La petrolera estatal YPF y la tecnológica estadounidense Corva renovaron su alianza para acelerar la transformación digital de Vaca Muerta, con el objetivo de optimizar la construcción y operación de pozos de petróleo y gas. El acuerdo incorpora inteligencia artificial, análisis de datos y automatización, en un contexto de creciente actividad en la cuenca neuquina.
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, junto a Dharmesh Mehta, Executive Chairman de Corva, encabezaron la reunión que dio inicio a esta nueva etapa. La plataforma de Corva ya es central en la operación de YPF a través del RTIC de Perforación y Workover, que integra información de perforación, fractura e intervenciones de pozos en un mismo entorno digital.
La estrategia busca reducir los llamados tiempos improductivos, períodos en los que una operación se detiene o avanza más lento de lo previsto. En una industria donde cada hora de trabajo impacta directamente en los costos, optimizar procesos representa una ventaja significativa para sostener el ritmo de perforación.
Nuevas herramientas se suman a la alianza: advisors digitales, sistemas de análisis predictivo, alertas inteligentes, automatización y copilotos digitales. También se prevé el desarrollo de agentes capaces de asistir a los equipos en tareas operativas complejas, llevando la digitalización un paso más allá.
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El uso intensivo de datos permitirá pasar de un modelo en el que los técnicos reciben información para decidir, a otro en el que los sistemas anticipan escenarios y colaboran activamente en la gestión de las operaciones. Este cambio apunta a consolidar un esquema de producción más eficiente y seguro, con menor margen de error humano.
Corva, con sede en Houston, aporta experiencia internacional en soluciones digitales para la industria del petróleo y el gas. Su plataforma ya procesa millones de datos diarios y coordina simultáneamente equipos de perforación y fractura, lo que convierte a Vaca Muerta en un laboratorio de innovación tecnológica dentro de la industria energética argentina.
El Senado retomó el análisis del proyecto de ley conocido como Súper RIGI, que ya cuenta con media sanción en Diputados y busca atraer inversiones de gran escala en sectores tecnológicos y productivos aún no desarrollados en Argentina. Desde las 13 horas, un plenario de las comisiones de Presupuesto y Hacienda, Economía Nacional e Inversión y Legislación General discute el texto con la intención de avanzar hacia dictamen.
La propuesta contempla un régimen de incentivos fiscales, cambiarios, aduaneros y regulatorios para proyectos de al menos USD 1.000 millones, con beneficios excepcionales durante 30 años. Entre ellos figuran la reducción de Ganancias al 15%, amortización acelerada, quebrantos sin límite temporal, beneficios en IVA, exenciones de derechos de exportación e importación, reducción de contribuciones patronales y estabilidad fiscal y regulatoria.
A diferencia del RIGI original de la Ley Bases, el Súper RIGI se orienta exclusivamente a nuevas industrias: inteligencia artificial, centros de datos, semiconductores, hidrógeno verde y baterías de litio. El objetivo oficial es atraer proyectos capaces de incrementar exportaciones, generar empleo calificado y promover capacidades tecnológicas.
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Los senadores evalúan introducir cambios. Uno de los puntos bajo revisión es el plan de desarrollo de proveedores locales, que exige destinar al menos el 20% de la inversión a contrataciones en el país. La UIA y sectores manufactureros reclaman que el requisito se refuerce para asegurar mayor impacto sobre la producción nacional.
También se discute el impacto de proyectos de altísimo consumo energético, como los centros de datos vinculados a la inteligencia artificial. Especialistas plantearon la necesidad de condiciones específicas que garanticen infraestructura energética y eviten tensiones sobre el abastecimiento general.
La definición será clave: si el oficialismo logra consensuar modificaciones con los bloques dialoguistas, el proyecto quedará en condiciones de avanzar hacia el recinto para su votación definitiva. La discusión de fondo busca equilibrar dos objetivos: ofrecer un marco competitivo para atraer inversiones multimillonarias y asegurar beneficios concretos para la industria nacional, el empleo y el desarrollo tecnológico argentino.
El corredor ferroviario Ayacucho–Tandil–Lobería–Balcarce–Quequén, abandonado desde 2003, vuelve a ser estratégico por la expansión energética de Vaca Muerta. Cuatro intendentes bonaerenses solicitaron a la Secretaría de Transporte que se incorpore al nuevo esquema de concesiones, con el objetivo de reconectar producción, energía y puerto.
En 2025, Puerto Quequén movilizó más de 9 millones de toneladas, récord histórico, pero lo hizo con 281.824 camiones y ningún vagón ferroviario. Una terminal de escala internacional funciona así con logística terrestre concentrada en rutas, lo que encarece costos y multiplica la presión sobre caminos compartidos con la población.
El ferrocarril no busca reemplazar al camión, sino complementarlo. Su ventaja está en grandes volúmenes y largas distancias, mientras el transporte automotor conserva flexibilidad para recorridos cortos y distribución. La expansión energética volvió a cambiar la ecuación y revaloriza un trazado olvidado.
La demanda logística de Vaca Muerta excede pozos y oleoductos. Tubos, maquinaria, estructuras y equipos pesados deben recorrer cientos de kilómetros. Allí reaparece el tren como infraestructura económica. El proyecto Bahía Blanca–Añelo ya contempla renovación de vías; Quequén puede sumarse como nodo bonaerense de ese sistema.
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La historia del ramal muestra el giro. El ferrocarril llegó a Quequén en 1892 y a Necochea en 1894. El cruce hacia esta última ciudad se interrumpió en 1968, aunque los trenes siguieron llegando a Quequén hasta 2003. Desde entonces, las vías dejaron de integrar la logística portuaria.
Hoy la Provincia trabaja en un Plan Estratégico de Desarrollo Ferroviario que contempla inversión privada y coloca a Quequén, Bahía Blanca y San Nicolás entre los nodos productivos relevantes. La discusión será quién invierte, bajo qué concesión y con qué condiciones, porque recuperar kilómetros de vías deterioradas requiere capital, mantenimiento y volumen suficiente.
La enseñanza económica es clara: durante décadas Argentina discutió el ferrocarril entre nostalgia y ajuste, mientras su estructura productiva necesitaba mover cargas enormes sobre un territorio extenso. Vaca Muerta vuelve a poner precio a aquello que parecía viejo. Quequén puede encontrar así una segunda vida ferroviaria, no para reconstruir el pasado, sino porque el futuro energético necesita vías.
Argentina cuenta con un potencial energético extraordinario: el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) estimó en 30.728 millones de barriles los recursos de shale oil de Vaca Muerta, un volumen 92% superior al calculado en 2013 por la EIA. Sin embargo, hasta ahora solo se desarrolló el 2,7% del petróleo y el 2,1% del gas, lo que expone el desafío de transformar recursos en producción y divisas.
En cuanto a la magnitud, el informe de Economía & Energía señala que, tomando como referencia el consumo interno de 2025, los recursos de Vaca Muerta alcanzarían para abastecer la demanda argentina durante 153 años de petróleo y 145 años de gas. Por su parte, el shale gas suma 258 TCF, reforzando la proyección de largo plazo.
Durante los primeros siete meses de 2026, la balanza comercial energética acumuló un superávit de US$ 6.853 millones, un incremento del 78,4% interanual. Las exportaciones de Combustibles y Energía crecieron 50%, hasta US$ 9.151 millones, con el petróleo como protagonista: las ventas externas aumentaron 80%, alcanzando US$ 5.722 millones, gracias a mayores volúmenes (321.000 barriles diarios, +30%) y mejores precios internacionales (US$ 84/barril, +19%).
El potencial de Vaca Muerta también impulsa proyectos de gas natural licuado (GNL). Argentina busca insertarse en el mercado internacional con Southern Energy y Argentina LNG, que sumarían 18 MTPA de capacidad de licuefacción, equivalente al 3,5% de la capacidad mundial actual. Para abastecerlos será necesario incrementar en 77 millones de m³ diarios la producción nacional de gas, un salto del 54% respecto al promedio actual.
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Por su parte, el mercado mundial de GNL atraviesa una expansión: en 2025 el comercio creció 6,4%, y por primera vez el volumen licuado superó al transportado por gasoductos. Estados Unidos, Qatar y Australia concentran el 54% de la capacidad global, lo que obliga a Argentina a acelerar inversiones si quiere consolidar una posición relevante.
El crecimiento energético argentino convive con una contracara fiscal. Entre enero y julio de 2026, los subsidios energéticos alcanzaron US$ 2.684 millones, un 46% más que en el mismo período de 2025, con CAMMESA como principal receptor. En julio, sin embargo, mostraron una baja del 17% interanual, ubicándose en US$ 537 millones.
En síntesis, Vaca Muerta representa una oportunidad histórica: recursos para más de un siglo de consumo, exportaciones en alza y proyectos de GNL que podrían insertar a Argentina en el mercado global. Pero el bajo nivel de desarrollo —menos del 3%— y la dependencia de subsidios energéticos marcan el desafío de convertir potencial geológico en producción sostenida y dólares genuinos.
Neuquén concentra en el sector hidrocarburífero una proporción inédita de sueldos privados registrados: de cada $100 que se pagan en la provincia, $36 provienen directamente del oil & gas, según un informe de la Fundación Mediterránea. La masa salarial total asciende a $7.500 miles de millones (12 meses móviles a precios de marzo 2026), de los cuales $2.678 miles de millones corresponden a hidrocarburos.
En cuanto a la participación en puestos de trabajo, el sector representa el 16% del empleo privado, pero su peso en la nómina es mucho mayor debido a que paga salarios muy por encima del promedio provincial. Por su parte, la construcción (13%), el transporte (10%) y el comercio (10%) aparecen lejos en el ranking, aunque fuertemente traccionados por la actividad no convencional.
Dentro del período noviembre 2023 – marzo 2026, la masa salarial privada real de Neuquén creció 9,9%, con los rubros más dinámicos orbitando alrededor de Vaca Muerta: transporte (+29%), industria manufacturera (+22%), hoteles y restaurantes (+19%), comercio (+18%) e inmobiliario (+14%). Los hidrocarburos avanzaron un más moderado 5,2% real, pero sobre una base tan grande sumaron $132.000 millones adicionales a la nómina provincial.
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El contraste regional es marcado. Mientras Neuquén y Río Negro crecieron (9,9% y 5,8% respectivamente), las cuencas maduras retrocedieron: los hidrocarburos cayeron 27% en Chubut y 17% en Santa Cruz, arrastrando a la construcción y la industria. En paralelo, Río Negro se benefició indirectamente con un auge de la construcción (+40%) vinculado a la infraestructura que demanda Vaca Muerta para exportar hacia el Atlántico.
Por su parte, el liderazgo neuquino es una buena noticia para la provincia, que genera más empleo registrado y mejores salarios en un contexto nacional todavía rezagado (−1,9% en masa salarial real). Sin embargo, también encierra un riesgo: la dependencia de un solo motor y de un solo commodity expone a Neuquén a la volatilidad del precio internacional del crudo y al ritmo de las inversiones.
Brasil registró en julio su segundo récord mensual consecutivo de producción de hidrocarburos, con un promedio diario de 5,85 millones de barriles equivalentes de petróleo y gas natural, según la Agencia Nacional del Petróleo (ANP). El volumen fue un 13,4% superior al mismo mes de 2025 y un 0,15% mayor que junio, consolidando al país como el octavo productor mundial de crudo.
En cuanto a la producción de petróleo, alcanzó los 4,49 millones de barriles diarios, un 13,6% más interanual y un 0,5% mayor que junio. Por su parte, la producción de gas natural fue de 214,9 millones de m³/día, con un incremento del 12,6% interanual, aunque con una leve caída del 1,1% respecto de junio.
El presal continúa siendo el motor de la industria: el 82,4% de la producción total provino de estas reservas en aguas ultraprofundas del Atlántico, bajo una capa de sal de dos kilómetros. Según la ANP, estas gigantescas reservas podrían ubicar a Brasil entre los cinco mayores exportadores mundiales de hidrocarburos hacia 2030.
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La estatal Petrobras se mantuvo como la mayor productora del país, con el 87,27% del total (5,11 millones de barriles diarios), incluyendo operaciones propias y en consorcios. Le siguieron Equinor (135.719 barriles/día), PRIO Forte (108.612), PRIO Tigris (103.806) y TotalEnergies (90.023).
El repunte de julio se explica por la recuperación tras la paralización de plataformas en mayo por mantenimiento. La ANP destacó que la producción provino de 278 áreas operativas, de las cuales 257 bajo concesión, con participación de 50 empresas.
La Secretaría de Energía fijó en PESOS UN MIL SETENTA Y DOS CON CUATROCIENTAS NOVENTA Y SIETE MILÉSIMAS ($ 1.072,497) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640 (de Biocombustibles), el cual regirá para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de septiembre de 2026 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
Asimismo, fijó en PESOS NOVECIENTOS OCHENTA Y DOS CON NOVECIENTAS SETENTA Y SEIS MILÉSIMAS ($ 982,976) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con nafta en el marco de la misma Ley, También para las operaciones del mes de septiembre.
La resolución 219/2026 estableció además que el plazo de pago del bioetanol no podrá exceder, en ningún caso, los TREINTA (30) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
Por otra parte, a través de la resolución 220/2026 y en base a la Ley 27.640, Energía fijó en PESOS DOS MILLONES DOCE MIL QUINIENTOS NOVENTA Y OCHO ($ 2.012.598) por tonelada el precio de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil para las operaciones a llevarse a cabo durante septiembre, y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
El plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los SIETE (7) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
¿Cuál fue la estrategia del gobierno al evitar la distribución de dividendos de Transener durante la primera mitad del año?.
El Directorio de Transener, la mayor transportista de energía de la Argentina, aprobó este lunes la distribución de dividendos por $253.536 millones —equivalentes a unos US$169 millones— entre sus accionistas. Esa decisión estaba previsionada, en rigor, desde abril de este año y formó parte de una estrategia impulsada por el gobierno para maximizar el precio de venta obtenido por la privatización de la participación accionaria del 50% que Enarsa poseía en la compañía eléctrica.
En los primeros meses de 2026 se analizó la posibilidad de que Transener distribuyera parte de los fondos acumulados en su caja. Pero Tristán Socas, presidente Enarsa y representante del Estado en el Directorio de Transener, planteó postergar la liquidación hasta que concluyera el proceso de privatización.
El racional fue el siguiente: si los potenciales compradores sabían que Transener contaba con fondos acumulados y con una futura distribución de dividendos previsionada, podían incorporar ese flujo esperado al momento de calcular cuánto estaban dispuestos a pagar por la participación de Enarsa.
“Al recomponer las tarifas de Transener a través de la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) cerrada en 2025, la decisión del gobierno fue intentar recuperar parte de ese flujo de fondos mediante un mejor precio en la privatización. Una de las acciones adoptadas en esa línea fue evitar que se liquidaran dividendos durante la primera parte del año, para que esa caja funcionara como un elemento adicional de atracción para los inversores”, explicaron en un despacho oficial.
La estrategia quedó reflejada formalmente en la asamblea celebrada en abril, cuando Enarsa todavía conservaba su participación en Citelec. En ese momento, los accionistas de Transener destinaron alrededor de $522.590 millones a una reserva para futuros dividendos.
Transener: así resultó la distribución de dividendos
El Directorio de Transener aprobó la distribución de dividendos por $253.536 millones entre sus accionistas.
De los $253,5 millones que repartirá Transener, Citilec, que posee un 52,65% del capital social de la transportista, recibirá unos US$89 millones, de los cuales unos US$44,5 millones corresponderán a Pampa Energía y la otra mitad se dividirá entre Genneia -la empresa que preside Jorge Brito- y Edison Energía -el holding que encabezan los hermanos Juan y Patricio Neuss e integran también Damián Pozzoli, Guillermo Stanley, Federico Salvai y Carlos Giovanelli- todos socios de Inverlat -junto con Luis Galli y Rubén Cherñajovsky- que recibirán aproximadamente US$22,25 millones cada una.
Edison Energía y Genneia se quedaron con el 50% de Citilec a cambio de US$356,17 millones, tras imponerse a Central Puerto, que ofertó US$301 millones y a Edenor, que ofreció US$ 230 millones, en la presentación de ofertas que se realizó el 28 de abril de este año.
