país.
El lanzamiento apunta a mejorar la eficiencia y la continuidad operativa de los proyectos mineros que se desarrollan en condiciones extremas.
El nuevo combustible cuenta con ultra bajo contenido de azufre (menos de 10 partes por millón), no contiene biocomponentes y está especialmente preparado para operar en alta montaña y temperaturas extremadamente bajas, lo que lo convierte en una solución clave para los yacimientos ubicados en zonas de difícil acceso y con clima muy hostil.
YPF es el principal proveedor energético del sector minero argentino y cuenta con la red de logística y distribución más grande del país, lo que le permite garantizar el abastecimiento ininterrumpido en las principales regiones productivas.
En la actualidad, la compañía abastece más del 90 % del mercado minero de combustibles, con una cartera de clientes en los que se destacan desde proyectos exploratorios junior, pasando por proyectos mineros en fase de construcción, hasta los principales proyectos metalíferos y de litio en fase de plena producción de la Argentina.
Con este nuevo combustible, YPF refuerza su rol como socio estratégico de la minería, acompañando cada proyecto con energía, tecnología, servicios de excelencia y presencia territorial.
La presentación de Diesel 10 Minero se enmarca en una estrategia integral para el sector, que combina productos especializados, logística dedicada, servicios técnicos y soluciones energéticas a medida, alineadas con estándares internacionales y normativas ambientales vigentes. WWW.YPF.COM
El gobernador del Neuquén, Rolando Figueroa, lanzó la licitación internacional por 15 nuevas áreas hidrocarburíferas en Vaca Muerta. La apertura de ofertas se programó para agosto próximo.
El mandatario neuquino consideró que “Vaca Muerta impacta en todo el país”. “Impacta en el Impuesto a las Ganancias y el IVA que genera la actividad petrolera y termina yendo a todas las provincias argentinas. A su vez, hay muchas empresas de otras provincias que generan trabajo que lo terminan poniendo en Vaca Muerta”.
Figueroa expuso en Houston, Estados Unidos, durante una actividad organizada por la Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (Fecene). Destacó la decisión del gobierno nacional de implementar el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y consideró: “Es un ganar-ganar para muchas partes”.
Acerca del RIGI, Figueroa sostuvo que “Los detractores dicen que tiene un costo fiscal porque se recauda menos. Pero es una mirada muy corta”, y detalló que en el caso de la provincia del Neuquén “genera de coparticipación un menos tres millones y medio para los próximos cuatro años. Pero nos genera un más mil millones de dólares entre Regalías e Ingresos Brutos por el incremental de la actividad que vamos a tener”, enfatizó.
Figueroa destacó el trabajo de las empresas, del sindicato y del presidente de YPF, Horacio Marín. “Estamos todos trabajando para hacer realidad lo que durante tanto tiempo muchas generaciones soñaron, que es que la Argentina sea grande”, aseveró.
“Hemos entendido que somos socios con la industria y tenemos que ser más eficientes”, dijo y destacó “el nuevo horizonte” que se abre a partir del proyecto para exportar GNL en barcos desde un puerto patagónico. “Eso también nos da un horizonte de inversiones”, dijo.
Por otra parte, destacó la importancia de la sustentabilidad social. “Nada funciona sin sustentabilidad social y sin cuidado del ambiente”, expresó.
Figueroa remarcó: “Vinimos a Estados Unidos para buscar inversores, para que crean en Neuquén y para que sepan que es una provincia seria. Estamos trabajando para que nos vaya bien, que cada uno pueda cumplir los objetivos”.
Licitación internacional por 15 áreas
También en Houston, se anunció entonces la licitación internacional por las 15 nuevas áreas hidrocarburíferas. Se busca atraer inversiones, sumar actores al desarrollo de Vaca Muerta y consolidar un modelo de crecimiento sostenido con participación público-privada a través de GyP, destacó el gobierno provincial.
El anuncio fue realizado ante referentes del sector. Se trata de la Ronda 1/2026, que busca sumar nuevos actores al desarrollo energético.
Las áreas incluidas son : Águila Mora Noreste, Cerro Avispa Norte y Sur, Cerro Partido Este, Chasquivil Sur, Corralera en sus distintas variantes, Curamhuele, El Corte, La Hoya, La Tropilla I, Pampa de las Yeguas NE, Santo Domingo II y Totoral Este. Se ubican en zonas estratégicas, con información geológica disponible y cercanas a desarrollos existentes.
Uno de los puntos centrales del proceso es que las empresas deberán presentar un plan de trabajo con compromiso de inversión para la etapa exploratoria, asumiendo el riesgo propio de esta fase, mientras que la empresa provincial GyP participará como socio estratégico, con una presencia que podrá variar entre el 10 % y el 20 por ciento.
Además, el esquema prevé herramientas como el bono de acceso -con un piso de 500 mil dólares- y la posibilidad de competir en regalías, lo que permite estructurar ofertas acordes a cada proyecto.
El cronograma ya está en marcha: las ofertas podrán presentarse hasta el 19 de agosto y ese mismo día se realizará la apertura de sobres en la ciudad de Neuquén.
Más allá de lo estrictamente productivo, la iniciativa también pone el foco en el desarrollo local. Las empresas deberán cumplir con estándares ambientales, de seguridad y de fortalecimiento de proveedores neuquinos, además de contemplar aportes vinculados a infraestructura en caso de avanzar hacia la etapa de explotación, se destacó.
Las bases y condiciones de la convocatoria, junto con toda la información técnica del proceso, se encuentran disponibles para su consulta en el sitio oficial de GyP: https://www.gypnqn.com.ar/
La brasileña Raízen, la empresa que en la Argentina controla la refinería de Dock Sud y la red de estaciones de servicio Shell, está cerca de cerrar la venta de su portafolio de activos en el país 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.
La operación, valuada en torno a los US$ 1.200 millones, se cerraría antes de mediados de junio, según indicaron a EconoJournal fuentes directamente vinculadas con el proceso. Las negociaciones ingresaron en la etapa final luego de más de cinco meses de conversaciones y due diligence cruzadas entre las partes. Para Raízen, un consorcio en partes iguales entre el grupo Cosán y Shell, el deal es clave a fin de conseguir liquidez para avanzar con la reestructuración de su deuda con acreedores por más de R$ 65.000 millones (unos 13.000 millones de dólares).
El paquete incluye la refinería de Dock Sud, una de las plantas con mayor capacidad de conversión del país, y una red de más de 800 estaciones de servicio Shell distribuidas en todo el mercado local.
Raízen controla unas 700 estaciones de servicio de Shell.
Uno de los puntos que demoró el closing de la operación fue la cesión de la licencia de la marca Shell a la nueva sociedad controlada por Mercuria e Integra. Ese proceso ya quedó cerrado y cuenta con el aval de la casa matriz de Shell en Londres. El acuerdo contempla un esquema de royalties —regalías— que los nuevos dueños le abonarán a la compañía anglo-holandesa hasta mediados de la década próxima.
Las sinergias con Edenor
Uno de los aspectos más novedosos de la operación es el eventual rol que podría asumir Edenor, la mayor distribuidora eléctrica del país, controlada por una sociedad integrada por Manzano, Daniel Vila, su histórico socio en el sector de medios de comunicación y Mauricio Filiberti, dueño de Transclor, el principal productor de cloro de la Argentina. Edenor podría obtener una participación accionaria en la sociedad que termine controlando los activos de Raízen en el país.
La participación de la distribuidora eléctrica no responde solamente a su espalda financiera —Edenor cotiza además en Wall Street y registró en 2025 un EBITDA superior a los US$ 240 millones— sino fundamentalmente a la posibilidad de desarrollar sinergias operativas entre el negocio eléctrico y la red de estaciones de servicio Shell. La novedad había sido adelantada días atrás por el medio Energy News Today y fue luego confirmada a EconoJournal por fuentes involucradas directamente en las conversaciones.
Una de las iniciativas que se evalúan es avanzar con la instalación masiva de cargadores eléctricos en estaciones de servicio Shell, integrando la red de distribución eléctrica del AMBA con la infraestructura comercial de la petrolera.
Pero las sinergias potenciales van más allá de la electromovilidad. El proyecto también contempla desarrollar soluciones de generación distribuida bajo esquemas de solar roof, con instalación de unidades fotovoltaicas tanto en estaciones de servicio como en edificios aledaños. En esa lógica, Edenor podría transformarse en un abastecedor de energía para futuros desarrollos de data centers, un segmento que empieza a ganar relevancia en el mercado energético argentino por la creciente demanda eléctrica que implicará la expansión de infraestructura digital e inteligencia artificial y el potencial que tiene la Argentina como productor de gas natural en Vaca Muerta a precios muy competitivos.
Una apuesta de largo plazo
Hoy el mercado de electromovilidad en la Argentina todavía es incipiente. La combinación entre restricciones históricas a la importación, ausencia de incentivos específicos y los problemas estructurales del sistema eléctrico —atravesado durante dos décadas por congelamientos tarifarios que limitaron inversiones en redes y modernización tecnológica— demoró el desarrollo de infraestructura asociada a vehículos eléctricos.
Manzano construyó una relación personal de estrecha confianza con Marco Dunand, CEO global de Mercuria.
Sin embargo, si se mantiene la normalización tarifaria del segmento regulado de distribución eléctrica, ese mercado tenderá a crecer gradualmente durante los próximos años. Desde esa óptica, Edenor, que abastece actualmente a más de 3 millones de usuarios en el área metropolitana de Buenos Aires, aparece en una posición privilegiada para capturar una porción relevante de ese eventual negocio y más si se suma a la sociedad que adquiera los activos de Raízen.