Finalmente, el 48% restante que se repartirá, irá una parte para para los Fondos de Garantía de Sustentabilidad (FGS) de ANSES -que tiene un 19% Transener- y el resto, para los accionistas que tienen participación en la Bolsa.
La Secretaría de Energía comunicó una variación circunstancial para el mes de setiembre en la “bonificación” que se aplica al consumo base de energía eléctrica para los usuarios residenciales que aún conservan un subsidio parcial en la tarifa del servicio.
Describió que “ante la actual suba internacional de los costos energéticos (del petróleo y el gas), que de aplicarse el esquema original hubiera implicado un salto más pronunciado en las facturas de los hogares, se estableció que, en el marco de los cuadros tarifarios de septiembre publicados por el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE), se eleve el tope de consumo bonificable de energía eléctrica a 200 kWh mensuales, en lugar de la baja a 150 kWh que estaba prevista en el cronograma establecido a comienzos de este año con la implementación del esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF)”.
“Como resultado de esta y otras decisiones tarifarias, el aumento promedio en las facturas de septiembre será de: 1,75 % en electricidad y 1,40 % en gas natural, por debajo del 2,1 % de inflación registrado en julio, último dato oficial disponible del INDEC”.
Esta medida aplica, en electricidad, a los usuarios de EDENOR y EDESUR en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), jurisdicción donde el Gobierno Nacional tiene competencia. En el caso del gas natural, la medida rige a nivel nacional, dado que la regulación es de alcance federal.
En paralelo, el Gobierno incrementó la “bonificación extraordinaria” en electricidad al 25 % (que sumada a la bonificación base del 50 % lleva la cifra total al 75 %), mientras que en gas natural la bonificación extraordinaria se ubica en 24,5 % (llevando el número total al 74,5 por ciento.
Energía señaló que “con esta medida, el Gobierno Nacional refuerza su compromiso de proteger a los más vulnerables sin resignar el proceso de normalización tarifaria ni las metas fiscales”.
El ducto submarino del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) tendrá 7 kilómetros.
El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), la principal plataforma exportadora de petróleo del país, tiene previsto entrar en operación a fin de año o principios de 2027. Antes, el consorcio de ocho compañías lideradas por YPF que impulsan el proyecto tiene que terminar la obra de infraestructura offshore en Punta Colorada (Río Negro). EconoJournal accedió al cronograma oficial del último cuatrimestre de la obra marina, la etapa de mayor avance en los puntos críticos y exigencia constructiva.
En diciembre está previsto que terminen las últimas conexiones del sistema offshore y se realicen las pruebas operativas y de seguridad. El foco del último tramo de la obra estará puesto en la construcción del ducto submarino de siete kilómetros y la integración de los distintos componentes del sistema de exportación. Allegados al consorcio VMOS explicaron a EconoJournal que “cada etapa incluye pruebas y verificaciones bajo estrictos estándares de seguridad e integridad operacional”.
Las monoboyas, el ducto submarino y los PLEMs (Pipeline End Manifolds), que son las piezas metalúrgicas que unen a los ductos rígidos que vienen desde la costa con las mangueras flexibles que suben hacia a la superficie hasta las terminales flotantes, conforman un único sistema integrado que permitirá la carga offshore a los buques de gran porte(Very Large Crude Carrier -VLCC-).
Las dos monoboyas (llamadas técnicamente Single Point Mooring) permitirán la carga de los superpetroleros que transportan hasta dos millones de barriles de petróleo con un tiempo por buque de 44,5 horas, según los calculados de VMOS.
El sistema de monoboyas permite que los buques se amarren por la proa y roten libremente 360 grados, según la dirección del viento y las corrientes. Esta es una característica clave de la terminal que tendrá VMOS porque garantiza una mayor ventana operativa incluso en condiciones climáticas adversas. El sistema de fondeo en el lecho marino lo instala un buque especializado de la empresa noruega DOF Group ASA.
Cómo es el cronograma de la obra marina del VMOS
Los trabajos de la obra marina del VMOS incluyen al ducto submarino, las monoboyas y los PLEMs, entre otros componentes.
Fuentes del consorcio VMOS anticiparon a este medio que durante septiembre se harán los trabajos de consolidación de la obra marina iniciados en agosto, que estarán concentrados principalmente en las actividades de soldadura y el tendido de infraestructura submarina.
En octubre está previsto finalizar la obra de construcción del ducto offshore. Además, se terminarán los trabajos de perforación horizontal dirigida (HDD, por sus siglas en inglés), que permitirán conectar la infraestructura terrestre con el ingreso submarino del ducto offshore. Además se harán las pruebas de hermeticidad e integridad del ducto marino.
En Noviembre se avanzará con la etapa de integración del conjunto del sistema offshore. En estos trabajos está incluido desde el ducto submarino hasta la instalación y conexión de componentes clave como las monoboyas y los PLEMs, entre otros. “También se desarrollarán las tareas de verificación técnica y puesta a punto de los sistemas”, explicaron desde VMOS.
El último mes de la obra submarina será diciembre, donde las actividades estarán enfocadas en la finalización de las conexiones offshore. También en diciembre el consorcio VMOS tendrá las conclusiones de las pruebas operativas y de seguridad de las instalaciones. “Fin de año significará la culminación de la obra marina y el cierre de uno de los principales hitos constructivos del proyecto”, afirmaron desde el consorcio.
VMOS: plataforma de exportación
El ducto submarino de 7 kilómetros es la continuidad del oleoducto de 437 kilómetros de extensión que nace en Allen.
El proyecto VMOS es llevado adelante por el consorcio conformado por las compañías YPF, Pluspetrol, PAE, Pampa Energía, Vista Energy, Chevron, Tecpetrol y Shell. También tiene una participación GyP, la empresa provincial de Neuquén. Su primera exportación está prevista para a comienzos de 2027.
El ducto submarino desiete kilómetros es la continuidad del oleoducto de 437 kilómetros de extensión que nace en Allen y que permitirá transportar hasta la costa de Río Negro petróleo de distintas áreas no convencionales de Vaca Muerta. El conjunto de la obra demandará una inversión de alrededor de US$ 3.000 millones.
VMOS tiene una proyección de capacidad de transporte de crudo de exportación en la etapa inicial de 180.000 barriles diarios de petróleo (bdp). Para el segundo semestre 2027 se anticipa un salto a 390.000 bdp y para la tercera fase se espera alcanzar una capacidad de 550.000 bdp.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, se reunió este martes con Dharmesh Mehta, Executive Chairman de Corva, en el marco de la renovación del acuerdo que permite el desarrollo de la transformación digital de la construcción de pozos. La compañía estadounidense es la que provee el software para el Real Time Intelligence Center (RTIC), basado en datos, analítica avanzada e inteligencia artificial de la petrolera.
Desde la creación del RTIC de Perforación y Workover, instalado en la Torre Corporativa de YPF en Puerto Madero, Corva se viene consolidando como una de las plataformas tecnológicas centrales para integrar las operaciones de perforación, fractura e intervenciones en un único entorno digital.
YPF explicó que «esta evolución permitió avanzar desde un esquema tradicional de monitoreo hacia una gestión activa de las operaciones, donde especialistas y equipos de campo pueden visualizar el desempeño en tiempo real, anticipar eventos de riesgo, reducir tiempos improductivos y tomar decisiones con mayor velocidad y precisión«.
El acuerdo entra ahora en una nueva etapa de colaboración, orientada a avanzar hacia operaciones progresivamente autónomas mediante advisors, analítica predictiva, alertas inteligentes, automatización, copilotos digitales y agentes capaces de asistir procesos operativos de creciente complejidad.
El objetivo compartido es consolidar al RTIC como el sistema operativo digital para la construcción de pozos, integrando personas, procesos, datos e inteligencia artificial para lograr operaciones más seguras, eficientes, predictivas, escalables, y acompañar el crecimiento sostenido de YPF en Vaca Muerta.
El RTIC es el cerebro de Vaca Muerta para YPF
Ubicado en el Piso 26 de la Torre de YPF, la compañía inauguró en diciembre de 2024 el Real Time Intelligence Center (RTIC), el centro de operaciones para la toma de decisiones en tiempo real de la actividad de perforación y terminación de pozos.
La sala funciona las 24 horas los 7 días de la semana. Trabajan en ella 88 profesionales en 7 unidades operativas: 5 para la perforación de pozos desde donde se controlan los 20 equipos de torre que operan en Vaca Muerta; y 2 de terminación desde donde se pueden controlar hasta 8 sets de fractura simultáneamente.
En el centro se analizan en tiempo real cientos de variables e indicadore con millones de datos diarios para contribuir a tomar las mejores decisiones en el campo. La conectividad con Starlink permitió bajar considerablemente el tiempo de transmisión de datos y se disponen cámaras que permiten ver lo que ocurre en el campo en tiempo real.
Con toda esta información, sumado a la utilización de elementos de la IA, los operadores de la sala puedan tomar -segundo a segundo- las mejores decisiones para que cada pozo en Vaca Muerta sea el mejor, fijando, al mismo tiempo, un nuevo estándar.
YPF inauguró la nueva Sala RTIC Security, el principal centro de comando y control de seguridad de la compañía, desde donde se realiza el monitoreo, el análisis y la gestión integral de incidentes en más de 520 activos críticos, entre ellos refinerías, terminales, estaciones de servicio y otros puntos estratégicos para la operación de sus negocios.
La nueva sala opera de manera ininterrumpida, las 24 horas del día, los 365 días del año, con 19 puestos operativos que brindan cobertura permanente. Desde allí se integran más de 6.500 cámaras al sistema corporativo de videovigilancia y se centraliza la información para la gestión de eventos de seguridad, que permite optimizar los tiempos de respuesta, mejorar la trazabilidad de los incidentes y fortalecer la capacidad de análisis e inteligencia operacional.
“Esta nueva Sala RTIC Security nos permite anticiparnos, tomar mejores decisiones y proteger nuestros activos con los más altos estándares, acompañando los desafíos de una operación cada vez más eficiente y segura”, afirmó el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín.
Como parte de esta transformación, la compañía incorporó un sistema de monitoreo aéreo remoto integrado por 11 drones operativos, cinco de ellos con capacidad de despliegue autónomo desde estaciones fijas ubicadas en activos prioritarios. El 100% de las operaciones aéreas son gestionadas de forma remota desde la Sala RTIC por pilotos certificados.
Inauguramos la nueva Sala RTIC Security, desde donde monitoreamos en tiempo real la seguridad de nuestros activos y de nuestra gente. Con este paso completamos la aplicación de la metodología real time en toda nuestra cadena de valor interna.
Con esta incorporación, YPF continúa impulsando la digitalización de sus operaciones y consolidando un modelo de seguridad basado en tecnología, inteligencia operativa y prevención, alineado con los más altos estándares de la industria energética.
El Gobierno de la provincia de Buenos Aires aprobó una actualización de los cuadros tarifarios del servicio eléctrico para las distribuidoras Edelap, EDEA, EDEN y EDES, que impactará en las 200 cooperativas eléctricas del interior desde el mes de septiembre. Esta suba se suma a otras que impactarán en las familias bonaerenses.
La medida publicada este lunes en el Boletín Oficial a través de la Resolución 682/2026 del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos, impactará en las tarifas del próximo mes con ajustes que van del 1 al 2,4%. Las subas se darán en el cargo fijo (haya o no consumo) y en el cargo variable.
El incremento se compone de dos factores: una suba del 5,6% en el precio mayorista de la energía dispuesta por la Secretaría de Energía de la Nación, vigente desde el 1° de agosto, y un ajuste del 1,8% en el valor agregado de distribución (VAD) para el mes de septiembre. La combinación de ambos factores derivará en subas en las boletas, según se trate de usuarios con o sin subsidio.
De acuerdo al detalle oficial, un usuario residencial sin subsidios con un consumo de 150 kWh mensuales pasará de pagar $55.550 a $56.900 por mes, impuestos incluidos. En tanto, un usuario con subsidios que abonaba $37.500 pasará a pagar $38.000 mensuales, también con impuestos.
El Gobierno provincial precisó además la composición de las facturas: el 40% corresponde al costo nacional de la energía, el 33% a los ingresos de las distribuidoras (que incluye el Agregado Tarifario destinado a obras) y el 27% restante a impuestos nacionales y provinciales.
Cuidar el consumo
Frente a estas subas, las autoridades bonaerenses mostraron su preocupación por el aumento del consumo de luz y su impacto en las facturas. “Durante este invierno, las bajas temperaturas registradas generar un fuerte incremento del consumo de energía eléctrica en los hogares que utilizan electricidad como fuente de calefacción”, indicaron. Y recordaron que “el aumento del consumo puede tener un impacto significativo en el monto final de las facturas, especialmente cuando los usuarios superan determinados niveles de consumo y, como consecuencia, cambian de categoría”.
En este escenario, el Gobierno puso a disposición un simulador de facturación. Esta herramienta permite estimar el monto de la factura y conocer cómo se compone el valor final del servicio. El simulador es parte del Portal Energético de la Provincia de Buenos Aires (PEBA), una plataforma que permite identificar el rango de consumo, pero también consultar, visualizar y descargar estadísticas actualizadas sobre demanda eléctrica, generación por fuente, energías renovables, infraestructura energética, eficiencia energética y generación distribuida.
Finalmente, la Provincia estableció que la distribuidora Edelap deberá aplicar en la próxima factura una bonificación del 20% de los conceptos eléctricos facturados por cada 24 horas sin suministro a los usuarios afectados por la salida de servicio de la Estación Transformadora Tolosa 132 kV, ocurrida el 17 de agosto en la ciudad de La Plata y que dejó sin luz a unas 65.000 personas.
Según el texto oficial, si el corte fue menor o mayor a ese lapso, la bonificación se calculará a razón de 0,80% por cada hora sin servicio, hasta la restitución normal del suministro. La resolución dispone además que la compañía deberá dar un tratamiento ágil a los reclamos por resarcimiento de daños de los usuarios afectados por ese episodio.
El Gobierno volvió a postergar la actualización de los impuestos a los combustibles que debía implementarse el 1° de septiembre, y se pasó al 1° de octubre, para contener subas en el precio de las naftas y el gasoil y su consecuente traslado a los costos.
La medida se implementó a través del Decreto 829/2026, publicado este lunes en el Boletín Oficial con la firma del presidente Javier Milei, el jefe de Gabinete, Diego Santilli, y el ministro de Economía, Luis Caputo.
El texto extiende hasta el 30 de septiembre el esquema vigente y concentra para octubre los incrementos que todavía están pendientes, correspondientes a 2024 y 2025, además del primer y segundo trimestre de 2026.
Los tributos alcanzados son el Impuesto sobre los Combustibles Líquidos y el Impuesto al Dióxido de Carbono, cuyos valores deben actualizarse trimestralmente de acuerdo con la evolución del Índice de Precios al Consumidor (IPC), aunque el Ejecutivo viene aplicando los incrementos de manera parcial y postergando los saldos pendientes. Ya se pospuso 13 veces desde 2024.
El nuevo decreto establece expresamente que el incremento total pendiente comenzará a tener efecto sobre la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil desde el 1° de octubre. En los fundamentos del decreto, el Gobierno señaló que la postergación busca “continuar estimulando el crecimiento de la economía a través de un sendero fiscal sostenible” y consideró necesario diferir nuevamente los incrementos.
Según un informe del Instituto Argentina Grande (IAG), el Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) pasó de representar el 8,9% del precio de la nafta súper en noviembre de 2023 al 19,25% en julio de 2026.
La formación de Vaca Muerta se convirtió en el epicentro de una fuerte apuesta de inversión por parte de las empresas petroleras que operan en Argentina. En el Senado, el presidente de la CEPH, Carlos Ormachea, detalló que las compañías ya presentaron 17 proyectos bajo el RIGI por un total de USD 145.380 millones.
Durante su exposición ante el plenario de las comisiones de Presupuesto y Hacienda, Ormachea explicó que seis proyectos ya obtuvieron aprobación técnica, con inversiones comprometidas por USD 30.860 millones, lo que refleja el interés de las compañías en acelerar desembolsos en producción, transporte e infraestructura energética.
El dirigente empresarial subrayó que el desarrollo de Vaca Muerta aparece como uno de los principales motores del plan de crecimiento de la industria para los próximos años. Según la CEPH, el objetivo es aumentar de manera significativa la producción y convertir ese crecimiento en mayores exportaciones y generación de divisas.