La eventual incorporación de Edenor podría convertir esta transacción en uno de los primeros movimientos corporativos de integración entre infraestructura eléctrica, downstream petrolero y nuevos negocios energéticos vinculados a electromovilidad, generación distribuida y data centers en la Argentina. Aunque, sin embargo, allegados a Edenor indicaron que su participación en la operación aún no está totalmente cerrada.
La mayor distribuidora eléctrica del país modificó en 2024 su estatuto a fin de poder incursionar de forma directa en negocios no regulados, como sucede con el segmento de utilities en algunos países de Europa y en EE.UU. El ente regulador (ENRE) aprobó esa modificación durante la gestión de Eduardo Rodríguez Chirilo, primer secretario de Energía de la gestión de Javier Milei.
Mercuria, Integra y el armado energético
Para Mercuria, la adquisición de Raízen implicaría consolidar una posición estratégica en el downstream argentino. La compañía ya tiene presencia en el país a partir del control del 95% de Phoenix Global Resources, mientras que Integra Capital posee el 5% restante. Phoenix opera activos en Neuquén y Río Negro y actualmente produce más de 20.000 barriles diarios de petróleo.
Phoenix es uno de los jugadores que expandió la frontera shale de Vaca Muerta a partir del desarrollo de áreas como Confluencia y Mata Mora, en Río Negro, donde logró perforar pozos no convencionales con productividades superiores a los 600 barriles diarios de crudo no convencional.
Integra Capital, por su parte, viene ampliando progresivamente su presencia en el sector energético. Además de controlar Edenor, también posee participación accionaria minoritaria en Metrogas.
El nuevo informe de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) sostiene que la combinación de energía solar, eólica y almacenamiento en baterías ya permite suministrar electricidad de manera continua y competitiva frente a los combustibles fósiles. En un contexto marcado por la peor crisis energética de las últimas décadas y la falta de financiamiento para los países más pobres, el organismo afirma que la volatilidad geopolítica expuso “el verdadero coste de la dependencia de los combustibles fósiles” y asegura que “la energía renovable disponible las 24 horas del día, los 7 días de la semana, ahora es competitiva en precio con los combustibles fósiles”.
El nuevo informe de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) sostiene que la combinación de energía solar, eólica y almacenamiento en baterías ya permite suministrar electricidad de manera continua y competitiva frente a los combustibles fósiles.
Según el Informe, en regiones con recursos excepcionales de viento y radiación solar, los costos de estos sistemas híbridos oscilarían entre US$ 54 y 82 por MWh, ubicándose por debajo de nuevas centrales a carbón o gas. Sobre esa base, IRENA concluye que “la energía renovable disponible las 24 horas del día, los 7 días de la semana, ahora es competitiva en precio con los combustibles fósiles”.
Es indudable que la crisis energética derivada de la guerra entre Rusia y Ucrania, sumada a las tensiones crecientes entre Irán, Israel y Estados Unidos, volvió a colocar en el centro del debate la cuestión de la seguridad energética, la volatilidad de los hidrocarburos y la dependencia geopolítica. Sin embargo, el informe de IRENA, detrás de un lenguaje técnico y optimista, exhibe una serie de omisiones metodológicas, extrapolaciones problemáticas y afirmaciones cuya contundencia retórica supera largamente la solidez de sus premisas.
La primera inconsistencia aparece en el núcleo mismo de la tesis: la afirmación de que las renovables ya pueden garantizar suministro “24/7” a menor costo que los combustibles fósiles. El informe compara sistemas solares y eólicos con almacenamiento frente a nuevas centrales térmicas utilizando el Levelized Cost of Energy (LCOE) —el costo nivelado de generación—, pero evita aclarar si incorpora plenamente los costos asociados a la estabilidad real del sistema eléctrico.
En el informe, no queda claro si esos cálculos contemplan respaldo estacional, capacidad firme efectiva, reserva rotante, servicios auxiliares, estabilidad de frecuencia, expansión de redes, sobreinstalación de potencia o pérdidas por curtailment. En rigor, el informe parece confundir “firmeza económica” con equivalencia física integral respecto de una central despachable convencional. Habla de energía continua, pero no demuestra continuidad operacional plena.
La ambigüedad se profundiza cuando el texto presenta el costo de generación como si equivaliera automáticamente al costo del sistema. IRENA sostiene que las renovables ya son “más baratas”, aunque simultáneamente reconoce la necesidad de baterías, almacenamiento, redes, infraestructura adicional y complementariedad geográfica. Precisamente allí reside el problema: el costo real no depende únicamente del parque eólico o solar, sino de todo el entramado técnico necesario para volverlo confiable. Sin embargo, el informe transforma una conclusión condicionada en una consigna absoluta: las renovables serían ya más competitivas que los combustibles fósiles incluso como suministro permanente. El salto entre ambas afirmaciones es más político que técnico.
A ello se suma otra debilidad central: el informe universaliza conclusiones obtenidas bajo condiciones excepcionales. Reitera expresiones como “regiones con recursos de alta calidad”, “alta irradiancia solar” o “corredores de viento fuerte”, es decir, escenarios óptimos que existen en una minoría de países. Pero luego extrapola esas condiciones particulares al sistema energético global y declara superado el viejo argumento de la falta de confiabilidad renovable. El problema es evidente: no todos los países poseen recursos equivalentes, ni redes con igual capacidad de absorción, ni perfiles climáticos compatibles con una complementariedad efectiva entre sol y viento. Lo que puede funcionar en el Golfo Pérsico, Australia o ciertas regiones de China no necesariamente resulta replicable en sistemas eléctricos más rígidos, aislados o climáticamente adversos.
Verde que te quiero verde
Ex cursus: en algunos informes de IRENA se denomina de manera sesgada como “energías renovables” exclusivamente a la generación eólica y solar, ya que muchos de sus principales promotores —ONG ambientalistas, especialistas, periodistas especializados, consultores, importadores y diversos grupos de presión vinculados al sector— tienden a relegar o minimizar el papel de la energía hidroeléctrica, pese a que esta constituye también una fuente claramente renovable.
En numerosos informes y estadísticas, la inclusión de la generación hidroeléctrica aparece condicionada por criterios más discursivos que técnicos. Así, suele omitirse cuando el objetivo es destacar el crecimiento relativo de la energía eólica y solar, pero se reincorpora cuando resulta útil para ampliar la participación total atribuida a las “renovables”, especialmente al analizar matrices eléctricas de países con una elevada participación hidroeléctrica.
Confiabilidad
El informe también incurre en una omisión decisiva al hablar de confiabilidad sin abordar seriamente los límites físicos del almacenamiento. Las baterías son eficaces para desplazamientos horarios, arbitraje diario y regulación rápida, pero el documento prácticamente elude problemas como el almacenamiento multisemanal, la estacionalidad o los períodos prolongados sin viento ni sol —la denominada dunkelflaute— que afectan especialmente a los sistemas de alta penetración renovable.
La afirmación de que las energías renovables ya pueden garantizar suministro continuo puede ser válida para determinados porcentajes del mix o bajo condiciones muy específicas, pero difícilmente pueda sostenerse, hoy, como descripción universal de un sistema eléctrico completo sin respaldo adicional.
Existe además un problema económico que el informe apenas roza: cuanto mayor es la penetración renovable, mayores son también las exigencias sistémicas. Aumenta la necesidad de sobredimensionar capacidad instalada, se multiplican los episodios de curtailment, cae el valor marginal de la energía renovable y aparecen horas de precios negativos. En otras palabras, mientras los costos tecnológicos unitarios pueden descender, los costos sistémicos tienden a crecer. Es uno de los grandes debates contemporáneos de la economía eléctrica y, sin embargo, el documento lo trata apenas de manera tangencial.
La noción de “seguridad energética” utilizada por IRENA también merece un examen más cuidadoso. El informe sostiene que las renovables fortalecen la resiliencia y la independencia estratégica, pero omite mencionar la creciente dependencia de minerales críticos, del refinado chino y de cadenas industriales altamente concentradas en Asia. Litio, cobre, níquel y tierras raras constituyen hoy insumos geopolíticamente sensibles. El resultado no es necesariamente la eliminación de dependencias, sino su transformación: se reemplaza una dependencia hidrocarburífera por otra basada en materiales estratégicos y manufactura industrial.
El sesgo político del informe aparece, además, de manera explícita. Las conclusiones técnicas se mezclan constantemente con exhortaciones normativas y declaraciones institucionales. Expresiones como “aceleremos la transición” no pertenecen al terreno del análisis económico neutral sino al advocacy político. Ello no invalida automáticamente los datos presentados, pero sí revela que el documento funciona también como pieza de legitimación discursiva de una agenda energética determinada.
Sinécdoque
La utilización del complejo Al Dhafra Solar PV (Emiratos Árabes Unidos) constituye un ejemplo de razonamiento por sinécdoque: inferir que el éxito operativo de un caso particular implica la viabilidad universal del modelo. Un avieso error conceptual.
El informe dice “1 gigavatio de electricidad limpia a unos US$ 70 por MWh”, mezclando de manera poco rigurosa unidades de potencia con unidades de energía. Además, se trata de un caso excepcional: irradiación extraordinaria, financiamiento extremadamente barato, gran escala y condiciones regulatorias difíciles de replicar en la mayoría de los países.