En materia de proyecciones, para 2035 Argentina podría alcanzar una producción de 1,7 millones de barriles diarios de petróleo y 300 millones de metros cúbicos de gas por día. Actualmente, la producción se ubica en torno a 918.000 barriles diarios de crudo y 160 millones de m³ de gas en invierno, lo que muestra el salto esperado en la próxima década.
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Respecto a las exportaciones, la CEPH calcula que las ventas externas de petróleo y gas podrían llegar a USD 30.000 millones en 2030 y alcanzar USD 40.000 millones en 2035. A la vez, el sector de upstream podría generar un saldo positivo de la balanza comercial de USD 28.000 millones en 2030 y USD 38.000 millones en 2035.
Para sostener ese crecimiento, las empresas deberán invertir alrededor de USD 15.000 millones por año hasta 2030, destinados al desarrollo de yacimientos y a la infraestructura directamente relacionada con la producción y el transporte. En los primeros años, una parte importante de esos fondos se orientará a plantas, instalaciones y obras necesarias para acompañar el crecimiento.
En el plano laboral, la industria energética prevé multiplicar por 2,5 la cantidad de empleos directos, superando las 100.000 posiciones, mientras que el efecto sobre proveedores y servicios podría llevar la cifra a más de 500.000 puestos de trabajo hacia 2030.
El RIGI busca mejorar las condiciones para inversiones de gran escala, especialmente en sectores como hidrocarburos, donde los desembolsos iniciales son elevados y la recuperación del capital puede demandar varios años. En ese marco, Vaca Muerta ya no es vista solo como fuente de abastecimiento interno, sino como plataforma para competir en el mercado internacional.
La Secretaría de Energía elevó de 150 a 200 kilovatios hora mensuales el bloque de consumo eléctrico alcanzado por los subsidios focalizados durante septiembre.
La modificación fue establecida mediante la Resolución 221/2026 y se aplicará a los usuarios beneficiarios con independencia de la zona bioambiental en la que residan.
La decisión amplía en 50 kWh el consumo mensual sobre el cual podrá aplicarse la bonificación correspondiente al régimen de Subsidios Energéticos Focalizados.
El nuevo bloque de 200 kWh también será utilizado para calcular la bonificación extraordinaria del 25% dispuesta por el Gobierno para septiembre.
Los consumos que superen el volumen subsidiado serán facturados sin ese beneficio, de acuerdo con los precios y cuadros tarifarios vigentes.
La medida tendrá carácter excepcional para septiembre y deberá ser implementada por las distribuidoras en la facturación correspondiente.
El impacto final dependerá del consumo de cada hogar, la tarifa de su jurisdicción y los restantes componentes incluidos en la factura.
El Gobierno de Javier Milei dispuso aumentos en las tarifas energéticas que elevarán 1,75% las facturas de electricidad para el Área Metropolitana (AMBA) y 1,40% las de gas natural para todo el país en septiembre. Las cifras se ubican por debajo de la inflación de julio, que fue 2,1%.
La medida se implementó a través de varias resoluciones del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) publicadas en el Boletín Oficial este martes con las firmas de su vicepresidente, Vicente Serra, y los vocales Marcelo Nachón, Griselda Lambertini y Héctor Falzone.
Con el nuevo esquema, el aumento promedio de las facturas será de 1,75% para la electricidad y de 1,40% para el gas natural, por debajo del 2,1% de inflación registrado en julio, último dato oficial disponible del INDEC, recalcaron desde la Secretaría de Energía de la Nación.
En este contexto, las tarifas energéticas vuelven a actualizarse mientras las proyecciones privadas anticipan una inflación cercana al 1,8% para septiembre, según el Relevamiento de Expectativas de Mercado (REM) elaborado por el Banco Central.
Posco Argentina, subsidiaria de Posco Holdings Inc., consiguió un financiamiento de USD 700 millones de BID Invest para ampliar el proyecto Sal de Oro, ubicado en el Salar del Hombre Muerto, entre Salta y Catamarca. La operación permitirá escalar la producción de litio y consolidar la participación del país en la cadena global de minerales críticos.
En cuanto a la estructura financiera, el paquete se organiza bajo un esquema de préstamos A/B: un préstamo directo de USD 250 millones otorgado por BID Invest y la movilización de hasta USD 450 millones adicionales provenientes de instituciones financieras internacionales. El objetivo es cubrir las necesidades de financiamiento durante la puesta en marcha y el escalamiento operativo de las dos plantas de Posco Argentina.
Por su parte, el proyecto contempla la construcción y operación de dos instalaciones: una destinada a la producción de hidróxido de litio y otra de carbonato de litio, ambas incluidas en el RIGI impulsado por el Gobierno. Con esta expansión, se prevé alcanzar una producción anual de 48.000 toneladas de compuestos de litio, fundamentales para la fabricación de baterías.
Además del impacto productivo, la iniciativa generará alrededor de 620 empleos permanentes y nuevas oportunidades para proveedores locales y regionales de bienes y servicios. Según BID Invest, el proyecto busca avanzar hacia segmentos de mayor valor agregado dentro de la cadena global de suministro de minerales críticos.
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En el plano regional, la operación se enmarca en IDB LAC Minerals, una iniciativa del Grupo BID orientada al desarrollo de cadenas de suministro más seguras y con mayor valor agregado en América Latina y el Caribe. “Esta operación refleja el compromiso de BID Invest con el desarrollo de cadenas de suministro de minerales críticos en la región”, señaló James Scriven, gerente general del organismo.
A nivel institucional, el financiamiento incluye también un Plan de Acción Ambiental y Social y un Plan de Acción de Gobierno Corporativo, diseñados para fortalecer la gestión de riesgos, el relacionamiento con comunidades y las prácticas de gobernanza corporativa. El objetivo es reforzar los estándares de sostenibilidad y garantizar una operación con capacidad de desarrollarse en el largo plazo.
Con la ampliación de Sal de Oro, Posco busca incrementar su producción de compuestos de litio en Argentina y avanzar en el procesamiento local de productos destinados a la industria de baterías. El proyecto se inserta en un contexto de creciente demanda global de minerales críticos para la transición energética.
Para la Argentina este financiamiento representa un paso clave en la consolidación de su rol como proveedor estratégico de litio, aportando inversión extranjera, empleo y desarrollo regional, además de fortalecer la competitividad del país en la cadena global de energía limpia.
El Gobierno de Río Negro y Oleoductos del Valle S.A. (Oldelval) firmaron el convenio que permitirá avanzar con el proyecto Duplicar Norte, una obra clave para ampliar la capacidad de transporte del petróleo producido en Vaca Muerta y fortalecer la infraestructura energética hacia la costa atlántica.
En Cipolletti, el acuerdo fue suscripto por el gobernador Alberto Weretilneck junto a los representantes de Oldelval, Ricardo Hösel y Federico Zarate Clemente, y será enviado en los próximos días a la Legislatura provincial para su tratamiento. Según el mandatario, la concreción del proyecto responde a una estrategia de largo plazo para consolidar a Río Negro como actor central en el desarrollo energético argentino.
Por su parte, Duplicar Norte contempla la construcción de un oleoducto de 207 kilómetros de longitud y 24 pulgadas de diámetro, que unirá la Estación de Bombeo Auca Mahuida, en Neuquén, con la Estación de Bombeo Allen, en Río Negro. Del total de la traza, 146 kilómetros atravesarán territorio rionegrino, incluyendo el tramo entre Crucero Catriel y Allen.
En cuanto al avance de obra, durante agosto se alcanzó un 50% general, con más del 80% de los cruces especiales completados, entre ellos el paso subterráneo bajo la Ruta Nacional 151, considerado uno de los trabajos de mayor complejidad técnica. La primera etapa está prevista para entrar en operación hacia fines de 2026, con una capacidad inicial de 220.000 barriles diarios.
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Posteriormente, el sistema será ampliado hasta alcanzar una capacidad de 500.000 barriles diarios en 2027, incrementando significativamente la infraestructura disponible para transportar la producción de Vaca Muerta. Una vez en Allen, el ducto se integrará al sistema de Oldelval y permitirá derivar parte del petróleo hacia el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), consolidando un corredor logístico hacia la terminal exportadora de Punta Colorada.
En materia económica, el convenio firmado establece un Aporte al Desarrollo Territorial de USD 4,64 millones, destinado exclusivamente a obras y equipamiento para mejorar la calidad de vida de los rionegrinos y fortalecer la competitividad provincial. Oldelval abonará también una tasa anual de USD 200.000 para tareas de control y fiscalización, junto con la Tasa Ambiental prevista en la legislación provincial.
A su vez, la incorporación de Duplicar Norte se suma a otras obras estratégicas en curso, como el oleoducto VMOS, la terminal exportadora de Punta Colorada y los proyectos vinculados a la exportación de Gas Natural Licuado (GNL). Con este conjunto de inversiones, Río Negro busca consolidarse como uno de los principales nodos logísticos de la energía argentina.
Para el Gobierno provincial estas inversiones no solo fortalecen la competitividad energética del país, sino que también deben traducirse en empleo, desarrollo de proveedores, nuevas obras e infraestructura que beneficien de manera directa a las comunidades rionegrinas y acompañen el crecimiento económico de las próximas décadas.
Una reciente licitación de 15 bloques de Vaca Muerta, organizada por Gas y Petróleo de Neuquén, recibió ofertas únicamente por ocho áreas. El resultado expone las dificultades que enfrenta Argentina para atraer capitales internacionales, incluso en uno de sus sectores más estratégicos.
En paralelo, el debate por el Súper RIGI (Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones), que ya cuenta con media sanción en el Congreso, suma tensión al escenario. La iniciativa propone reducciones impositivas y ventajas fiscales para sectores como energía, movilidad eléctrica, centros de datos e industrialización de recursos naturales.
Desde el ámbito técnico, Ernesto Díaz, vicepresidente para Latinoamérica de Rystad Energy, defendió la herramienta. Según el especialista, Argentina necesita un incentivo adicional para reducir el riesgo percibido por los inversores internacionales y así atraer inversiones multimillonarias.
Díaz destacó además el potencial de los centros de datos vinculados a la inteligencia artificial para aprovechar el gas de Vaca Muerta y añadir valor a la cadena productiva.
Por otro lado, el exministro de Energía Juan José Aranguren cuestionó la necesidad de un nuevo régimen con beneficios tan amplios. “¿Por qué necesito un Súper RIGI para eso? ¿Por qué con el RIGI actual no es suficiente?”, planteó, sugiriendo que el país debería ser más selectivo en los sectores a competir.
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También crítico, Gustavo Lopetegui advirtió que una reducción impositiva de tal magnitud no puede convertirse en política económica general. “No me gusta porque no es sostenible ni extrapolable al resto de la economía, aunque a la Argentina le vaya bien, porque no podemos tener un 15% de tasa de impuestos a las Ganancias”, afirmó.
Aun así, Aranguren reivindicó el impacto positivo que el RIGI original ya tuvo en energía y minería. Para el exministro, este régimen proporcionó previsibilidad para transformar recursos naturales en producción, exportaciones y divisas, siendo “la última gran apuesta para darle cierta certeza a un sector”.
En conjunto, los tres participantes del debate coincidieron en que el RIGI generó un cambio significativo en sectores como Vaca Muerta. Se estima que hay proyectos por hasta USD 180.000 millones en desarrollo y que, de concretarse las iniciativas ya aprobadas, se invertirían unos USD 70.000 millones en los próximos dos o tres años.
El desafío persiste en cómo mantener este proceso de inversión sin generar un esquema de beneficios fiscales insostenible para el resto de la economía. La incertidumbre sobre las reglas futuras y el historial regulatorio en el sector energético también pesan sobre las decisiones de los inversores extranjeros, como se evidenció en la ausencia de ofertas internacionales para la venta de Metrogas.
Argentina alcanzó en julio un nuevo récord de producción de petróleo, con 916.200 barriles diarios, lo que representa un incremento del 17,2% respecto del mismo mes del año pasado. El dato confirma la transformación del mapa energético nacional: más del 70% de ese volumen provino de Vaca Muerta, consolidada como el motor del crecimiento hidrocarburífero argentino.
Por su parte, la producción en la formación neuquina llegó a 643.100 barriles diarios, un 26,4% más que en julio de 2025. El salto productivo refleja el peso creciente de los hidrocarburos no convencionales y el avance sostenido de la producción privada, que hoy explica la mayor parte del incremento nacional.
En el frente externo, el impacto también se observa en las exportaciones. Entre enero y julio de 2026, las ventas de crudo generaron USD 5.722 millones, un 59,2% más que en igual período de 2025. Solo en julio, las exportaciones alcanzaron USD 1.020 millones, frente a USD 418 millones un año atrás, lo que implicó un salto interanual del 144,4%.
Asimismo, el conjunto del sector energético acompañó esa tendencia: las exportaciones de combustibles y energía sumaron USD 1.506 millones en julio, un 97,8% más que en 2025, mientras que las importaciones de combustibles y lubricantes retrocedieron 7,3% interanual, hasta USD 614 millones.
En paralelo, un estudio del IAPG, realizado a pedido de la Secretaría de Energía, elevó a 30.170 millones de barriles los recursos técnicamente recuperables de petróleo en Vaca Muerta. La cifra representa un incremento del 89% frente a la estimación de la EIA en 2013 (16.220 millones).
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El informe atribuye el cambio a tres factores técnicos: un 22% más de área prospectiva útil, un 39% más de espesor de roca viable y un 54% más en el factor de recuperación gracias a mejoras tecnológicas.
De esta manera, la revisión del potencial cobra otra dimensión frente a los actuales niveles de producción. Con más de 643.000 barriles diarios, Vaca Muerta muestra que todavía existe margen para ampliar la escala del desarrollo, siempre que se resuelvan los desafíos de infraestructura para transportar y colocar mayores volúmenes en los mercados internacionales.
El crecimiento también se extiende al gas natural. La producción nacional alcanzó 158,8 millones de m³ diarios en julio, mientras que en Vaca Muerta llegó a 96,5 millones de m³ diarios, un 5,9% más que un año atrás. De esta manera, la formación neuquina ya explica el 61% del gas producido en Argentina.
En conclusión, el récord petrolero de julio confirma que Vaca Muerta no solo es el motor de la producción energética argentina, sino también la base de un nuevo perfil exportador. El desafío inmediato será acompañar ese salto con infraestructura y financiamiento que permitan sostener el crecimiento y aprovechar plenamente el potencial de la formación.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, inició una misión oficial en Estados Unidos con dos objetivos estratégicos: atraer inversiones para Vaca Muerta y poner en marcha un plan vial de 1.000 kilómetros de rutas que acompañe la expansión del shale neuquino. La gira incluye escalas en Washington y Houston, donde se combinarán gestiones políticas, financieras y empresariales.
Durante su paso por Washington, Figueroa se reunirá con el embajador argentino Alejandro Oxenford y participará de un encuentro con inversores en la sede diplomática. La agenda contempla la presentación de proyectos vinculados al Gas Natural Licuado (GNL) y reuniones con autoridades del Banco Mundial para explorar alternativas de financiamiento.
Entre los invitados figura Harold Hamm, fundador de Continental Resources, referente del shale en Estados Unidos, lo que refleja el interés internacional por la experiencia neuquina.
Además, la misión incluye reuniones políticas con funcionarios del Departamento de Estado, como Juan Pablo Segura, subsecretario para Asuntos del Hemisferio Occidental. El objetivo es ampliar el respaldo institucional y abrir nuevas puertas de acceso a capitales que permitan sostener el salto productivo de la cuenca neuquina.
En Houston, epicentro mundial de la industria energética, Figueroa avanzará en un acuerdo de financiamiento con las principales operadoras de Vaca Muerta —YPF, Chevron, Pampa Energía, Pan American Energy, Phoenix Global Resources, Pluspetrol, Shell, Total Austral, Vista Energy, Geopark y Harbour Energy— para iniciar obras viales estratégicas.
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El plan prevé pavimentar 1.000 kilómetros de rutas antes de fin de año, con prioridad en los corredores utilizados por la industria hidrocarburífera. Entre los primeros trabajos se destacan la pavimentación de la Ruta Provincial 8, entre la Ruta 6 y el Camino de Tortuga, además de intervenciones en las rutas 6, 51 y 7, claves para el transporte de insumos, equipos y trabajadores.
La presión sobre la red vial neuquina se intensificó con el crecimiento de la producción no convencional. La perforación y fractura de pozos requieren un movimiento constante de camiones para trasladar arena, agua y maquinaria. Por eso, mejorar las rutas dejó de ser una cuestión de conectividad y pasó a ser una condición indispensable para sostener la expansión de Vaca Muerta.
Con este acuerdo, las operadoras buscan suplir la insuficiencia de recursos públicos y acelerar la ejecución de obras. La lógica es que las empresas financien la infraestructura que necesitan para optimizar su logística, mientras la provincia garantiza seguridad vial y reducción de costos de transporte.
En resumidas cuentas, la misión de Figueroa en Washington y Houston apunta a combinar capitales, energía e infraestructura en una misma agenda: atraer inversiones internacionales para profundizar el desarrollo de Vaca Muerta y generar las condiciones para que ese crecimiento se sostenga en el tiempo.
La llegada del primer equipo perforador propio de CGC al flanco norte de Santa Cruz marca un hito en la estrategia provincial para estabilizar la producción hidrocarburífera.
El ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, celebró el arribo de la maquinaria y fijó como meta alcanzar los 5.000 metros cúbicos diarios para frenar el declive que arrastran las áreas convencionales desde 2017.
En declaraciones a LU12 AM680, Álvarez explicó que el equipo, de tipo Flex y con 1.000 caballos de potencia, operará en el yacimiento Tres Picos de Cañadón León. “Que este primer equipo ya haya llegado y en los próximos días esté perforando es un avance muy importante para la provincia”, sostuvo el funcionario.
De manera complementaria, el plan contempla 31 perforaciones comprometidas por prórroga contractual: nueve se ejecutarán en lo que resta de 2026 y 22 durante 2027. La decisión de CGC de adquirir un equipo propio busca garantizar continuidad en el flanco norte y dinamizar la actividad hidrocarburífera en un contexto de reordenamiento tras la salida de YPF de los campos convencionales.
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Paralelamente, otras operadoras privadas como Crown Point y Quintana sumarán perforaciones, mientras YPF avanza con la campaña de abandono de pozos acordada en un memorándum con la provincia. Este esquema de transición apunta a sostener la producción y los empleos directos e indirectos en las localidades petroleras.
Por su parte, Álvarez destacó la articulación institucional que acompaña el proceso, con participación del Ejecutivo provincial, intendentes, concejales, legisladores y sindicatos como SIPGER, petroleros jerárquicos y de la construcción. “Que todas las áreas sociales de la provincia y las instituciones estemos trabajando con un mismo objetivo de mayor inversión, mayor producción y estabilización de los puestos de trabajo es importantísimo”, afirmó.
Para cerrar el ministro subrayó que alcanzar los 5.000 m³ diarios permitirá “ganarle al declive” y consolidar la recuperación económica en los municipios del flanco norte. La meta productiva se presenta como condición clave para que la actividad derrame en las comunidades y sostenga el empleo en la región.
La Municipalidad de Rawson supervisa el avance de la obra de red de gas en las Áreas 12 y 13, que beneficiará a más de 700 familias de la ciudad. Los trabajos se concentran actualmente en el cruce subterráneo bajo la avenida Antártida Argentina, en la intersección de la rotonda frente al Club Defensores de la Ribera, en dirección al puente Néstor Kirchner.
En la verificación de tareas, el secretario de Planificación y Desarrollo Urbano, Pablo Villalobos, destacó que la obra está a cargo de la empresa CYMSEG S.R.L. con intervención técnica de Camuzzi Gas del Sur. Desde el municipio se realiza el seguimiento para garantizar cumplimiento en tiempo y forma.
De manera complementaria, la planificación contempla ampliar la red hacia nuevos sectores como COBIPOL, el lotear Etapa 1, el Área 19 (ex-IAC), chacras en la Ruta 7, Aldea Casablanca y el barrio Sindicato 711 Lotes. En este último caso, la red de gas se ejecutará una vez finalizada la obra de agua potable.
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Respecto del financiamiento, Villalobos explicó que el mayor aporte proviene de los vecinos, mediante un plan de pago en 12 cuotas. La Provincia de Chubut, a través de la Secretaría de Infraestructura, destinó fondos para concretar el cruce del río Chubut. Además, Camuzzi reconocerá el monto abonado por los vecinos como consumo futuro.
Por su parte, el funcionario subrayó que la obra forma parte de un plan integral de expansión de servicios básicos en Rawson. “Es un servicio fundamental para la calidad de vida de los vecinos y para nosotros es muy importante poder seguir trabajando para que estas obras se concreten”, señaló Villalobos.
La combinación de financiamiento vecinal y provincial, junto con la gestión municipal, marca un esquema innovador para la ejecución de infraestructura energética en la ciudad. El proyecto refuerza la política de descentralización de servicios y mejora la cobertura de gas en sectores en crecimiento.
El área Bajo del Choique–La Invernada, operada por Pluspetrol en Vaca Muerta, registró el mayor crecimiento mensual de producción de petróleo en julio 2026. Según datos de la Secretaría de Energía de la Nación, el bloque aumentó 13,66% frente a junio, pasando de 39.800 a 45.283 barriles diarios.
En el ranking nacional, este repunte convirtió al área en la de mayor incremento dentro del top 10, con una participación del 4,93% en la producción total del país. La variación se destacó en un mes en el que la mayoría de los bloques líderes mostraron cambios moderados, de un dígito.
De manera paralela, la producción nacional alcanzó un nuevo récord histórico: 901.512 barriles diarios en julio, un 0,13% más que en junio y 12,11% por encima del mismo mes de 2025. Con gasolina estabilizada, el total ascendió a 918.181 barriles diarios.
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Por su parte, la Cuenca Neuquina volvió a ser el motor del sector, con 712.416 barriles diarios, equivalente al 79% de la producción nacional. En este contexto, Vaca Muerta continúa ampliando su peso en el mapa energético argentino.
Dentro del top 10, YPF mantuvo el liderazgo con Loma Campana (85.244 bbl/d), La Amarga Chica (84.558 bbl/d) y Bandurria Sur (61.402 bbl/d). Sin embargo, la novedad la aportó Pluspetrol, que logró posicionar Bajo del Choique–La Invernada entre los primeros seis gracias a su salto mensual.
Finalmente, Vista Energy con Bajada del Palo Oeste y otros bloques convencionales como Cerro Dragón (Pan American Energy) y Manantiales Behr (PECOM) completaron el listado. Chevron, con El Trapial Este, cerró el ranking con 21.892 barriles diarios y una caída de 4,99% frente a junio.
El bloque subsidiado de electricidad se eleva en septiembre de 150 a 200 kWh. Por encima de ese consumo, los usuarios pagan tarifa plena.
El gobierno decidió suavizar el recorte del bloque subsidiado para los consumos residenciales de electricidad. En el cronograma original estaba previsto una baja de 300 a 150 kWh a partir de septiembre, pero decidió que el subsidio cubra los primeros 200 kWh. Al mismo tiempo, incrementará el porcentaje que bonifica sobre el precio estacional de la energía eléctrica de 66,59% a 75%.
En el caso del gas natural, en cambio, la bonificación se reduce levemente de 75% a 74,5%, aunque sigue estando muy por encima del beneficio que se había programado a comienzos de año y que luego se reforzó por el impacto que provocó la guerra de Medio Oriente en los precios internacionales del gas natural y del GLP.
En lo que respecta a las tarifas de electricidad, en la reunión de directorio del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (Enrege) realizada el jueves pasado se informó que el Valor Agregado de Distribución (VAD) de Edenor va a aumentar en septiembre 1,67% y el de Edesur 1,60%, aunque ese cálculo aún no incorporaba la variación de los precios de la energía mayorista que se conocerá en las próximas horas.
En el caso del gas natural, se mencionó que la suba de la factura promedio país para usuarios residenciales iba a ser de 1,28% si la bonificación para los subsidiados se mantenía en 75%, pero como cayó a 74,5% se supone que terminará siendo levemente mayor.
Suavizan el recorte del bloque subsidiado para electricidad
El Régimen de Subsidios Focalizados eliminó en enero, a través del decreto 943/25, el criterio de segmentación en tres niveles de ingresos (N1, N2 y N3) que se había puesto en marcha en 2022 y lo reemplazó por una única categoría de usuarios residenciales que requieren asistencia del Estado.
En el caso de la electricidad, esa norma y sus reglamentaciones complementarias establecieron que el bloque subsidiado en enero, febrero y diciembre es de 550 kWh/mes para las zonas muy cálidas, 370 kWh/mes para las zonas cálidas y 300 kWh/mes para el resto.
Por fuera de ese trimestre, los valores se unifican en todo el país. En mayo, junio, julio y agosto debe ser de 300 kWh/mes, mientras que en marzo, abril, septiembre, octubre y noviembre baja a 150 kWh/mes. Eso implica que a partir de este mes de septiembre la bonificación tenía que bajar de 300 a 150 kWh/mes, pero el gobierno decidió que, al menos durante septiembre, el bloque subsidiado sea de 200 kWh/mes. Por encima de ese consumo los usuarios que reciben subsidio pagarán la tarifa plena.
En la resolución 221/2026 firmada este lunes y que saldrá publicada en las próximas horas se justifica ese cambio del siguiente modo: “La experiencia recogida durante la implementación del Régimen SEF, así como el análisis de la información disponible respecto de los patrones de consumo residencial de energía eléctrica, permite advertir la conveniencia de revisar el volumen de consumo base aplicable para el mes de septiembre de 2026, a fin de adecuarlo a las necesidades de consumo indispensable de los hogares beneficiarios.
Aumento de la bonificación para el consumo de electricidad
Dentro de ese bloque subsidiado, el gobierno decidió incrementar el porcentaje que bonifica sobre el precio estacional de la energía eléctrica de 66,59% a 75%.
El decreto 943/25 establecióuna bonificación del 50% sobre el consumo base subsidiado y creó una bonificación transitoria adicional que comenzó siendo del 25% en enero y estaba previsto que se reduzca de modo gradual hasta desaparecer a fin de año. Sin embargo, el gobierno ha venido modificando esa bonificación transitoria y la mantuvo más alta de lo previsto inicialmente.
Por ejemplo, según el cronograma original en agosto debía haber sido de 59,09% (50% +9,09% de bonificación transitoria), pero fue de 66,59% (50%+16,59% de bonificación transitoria fijada por la resolución 187/26 del 30 de julio).
La Secretaría de Energía ahora dio un paso más allá y subió al 25% la bonificación transitoria para los consumos subsidiados de electricidad. Es por ese que este mes de septiembre el porcentaje subsidiado trepará de 66,59% a 75%.
Que pasa con la bonificación que se aplica al gas natural
El decreto 943/25 estableció para los usuarios de gas natural que reciben subsidio una bonificación de 50% entre los meses de abril y septiembre que aplica sobre el Precio Anual Uniforme del gas natural (PAU), un precio anual uniforme que refleja el costo del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), pero suavizando sus variaciones estacionales.
A esa bonificación del 50%, se le debe sumar una bonificación anual extraordinaria que comenzó siendo en enero del 25% y, según el cronograma establecido en el decreto 943/25, debía ir reduciéndose todos los meses hasta quedar en 0% en diciembre.
Según ese cronograma, en enero la bonificación anual extraordinaria debía ser del 25%, en febrero del 22,73%, en marzo del 20,45%, en abril del 18,18%, en mayo del 15,91%, en junio del 13,64%, en julio del 11,36%, en agosto del 9,09%, en septiembre del 6,82%, en octubre del 4,55%, en noviembre del 2,27% y en diciembre del 0 por ciento.
A su vez, entre los meses de abril y septiembre, se suma la bonificación base de 50%. Por lo tanto, en agosto la bonificación sobre el PAU debería ser de 59,09% (50%+9,09%). Sin embargo, debido a la suba de los costos de la energía que provocó la guerra en Medio Oriente el gobierno no respetó el cronograma original y en los últimos meses reforzó el bloque subsidiado.
En mayo la bonificación para los beneficiarios del SEF debía ser del 65,91% (50%+15,91%), pero el gobierno ordenó a través de la resolución 111/26 que la bonificación extraordinaria no fuera del 15,91% sino del 25%, lo que elevaba el beneficio al 75%.
Esa decisión fue solo para mayo, pero desde entonces el gobierno fue prorrogando el beneficio todos los meses. En junio lo hizo a través de la resolución 121/26, en julio con la resolución 146/26 y en agosto con la resolución 187/2026.
En septiembre introduce una variante, pero muy leve. En lugar de mantener la bonificación extraordinaria en 25% el gobierno decidió bajarla a 24,5% a través de la resolución 223/2026. Por lo tanto, la bonificación total se reduce de 75% a 74,5%.
Las oportunidades que abre el desarrollo del almacenamiento energético y el nuevo escenario que plantearon las licitaciones AlmaGBA y AlmaSADI fueron algunos de los principales ejes del encuentro de formación desarrollado en Buenos Aires por la Cámara de Industria y Comercio Argentino-Alemana (AHK Argentina) sobre Energías Renovables y BESS en Argentina.
Se trató de una propuesta orientada a generar capacidades, compartir experiencias y promover el intercambio sobre las principales transformaciones que atraviesa el mercado energético local.
Durante dos jornadas, los participantes de forma interactiva abordaron distintos aspectos de la cadena de valor de los proyectos de energías renovables y almacenamiento, desde el análisis de los recursos solar y eólico y la integración de sistemas BESS en proyectos híbridos, hasta el desarrollo, la estructuración financiera y la ejecución de este tipo de iniciativas.
Los especialistas analizaron el nuevo marco regulatorio y comercial del mercado eléctrico argentino, junto con aspectos como la remuneración por disponibilidad, las garantías de performance y los desafíos técnicos, regulatorios y financieros para el desarrollo de nuevos proyectos.
Santiago Enriquez, Skills Expert del Departamento de Energía y Medio Ambiente de AHK Argentina, destacó que “la integración de los proyectos energéticos renovables con los sistemas de almacenamiento abre una nueva etapa para el sector energético argentino. Desde la AHK buscamos generar espacios que permitan acercar conocimiento, experiencias y herramientas para acompañar el desarrollo de este nuevo nicho de mercado y contribuir al desarrollo de proyectos con potencial de inversión”.
En ese contexto se desarrolló el panel “La visión y los proyectos de los protagonistas de la licitación Alma SADI”, que reunió a representantes de algunas de las empresas adjudicatarias para intercambiar perspectivas sobre el proceso licitatorio, los proyectos BESS que se desarrollarán en distintas regiones del país y las perspectivas del mercado de energías renovables y almacenamiento.
El panel contó con la participación de Juan Pablo Alagia, Gerente de Desarrollo y Tecnología de 360Energy; Marcelo Rodríguez, Gerente Comercial de DQD Energy; Marcos Moore, Coordinador de Nuevos Negocios Energéticos de Aluar; y Agustín Heredia Barión, Gerente de Asuntos Públicos y Sustentabilidad de Genneia.
Durante las jornadas, Juan Luchilo, Gerente General de CAMMESA, compartió la visión de la empresa sobre el presente y las perspectivas de las energías renovables en Argentina, las licitaciones de almacenamiento y los desafíos vinculados al desarrollo de la infraestructura de transporte eléctrico.
El programa incluyó también casos prácticos sobre la estructuración, ejecución y operación de proyectos BESS, así como un análisis del nuevo marco regulatorio y comercial del sistema eléctrico argentino.
La AHK Argentina, a través de su Centro de Formación AHK Academy, continúa impulsando espacios de formación, intercambio y articulación en torno a sectores estratégicos para el desarrollo del país. A través de su trabajo junto a empresas, especialistas e instituciones, la Cámara busca acompañar la incorporación de nuevas tecnologías, fortalecer capacidades y generar vínculos que contribuyan al desarrollo de proyectos e inversiones vinculados a la transición energética, se destacó.
La Cámara de Industria y Comercio Argentino Alemana tiene 110 años de presencia local y procura construir relaciones estratégicas entre empresas argentinas y alemanas. Cuenta con una plataforma de contactos de más de 300 asociados articulando una red de oportunidades comerciales y profesionales que posibilita el intercambio de experiencias, conocimientos, y el desarrollo de negocios conjuntos.