Pero quizá el punto más delicado del informe sea el relativo a la estabilidad eléctrica. La frecuencia de una red depende del equilibrio instantáneo entre generación y demanda. Las centrales térmicas, hidroeléctricas y nucleares aportan inercia natural gracias a enormes masas rotativas sincronizadas que amortiguan perturbaciones de frecuencia. La energía solar fotovoltaica y gran parte de la eólica moderna funcionan mediante electrónica de potencia e inversores, aportando mucha menos inercia física al sistema. El problema no es que “generen frecuencia incorrecta”, como suele simplificarse en el debate público, sino que no estabilizan naturalmente la red.
Por eso, los sistemas con alta penetración renovable requieren mecanismos adicionales como reserva rotante, baterías, condensadores síncronos, centrales convencionales de respaldo e inversores avanzados “grid-forming”.
Los factores mencionados, incrementa complejidad y costos. Casos recientes como España o Australia muestran precisamente que el desafío no consiste en que la energía solar o eólica “no funcionen”, sino en que un sistema dominado por generación basada en inversores exige controles mucho más sofisticados para mantener estabilidad dinámica.
El informe proyecta fuertes reducciones de costos hacia 2030 y 2035 suponiendo una continuidad casi lineal de las curvas de aprendizaje tecnológico. Pero apenas considera posibles restricciones derivadas del encarecimiento de minerales, la saturación logística, los límites físicos del almacenamiento o las elevadas tasas de interés que afectan particularmente a los países periféricos. El foco central del organismo sigue siendo la expansión de renovables, no la pobreza energética ni la asequibilidad energética como problema social integral. En otras palabras, presupone que las condiciones económicas y financieras globales acompañarán indefinidamente el descenso de costos.
Caro
En el fondo, el verdadero debate no gira ya en torno a si las energías renovables funcionan. Funcionan. El problema es otro: cuánto cuesta volverlas plenamente confiables a escala masiva y qué combinación óptima debe existir entre renovables, almacenamiento, hidráulica, nuclear, gas natural y gestión de demanda. Allí reside la discusión estratégica real. Y es precisamente ese núcleo del problema el que el informe de IRENA, detrás de su narrativa triunfalista, evita abordar en toda su complejidad.
El informe pasa de una condición específica a una afirmación global, lo que resulta inconsistente, porque reconoce implícitamente costos sistémicos, pero luego comunica el resultado como si fueran costos puramente tecnológicos: es decir incurre en propaganda.
¿Quién promueve a IRENA?
IRENA formalmente es una organización internacional creada en 2009 para promover la transición energética y expandir el uso de energías renovables. Tiene más de 160 Estados miembros y funciona de manera similar a otros organismos multilaterales especializados. No es un lobby privado en sentido estricto. No obstante, puede afirmarse que existe una convergencia de intereses entre International Renewable Energy Agency (IRENA) y los países que lideran la fabricación y exportación de tecnologías renovables —especialmente eólica, solar, redes eléctricas y almacenamiento— como China, Dinamarca, Alemania y, en menor medida, España.
Desde una mirada geopolítica y económica, pueden observarse varios elementos que llevan a algunos analistas a describirla como una herramienta de promoción estratégica de intereses industriales y tecnológicos, ya que los países que más impulsaron históricamente a IRENA coinciden con aquellos que tienen menor disponibilidad relativa de hidrocarburos al tiempo que desarrollaron fuertes industrias de equipamiento renovable.
Por tanto, buscan reducir dependencia energética externa y necesitan expandir mercados para sus exportaciones tecnológicas. Las recomendaciones de IRENA suelen favorecer la electrificación masiva, la expansión eólica y solar, los subsidios y financiamiento para combatir el “cambio climático” al tiempo que promueven las descarbonización acelerada.
Todo eso beneficia directamente a fabricantes de turbinas eólicas, paneles solares, inversores, baterías, electrónica de potencia y redes inteligentes.
Los países escandinavos y europeos financian buena parte de la arquitectura internacional climática y energética. Un ejemplo claro es el de Dinamarca, que posee una industria eólica históricamente dominante. Por su parte, Alemania impulsó durante años la expansión renovable mediante la Energiewende. Por su parte China montada en la capacidad financiera y bajos costos, se convirtió en el principal fabricante mundial de paneles solares, baterías y aerogeneradores.
Por eso, algunos críticos sostienen que el discurso de “transición energética global” también funciona como mecanismo de expansión industrial
Eso no implica necesariamente una conspiración coordinada, sino más bien un alineamiento de intereses industriales donde coincide política exterior energética con financiamiento multilateral apalancado por la diplomacia climática y la construcción de consensos regulatorios internacionales. No obstante, las potencias siempre promueven aquellas tecnologías donde poseen ventajas industriales y estratégicas y las instituciones multilaterales frecuentemente reflejan correlaciones de poder económico y tecnológico.
El CEO del proyecto Los Azules, Mike Meding, brindó detalles sobre los avances de la iniciativa en la Expo Interancional San Juan Minera.
SAN JUAN (Enviada especial)-. El CEO de Los Azules, Mike Meding, explicó que la compañía se encuentra en plena etapa de estructuración financiera del proyecto cuprífero, con el objetivo de reunir un volumen de capital significativo para avanzar hacia la decisión final de inversión. “Estamos trabajando en un primer esquema que contempla unos 4.000 millones de dólares de inversión total, con un componente importante de deuda. Es un proceso que requiere construir relaciones, presentar el proyecto en detalle y generar confianza en los mercados”, señaló en la Expo Internacional San Juan Minera
Meding destacó que ya existe interés concreto por parte de distintos actores internacionales. “Hemos recibido múltiples propuestas de financiamiento, lo que nos permite ver el panorama con optimismo. Hay interés de inversores europeos y asiáticos, y también estamos en conversaciones con organismos multilaterales”, afirmó.
Financiamiento para el proyecto de cobre Los Azules
El ejecutivo de Los Azules explicó que parte del financiamiento estará destinado a la provisión de equipos. “Alrededor del 85% de la maquinaria representa una porción muy relevante del capital requerido. El resto se estructurará a través de project finance, con la participación de bancos y entidades de desarrollo”, indicó. En ese sentido, mencionó el trabajo con el Banco Mundial, que se encuentra realizando evaluaciones para garantizar el cumplimiento de estándares sociales y ambientales.
Consultado sobre el contexto financiero argentino, Meding reconoció que el acceso al crédito sigue siendo un desafío. “Sabemos que el financiamiento es costoso y que hay que hacer esfuerzos adicionales. Los bancos operan bajo lógicas de negocio y muchas veces responden a vínculos comerciales entre países. Por eso también es clave el rol de organismos como el CAF, que pueden aportar montos significativos”, explicó.
Dinámica positiva de San Juan
A pesar de ese escenario, el ejecutivo destacó una dinámica positiva en la provincia. “Estamos viendo un creciente interés por San Juan y por sus proyectos de cobre. Hay una percepción de oportunidad que se está consolidando”, sostuvo.
Cuellos de botella
En cuanto a los factores pendientes para avanzar hacia la construcción, Meding fue claro en señalar la infraestructura como uno de los principales cuellos de botella. “La disponibilidad de energía eléctrica es un punto crítico. Necesitamos desarrollar capacidad de transporte y generación. En ese sentido, presentamos iniciativas para líneas eléctricas que no solo benefician a Los Azules, sino también a otros proyectos como Vicuña”, detalló.
El CEO planteó que el desarrollo de infraestructura debe ser encarado de manera coordinada entre el sector público y privado. “Es lógico que la provincia y la Nación no puedan afrontar solas estas inversiones. Tiene sentido que las empresas participen, porque no se trata de obras que benefician únicamente a la minería, sino al conjunto de la economía”, aseveró.
Desde su perspectiva, la clave está en la articulación entre proyectos. “Deberíamos ser capaces de ponernos de acuerdo entre todos los actores para avanzar en soluciones comunes. Si eso ocurre, estamos frente a una oportunidad única. Estamos cerca de ver una marea alta en San Juan que va a elevar a todos los proyectos”, sostuvo.
Modificación a la Ley de Glaciares
Respecto al impacto de la reciente reforma de la Ley de Glaciares, Meding indicó que no tiene efectos directos sobre Los Azules, aunque sí contribuye a mejorar el clima de negocios. “Para un proyecto con horizonte de varias décadas, cualquier señal de mayor previsibilidad es positiva. Refuerza la confianza de los inversores”, explicó.
El ejecutivo también puso en valor el capital humano de la provincia, al que consideró un activo diferencial. “San Juan ha formado profesionales que hoy trabajan en distintos proyectos del país. Es un verdadero polo de conocimiento minero. Cuando se invierte en la gente, los resultados se ven en el desarrollo de la actividad”, destacó.
Meding remarcó la importancia de consolidar un marco macroeconómico y regulatorio estable. “Hay señales de que se busca simplificar normas y reducir burocracia. Ese es el camino. Argentina necesita reconstruir su credibilidad, volver a integrarse a los mercados internacionales y recuperar acceso al crédito. Si eso se logra, el potencial de proyectos como Los Azules puede materializarse plenamente”, concluyó.
Es la primera solución híbrida del mundo aislada de la red que integra generación eólica y almacenamiento en baterías.
Con esta puesta en marcha, la compañía mejorará su eficiencia operacional y logrará reducir las emisiones vinculadas a la generación eléctrica necesaria para el funcionamiento de sus instalaciones en más de un 55%.
TotalEnergies, compañía pionera en la transición energética, anunció -junto a sus socios Wintershall DEA y Pan American Energy – la puesta en producción del parque eólico más austral del mundo en Tierra del Fuego.