Donald Trump anunció el acuerdo con Venezuela el viernes por la noche.
La administración de Donald Trump en los Estados Unidos anunció el viernes un acuerdo con Venezuela para desarrollar 17 campos estratégicos con un potencial probado de 65.000 millones de barriles de petróleo crudo venezolano. La inversión superaría los US$ 100 mil millones, pero el dato más llamativo es que el Pentágono ingresaría como accionista a una petrolera independiente en Venezuela que será clave en la explotación de esas áreas.
The Wall Street Journal reveló el fin de semana que el Departamento de Guerra (Pentágono) planea adquirir una participación pasiva del 35% en North American Blue Energy Partners(NABEP), una operadora que en los últimos dos años se transformó en la segunda mayor productora privada de petróleo de Venezuela, por detrás de Chevron.
El rol del Pentágono en el acuerdo petrolero
NABEP, una empresa encabezada por el empresario venezolano Alejandro Betancourt, tendría una preferencia para desarrollar esos 17 campos, según el medio estadounidense. Betancourt fue investigado por presunto lavado de dinero en España y Suiza, pero no llegó a enfrentar cargos. El País de Madrid reveló que la intervención de la administración Trump resultó clave para resolver la causa penal.
El empresario venezolano Alejandro Betancourt.
El ingreso del Pentágono en NABEP se concretaría mediante la compra de warrants, títulos que otorgan el derecho, pero no la obligación, de comprar acciones de una empresa. La operación correría a través de la Oficina de Capital Estratégico del Departamento de Defensa.
El Pentágono también ostentaría derechos preferenciales para comprar el 20% de laproducción petrolera futura de NABEP al costo de producción.
El ingreso directo del gobierno estadounidense en la industria petrolera venezolana sería una suerte de respuesta a la lentitud de las petroleras estadounidenses para acelerar o retomar inversiones en Venezuela.
Bajo la administración Trump, el Pentágono ingresó como financista en las cadenas de suministro de minerales críticos, a través de acuerdos con la empresa MP Materials.
Uno de ellos es relativo a la construcción de una refinería de tierras raras en Arabia Saudita, a través de una joint venture en la que el Departamento de Guerra y MP Materials controlan el 49%. El restante 51% está en manos de la empresa saudita Mareen.
Por otro lado, Trump indicó que con parte del petróleo producido en Venezuela a partir del acuerdo se buscará recomponer las reservas estratégicas de EE.UU. «Una de las cosas que voy a hacer con el petróleo venezolano es llenar las Reservas Estratégicas Nacionales que, debido al somnoliento Joe Biden, han quedado prácticamente vacías», publicó el presidente estadounidense.
Detalles del acuerdo petrolero entre Venezuela y EE.UU.
La presidenta de Venezuela, Delcy Rodríguez detalló durante el fin de semana que el acuerdo con Estados Unidos tendrá una vigencia de 25 años y establece como objetivo una producción superior a 1,5 millones de barriles diarios. Como parte de este proyecto, se desarrollarán cuatro bloques greenfield en la Faja del Orinoco.
La presidenta encargada de Venezuela, Delcy Rodríguez, anunció por cadena nacional un «histórico acuerdo» petrolero con EE.UU.
La líder venezolana, que asumió el poder en enero luego de que un operativo comando de fuerzas especiales estadounidenses detuviera a Nicolás Maduro y se lo llevara detenido a Nueva York, precisó que el Estado recaudaría US$209.335 millones durante la vigencia del acuerdo, si se toma un precio de referencia de 65 dólares por barril.
«Esto significa que por cada barril producido y vendido, cerca de 19 dólares ingresan directamente a nuestro país», explicó Rodríguez, que asumió como presidenta encargada a comienzos de este año, tras la intervención militar estadounidense que removió a Nicolás Maduro de la presidencia venezolana.
El Partido Socialista Unido de Venezuela (PSUV) apoyó el acuerdo. «Respaldamos la conducción de la presidenta, quien asume con firmeza y responsabilidad las riendas de este proceso«, comunicó el partido oficialista, que además posee una amplia mayoría en la Asamblea Nacional, el órgano legislativo venezolano, facultado para tratar y aprobar el acuerdo. No obstante, varios analistas han advertido en los últimos días que el gobierno venezolano, sostenido por la administración Trump, no tiene autoridad legal para vender los derechos petroleros del país.
Neuquén es la principal productora de gas de Argentina. Foto: Matías Subat
El gobierno de Neuquénanunció el diseño de un plan plurianual para llevar gas a toda la provincia a través de una estrategia que denominó «escalera energética» que combinará la construcción de gasoductos y redes, ampliaciones de los sistemas existentes y soluciones «inmediatas» para las familias que todavía dependen de la leña u otros sistemas costosos para cocinar y calefaccionarse.
Según se anunció, se trata de una planificación a seis años que busca superar la que se definió como una de las «grandes paradojas históricas de Neuquén» como es contar con Vaca Muerta, una de las mayores reservas de gas del mundo, pero tener familias que todavía no acceden al servicio.
Alrededor de un 85% de los hogares de la provincia cuentan con acceso a redes de gas natural, con marcadas diferencias entre las regiones.
Según los datos oficiales publicados por el Copade, el organismo de planificación de Neuquén, la región de la Comarca Petrolera, cuyas cabeceras son Cutral Co y Plaza Huincul, es la de mayor acceso, con un 92,2% de sus hogares cubiertos. Le siguen la región Confluencia (86,2%) y Lagos del Sur (82,3%).
Por debajo de una cobertura del 80%, en cambio, se ubican la región del Pehuén (78,6%) en el centro de la provincia; la región Alto Neuquén (78,5%), en el norte; la región Vaca Muerta (78,4%) que incluye a Añelo y Rincón de los Sauces; y, por último, la región del Limay (75,3%), la menos poblada.
El plan presentado por el gobernador Rolando Figueroa proyecta más de 500 kilómetros de nuevas trazas con el objetivo de que todas las localidades estén conectadas al gas natural por redes troncales.
Pero durante el tiempo que demoren esas obras, la Provincia implementará en paralelo una estrategia denominada ‘escalera energética’, que permitirá «dar una respuesta acorde con la realidad de cada comunidad sin esperar a que llegue la solución definitiva».
En qué consiste la «escalera energética»
El esquema incluye tres peldaños. El primero estará destinado a los parajes y comunidades de menor escala donde no resulta «viable» instalar una planta de distribución, se explicó.
A través del programa ‘Hidenesa llega a tu casa’, la Provincia, de la mano de la empresa estatal, llevará garrafones domiciliarios de GLP que serán recargados periódicamente por camiones graneleros para que las familias puedan contar con gas para cocinar y calefaccionarse sin tener que esperar la construcción de un gasoducto.
El programa comenzará como experiencia piloto en Sauzal Bonito, Quili Malal y Ruca Choroi y luego se extenderá progresivamente a otras comunidades. El gobierno indicó que ya adquirió camiones graneleros y 80 zepelines para iniciar esa distribución.
El segundo peldaño corresponde a las localidades que pueden ser abastecidas mediante plantas de GLP y redes de distribución. La gestión capitalizó para ello a Hidenesa, que garantiza el servicio donde la inversión privada no resulta rentable por la cantidad de usuarios.
A partir de este esquema, cuando una localidad queda conectada al gas natural, las plantas de GLP se desmontan, se trasladan y se reutilizan en otra zona. Esto fue lo que se hizo con la planta de Los Miches que, a partir de la construcción del gasoducto que conectó a la mayoría de las localidades del norte, fue trasladada hacia Moquehue.
El tercer peldaño, y el objetivo final de la política, será que el gas natural llegue por redes troncales.
Reunión con Camuzzi
Rolando Figueroa se reunió con representantes de Camuzzi, TGS y las estatales GyP e Hidenesa.
El ministro de Energía, Gustavo Medele, afirmó que «cada situación tiene su solución más óptima» y advirtió que debe analizarse cómo consume actualmente energía cada comunidad, cuál es su nivel de urbanización y si dispone de las condiciones técnicas y geográficas para llegar con el gas por redes.
Respecto de la capacidad de los gasoductos actuales, explicó que el sistema que llega a Zapala desde Cutral Co se encuentra actualmente «al límite» y que una ampliación permitiría analizar alternativas para avanzar hacia Aluminé, Villa Pehuenia y Moquehue.
Una situación similar ocurre con el sistema que abastece a Junín de los Andes y San Martín de los Andes desde Collón Curá, mientras que también se analiza la capacidad disponible para acompañar el crecimiento de Villa La Angostura.
Estas localidades del sur de la provincia pudieron incorporar este año nuevos usuarios a partir de la repotenciación del Gasoducto Cordillerano, una acción acordada con los gobiernos de Chubut y Río Negro, que implicó la asignación de un crédito del Banco Provincia del Neuquén para afrontar parte del costo de la obra ejecutada por Camuzzi.
En el norte, en cambio, el sistema vinculado al Gasoducto del Pacífico presenta capacidad para analizar nuevas alternativas de expansión a partir del corredor que atraviesa Chos Malal y Andacollo, señaló Medele.
«Este sí tiene capacidad de expansión y desde ahí nos podríamos mover hacia toda la zona del norte», señaló el funcionario. Desde el año pasado, se sumaron a la red de gas natural a partir del tendido ejecutado por Hidenesa las localidades de Los Miches, Guañacos, Villa del Nahueve, Camalón, Comunidad Antiñir Pilquiñán, Tierras Blancas, Bella Vista, Los Chacayes y Cayanta. La segunda etapa, actualmente en obra, alcanzará a Varvarco y Manzano Amargo.
La semana pasada, Figueroa mantuvo una reunión con representantes de Camuzzi, TGS y las estatales GyP e Hidenesa para avanzar en una hoja de ruta destinada a ampliar el acceso al gas en la provincia.
«Nos sentamos con Camuzzi a entender un poco esta dificultad. ¿Por qué es que no se está expandiendo la red?», planteó Medele. Afirmó que la empresa presentó «sus proyectos y las necesidades de financiamiento» y que comenzará a trabajar con la Provincia sobre «mecanismos que permitan hacer viables nuevas obras».
Irán informó que un superpetrolero sufrió graves daños y un incendio tras impactar con dos minas navales en el estrecho de Ormuz, un paso marítimo clave donde se intensifica la tensión entre Teherán y Washington. Según la Guardia Revolucionaria iraní, el buque intentaba atravesar la ruta ilegal del sur del estrecho cuando chocó contra las minas, lo que provocó incendios de gran magnitud y dejó al barco completamente inmovilizado.
No se han divulgado detalles sobre la bandera del superpetrolero ni si hubo víctimas en el incidente. Este hecho se produce en un contexto de creciente confrontación entre ambos países en la región.
Estados Unidos sostiene que el estrecho de Ormuz ha sido desminado, mientras que Irán asegura que no se ha realizado ningún desminado y advierte que no se debe cruzar sin su autorización. Este choque ocurre luego de que Estados Unidos atacara dos plataformas para impedir que Irán lanzara minas marinas, a lo que Irán respondió con ataques contra objetivos estadounidenses en Jordania y Emiratos Árabes Unidos.
En julio, Irán cerró temporalmente el paso por el estrecho tras bombardeos estadounidenses, hecho al que Washington respondió con un cerco a buques y puertos iraníes, afectando la economía del país persa. Para reabrir el tránsito marítimo de petróleo, Estados Unidos habilitó una ruta alternativa en el sur del estrecho, cercana a la costa de Omán.
El episodio refleja la complejidad y la persistente tensión en la región, donde el estrecho de Ormuz es un punto estratégico para el comercio mundial de hidrocarburos y un foco constante de disputas geopolíticas.
Mientras las dos monoboyas del Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) avanzan rumbo a Punta Colorada, en el Golfo San Matías ya están los principales componentes para fabricar los 7 kilómetros de ducto submarino que completarán el sistema de exportación offshore. El proyecto entra así en una etapa clave de su obra marina, que conectará la terminal terrestre con las futuras posiciones de carga mar adentro.
El ducto offshore será una pieza central del sistema: conectará la Terminal Punta Colorada con las dos monoboyas desde las que se cargará petróleo directamente a grandes buques petroleros para su exportación a mercados internacionales.
Uno de los principales avances fue el arribo de 721 caños de acero tri-capa de 38 pulgadas, especialmente revestidos con hormigón para su instalación submarina.
Los tubos fueron fabricados por empresas nacionales en la provincia de Buenos Aires y trasladados desde Dock Sud hasta el Puerto de San Antonio Este, que se convirtió en un punto logístico fundamental para el desarrollo de la obra.
A ese despliegue se suma una plataforma modular autoelevable, conocida como combifloat, que servirá como soporte para las tareas de soldadura offshore. La estructura puede soportar hasta 400 toneladas y está preparada para operar con estabilidad en condiciones marítimas exigentes.
También ya se encuentra en la zona el buque factoría Seminole, que tendrá un papel central en esta fase: será el encargado de soldar los tramos de cañería y depositarlos progresivamente sobre el lecho marino hasta conformar el ducto de aproximadamente 7 kilómetros.
El sistema offshore empieza a tomar forma
La preparación del ducto se desarrolla al mismo tiempo que las dos monoboyas destinadas al proyecto continúan su navegación hacia Río Negro.
Ambas estructuras ya superaron el Estrecho de Ormuz y avanzan hacia Punta Colorada, donde se integrarán al sistema marítimo que permitirá realizar las operaciones de carga de crudo en altamar.
Cada monoboya pesa 272 toneladas, tiene 15,3 metros de diámetro y está diseñada para posibilitar la carga directa a buques VLCC, embarcaciones de gran porte utilizadas para el transporte internacional de petróleo.
De esta manera, mientras una parte de la infraestructura avanza por mar hacia la provincia, en la costa rionegrina ya se prepara la obra que permitirá conectarla con la terminal.
El Gobierno de Tierra del Fuego AeIAS concretó un esquema de transición destinado a garantizar la continuidad de la producción petrolera en las áreas Angostura, Las Violetas y Río Cullen, luego de que la UTE que tenía a su cargo la concesión no solicitara una prórroga.
De este modo, por primera vez en la historia petrolera de la Provincia, una concesión llega a su finalización y Tierra del Fuego avanza hacia un proceso de licitación para definir al nuevo concesionario y operador de las áreas.
La decisión adoptada por la Provincia tiene como eje central garantizar que la producción no se detenga, tanto por razones técnicas y operativas como por el impacto que la actividad tiene sobre la economía provincial y sobre las familias vinculadas directamente al yacimiento.
Durante el período de transición, Roch continuará operando por cuenta y orden de la Provincia, hasta que se concrete el ingreso del nuevo concesionario que resulte adjudicatario del proceso licitatorio. De esta manera, se evita una interrupción de la explotación y se asegura el normal funcionamiento de las instalaciones mientras se desarrolla la nueva adjudicación.
El esquema diseñado también contempla la situación de los trabajadores vinculados a la explotación. La UTE afrontará las indemnizaciones correspondientes por la finalización de la concesión, mientras que los trabajadores serán convocados a continuar desempeñándose para Roch durante el período de transición.
La medida permite preservar durante esta etapa el conocimiento y la experiencia de quienes actualmente trabajan en el yacimiento, al tiempo que garantiza la continuidad de las tareas necesarias para sostener la producción. Se trata de una actividad de la que dependen directamente alrededor de 50 familias y que, además, constituye una fuente de ingresos para las arcas provinciales.
La finalización de la concesión también representa una oportunidad para fortalecer el rol de la Provincia en el desarrollo de sus recursos hidrocarburíferos.
En este proceso, el Estado provincial no se limita a esperar el ingreso de un nuevo operador, sino que toma las medidas necesarias para garantizar la continuidad de una actividad estratégica, administrar los recursos que recibe con el cierre de la concesión y avanzar en la definición de un nuevo concesionario.
Como parte del cierre, la Provincia recibirá las instalaciones fijas incorporadas durante los años de explotación, entre ellas infraestructura, baterías, plantas de procesamiento y otras instalaciones vinculadas a la operación.
A esto se suma, como compensación de obligaciones pendientes, la incorporación de la flota vehicular utilizada para la operación y de los bienes y materiales existentes en los almacenes. El valor conjunto de estos activos supera los USD 4 millones y constituye un aporte fundamental para sostener la continuidad operativa, al disponer de vehículos, repuestos y materiales necesarios para las tareas en el campo.
La presencia del Estado permite que, frente a la finalización de una concesión, la Provincia pueda asumir un rol activo, garantizar la continuidad productiva, proteger el trabajo y administrar los bienes que forman parte del patrimonio provincial, mientras define las condiciones para la llegada del próximo concesionario.
La transición constituye así un mecanismo para ordenar el cierre de la concesión actual sin detener la producción y, al mismo tiempo, preparar las condiciones para una nueva etapa de explotación petrolera en Tierra del Fuego.
En paralelo, la UTE continuará existiendo por fuera de la concesión y deberá cumplir con las obligaciones que establece la legislación vigente, entre ellas el saneamiento de los pasivos ambientales, el abandono de los pozos y las demás responsabilidades vinculadas al cierre de la explotación.
El objetivo es avanzar hacia un cierre ordenado de la concesión, con continuidad productiva, resguardo de los trabajadores y una participación activa del Estado provincial, mientras se desarrolla el proceso licitatorio que determinará quién será el nuevo concesionario de las áreas.
Autoridades del Gobierno del Ministerio de Energía y Minería analizaron junto a representantes y técnicos de la empresa Clear Servicios, el desarrollo del plan de abandono de pozos correspondientes a distintas áreas que anteriormente eran operadas por YPF, en la Cuenca del Golfo San Jorge santacruceña.
La reunión, fue encabezada por el secretario de Estado de Hidrocarburos, Juan Carlos Morales, acompañado por Emmanuel Quiroga, jefe de Departamento Explotación; la subsecretaria de Permisos y Concesiones, Débora Zerpa; y Javier Szewczuk, ambos de la Secretaría de Estado de Recursos Hídricos. En representación de Clear Servicios, participaron Ramón Beltrán, Jorge Natucci y Macarena Manriquez.
Durante el encuentro virtual, la empresa informó sobre el inicio de las tareas previstas para un universo de 1.160 pozos, en el marco de un plan de trabajo con una ejecución proyectada a cinco años, que ya fue aprobado por el Gobierno Provincial.
Las tareas se desarrollan de acuerdo con los procedimientos establecidos por la Resolución 05/96 de la Secretaría de Energía de la Nación, que establece los criterios técnicos para el abandono temporario o definitivo de pozos, su categorización y niveles de prioridad. Asimismo, el plan contempla las prácticas y recomendaciones técnicas del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), aplicables a este tipo de intervenciones.
En este marco y conforme a las políticas públicas emanadas en la gestión del gobernador, Claudio Vidal, desde el Ministerio de Energía y Minería se realiza el seguimiento de las tareas y del cronograma aprobado, en articulación entre las secretarías de Estado de Hidrocarburos; de Fiscalización y Control Ambiental Energético y Minero; y de Recursos Hídricos. El objetivo es garantizar el cumplimiento de los procedimientos técnicos y las condiciones de seguridad previstas para el abandono de los pozos, con especial atención a la protección de los recursos hídricos y el cuidado ambiental.
De esta manera, el Gobierno Provincial sostiene el control y seguimiento de las obligaciones vinculadas a las exáreas de YPF, en articulación con las nuevas empresas continuadoras, procurando que las tareas de abandono se ejecuten conforme a la normativa vigente, las pautas técnicas aplicables y el plan aprobado por la Provincia.
YPF y ENI, la gigante italiana que es socia de la petrolera argentina, firmaron un acuerdo con Ancap (Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Pórtland de Uruguay) para la exploración conjunta de petróleo y gas offshore en el bloque OFF-5, ubicado en la costa del país vecino.
El entendimiento se formalizó el pasado viernes y permitió avanzar con la operación que ambas compañías habían anunciado el año pasado. Ahora, según indicaron en la empresa, el acuerdo quedó perfeccionado.
De esta manera, la petrolera italiana se incorpora como socia del área con una participación del 50% y asume la operación del bloque, mientras que Miwen, la sociedad a través de la cual participa YPF, conserva el 50% restante.
Desde finales de 2023, a través de Miwen, YPF mantenía el 100% de la concesión por 30 años para la exploración y explotación de hidrocarburos. Con el nuevo acuerdo, la firma estatal cedió la mitad de su participación a ENI.
El bloque OFF-5 está ubicado a unos 200 kilómetros de la costa uruguaya y cuenta con una extensión aproximada de 17.000 kilómetros cuadrados y profundidades de agua que llegan a los 4.100 metros.
“Esto puede ser mucho más grande que Vaca Muerta. Si se da, puede llevar millones y millones de barriles de producción”, había anticipado en julio el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, a la revista Forbes Uruguay.
El presidente Donald J. Trump firmó la semana pasada la Orden Ejecutiva 14420, declarando una emergencia nacional para proteger el “bulk-power system” (sistema eléctrico a gran escala) de Estados Unidos ante la amenaza que representan los equipos fabricados en el extranjero. La pretende eliminar la dependencia de suministros críticos de países adversarios y abre una oportunidad de oro para la industria eléctrica estadounidense.
La medida, que revoca una orden similar de la administración Biden, prohíbe la adquisición, importación, transferencia o instalación de cualquier equipo eléctrico para la red de transmisión que haya sido diseñado, desarrollado o fabricado por entidades extranjeras consideradas adversarias.
En el texto de la orden, el mandatario argumenta que “ciertos actores extranjeros están creando y explotando cada vez más vulnerabilidades en el sistema eléctrico de Estados Unidos” y señala que “el rápido crecimiento de la manufactura avanzada, los centros de datos, la inteligencia artificial y la producción de defensa aumentó la dependencia de la nación de una electricidad abundante y confiable”. Trump también advirtió que los equipos importados podrían tener “puertas traseras digitales” que permitan a países hostiles acceder a ellos de forma remota.
La orden otorga al Secretario de Energía un plazo de 120 días para publicar las regulaciones que identifiquen los equipos y proveedores prohibidos. La medida aplica a una amplia gama de componentes críticos: transformadores de subestaciones, inversores conectados a la red, sistemas de almacenamiento de baterías, interruptores de alta tensión y sistemas de control industrial, entre otros. Quedan excluidas las instalaciones de distribución local de electricidad.
Oportunidad
La Asociación Nacional de Fabricantes Eléctricos (NEMA, por sus siglas en inglés), que representa a más de 300 empresas del sector que generan más de 500.000 empleos en todo el país, respaldó de inmediato la iniciativa. “La orden del presidente Trump eleva nuestro objetivo compartido de proteger el sistema eléctrico de Estados Unidos y las cadenas de suministro críticas que lo hacen posible”, declaró Debra Phillips, presidenta y CEO de NEMA.
Phillips destacó que la industria eléctrica estadounidense invertió más de US$ 200 mil millones en producción nacional desde 2018. “A medida que la administración avance, será importante fortalecer la red de manera que también se mantengan cadenas de suministro confiables y asequibles para construir la infraestructura eléctrica que Estados Unidos necesita”, agregó.
Empresas en la mira
La orden ejecutiva representa un impulso sin precedentes para las miles de empresas estadounidenses que ya producen equipos y componentes eléctricos para el mercado local. Entre los principales fabricantes domésticos que podrían ver incrementada su demanda se encuentran:
Entre los principales fabricantes domésticos destacan empresas consolidadas como Eaton Corporation —multinacional con operaciones clave en EE.UU. que invertió más de US$1.000 millones en manufactura norteamericana desde 2023 en la producción de transformadores de distribución e interruptores— y GE Vernova, que fabrica turbinas de gran potencia, transformadores y soluciones de modernización de redes desde su planta de transmisión en Charleroi, Pensilvania.
A ellos se suman Industrial Electric Mfg. (IEM), el mayor fabricante independiente de equipos de distribución eléctrica y sistemas de potencia integrados del país; Hubbell Incorporated, con sede en Connecticut y especializada en soluciones eléctricas y de servicios públicos; la emergente Ayr Energy, que ya aseguró más de US$ 250 millones en pedidos contratados para sus equipos de red; y S&C Electric, reconocida por su tecnología innovadora en redes inteligentes y resilientes, con producción en Illinois.
A estos se suman decenas de empresas especializadas en transformadores (Delta Star, HICO America, MEPPI, Pennsylvania Transformer), interruptores, sistemas de control, cables de energía, y componentes de protección contra sobretensiones. La NEMA reporta que sus miembros representan la mitad de toda la inversión manufacturera de EE.UU. en los últimos tres años y el segundo sector exportador del país.
Paradojas
Sin embargo, el panorama de la cadena de suministro revela una paradoja: varias de las empresas estadounidenses que dominan el mercado de equipos eléctricos mantienen una presencia productiva significativa en China.
Eaton, por ejemplo, cuenta con 19 bases de fabricación en el país asiático, incluyendo sus plantas inteligentes en Changzhou y Suzhou, donde produce desde interruptores hasta sistemas de distribución de media y baja tensión. De manera similar, GE Vernova opera una planta en Suzhou que fabrica interruptores, disyuntores y otro equipamiento de alta tensión para redes de transmisión en más de 75 países, además de tener una joint venture con la estatal Harbin Electric para producir turbinas de gas en China.
Tapa de Businessweek Bloomberg, 2018
Hubbell Incorporated también fabrica o ensambla productos en el país asiático a través de sus subsidiarias, como la planta de Dongguan que emplea a más de 1.100 personas. A estas se suma SNC Manufacturing, un fabricante especializado en transformadores con sede en Wisconsin, que opera una instalación en la provincia de Jiangsu.
Mas empresas
No existe una cifra oficial única sobre la cantidad de empresas estadounidenses del sector eléctrico que producen en China, ya que el universo varía según la definición de “industria eléctrica” y el tipo de compañías consideradas. Sin embargo, la información disponible permite estimar un rango de entre 1.600 y 5.500 empresas o establecimientos de origen estadounidense vinculados con la producción de bienes, partes y repuestos para esta industria.
Según el sitio Mergr, base de datos especializada en fusiones y adquisiciones (M&A) y private equity, el segmento de fabricantes de equipos eléctricos altamente especializados —correspondiente a la categoría NAICS 3353, que comprende transformadores, motores, generadores, interruptores, tableros de distribución y controles industriales— reúne entre 1.618 y 1.847 empresas. Por su parte, IBISWorld, contabiliza para 2026 1.639 empresas de origen estadounidense que producen en China dentro de esta categoría, a las que se suman 948 fabricantes de componentes eléctricos especializados —NAICS 33599—, entre ellos cableado, conectores y resistencias.
Si se amplía el universo a los proveedores y fabricantes de equipos eléctricos en general, las estimaciones se ubican entre 2.425 y 2.832 empresas, mientras que el número puede alcanzar aproximadamente 5.500 establecimientosal contabilizar todas sus localizaciones productivas y operativas. Esta última cifra no representa necesariamente 5.500 compañías independientes, sino el conjunto de plantas, instalaciones y oficinas pertenecientes tanto a empresas con una única localización como a grandes corporaciones con múltiples establecimientos.
Esta dependencia de la producción en China subraya la complejidad de la orden ejecutiva, que busca desmantelar la exposición a cadenas de suministro extranjeras aun cuando parte de esa exposición proviene de los propios gigantes industriales estadounidenses, obligándolos a reconfigurar sus operaciones globales para alinearse con las nuevas exigencias de seguridad nacional.
Reacciones
La orden, que entra en vigor de inmediato para transacciones iniciadas después de su firma, también instruye al Secretario de Energía a desarrollar, en un plazo de 180 días, recomendaciones para modificar el Reglamento Federal de Adquisiciones (FAR) y priorizar la compra de infraestructura energética fabricada en Estados Unidos.
Analistas de mercado señalan que los fabricantes nacionales y proveedores locales podrían experimentar un aumento significativo en la demanda, a medida que las empresas de servicios públicos se alejen de proveedores extranjeros antes del plazo de diciembre para la reglamentación del Departamento de Energía. La medida es vista como un movimiento clave para fortalecer la seguridad nacional y la resiliencia de la red eléctrica, al tiempo que se consolida la base manufacturera doméstica en un sector estratégico para la economía y la defensa del país.
El mapa petrolero patagónico atraviesa una etapa de transición marcada por licitaciones, expectativas y planes de saneamiento. Este lunes 31 de agosto se conocerán las ofertas para operar el área Restinga Alí en Chubut, mientras que en Santa Cruz las miradas vuelven a posarse sobre Palermo Aike y un nuevo anuncio de remediación ambiental.
Chubut apuesta a atraer inversión privada para un bloque maduro que YPF dejó de operar en la cuenca del Golfo San Jorge. Para hacerlo más atractivo, se redujo la regalía al 5% por decreto, con un plazo de concesión de 25 años. Actualmente el área produce unos 52 metros cúbicos diarios (330 barriles), aunque con optimización podría alcanzar los 70 m³ (440 barriles). El pliego exige inversiones de entre 3 y 5 millones de dólares, con especial interés en la batería San Carlos, lindante con Manantiales Behr.
La provincia de Santa Cruz vuelve a ilusionarse con Palermo Aike. YPF anunció la posibilidad de retomar trabajos exploratorios hacia fin de año, pero voces sindicales pidieron cautela. Marcelo Turchetti, secretario general del Sindicato de Petróleo, Gas y Biocombustibles de la Cuenca Austral, advirtió que nuevas perforaciones podrían recién concretarse hacia 2027 o 2028, y que una explotación significativa no llegaría antes de 2035.
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Turchetti agregó que la operadora CGC necesita sumar tres o cuatro socios dispuestos a invertir unos 50 millones de dólares cada uno para continuar con el desarrollo del no convencional. Mientras tanto, desde el Sindicato Petrolero de Santa Cruz se mencionó la posibilidad de atraer a grandes compañías como Chevron, Shell, PAE, TotalEnergies y Tecpetrol, aunque varias de ellas ya se retiraron de la provincia.
Respecto a la remediación ambiental, el Ministerio de Energía y Minería de Santa Cruz informó sobre una reunión con la empresa Clear Servicios para avanzar en el abandono de 1.160 pozos en las ex áreas de YPF. El plan, anunciado en varias oportunidades desde 2025, contempla una ejecución a cinco años bajo procedimientos de la Secretaría de Energía de la Nación y recomendaciones técnicas del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas.
La salida definitiva de AESA de Chubut completa el panorama. Tras décadas de actividad, la compañía deja sus equipos y la continuidad de las tareas de perforación queda en manos de PECOM, Venver y San Antonio. Desde el gremio petrolero de Chubut, Jorge Ávila reclamó que la maquinaria pesada permanezca en la región, aunque hasta ahora los equipos ya habrían partido.
Entre licitaciones, promesas de exploración y planes de saneamiento, la Patagonia petrolera sigue reconfigurando su mapa. La salida de YPF de áreas convencionales abrió un escenario de incertidumbre, donde las provincias buscan atraer inversiones, sostener la actividad y proyectar un futuro energético que combine recursos maduros con desarrollos no convencionales.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, anunció un plan plurianual de seis años para garantizar que el gas producido en la provincia llegue a todos los hogares. La iniciativa contempla más de 500 kilómetros de nuevas trazas, ampliaciones de redes existentes y obras destinadas a conectar localidades, parajes y comunidades que todavía no cuentan con gas natural.
La estrategia se apoya en el concepto de “escalera energética”, que propone soluciones diferenciadas según la escala de cada comunidad. En los parajes más pequeños se instalarán garrafones domiciliarios de GLP mediante el programa “HIDENESA llega a tu casa”, con experiencias piloto en Sauzal Bonito, Quili Malal y Ruca Choroi.
En localidades de mayor tamaño se mantendrá el abastecimiento mediante plantas de GLP y redes de distribución, hasta que sea posible avanzar con la conexión definitiva al gas natural. El tercer nivel del programa apunta a extender las redes troncales de gas natural y ampliar la capacidad de los sistemas que ya se encuentran en funcionamiento.
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La Provincia informó que ya existen obras realizadas en el Alto Neuquén y Añelo, mientras continúan proyectos para llegar a Manzano Amargo y Varvarco, con la meta de avanzar progresivamente hacia Aluminé y Las Coloradas. También se proyectan ampliaciones en el sur provincial para acompañar el crecimiento de Villa La Angostura, San Martín de los Andes y Junín de los Andes.