El proyecto integra generación eólica y almacenamiento en baterías para electrificar las plantas de tratamiento de gas de TotalEnergies en Río Cullen y Cañadón Alfa, actualmente aisladas de la red. Así es que estas plantas se convierten en el primer sitio E&P de TotalEnergies a escala global en operar bajo un esquema híbrido renovable de esta magnitud.
Sergio Mengoni, Country Chair de TotalEnergies en Argentina, destacó “Nos llena de orgullo inaugurar este parque de energía eólica en Tierra del Fuego, un proyecto que representa un gran desafío y que evidencia una vez más el compromiso permanente de TotalEnergies con la provincia, generando más energía con menos emisiones”.
Por su parte Gustavo Melella, Gobernador de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur, sostuvo, “Este proyecto refleja un camino que venimos construyendo hace años en Tierra del Fuego, donde la producción de gas sigue siendo central, pero también se incorporan nuevas tecnologías para hacerla más eficiente y sustentable. Es una muestra concreta de cómo la industria puede innovar a partir de los recursos que tenemos en la provincia. Valoramos especialmente este tipo de desarrollos que combinan inversión, conocimiento técnico y trabajo local. Tierra del Fuego tiene condiciones para seguir creciendo en materia energética, y es importante que estas experiencias se multipliquen y abran nuevas oportunidades para el sector y para la provincia” concluyó el Gobernador.
El parque eólico cuenta con dos (2) aerogeneradores de 86 metros de altura de buje y 136 metros de diámetro de círculo de giro de la pala, que tendrán una generación renovable de 9 MW. Están ubicados a 130 km al norte de la localidad de Río Grande, en la Provincia de Tierra del Fuego, en una zona que se caracteriza por su gran potencial eólico.
Durante las etapas de construcción y puesta en funcionamiento, el proyecto generó empleo para trabajadores de la provincia, reafirmando el compromiso con la mano de obra local.
Con este innovador proyecto, basado en energía renovable, TotalEnergies logrará reducir las emisiones vinculadas a la generación eléctrica necesaria para el funcionamiento de sus instalaciones en Tierra del Fuego en más de un 55% para el final de la concesión de la Cuenca Austral. Además, este nuevo proyecto contribuirá a una mayor eficiencia operativa, reduciendo las interrupciones mediante una operación más confiable y con menor dependencia de equipos rotativos.
TotalEnergies reafirma así su compromiso en potenciar la oferta de energía en todo el país de manera responsable, eficiente e innovadora.
Figueroa dijo que la llegada de Continental Resources fue clave para despertar el interés de otras compañías.
HOUSTON (enviada especial). El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, confirmó el interés de nuevas empresas de servicio estadounidenses en Vaca Muerta y opinó que la entrada de Continental Resources fue clave para potenciar el atractivo de la formación. Además, defendió la implementación del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) en el upstream y afirmó que le generará a la provincia ingresos por US$10.000 millones en cuatro años.
En la Offshore Technology Conference (OTC) que se realiza desde el 4 al 7 de mayo en en el NRG Center de la ciudad texana de Houston, el gobernador neuquino conversó con EconoJournal acerca de esta nueva misión que encabezó junto a integrantes de su gabinete para acercar nuevas empresas a la Cuenca Neuquina. Durante su visita al stand que Argentina tiene en la feria, aseguró que al menos ocho empresas de servicios ya manifestaron interés en ingresar a Vaca Muerta, en un contexto de creciente atención internacional sobre la formación.
“Ya vimos alrededor de ocho empresas de servicios interesadas en poder ir a competir en Vaca Muerta”, afirmó el mandatario, quien vinculó ese movimiento con el mayor posicionamiento global de la cuenca y con la estrategia provincial de promoción de áreas hidrocarburíferas. “Es el primer año que vemos que la expectativa de conocer lo que estamos haciendo ha subido mucho”, agregó.
Según explicó, el interés se da en paralelo al proceso de licitación de 15 nuevas áreas en la provincia, cuya apertura de sobres está prevista para el 19 de agosto. El gobernador oficializó durante esta misma gira cuáles serán éstas áreas en un evento organizado por la Argentina-Texas Chamber of Commerce (ATCC).
Consultado por este medio, comentó que estos nuevos 15 bloques que Neuquén licitará a través de GyP son “áreas ubicadas en las ventanas de petróleo, de gas húmedo y de gas más seco. Hay oportunidades para distintos tamaños de empresas”, detalló.
El efecto de Continental Resources
Doug Lawler, presidente y CEO de Continental Resources, había calificado como sobresaliente la calidad de la roca de Vaca Muerta.
Figueroa también aseguró que la llegada de Continental Resources, la empresa creada por el magnate Harold Hamm, fue clave para potenciar el atractivo por la formación no convencional neuquina: “Es una empresa muy prestigiosa, que se ha ganado el respeto de toda la industria en Estados Unidos. Que haya puesto el foco en Vaca Muerta genera interés y nos abre muchas puertas para que lleguen nuevos inversores”, sostuvo.
Las declaraciones del gobernador fueron en línea con lo comentado por muchas empresas del sector durante esta edición de la OTC 2026 ya que, no solo la entrada de Continental llamó la atención de empresas independientes de Estados Unidos, sino que las declaraciones hechas por sus directivos empujaron a esas compañías a hacerse presentes durante las eventos y reuniones encabezadas por el gobierno neuquino y empresas argentinas.
En esa línea, el gobernador consideró que la presencia de compañías de este calibre mejora la competitividad del play y acelera decisiones de inversión. “La gente de la industria entiende por qué queremos monetizar rápidamente todo esto: porque el mundo en 30 o 40 años no va a demandar más ni gas ni petróleo, con lo cual, si no extraemos lo que tenemos, lo vamos a perder. Las inversiones de capitales argentinos están agotadas, por eso están buscando financiamiento afuera. Nosotros como gobierno también tenemos que buscar otras empresas para que colaboren en monetizar el subsuelo”, agregó.
El RIGI para el upstream
El gobernador volvió a respaldar el RIGI para el sector del upstream de petróleo, al que definió como una herramienta clave para viabilizar proyectos de gran escala.
Figueroa criticó a quienes llamó “los detractores del RIGI” y añadió que la implementación del régimen le implica a la provincia resignar alrededor de US$3.500 millones en cuatro años en términos de coparticipación, pero dijo que ese costo se compensa con el ingreso de inversiones que rondarían los US$10.000 millones.
“Si a eso le sumamos regalías y la actividad económica asociada, el impacto es claramente positivo”, señaló. El funcionario recalcó que, de ese monto estimado, un 76% son regalías “y el resto es la movilidad que nos genera la propia economía”.
A su vez, sostuvo que de las tres compañías que presentaron proyectos para el RIGI (Pluspetrol, Tecpetrol y Pampa Energía), las dos primeras lo harán en sociedad con la petrolera neuquina GyP. “Ahí también tenemos 300 millones de dólares. Ha sido una medida muy acertada, planificada y proyectada para que podamos generar este desarrollo. Creo que todo el ecosistema se armó junto con todos los actores dispuestos a desarrollar este potencial y eso se ha visto acá en Houston”, finalizó.
Naturgy ha sido certificada como Gran Lugar para Trabajar en ocho de los países en los que opera —Argentina, Australia, Brasil, Chile, República Dominicana, España, México y Panamá—, un reconocimiento que alcanza al 98,5 % de la plantilla del grupo a nivel mundial.
Esta certificación internacional acredita a la compañía como una organización que impulsa entornos laborales basados en la confianza, el alto desempeño y el compromiso de sus equipos.
Naturgy, primera compañía del Ibex 35 en obtener esta certificación en 2024, renueva por tercer año consecutivo el reconocimiento en España y lo obtiene por primera vez en el resto de geografías evaluadas, lo que pone de manifiesto la consolidación de una cultura corporativa común en las distintas áreas geográficas en las que opera el grupo.
“Este reconocimiento pone en valor la coherencia de nuestra estrategia de personas y nuestra apuesta por impulsar entornos de trabajo inclusivos, motivadores y alineados con nuestros valores. Seguiremos trabajando para fortalecer una cultura que fomente el aprendizaje, el trabajo en equipo y el compromiso, porque las personas son un eje clave para el presente y el futuro de Naturgy”, afirma Enrique Tapia, director general de Personas y Recursos de Naturgy.
Para la obtención de este sello, la consultora Great Place To Work ha analizado las respuestas de los profesionales de Naturgy a través de su Trust Index, una evaluación basada en cinco dimensiones clave de la experiencia del empleado: credibilidad, respeto, orgullo, camaradería e imparcialidad. Tras el análisis de los resultados, la compañía ha alcanzado la puntuación requerida para recibir esta certificación con reconocimiento global.
Naturgy mantiene un firme compromiso con las personas y su desarrollo, promoviendo su protagonismo desde la estrategia, el propósito y la propuesta de valor.
La certificación Great Place To Work se suma a otros reconocimientos obtenidos por Naturgy en el ámbito de la gestión del talento, como el sello Top Wellbeing Company 2025 o el TOP 25 del ranking Merco Talento 2025. Estos reconocimientos refuerzan la apuesta de la compañía por seguir impulsando políticas orientadas al bienestar, la diversidad, la conciliación y el desarrollo de carreras profesionales, en línea con su estrategia de sostenibilidad y su propósito corporativo.
Great Place To Work es una firma consultora internacional presente en cerca de 90 países.
El gobierno nacional adoptó un nuevo esquema para la asignación de subsidios en los servicios de electricidad y gas para hogares. El programa se llama Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) y establece un único criterio para la entrega de beneficios en electricidad, gas natural, gas propano por redes y garrafas de 10 kilos.
Cabe destacar que ya hay 1,6 millones de hogares menos con asistencia en electricidad y casi 900.000 menos en gas desde el inicio de la gestión de Javier Milei. La medida forma parte del ajuste del gasto público y de un cambio estructural en la política energética.
La actualización normativa busca identificar con mayor precisión la capacidad económica de los usuarios para decidir la quita total del beneficio. El impacto en las boletas del próximo mes será inmediato para aquellos propietarios que no cumplan con los nuevos parámetros de propiedad.
Ahora, solo existen dos grupos: quienes reciben el subsidio y quienes no cumplen con los requisitos para acceder. El punto central es que los ingresos familiares no pueden superar el monto equivalente a tres Canastas Básicas Totales de acuerdo con el INDEC. También se contemplan situaciones especiales, como poseer Certificado Único de Discapacidad (CUD) o estar incluidos en el ReNaBaP.
Según el decreto vigente, poseer un vehículo con menos de tres años de fabricación es motivo suficiente para la baja automática. Anteriormente, el límite de tiempo era de cinco años, pero el ajuste actual reduce el margen de maniobra para los usuarios de clase media. Esta medida implica que un modelo 2023 o superior inhabilita al grupo familiar para recibir cualquier tipo de descuento en la energía.
El cruce de datos entre el Registro de la Propiedad Automotor y las prestatarias de luz y gas se realiza ahora de manera mensual y automatizada. Muchos vecinos se encontrarán con facturas a valor pleno debido a este requisito patrimonial que no admite excepciones por ingresos.
Propiedades inmuebles: Hogares cuyos convivientes posean, en conjunto, tres o más inmuebles.
Bienes de lujo: Si al menos un integrante es dueño de una embarcación de lujo o una aeronave.
Activos financieros: Se rechazará la solicitud si algún miembro del grupo familiar posee activos societarios.
En la práctica, esto afecta principalmente a sectores de ingresos medios, que pasarán a pagar tarifas más cercanas al costo real del servicio.
Cómo se gestiona el subsidio
La gestión del subsidio se realiza de forma exclusiva en la página oficial del Ministerio de Economía (argentina.gob.ar/subsidios). Aquellos que ya estaban inscriptos en el antiguo registro (RASE) no necesitan reinscribirse, ya que sus datos fueron migrados automáticamente al nuevo Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF). Deben iniciar el trámite quienes nunca accedieron al beneficio, quienes recibían la Tarifa Social de Gas o el Programa Hogar, y quienes modificaron su situación familiar o económica.
Entre los datos obligatorios figuran el número de medidor y cliente, el DNI y su número de trámite, el CUIL de todos los integrantes mayores de 18 años y un correo electrónico activo.
Guía para accieder a los subsidios
Para solicitar los subsidios, tenés que seguir los siguientes pasos:
Verificar si corresponde inscribirse: tenés que comprobar si tu hogar ya figura en el nuevo registro o si necesita iniciar una inscripción. Quienes estaban inscriptos en el antiguo RASE, no deben realizar ningún trámite adicional. Solo se inscriben quienes nunca gestionaron el subsidio.
Acceder a la plataforma oficial: el trámite se gestiona en la web oficial para subsidios energéticos (https://www.argentina.gob.ar/subsidios). En este sitio se puede iniciar el proceso, pero también consultar el estado de solicitudes anteriores o verificar si ya tenés el beneficio. Para ingresar a la plataforma es necesario contar con una cuenta en Mi Argentina, habilitada con CUIL y clave personal.
Reunir la documentación necesaria: se recomienda contar con toda la información solicitada para completar el formulario de manera ágil. Se requiere: Número de medidor y de Cliente, Servicio, Cuenta, Contrato o NIS, disponibles en la factura de electricidad o gas; Número de DNI y número de trámite del DNI de la persona que realiza la gestión; Número de CUIL de cada integrante mayor de 18 años Correo electrónico activo y habitual
Completar la inscripción en el ReSEF: quienes no figuren en el registro deben completar el formulario digital disponible en la plataforma. El formulario solicita datos sobre ingresos, cantidad de integrantes, situación laboral y otros aspectos socioeconómicos y patrimoniales. Parte de la información se completa automáticamente con datos oficiales, aunque corresponde al solicitante revisar y completar los campos faltantes.
Evaluación de requisitos: Tras enviar la solicitud, el Estado analiza si el hogar cumple con los criterios para acceder al subsidio.
Notificación y aplicación del subsidio: una vez finalizada la evaluación, el sistema comunica si el hogar accede al subsidio, este se aplica directamente en la factura del servicio.
Consultas, revisiones y actualizaciones: la plataforma permite consultar el estado de las solicitudes en cualquier momento y solicitar una revisión si la evaluación no se corresponde con la situación real. Para ello se requiere la información personal y el número de trámite.
El Gobierno nacional envió a la Cámara de Diputados un proyecto que propone recortar el esquema de subsidios al gas contemplado en la ley de Zonas Frías.
La idea es acotar el beneficio y mantenerlo únicamente en regiones de bajas temperaturas extremas -como la Patagonia, Malargüe y la Puna-, además de hogares vulnerables alcanzados por subsidios focalizados.
Según argumenta la administración de La Libertad Avanza, la medida apunta a achicar el déficit fiscal y ordenar el sistema energético. En ese marco, sostienen que el recargo del 7,5% que financia el régimen ya no alcanza y que eso derivó en una “ruptura de la cadena de pagos” entre distribuidoras y productoras.
Hasta 2021, el beneficio estaba limitado a zonas puntuales del sur del país, pero luego se amplió a otras regiones. Ahora, el Ejecutivo busca dar marcha atrás con esa extensión y concentrar la ayuda en áreas con frío más severo y en usuarios incluidos dentro del nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), creado por decreto a fines de 2025.
Ese programa establece criterios más restrictivos: podrán acceder quienes formen parte del ReNaBaP, veteranos de Malvinas o familias con ingresos por debajo de tres canastas básicas de un hogar tipo. “El objetivo es garantizar una segmentación no solo geográfica, sino también socioeconómica”, remarcan en los fundamentos, con eje en la equidad y el uso eficiente de los recursos públicos.
Otro de los cambios clave es que el subsidio pasará a aplicarse sobre el precio del gas y no sobre el total de la tarifa, con pagos dirigidos a distribuidoras y subdistribuidoras para evitar desfasajes en la cadena de cobro.
Además, el proyecto incluye un mecanismo para regularizar deudas de distribuidoras eléctricas con CAMMESA acumuladas durante la emergencia tarifaria. Como condición, las empresas deberán desistir de reclamos judiciales.
El conflicto judicial en torno a la reestatización de YPF en 2012 continúa abierto y ahora suma un nuevo capítulo tras la decisión de la jueza Loreta Preska, del Segundo Distrito Sur de Manhattan, quien habilitó al fondo Burford Capital a presentar su demanda en el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (Ciadi), un tribunal dependiente del Banco Mundial donde Argentina registra un historial desfavorable en casos similares.
Burford Capital, que había perdido en la Cámara de Apelaciones de Nueva York, podrá utilizar la información y documentación obtenida en la causa estadounidense para sustentar su reclamo ante el Ciadi. La demanda se basa en que la reestatización de YPF durante la gestión de Cristina Fernández de Kirchner y con Axel Kicillof como ministro de Economía no respetó los acuerdos firmados en los años 90 durante el gobierno de Carlos Menem, especialmente en lo relacionado con el pago a accionistas minoritarios tras la liquidación del 51% de las acciones a Repsol.
Además de acudir al Ciadi, Burford también estudia recurrir a la Corte Suprema de Justicia de Estados Unidos, aunque las probabilidades de éxito en esa instancia son bajas. El fondo, que invirtió considerablemente en la causa, tiene interés en agotar todas las vías legales para proteger su inversión, apoyado en que litigar le resulta menos costoso que a Argentina.
En paralelo, Burford notificó a la Cámara de Apelaciones de Nueva York y al estudio Sullivan & Cromwell, representante legal de Argentina, que solicitará una revisión sumaria del fallo adverso conocido como “en banc”. Esta instancia implica que los 13 magistrados del Segundo Distrito Sur podrían revisar la decisión previa, aunque esta alternativa es poco frecuente en casos económicos y su aceptación es incierta. La resolución sobre este pedido se espera desde el 8 de mayo y, de ser rechazada, Burford podría apelar ante la Corte Suprema de Estados Unidos.
Respecto al Ciadi, el fondo argumenta que la nacionalización de YPF violó tratados bilaterales de protección de inversiones suscritos por Argentina con España y Estados Unidos, al alterar los términos contractuales acordados en los 90. Por su parte, la defensa argentina sostiene que Burford ya eligió litigar en tribunales estadounidenses, por lo que un segundo ámbito judicial debería ser descartado, y que la cuestión con Repsol fue resuelta mediante un pago de aproximadamente US$6.000 millones en 2012.
Burford Capital, experto mundial en financiar litigios relacionados con inversiones, adquirió los derechos de la causa en 2015 por US$15 millones a través de una subsidiaria, y desde entonces ha obtenido ganancias por alrededor de US$236 millones producto de ventas parciales de su participación en la demanda. Sin embargo, desde la derrota en segunda instancia en Nueva York, su acción en la Bolsa de Nueva York cayó hasta un 60%.
El conflicto surgió porque la reestatización no incluyó una Oferta Pública de Adquisición (OPA) que, según el estatuto de 1993, debía realizarse para cualquier adquisición mayoritaria de acciones. Además, tras la expropiación, se suspendió el pago de dividendos a los accionistas, lo que llevó a la quiebra a las empresas españolas Petersen Energía SAU y Petersen Inversora SAU, quienes originalmente poseían parte de las acciones y vendieron sus derechos a Burford.