Para definir la hoja de ruta, Figueroa mantuvo reuniones con Camuzzi, TGS, Gas y Petróleo del Neuquén e HIDENESA, con el objetivo de resolver aspectos técnicos, regulatorios, contractuales y financieros. La estrategia también contempla la participación del Banco Provincia del Neuquén y los municipios para facilitar obras y conexiones domiciliarias.
El gobernador destacó que la meta es que el crecimiento de Vaca Muerta se traduzca en infraestructura energética y permita que el gas producido en Neuquén llegue de manera progresiva a todos los hogares de la provincia.
Este plan busca saldar una paradoja histórica: Neuquén es uno de los principales productores de gas del país, pero aún existen comunidades sin acceso al servicio. Con la combinación de redes troncales y soluciones transitorias con GLP, la provincia apunta a universalizar el acceso y mejorar la calidad de vida de sus habitantes.
La provincia de Tierra del Fuego AIAS desplegó una agenda internacional encabezada por la secretaría de Desarrollo, Inversiones y Comercio Internacional, Karina Fernández, con el objetivo de posicionar sus recursos, atraer inversiones estratégicas y abrir mercados externos para el sector privado fueguino.
El primer encuentro se realizó con el embajador de los Emiratos Árabes Unidos, Saeed Abdulla Alqemzi, donde se avanzó en gestiones técnicas, comerciales y sanitarias para habilitar exportaciones hacia Medio Oriente. En la reunión participó Martín Marcos, representante de la firma Vitalcan, que proyecta enviar alimento húmedo para mascotas elaborado en Río Grande con proteínas orgánicas de alta calidad.
Fernández explicó que se trata de “una estrategia provincial de acompañamiento al sector privado con el acercamiento institucional para destrabar trámites que suelen aparecer en el acceso a mercados internacionales”. Marcos, por su parte, destacó que el foco estuvo en resolver acuerdos sanitarios bilaterales para iniciar las exportaciones.
La agenda bilateral continuó con el embajador de Corea del Sur, Chong Hwa Lee, en una reunión institucional destinada a visibilizar la propuesta de desarrollo e inversiones de la provincia. En este marco, se solicitó un nexo directo con la agencia de inversiones coreana, considerada una herramienta clave para propiciar transferencias tecnológicas hacia la industria fueguina.
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Posteriormente, Fernández se reunió con el embajador de la India, Ajaneesh Kumar, para exhibir el potencial de los recursos naturales y del recurso humano calificado de Tierra del Fuego. La funcionaria destacó que la apertura de la embajada permitirá que inversores indios visiten la provincia y conozcan de primera mano las oportunidades de desarrollo productivo.
“Fue una apertura muy grande desde la embajada para que inversores de la India puedan recorrer y conocer estas posibilidades que tenemos de desarrollo productivo, no solo para seguir creciendo sino para sostener lo que tenemos y hacer propuestas concretas de inversiones”, señaló Fernández.
La secretaría concluyó que esta serie de reuniones “nos permite abrir las puertas de la provincia al mundo, mostrar nuestros recursos humanos y nuestra industria, que atraviesa una difícil situación, y generar vínculos entre cámaras, agencias de inversión y embajadas. Es una estrategia para producir más, sostener lo existente y, sobre todo, generar empleo”.
La petrolera argentina YPF y la italiana ENI firmaron un acuerdo con la estatal uruguaya ANCAP para explorar hidrocarburos en el bloque offshore OFF-5, ubicado a unos 200 kilómetros de la costa de Uruguay. La operación, formalizada el 29 de agosto de 2026, establece que ambas compañías tendrán el 50% del área, mientras ENI asumirá la función de operadora durante la etapa de exploración.
El bloque OFF-5 tiene una superficie aproximada de 17.000 km² y profundidades de agua que alcanzan los 4.100 metros, lo que convierte al proyecto en una de las iniciativas más desafiantes de exploración en aguas profundas de la región.
Hasta ahora, YPF mantenía el 100% de la concesión a través de su filial MIWEN, adjudicada en 2023 por un período de 30 años. Con el nuevo entendimiento, la empresa argentina cede la mitad de su participación a ENI, que se incorpora como socia estratégica y operadora del bloque.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, había señalado meses atrás que el potencial del área podría ser muy significativo, llegando incluso a comparar sus posibilidades con las de Vaca Muerta, aunque los resultados dependerán de las futuras tareas exploratorias.
La estrategia de Uruguay de abrir toda su plataforma continental a la exploración ya atrajo a compañías como Shell, Qatar Energy, APA Corporation, Chevron y Sintana Energy, con estimaciones de hasta 30.000 millones de barriles equivalentes de petróleo en la cuenca uruguaya.
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Para YPF, la asociación con ENI refuerza su presencia regional y diversifica su portafolio más allá de Vaca Muerta. Para ENI, representa una oportunidad de consolidarse como operadora en Sudamérica y ampliar su participación en proyectos de aguas profundas.
En paralelo, ambas compañías avanzan en Argentina junto a XRG (ADNOC, Emiratos Árabes Unidos) con el megaproyecto Argentina LNG, que contempla una inversión de USD 51.000 millones y prevé iniciar operaciones en 2031. La combinación de apuestas —offshore en Uruguay y GNL en Argentina— muestra cómo YPF busca posicionarse como un actor energético de escala internacional en la próxima década.
La minería es el principal objetivo de expansión. La empresa ya participa en cotizaciones y trabajos para compañías del sector y apunta especialmente al crecimiento de los proyectos de litio y cobre en el NOA.
Prometva construyó su posición en el mercado de estructuras metálicas a partir de proyectos vinculados principalmente con Oil & Gas y energía. En la actualidad, el 90% de su actividad está concentrada en el sector hidrocarburífero, donde la compañía asegura ubicarse entre las cinco firmas líderes en estructuras metálicas. Ahora busca utilizar esa experiencia como plataforma para avanzar sobre nuevos mercados.
La minería es el principal objetivo de expansión. La empresa ya participa en cotizaciones y trabajos para compañías del sector y apunta especialmente al crecimiento de los proyectos de litio y cobre en el NOA. A esa estrategia se suma un tercer mercado: la infraestructura para Data Centers, una industria todavía incipiente en la Argentina que demanda capacidades vinculadas con ingeniería, fabricación, trazabilidad y ejecución de proyectos de alta exigencia.
“El conocimiento que tenemos de Oil & Gas nos ayuda mucho. La experiencia en el sector hidrocarburífero ya nos dio un conocimiento muy nutrido de cómo encarar clientes y armar alianzas estratégicas. La minería requiere más fierros y necesitamos seguir creciendo en estructura para poder darle servicio a ese sector”, explicó José Machado Zorrilla, socio gerente de Prometva.
“El conocimiento que tenemos de Oil & Gas nos ayuda mucho. La experiencia en el sector hidrocarburífero ya nos dio un conocimiento muy nutrido de cómo encarar clientes y armar alianzas estratégicas”, explicó José Machado Zorrilla.
De la energía a la minería
La trayectoria de la compañía está marcada por proyectos que, según Machado Zorrilla, funcionaron como antecedentes para abordar trabajos de mayor complejidad. Uno de ellos fue la extensión de vida de la Central Nuclear de Embalse. Prometva también trabajó junto a Techint y AESA, experiencias que le permitieron incorporar requerimientos específicos de la industria de Oil & Gas.
En paralelo, proyectos como Sales de Jujuy le dieron experiencia en el ámbito minero y permitieron dimensionar las exigencias asociadas a este tipo de desarrollos. “Las inspecciones que nos hacen en planta nos ayudan a corregir errores y nos enseñan la metodología de trabajo que piden los clientes. Son credenciales que después aplicamos en otros proyectos”, señaló el directivo.
Entre los primeros clientes de la compañía estuvieron Holcim, Tecpetrol —en Fortín de Piedra—, Electroingeniería —en Atucha y Embalse— e INVAP. Para Machado Zorrilla, esos trabajos contribuyeron a establecer desde el comienzo un estándar de exigencia sobre los procesos productivos. “La calidad forma parte de nuestro ADN”, afirmó.
Prometva también trabajó junto a Techint y AESA, experiencias que le permitieron incorporar requerimientos específicos de la industria de Oil & Gas.
Vaca Muerta como plataforma de crecimiento
El desarrollo de Vaca Muerta continúa siendo uno de los principales motores de demanda para la empresa. El crecimiento de la producción de petróleo y gas y las nuevas necesidades de infraestructura asociadas al procesamiento y transporte de hidrocarburos abren oportunidades para los fabricantes de estructuras y componentes metalmecánicos. “Ese desarrollo del sector nos permite vislumbrar un crecimiento significativo, a paso firme. Nos hace adquirir tecnología y seguir mejorando nuestra capacidad productiva”, sostuvo Machado Zorrilla.
La compañía busca dar un paso hacia la minería. En particular, sigue de cerca la expansión de los proyectos del NOA y ya mantiene vínculos comerciales con distintas empresas, incluidos actores relacionados con Vicuña, uno de los desarrollos mineros de mayor escala de la región. Pero el desafío no está en conseguir demanda sino en como en contar con los recursos necesarios para atenderla. La capacidad de producción y el acceso al financiamiento aparecen como dos de las principales restricciones para acelerar el crecimiento.
“Todo requiere tiempo. Estar en Oil & Gas desde el arranque de las inversiones de YPF en Vaca Muerta ha sido una visión muy buena; desde ahí buscamos dar el salto hacia la minería”, aseveró el ejecutivo de Prometva.
Data Centers, un nuevo mercado en construcción
Mientras la minería aparece como el mercado prioritario para la expansión, Prometva también comenzó a analizar una industria diferente como es la infraestructura asociada al desarrollo de Data Centers.
La apuesta se apoya en capacidades que la compañía ya desarrolló en proyectos industriales como la precisión en ingeniería, fabricación de estructuras metálicas, trazabilidad de los procesos, cumplimiento de plazos y coordinación entre las etapas de ingeniería, producción y montaje.
El objetivo no es desarrollar una capacidad completamente nueva, sino trasladar parte del know-how acumulado en Oil & Gas, energía y minería hacia una nueva tipología de infraestructura. La expansión de los Data Centers en la Argentina puede abrir así un mercado adicional para proveedores industriales capaces de responder a proyectos con altos requerimientos de coordinación y ejecución.
Tecnología para aumentar la escala
La estrategia de crecimiento también está vinculada con la digitalización de los procesos productivos. Prometva incorporó desde sus comienzos la metodología BIM mediante Tekla Structures y posteriormente sumó Strumis. “Tekla está en nuestro ADN. Es un sistema que permite integrar producción, ingeniería y logística, agiliza los procesos, los controla y nos permite dar información en tiempo real para que el cliente coordine su obra”, detalló Machado Zorrilla.
La herramienta también busca mejorar la visibilidad del proceso productivo para los clientes: “Le permite visualizar lo que se está haciendo, son los ojos del cliente en Prometva”, indicó el referente de la empresa.
En paralelo, la compañía avanzó con inversiones en capacidad industrial. Incorporó máquinas de corte por láser, equipos con control numérico y una nueva nave industrial de 3.000 metros cuadrados. La meta consiste en acompañar con mayor capacidad de producción la demanda que pueda surgir de los sectores en los que la empresa busca crecer.
En el corto plazo, Oil & Gas y minería aparecen como los dos mercados con mayor potencial para Prometva dentro del negocio de estructuras metálicas. Data Centers se incorpora como una apuesta de más largo alcance, en un mercado que todavía está desarrollando su infraestructura en el país. No obstante, la expansión tiene un límite concreto que radica en la capacidad de la propia compañía para absorber nuevos proyectos.
“La idea es apuntar a estos sectores. Tenemos que ampliar nuestra capacidad productiva en términos de recursos humanos y de tecnología”, concluyó Machado Zorrilla sobre el próximo desafío de la empresa.
La petrolera estadounidense Chevron Corp. avanza en negociaciones para sumar dos nuevos yacimientos petroleros a sus operaciones en Venezuela, según fuentes cercanas al proceso. El movimiento se produce en un contexto de creciente influencia de la administración Trump sobre el sector energético venezolano.
Actualmente, Chevron representa cerca del 20% de la producción nacional de crudo y es la única gran compañía estadounidense que mantiene operaciones en el país. Su presencia se remonta a varias décadas y se consolidó incluso después de las expropiaciones de activos de ExxonMobil y ConocoPhillips en 2007.
Las conversaciones incluyen acuerdos de inversión de largo plazo y se dan en paralelo a negociaciones entre Washington y Caracas para que Estados Unidos adquiera una participación significativa en los yacimientos venezolanos, considerados entre los más grandes del mundo.
Otras compañías energéticas también buscan posicionarse. Halliburton está en tratativas para llevar equipos petroleros al país, mientras que ExxonMobil y ConocoPhillips observan con cautela el proceso, recordando los antecedentes de nacionalización de activos.
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El interés internacional responde a la magnitud de las reservas venezolanas y al potencial de recuperación de su producción. Venezuela produce actualmente alrededor de 1,1 millones de barriles diarios, lejos de los más de 3 millones que alcanzaba a comienzos de los 2000, pero con margen para crecer si se consolidan nuevas inversiones.
En el plano financiero, el mercado reaccionó positivamente: al 28 de agosto de 2026, las acciones de Chevron cerraron en USD 201,86 (+1,05%), ExxonMobil en USD 156,71 (+0,17%), ConocoPhillips en USD 130,35 (+0,64%) y Halliburton en USD 36,18 (+1,94%).
La expansión de Chevron en Venezuela refuerza su papel como socio estratégico de la petrolera estatal PDVSA y abre la puerta a un nuevo ciclo de inversiones extranjeras en el país. El desenlace de estas negociaciones marcará no solo la recuperación petrolera venezolana, sino también el grado de dependencia de capital externo en un sector clave para su economía.
El gas de Vaca Muerta se convirtió en motor de exportaciones argentinas, pero la paradoja es evidente: mientras la cuenca neuquina provee el 91% del gas exportado, las industrias del norte del país enfrentan cortes de suministro de entre 70 y 85 días cada invierno.
La Unión Industrial de Tucumán advirtió que los sectores azucarero y citrícola sufrirán nuevamente interrupciones este año. El precio spot de la electricidad trepó a USD 150/MWh, muy por encima de los USD 83–90 proyectados por Cammesa. El problema no es la producción —que alcanza hasta 60 millones de m³/día en invierno— sino la infraestructura: el sistema de transporte hacia el norte tiene un tope de apenas 15 millones de m³/día.
Detrás de esta brecha hay una decisión política. El Estado nacional resolvió que la construcción de nuevos gasoductos quede exclusivamente en manos del sector privado, sin financiamiento estatal. Tres obras buscan descomprimir el sistema: las plantas compresoras del Gasoducto Norte (frenadas por un conflicto entre Enarsa y Esuco), la ampliación del gasoducto Perito Moreno a cargo de TGS y el nuevo gasoducto Tratayén–La Carlota de TGN. La más avanzada recién estaría lista en abril de 2027, y la de TGN hacia fines de 2028.
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Mientras tanto, la infraestructura exportadora avanza a otro ritmo. El proyecto Southern Energy (SESA) —integrado por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG— cerró un préstamo de USD 900 millones con cuatro bancos internacionales y firmó contratos con Alemania por ocho años. Pluspetrol ofertó capacidad hacia Chile por 52 años. En paralelo, el proyecto Argentina LNG (YPF, Eni y XRG) presentó su solicitud al RIGI para una inversión de USD 51.000 millones, con exportaciones proyectadas de USD 10.000 millones anuales durante dos décadas.
La asimetría es clara: los compradores externos obtienen contratos de largo plazo con certidumbre financiera, mientras la industria local negocia condiciones interrumpibles, invierno a invierno.
Las diferencias también se reflejan en los precios. Tecpetrol factura USD 3,41 por unidad en verano contra USD 7,79 en invierno, una brecha del 55%. Gasener, por su parte, indexa su precio al Brent más un 18%. En contraste, la discusión tarifaria doméstica sigue “muy politizada”, según los propios actores del sector.
De cara a los próximos años, Argentina está en camino de consolidarse como exportador global de gas natural licuado. Sin embargo, la solución estructural para que el mercado interno deje de racionar en invierno no llegará antes de 2028, de acuerdo con los plazos actualmente proyectados. La paradoja seguirá marcando la agenda energética: contratos externos blindados a décadas frente a un mercado interno que aún espera certidumbre.