Este litigio, que se extiende desde 2013, podría prolongarse durante 2026 y 2027, con escenarios judiciales muy distintos: mientras en Estados Unidos la posición argentina tiene mejores perspectivas, el Ciadi representa un riesgo significativo dadas las condenas históricas contra Argentina en casos similares.
Dos buques tanque colisionaron este lunes por la tarde en el puerto de Campana, sobre el río Paraná, en una zona destinada para operaciones de carga y descarga de químicos y combustibles. El incidente no dejó heridos ni contaminación confirmada.
El hecho ocurrió alrededor de las 17:30, cuando el buque químico Ginga Bobcat (de bandera panameña, con 159,98 metros de eslora -largo- y 26,8 metros de manga -ancho-). impactó contra la popa del petrolero Helios (navega bajo la bandera de las Islas Marshall, con 145,15 metros de eslora y 23,03 metros de manga), que se encontraba amarrado.
Según los registros de navegación, el Ginga Bobcat se desplazaba a unos 16 km/h y redujo su velocidad de manera abrupta hasta detenerse en el momento del impacto. Ese frenado brusco quedó registrado en los sistemas de monitoreo y es uno de los datos clave que analizan los peritos para reconstruir lo ocurrido.
El Ginga Bobcat llevaba unas 10.300 toneladas de ácido sulfúrico con destino al complejo agroindustrial del Gran Rosario, mientras que el Helios operaba con combustibles como nafta y diésel. Esta combinación elevó de inmediato el nivel de preocupación por un posible impacto ambiental.
A pesar de la magnitud del choque, ambos buques solamente registraron daños por encima de la línea de flotación, lo que evitó, en principio, derrames en el agua. Hasta el momento, las autoridades confirmaron que no se detectaron filtraciones ni contaminación en la zona.
De todos modos, el tipo de carga obligó a activar protocolos preventivos para resguardar la navegación y evitar riesgos en el ecosistema del Paraná, una vía estratégica para el comercio exterior argentino.
El Instituto de Formación Técnica Vaca Muerta (IVM) volvió a abrir el período de inscripción para sus cursos gratuitos, destinados a preparar mano de obra calificada para la industria energética. El plazo para postularse se extiende hasta el 20 de mayo y la modalidad de cursada será presencial en el Polo Tecnológico de Neuquén.
Los cursos están dirigidos a personas con perfiles técnicos vinculados a la operación upstream y la seguridad operativa en yacimientos, ofreciendo una formación práctica en instalaciones reales dentro de un ambiente seguro y controlado. En la convocatoria anterior, más de 17.000 aspirantes se inscribieron para acceder a estas capacitaciones.
Para anotarse, los interesados deben ingresar al sitio oficial del Instituto Vaca Muerta y completar la solicitud antes de la fecha límite. Quienes se inscribieron en febrero están automáticamente preinscriptos para esta segunda convocatoria, sin necesidad de realizar un nuevo trámite.
Entre los requisitos principales se encuentran tener aprobado el secundario completo o el ciclo básico común, contar con habilidades digitales básicas y disponer de conectividad para realizar actividades virtuales complementarias a la cursada presencial.
El IVM ofrece una variedad de cursos con una duración de cuatro meses, que se dictan en dos turnos: de 14 a 18 horas y de 18 a 22 horas. El inicio de clases está programado para el 2 de junio. Los cursos disponibles son:
Operador de perforación
Fractura
Instrumentación
Mantenimiento mecánico
Mantenimiento eléctrico
Producción
Plantas de crudo
Plantas de agua
Además, se ofrece un curso de Seguridad Operativa en Yacimiento con una duración de un mes, enfocado en conocimientos básicos sobre procedimientos, prevención y criterios de trabajo en áreas operativas.
La cursada se realiza en la sede del IVM, ubicada en el Polo Tecnológico de Neuquén, que cuenta con simuladores, laboratorios de química aplicada, automatización, control de procesos, telemetría y talleres tanto de mantenimiento mecánico como eléctrico. Próximamente, se incorporará la sede del Pozo Escuela en Río Neuquén para que los estudiantes puedan realizar prácticas de campo, especialmente en los cursos destinados a operadores.
Los certificados que se entregan al finalizar las capacitaciones acreditan competencias técnicas y horas prácticas reconocidas por la industria. Estas formaciones cuentan con el aval del Consejo Provincial de Educación de Neuquén.
El Instituto está integrado por importantes operadoras como YPF, Pluspetrol, Chevron, Pan American Energy, TotalEnergies, Vista, Tecpetrol, Shell, Pampa Energía, Phoenix y CGC, junto a empresas de servicios vinculadas al sector petrolero. También recibe apoyo del gobierno de Neuquén, la Municipalidad de Neuquén y los sindicatos petroleros privados y jerárquicos de Neuquén, Río Negro y La Pampa.
Tres personas resultaron heridas el lunes en un incendio en la Zona Industrial Petrolera de Fujairah, en los Emiratos Árabes Unidos, tras un presunto ataque iraní, según informó la Oficina de Prensa de Fujairah.
Tres ciudadanos indios sufrieron heridas moderadas y fueron trasladados al hospital para recibir atención médica, reportó la agencia Xinhua.
Un gran incendio, provocado por un ataque con dron procedente de Irán, se desató el lunes en la zona, según informó la oficina de prensa del gobierno de Fujairah en una publicación en redes sociales.
Footage captures the moments after a drone caused a fire at an oil facility in Fujairah.
The UAE says Iran fired 15 missiles and four drones on Monday, while Iranian state media is indicating Iran wasn’t behind the attack. pic.twitter.com/G7SimR4JCS
Los Emiratos Árabes Unidos condenaron enérgicamente lo que describieron como una renovada “agresión iraní con misiles y drones” contra el país, según un comunicado del Ministerio de Relaciones Exteriores.
El Ministerio de Defensa de EAU informó que se detectaron cuatro misiles provenientes de Irán dirigidos hacia el país, de los cuales tres fueron interceptados con éxito sobre aguas territoriales de los EAU y el tercero cayó al mar.
Además, confirmó que los sonidos escuchados en diversas zonas del país fueron resultado de la interceptación exitosa de las amenazas aéreas.
La Autoridad Nacional de Gestión de Crisis y Desastres de los EAU indicó que las defensas aéreas están respondiendo a una amenaza de misiles e instó a los residentes a permanecer en lugares seguros y a seguir las actualizaciones oficiales.
El Ministerio de Educación de los Emiratos Árabes Unidos declaró en un comunicado que las escuelas y guarderías funcionarían de forma remota desde el martes hasta el viernes “por preocupación por la seguridad de los estudiantes y de todos los que trabajan en el sector educativo”.
El portavoz del Ministerio de Relaciones Exteriores de Irán, Esmaeil Baghaei, acusó el lunes a EAU de “apoyo y cooperación con los agresores contra Irán”.
Baghaei declaró en una conferencia de prensa semanal que el comportamiento de los EAU “ha generado muchos problemas” no solo para Irán, sino también para la seguridad de la región y la solidaridad entre los países de la zona.
Irán espera que “todos los países de la región hayan aprendido las lecciones necesarias de los acontecimientos ocurridos durante estos 50 días”, dijo.
Asimismo, al ser preguntado sobre la postura de Irán respecto a la retirada de los EAU de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), Baghaei afirmó que la medida no es “constructiva”, calificándola de reacción “negativa o vengativa” contra la región y los Estados miembros de la OPEP.
TotalEnergies inauguró un proyecto híbrido con energía eólica y baterías cercano a sus plantas de tratamiento de gas natural en Tierra del Fuego.
RÍO GRANDE (enviado especial). Un proyecto único liderado por TotalEnergies vuelve a ratificar el compromiso histórico de la empresa francesa con el desarrollo del negocio energético en Tierra del Fuego. La segunda operadora de gas natural en el país puso en marcha la producción del parque eólicomás austral del mundo. Se trata de una solución híbrida pionera para el sector que brindará energía limpia a las operaciones offshore para producir gas natural, las más importantes en el país por fuera de Vaca Muerta.
TotalEnergies junto a sus socios Harbour Energy (ex Wintershall DEA) y Pan American Energy inauguraron este martes un proyecto híbrido de energía eólica con baterías que logrará reducir las emisiones vinculadas a la generación eléctrica necesaria para el funcionamiento de sus instalaciones de tratamiento del gas en más de un 55 por ciento.
El director general de TotalEnergies en la Argentina, Sergio Mengoni, destacó en el evento de inauguración que el proyecto es pionero para el sector de hidrocarburos en el país y a nivel internacional. “Es el único sistema en el mundo de este tipo para una planta de Oil & Gas que no esta conectada a la red”, explicó Mengoni consultado por EconoJournal.
La petrolera internacional integra con Harbour Energy y PAE el consorcio que tiene la concesión sobre Cuenca Marina Austral 1 (CMA-1). Las operaciones están a cargo de su filial Total Austral, que incluyen principalmente la producción hidrocarburífera en las plataformas marítimas y luego su tratamiento onshore en las plantas en Río Cullen y Cañadón Alfa.
El consorcio en 2024 puso a plena producción el proyecto Fénix, un nuevo campo dentro de CMA-1 que esta generando hasta 10 millones de metros cúbicos de gas por día (MMm3/d). El desarrollo de Fénix requirió de una inversión de más US$ 700 millones.
Parque eólico con baterías en Tierra del Fuego
El proyecto híbrido permitirá reducir el consumo de gas natural en los compresores empleados en las plantas que separan y tratan el gas natural, el petróleo crudo y los líquidos provenientes desde las plataformas marítimas. Solo en gas la planta en Río Cullen tiene una capacidad nominal para tratar hasta 23 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d), lo que supone cerca de 20% del suministro nacional de gas.
TotalEnergies estima que el proyecto generará un ahorro de 22 millones de metros cúbicos de gas por año, que ahora podrá volcar al gasoducto San Martín. Se estima que la inversión en el proyecto ascendió a unos US$ 60 millones.
El parque eólico cuenta con dos aerogeneradores de la firma Goldwind, con una potencia instalada de 9 MW de generación eléctrica. Las unidades están ubicadas aledañas a la planta de tratamiento en Río Cullen, en una zona que se caracteriza por su gran potencial eólico.
El country chair de TotalEnergies en Argentina,Sergio Mengoni, junto al gobernador de Tierra del Fuego, Gustavo Melella, en la inauguración del parque eólico.
El sistema se completa con baterías de la firma Saft, una subsidiaria de TotalEnergies, y un tendido eléctrico de 27 km para llevar energía también hasta la planta en Cañadón Alfa.
La construcción del proyecto llevó poco más de un año y contó con la participación de Siemens y Schneider Electric en la provisión de sistemas eléctricos. En la integración y construcción del proyecto intervino la constructora Dreicon.
La ejecución fue desafiante en cuanto a la logística y la naturaleza de algunas tareas. «En el pico de obra empleamos a 156 trabajadores, casi todos de Río Grande, para cavar 1500 metros cúbicos de zanja a mano, no podíamos hacerlo con máquinas porque había riesgos. Al principio tuvimos lesionados, pero contratamos a un entrenador y durante los cuatro meses de obra no tuvimos más lesionados», contó el CEO de Dreicon, Alejandro Bellorini.
Para TotalEnergies el proyecto expresa uno de sus pilares en su estrategia global, que es generar más energía y con menos emisiones. También es un ejemplo de la cultura de seguridad laboral que la compañía demanda en sus proyectos y operaciones.
Justamente, TotalEnergies el lunes celebró el día internacional de la seguridad, una jornada que realiza todos los años en sus operaciones en todo el mundo para capacitar y concientizar sobre la seguridad laboral. Mengoni participó de las actividades que se realizaron al respecto en la planta en Río Cullen.
TotalEnergies evalúa proyectos en Tierra del Fuego y Vaca Muerta
Inaugurado en las costas de Tierra del Fuego en 2024, Fénix es el desarrollo de gas offshore más reciente del país.
La empresa en este momento esta evaluando proyectos tanto en la cuenca neuquina como en Tierra del Fuego. Mengoni puntualizó que Vaca Muerta corre con cierta ventaja para anuncios de inversión y que se analizan proyectos de petróleo para calificar al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).
«Un proyecto no convencional es mucho más rápido cuando ya tenés las instalaciones. Un proyecto en el offshore te lleva más tiempo y una inversión más grande», dijo el líder de TotalEnergies en la Argentina.
«Estamos equilibrados, tanto en Vaca Muerta, donde tenemos gas y ahora estamos viendo proyectos de petróleo a través del RIGI, y aquí en Tierra del Fuego tenemos un muy buen complemento para nuestro portafolio global», añadió durante una ronda con periodistas.
Aguada Pichana Este es el principal activo de gas que la empresa opera en Vaca Muerta, con una producción de 9,5 MMm3/d. En esta área tiene como socios a YPF, PAE y Harbour Energy.
En lo que respecta a Tierra del Fuego, TotalEnergies al día de hoy produce en los yacimientos Hidra, Kaus, Ara-Cañadón Alfa, Carina, Aries, Vega Pléyade y Fénix. La mayoría de estos son campos maduros.
El gobierno nacional modificó este año el régimen de cobro de retenciones a las exportaciones de petróleo convencional. Consultado por EconoJournal, Mengoni destacó esa iniciativa y consideró que la producción offshore también necesita de incentivos.
«En el offshore convencional hay que seguir bajando las cargas porque el valor agregado que viene de toda producción adicional es mucho más importante que la mejora fiscal», dijo.
Además de los negocios en hidrocarburos, la empresa también ha invertido y explora opciones en generación con renovables. TotalEnergies tiene una portfolio de 300 MW de renovables en el país y con dos flamantes parques solares en Chaco que entrarán en operación en junio.
El Gobierno nacional confirmó un nuevo aumento en los cuadros tarifarios de luz para mayo, con una suba del 4,10% para Edenor y 3,91% para Edesur, y fijó el porcentaje de subsidio adicional para los hogares vulnerables.
El incremento en el Costo Propio de Distribución (CPD) que las empresas trasladarán a los usuarios en el quinto mes del 2026 se formalizó mediante las Resoluciones 243 y 244/2026, publicadas este lunes en el Boletín Oficial.
La actualización del esquema tarifario para las distribuidoras que prestan servicio en el Área Metropolitana de Buenos Aires (Amba) fue aprobada por la Secretaría de Energía y el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) en el marco de la emergencia energética y el plan de corrección de precios relativos.
En las normativas, se explicó que el ajuste surge de la aplicación mensual de la fórmula de indexación y del Factor de Estímulo a la Eficiencia (Factor E), que reconoce las inversiones en obras de las empresas y les permite trasladar el costo a los usuarios.
En cuanto al ajuste por inflación, se detalló que “el objetivo del mecanismo de actualización establecido es que el valor de la remuneración que percibe la distribuidora se mantenga durante todo el período tarifario de cinco años en términos reales”.
Para calcular la indexación mensual, se toman las variaciones del Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) y el Índice de Precios al Consumidor (IPC), publicados por el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC), que en marzo ambos fueron del 3,38%.
La fórmula de ajuste pondera en un 67 % el IPIM y en un 33 % el IPC, resultando así un aumento del 3,38 % en el CPD de la distribuidora antes de la actualización completa. Al incorporar el costo total, en mayo el CPD de Edenor sube 3,82% respecto a abril y el de Edesur trepa 3,75% en relación al valor del mes previo.
El aumento se completa con la incidencia del Factor E, a partir de que el ENRE reconoció que las compañías eléctricas superaron el 100% de sus metas físicas de inversión en alta, media y baja tensión durante el último año.
Por haber invertido más de lo previsto, el organismo regulador le permitió un ajuste adicional del 0,27% a Edenor y del 0,15% a Edesur. De esta manera, el aumento final para la empresa distribuidora del norte alcanza el 4,10% y para la del sur llega al 3,91%.
El esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), se mantiene en 300 kWh mensuales para los meses de frío (mayo a agosto). Todo consumo que exceda ese límite se pagará a tarifa plena.
En este caso, se fijó el subsidio adicional en un 10,67% sobre el consumo base. Esta bonificación es “extraordinaria” y se suma a la general, buscando que la reestructuración de subsidios sea gradual para los sectores más vulnerables.
El Gobierno envió al Congreso un proyecto de ley que propone derogar los regímenes de promoción que acompañaron el desarrollo de Vaca Muerta durante la última década.
La iniciativa busca unificar incentivos bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y eliminar instrumentos sectoriales paralelos.
El texto propone derogar el Decreto 929/2013, los artículos 19 a 22 de la Ley 27.007 y el Decreto 277/2022. Los beneficios continúan vigentes hasta que el Congreso trate la iniciativa. El Decreto 929/2013 habilitó la llegada de inversiones superiores a los mil millones de dólares mediante la libre disponibilidad del 20% exportable sin retenciones. La Ley 27.007 redujo umbrales de inversión y extendió el esquema a proyectos de menor escala. El Decreto 277/2022 incorporó acceso a divisas para producción incremental en un contexto de restricciones cambiarias.
El proyecto sostiene que estos regímenes fueron adecuados en su momento, pero que hoy generan beneficios que el Estado no puede sostener. El Ejecutivo argumenta que el RIGI ofrece un marco de estabilidad suficiente para inversiones de gran escala. El texto preserva un punto central: los beneficiarios actuales del Decreto 929/2013 mantienen la libre disponibilidad del 20% exportable sin retenciones, lo que evita conflictos contractuales.
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La iniciativa también propone revertir parcialmente la ampliación de subsidios de zona fría aprobada en 2021 y establece un mecanismo de compensación de deudas cruzadas entre Edenor, Edesur y el Estado nacional. Además, extiende beneficios del régimen de energías renovables, que garantiza estabilidad fiscal por veinte años.
Las provincias productoras mantienen intactas sus competencias sobre permisos, servidumbres y autorizaciones. El proyecto no altera la distribución de potestades, aunque sí reordena los incentivos fiscales bajo un esquema concentrado en el RIGI.
El impacto final dependerá del tratamiento legislativo. Mientras tanto, todos los regímenes actuales continúan vigentes y los proyectos en marcha mantienen sus condiciones.
La minería argentina registró el mejor inicio de año de su historia en exportaciones, con un crecimiento interanual cercano al 80% según datos oficiales.
El desempeño se explica por operaciones en producción en Santa Cruz, San Juan, Jujuy, Salta y Catamarca, con el oro y el litio como ejes del incremento. El litio consolidó su posición como segundo complejo exportador minero.
El salto hacia niveles cercanos a los USD 42.000 millones anuales continúa condicionado por la puesta en marcha de proyectos de cobre de gran escala que aún se encuentran en etapas de factibilidad o prefactibilidad. La cartera oficial identifica inversiones potenciales en San Juan, Salta y Catamarca, pero su ejecución depende de definiciones regulatorias y de estabilidad fiscal.
La Ley de Inversiones Mineras sigue siendo la base del régimen sectorial, mientras que los proyectos de cobre y algunos desarrollos de litio incorporan expectativas vinculadas al RIGI, que ofrece estabilidad fiscal, acceso a divisas y amortización acelerada. Fondos y compañías globales condicionan decisiones de inversión a la vigencia efectiva de estos instrumentos.
Las provincias mantienen competencias centrales: permisos ambientales, autorizaciones hídricas, audiencias públicas y acuerdos sobre regalías e infraestructura. La conflictividad social y la percepción de riesgo pueden modificar cronogramas y costos.
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La infraestructura es un factor crítico para los proyectos de cobre: energía firme, rutas aptas para tránsito pesado, plantas de procesamiento y capacidad portuaria. Sin estas condiciones, las proyecciones de exportación no se materializan. Organismos multilaterales incorporan estos elementos en sus evaluaciones de viabilidad.
El contraste entre el récord actual y el potencial proyectado muestra que la etapa siguiente dependerá de la secuencia con la que se definan las condiciones regulatorias, fiscales y logísticas que acompañan a los proyectos de gran escala. La cartera cuenta con recursos, demanda y empresas con planes avanzados; el punto central es la coordinación que permita transformar ese inventario en producción efectiva en los próximos años.
Argentina abrió su participación en la Offshore Technology Conference (OTC) 2026 —que se desarrolla del 4 al 7 de mayo en Houston— con el pabellón más grande que haya presentado en la feria y con una agenda que combina diplomacia económica, posicionamiento energético y búsqueda de proveedores para la etapa exportadora de Vaca Muerta.
La delegación reúne a YPF, ProArgentina, provincias productoras y más de cuarenta empresas de servicios, ingeniería, metalmecánica y tecnología.
En su intervención ante ejecutivos de la industria global, Horacio Marín planteó que la expansión de Vaca Muerta requiere mayor competencia en servicios, reducción de costos y aceleración de la infraestructura de transporte. El mensaje se inscribe en la estrategia corporativa de YPF y en la hoja de ruta que el Gobierno busca instalar en foros internacionales para atraer tecnología, financiamiento y capacidad operativa.
El pabellón argentino, coordinado por ProArgentina, funciona como plataforma para proveedores locales que buscan integrarse a cadenas globales de perforación, logística, ingeniería y servicios offshore. La presencia de compañías de distintos segmentos apunta a mostrar capacidad industrial más allá del shale neuquino y a posicionar al país como jurisdicción energética emergente en un mercado altamente competitivo.
La agenda de reuniones bilaterales estuvo centrada en tres ejes: la evolución del proyecto Vaca Muerta Oil Sur, la ingeniería asociada a la futura planta de LNG y la ampliación del sistema de transporte de gas. Las empresas internacionales consultaron por plazos, marcos regulatorios y condiciones de acceso a divisas, mientras que las compañías locales avanzaron en acuerdos de representación, transferencia tecnológica y financiamiento.
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Cancillería utilizó la feria para reforzar la estrategia de promoción comercial y para articular la presencia de provincias productoras en un espacio donde se definen tendencias tecnológicas y financieras del sector. La participación conjunta de organismos públicos y empresas privadas apunta a construir una narrativa país en un foro donde la competencia por capital y tecnología es cada vez más intensa.
OTC 2026 muestra que los países con tradición offshore están desplegando paquetes de incentivos, estabilidad fiscal y programas de contenido local para atraer inversiones. En ese contexto, Argentina busca diferenciarse con recursos, escala potencial y proyectos de infraestructura en marcha, aunque con desafíos pendientes en materia de costos, logística y previsibilidad normativa.
La presencia de este año marca un salto respecto de ediciones anteriores. El tamaño del pabellón, la coordinación institucional y la diversidad de empresas reflejan un intento de consolidar una estrategia sostenida en el tiempo. La continuidad de esta agenda dependerá de la capacidad de transformar la visibilidad lograda en Houston en contratos, financiamiento y desarrollo industrial que acompañen la expansión de Vaca Muerta y los proyectos de exportación.
BigSur Energy nació de una conversación entre dos mundos que rara vez se cruzan:
El de un abogado petrolero acostumbrado a resolver problemas operativos en yacimientos y el de un emprendedor tecnológico que buscaba una salida al consumo energético de la minería de datos. Bernardo Cabral y Ariel Perelman se conocieron por un amigo en común y, a partir de una consulta puntual sobre gas, terminaron diseñando un modelo que hoy opera en Texas y que empieza a evaluarse para Vaca Muerta.
Cabral venía de años de trabajo en operaciones de Oil & Gas y conocía de primera mano la lógica de los pozos donde aparece gas que no puede ser evacuado. Perelman, formado en tecnología desde adolescente, buscaba una forma de alimentar centros de datos sin depender de redes saturadas. La conversación derivó en una idea simple y a la vez difícil de ejecutar: llevar los data centers al pozo y usar el gas asociado como fuente de energía.
El modelo se consolidó cuando sumaron a Carlos Braun como inversor. La decisión de instalarse en Texas respondió a razones prácticas: seguridad jurídica, proveedores disponibles, logística aceitada y un ecosistema donde las petroleras —grandes, medianas y pequeñas— están acostumbradas a probar soluciones nuevas. BigSur montó su primer piloto a fines de 2024 y hoy opera catorce puntos en el Estado, con capacidad equivalente a más de 200 MW en gas.
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La empresa instala equipos de generación eléctrica en el yacimiento y, junto a ellos, centros de datos con conectividad satelital. El gas que no puede ser transportado se convierte en energía para procesamiento digital. Para las operadoras, el beneficio es doble: se reduce el venteo y se reactiva producción en pozos que, de otro modo, quedarían inactivos. Para BigSur, el negocio está en la infraestructura tecnológica y en la capacidad de transformar un recurso residual en un servicio de alto valor.
La experiencia en Texas abrió una segunda etapa: evaluar proyectos en la Argentina. La producción de crudo en Vaca Muerta genera volúmenes de gas que, en determinados pozos, enfrentan restricciones ambientales o limitaciones de transporte. La empresa trabaja en dos o tres iniciativas locales que replican el esquema texano, aunque su avance depende de permisos ambientales, acuerdos con operadoras y definiciones regulatorias sobre generación in situ.
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El equipo sostiene que la similitud entre Texas y Neuquén no es conceptual sino operativa: pozos horizontales con alta productividad, gas asociado que no siempre encuentra salida y presión sobre la infraestructura de transporte. La diferencia está en la regulación. Mientras que en Texas el despliegue es rápido, en la Argentina el proceso requiere coordinación entre Nación, provincias y organismos ambientales.
BigSur Energy se mueve en un segmento que crece a nivel global: la integración entre energía y datos en zonas de producción. La tendencia responde a una necesidad concreta de la industria —reducir desperdicios y sumar capacidad de procesamiento— y a un contexto donde la demanda de infraestructura digital se expande más rápido que la oferta. La experiencia texana funciona como referencia para evaluar su aplicación en Vaca Muerta en un momento en que la cuenca enfrenta desafíos de saturación y busca soluciones que permitan sostener el ritmo de producción.
JPMorgan actualizó su precio objetivo para las acciones de YPF en Nueva York de US$54 a US$61,5 para los próximos doce meses.
El banco sostiene que, aun con la suba acumulada del 22% en lo que va del año, la compañía mantiene margen de apreciación en un escenario de petróleo firme y una estructura operativa que continúa expandiendo producción en Vaca Muerta. El ADR cerró el lunes en US$44,22, mientras que el S&P Merval en dólares retrocede 7,7% en el mismo período.
El análisis incorpora un supuesto de Brent promedio de US$85 por barril en 2026 y US$75 en 2027. Para JPMorgan, la valuación también recoge factores locales: la expectativa de normalización cambiaria, la continuidad del proceso de desregulación y el avance del proyecto de GNL flotante. El banco estima un Ebitda trimestral cercano a US$1.500 millones, en línea con proyecciones de UBS BB y AdCap, que anticipan un desempeño sólido en producción, refinación y comercialización.
El informe destaca que la mejora operativa de YPF se apoya en tres vectores: mayor eficiencia en shale, recuperación del margen de refinación y un mix de precios que refleja la convergencia gradual hacia referencias internacionales. Sin embargo, los analistas advierten que la transmisión de precios internos continúa condicionada por la política de estabilización aplicada en el primer trimestre, cuyo plazo vence a mediados de mayo. La definición del esquema posterior será determinante para los márgenes del segundo semestre.
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JPMorgan identifica riesgos que podrían afectar la trayectoria del papel: divergencias entre precios locales e internacionales, un crecimiento menor al previsto en exportaciones y un deterioro del contexto macroeconómico que modifique la tasa de descuento. El banco también subraya que la infraestructura de evacuación sigue siendo el principal límite para el ritmo de expansión de la producción. Los proyectos en ejecución —oleoductos, ampliaciones de capacidad y obras asociadas al gas— son críticos para sostener el sendero de crecimiento y evitar cuellos de botella que afecten la generación de caja.
El mercado seguirá de cerca los resultados del primer trimestre y la hoja de ruta que presente la compañía para el resto del año. La combinación de precios internacionales altos, mayor eficiencia operativa y un portafolio con foco en shale mantiene a YPF en el centro del interés de los inversores, aunque la materialización del potencial dependerá de la velocidad de las obras de infraestructura y de la evolución del marco regulatorio.
Gage Zaffuto 
URGENTE: 
En la tarde de hoy sucedió un choque de barcos en Campana 