El hidrocarburo se consolidó como el principal producto de exportación de la Argentina en 2026, desplazando a rubros tradicionales de la canasta exportadora. Según datos de la Secretaría de Energía de la Nación y el INDEC, entre enero y julio se generaron USD 5.722 millones, lo que representa un crecimiento interanual del 59,2% respecto al mismo período de 2025.
Con este desempeño, el complejo petrolero pasó a explicar el 9,8% del total de las ventas externas del país, reforzando su rol estratégico en la balanza comercial. El salto operativo se vincula principalmente con el récord de producción no convencional en la Cuenca Neuquina y la ampliación de la capacidad de transporte por oleoductos, que permitió volcar mayores volúmenes hacia los puertos de exportación.
En cuanto a las cifras mensuales, julio de 2026 mostró un desempeño excepcional: las exportaciones alcanzaron USD 1.020 millones, un incremento del 144,4% interanual frente a los USD 418 millones registrados en julio de 2025.
Por su parte, el presidente de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), Carlos Ormachea, destacó en el Senado que la producción nacional alcanzó 918.000 barriles por día, frente a los 520.000–530.000 barriles diarios de hace tres años. En paralelo, el gas natural llegó a 160 millones de m³/día en invierno, frente a los 120 millones de m³/día de 2023.
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A futuro, las proyecciones del sector son aún más ambiciosas. Ormachea anticipó que para 2035 la producción podría llegar a 1,7 millones de barriles diarios de petróleo y 300 millones de m³/día de gas. En términos de comercio exterior, las exportaciones proyectadas alcanzarían USD 30.000 millones al 2030 y USD 40.000 millones al 2035, con un saldo positivo de la balanza comercial energética de USD 28.000 millones al 2030 y USD 38.000 millones al 2035.
En materia de inversiones, el plan contempla USD 15.000 millones anuales hasta 2030 en proyectos de upstream, infraestructura y transporte. Estas cifras consolidan al sector hidrocarburífero como motor de divisas y empleo en la transición energética argentina.
En conclusión, el desafío será sostener este crecimiento frente a la volatilidad de los precios internacionales, las exigencias ambientales globales y la necesidad de diversificar la matriz exportadora. El petróleo crudo se afianza como protagonista, pero su consolidación exige políticas que equilibren competitividad, sostenibilidad y desarrollo regional.
La provincia de La Rioja lanzó un registro de proveedores mineros que obliga a que el 80% de la mano de obra contratada sea riojana, en el marco de un plan para fortalecer la participación local ante el avance de 17 proyectos en prospección y exploración.
El Registro Provincial de Proveedores de Empresas Mineras (Reppem) establece que las compañías deberán priorizar servicios y empleo locales, salvo excepciones justificadas. La herramienta busca consolidar un modelo productivo con participación provincial y garantizar que la cadena de valor se radique en La Rioja.
En paralelo, la Cámara Riojana de Empresas y Proveedores Mineros (CREPROMIN) organizó el primer Encuentro de Fortalecimiento del Proveedor Minero, donde PyMEs, especialistas y funcionarios analizaron abastecimiento, calidad, financiamiento y normas ISO. El objetivo es que las mineras encuentren en la provincia los servicios que hoy suelen contratar fuera.
Por su parte, la secretaria de Minería, Ivana Guardia, destacó que la capacitación anticipada es clave para que proveedores y profesionales locales puedan ingresar en la cadena de compras del sector. La funcionaria subrayó que la etapa de exploración es la más importante para preparar a la provincia frente a la futura demanda.
A su vez, la vicegobernadora Teresita Madera afirmó que el Plan Quinquenal Minero constituye la hoja de ruta provincial y que la prioridad es garantizar que los proveedores riojanos estén listos cuando los proyectos avancen a fases de mayor inversión.
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En las últimas semanas, el gobierno provincial impulsó capacitaciones gratuitas en normas ISO junto a North Atlantic Consultora Minera, destinadas a PyMEs sin experiencia previa en estándares internacionales. La iniciativa busca elevar la competitividad de las empresas locales frente a las exigencias de grandes operadoras.
El presidente de EMSE, Walter Gómez, explicó que las Sierras Pampeanas concentran minerales no metalíferos como talco, yeso y cuarzo, mientras que en la Precordillera y la Cordillera aparecen oro, plata, cobre y zinc. Gómez señaló que La Rioja se ubica en la Faja Vicuña, cercana a proyectos de cobre como Josemaría y Filo del Sol, lo que refuerza el potencial provincial en la transición energética.
Las autoridades remarcaron que provincias como San Juan y Catamarca deben ser consideradas aliadas y no competidoras, en una estrategia de integración regional para atraer inversiones. El desafío para las PyMEs riojanas será cumplir exigencias técnicas, ambientales y de trazabilidad similares a las aplicadas en provincias con mayor desarrollo minero.
En el último año, las facturas de gas y electricidad consolidaron marcados incrementos en la canasta del AMBA, aportando presión tarifaria sobre el presupuesto de los hogares.
La canasta de servicios públicos en el Área Metropolitana de Buenos Aires representó en agosto el 14,5% del salario promedio registrado del sector privado, de acuerdo con el último reporte del Observatorio de Tarifas y Subsidios del IIEP (UBA-CONICET). El dato refleja cómo la masa de gastos en tarifas consolidó un piso al alza que se viene registrando desde comienzos de la presente gestión, que en agosto del año pasado equivalía al 12,3% del ingreso y este año trepó poco más de dos puntos procentuales, marcando un elemento de presión al costo de vida. La suba responde, en gran medida, al incremento del costo de los combustibles —tanto Gas Natural Licuado (GNL) como gasoil para que utilizan para cubrir tanto la demanda gasífera de hogares como la de centrales termoeléctricas— como consecuencia de la guerra en Medio Oriente.
En efecto, el informe detalla que un hogar promedio del AMBA necesitó $289.622 en agosto para cubrir el consumo mensual de energía eléctrica, gas natural, agua potable y transporte. Aunque la cifra representó una baja del 2,1% respecto de julio pasado por una menor demanda estacional en electricidad y gas, en la comparación interanual acumula una suba del 54% nominal, superando por más de 20 puntos a la inflación estimada del período (34%). Los 14,5 puntos porcentuales que representa el costo de los servicios públicos sobre los salarios en la Argentina está en línea —o incluso por debajo— que la media de otros países de la región como Chile, Brasil y Uruguay.
Al desagregar el peso por rubros dentro del presupuesto del hogar, la factura de energía eléctrica registró el salto pronunciado con una suba acumulada del 50%, y el gas natural un 43% en el mismo lapso, ratifican do una aceleración por sobre la inflación. En el desglose de ingresos, para un usuario residencial sin subsidio la luz y el gas explican el 5,1% del salario promedio, en tanto que para un hogar con subsidios es el 3,7%.
Al evaluar la dinámica del gasto y el comportamiento tarifario, Alejandro Einstoss, coordinador del Observatorio de Tarifas de Servicios Públicos de la UBA e investigador del IIEP (UBA-CONICET), remarcó que «como regla de comportamiento se ve un cambio de tendencia: durante la administración anterior el peso de la canasta de servicios sobre el ingreso familiar. «Esta dinámica explica la alta sensibilidad social al comportamiento de las facturas en el peso del servicio en los ingresos», sostuvo.
De acuerdo al observatorio, un salario promedio registrado de $1.993.280 alcanzó en agosto para cubrir 6,9 canastas de servicios públicos. Esto refleja un deterioro frente al año pasado, cuando con un sueldo medio podían adquirirse 8,1 canastas dentro de la propia administración. Esta pérdida en la capacidad de compra expone que la necesidad oficial de contener el déficit fiscal y moderar la inercia del IPC choca contra el límite de la viabilidad social en los ingresos de los hogares.
Cobertura del costo energético y el regreso de los subsidios
A pesar del ajuste en las boletas, las tarifas aún están lejos de reflejar el costo real del sistema. Es que el Gobierno nacional volvió a priorizar el uso de subsidios para contener el impacto de los mayores costos de la energía sobre las tarifas. La estrategia quedó reflejada tanto en la evolución del nivel de cobertura tarifaria como en el incremento de las transferencias destinadas a sostener el sistema eléctrico.
Esta estrategia quedó reflejada en un informe de la consultora Economía y Energía, que señala que durante el primer semestre se devengaron subsidios energéticos por US$ 2.147 millones, un 80% más que en el mismo período del año pasado. Del incremento interanual de US$ 952 millones, más del 70% respondió al aumento de las transferencias del Tesoro Nacional a Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
Según explicó a EconoJournal Lara Bernsten, de Economía y Energía, en junio las tarifas residenciales cubrieron en promedio el 47% del costo de abastecimiento eléctrico, mientras que en el segmento comercial la cobertura alcanzó el 49%. Se trata de un promedio ponderado de toda la demanda residencial, por lo que el cálculo incluye tanto a los hogares alcanzados por el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) como a aquellos que no reciben asistencia estatal.
Todos los servicios de la canasta residencial subieron largamente por encima de la inflación anual, y poseen un efecto de indexación que dificulta romper el 2% del IPC mensual.
El crecimiento de los subsidios estuvo directamente relacionado con el aumento de los costos de generación eléctrica. Durante el primer semestre, el costo de la generación asignada destinada al abastecimiento residencial y comercial promedió 90 dólares por MWh, un 21% por encima del ejercicio previo.
Esta suba respondió al mayor costo de la generación térmica, el mayor reconocimiento económico a la generación hidroeléctrica y el encarecimiento de las importaciones. En el segmento residencial, mientras el costo promedio de abastecimiento fue de 89 dólares por MWh, el precio estacional abonado por la demanda promedió 51 dólares.
La diferencia, equivalente a 38 dólares por MWh, fue cubierta mediante subsidios estatales. Para mantener el mismo nivel de cobertura registrado durante el primer semestre del año anterior, los precios estacionales deberían haberse incrementado un 22% adicional.
En paralelo, el costo de los combustibles utilizados para generar electricidad aumentó 26% interanual, afectado tanto por el encarecimiento del gas natural licuado (GNL) en el mercado internacional como por una matriz de abastecimiento con mayor participación de combustibles de mayor costo.
El gas natural y el nuevo esquema focalizado
En el mercado de gas natural, con un costo de abastecimiento estimado en US$ 5,2 por millón de BTU, los usuarios residenciales sin subsidio cubren alrededor del 90% de ese costo en invierno, porcentaje que supera el 100% en verano por menor demanda. En los hogares alcanzados por el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) (SEF), el bloque subsidiado cubre aproximadamente el 18% del costo de abastecimiento.
Desde este año, el SEF reemplazó la segmentación anterior por niveles de ingresos: acceden aquellos hogares que no superan tres Canastas Básicas Totales (CBT) del Indec y cumplen requisitos patrimoniales. En electricidad, los beneficiarios reciben bonificaciones sobre bloques de hasta 300 kWh mensuales en invierno y 150 kWh el resto del año, pagando el excedente a tarifa plena.
Las causas de estos movimientos responden a múltiples variables. Un factor determinante es el contexto de la Guerra: el costo de vida necesariamente se ve impactado por el encarecimiento global de los insumos energéticos. «Hay un tema de precio de la energía eléctrica, con un pico esperado en los 100 dólares, pero que llegó a 180 dólares por el costo del gas y combustibles importados en el marco del conflicto bélico«, explicó Einstoss.
A este escenario externo se suma el atraso del tipo de cambio utilizado como ancla antiinflacionaria -que contrasta con costos de generación dolarizados- y cambios en las reglas de juego locales, como el aumento en el valor de la generación hidroeléctrica tras las modificaciones regulatorias en el marco de las privatizaciones.
Comparativa regional: ¿dónde se ubican las tarifas de la Argentina?
A pesar de las marcadas subas y de la mayor presión sobre los ingresos familiares, los valores que pagan las familias argentinas continúan retrasados en la comparación internacional. De acuerdo con el análisis de Einstoss, el valor del kilovatio hora (kWh) en la Argentina resulta significativamente más accesible que en otros países de América del Sur o del Hemisferio Norte.
Aun con las recientes actualizaciones y el aumento de costos, el usuario argentino abona un valor del kW que, en el mejor de los casos, representa apenas un 30% de lo que se paga en países vecinos como Uruguay, Chile o Brasil, y dista aún más de las tarifas vigentes en metrópolis como Nueva York o Londres.
Desde la perspectiva de Einstoss, la contracara del proceso plantea dudas sobre la meta fiscal: «Uno pensaría que la contracara de ese incremento tarifario debería ser una reducción sustancial de los subsidios. Lo que vemos de las variables en términos reales es que en general el gasto del Estado en subsidios llegó en agosto del año pasado a un piso que el aumento de tarifas no puede perforar«.
Los datos del IIEP indican que el gasto en transferencias energéticas y de transporte se ubicará este año en torno al 0,6% del PBI, dificultando el compromiso oficial con el FMI de llevarlo al 0,55%.
La paradoja radica en cómo esta actualización interactúa con el IPC. «Hay un techo de cristal del proceso de desinflación del Gobierno: la indexación de los servicios de la inflación pasada pone piso a la inflación del mes próximo y dificulta la estabilización. Esto hace que al Gobierno se le haga muy difícil perforar el 2% promedio», detalló Einstoss.
Por último, el encarecimiento de los costos en moneda dura le resta competitividad a la economía general. «Si se suma el impacto del tipo de cambio, el aumento de costos de combustibles importados y el cambio de regla en el pricing, es un combo difícil de digerir para trasladar a tarifa, y empieza a crujir la meta fiscal«, concluyó el economista.
La industria volvió a retroceder en julio y puso en duda la continuidad de la recuperación iniciada a fines de 2025, pese al crecimiento de la refinación de petróleo y la producción de alimentos. Según FIEL, la actividad fabril cayó 1,1% interanual, en un escenario atravesado por el fuerte deterioro automotor, tarifas de electricidad y gas que aumentaron por encima de la inflación y subsidios energéticos que, de acuerdo con el IIEP (UBA-Conicet), crecieron 21% en términos reales durante 2026.
Según datos preliminares del Índice de Producción Industrial (IPI) elaborado por la Fundación de Investigaciones Económicas Latinoamericanas (FIEL), entre enero y julio, la refinación de petróleo encabezó el crecimiento industrial, con una suba interanual del 9,4%. Le siguieron las industrias metálicas básicas, con un avance del 6,4%, y alimentos y bebidas, con una mejora del 3,2%.
La producción de químicos y plásticos se mantuvo en el mismo nivel que durante los primeros siete meses de 2025, mientras que los insumos textiles registraron una caída similar al promedio general de la industria. También retrocedieron los despachos de cigarrillos, un 1%; la producción metalmecánica, un 1,9%; papel y celulosa, un 2,5%; y minerales no metálicos, un 5,3%.
La industria automotriz en particular, acumuló la contracción más pronunciada, con una caída del 18,3% interanual, y se convirtió en el sector que más contribuyó al retroceso general de la actividad fabril durante los primeros siete meses del año.
Retroceso
La producción industrial argentina retrocedió 1,1% interanual en julio y acumuló una caída del 0,6% durante los primeros siete meses de 2026,. En términos desestacionalizados, la actividad fabril disminuyó 1,4% respecto de junio, lo que refuerza las señales de que la recuperación iniciada en noviembre de 2025 podría haberse interrumpido entre abril y mayo.
El desempeño industrial volvió a mostrar fuertes diferencias entre sectores. La industria automotriz registró la mayor caída de julio, en un contexto de retroceso de las ventas y creciente competencia de vehículos electrificados provenientes de países de fuera del Mercosur. Aunque las exportaciones de vehículos aumentaron con fuerza después de dos meses de contracción —impulsadas parcialmente por una baja base de comparación—, Argentina continuó perdiendo participación en Brasil tanto entre los automóviles importados como en el total de patentamientos. Además, varias terminales anticiparon nuevos recortes de producción para los próximos meses.
En el extremo opuesto, la producción de alimentos y bebidas alcanzó un récord para julio, impulsada principalmente por los alimentos y, en particular, por la elaboración de aceites. Ese crecimiento compensó ampliamente la caída de la faena vacuna, que registró la menor participación de hembras desde diciembre de 2022, en el marco del proceso de recomposición de los rodeos ganaderos.
La siderurgia y la refinación de petróleo también mantuvieron elevados niveles de producción, mientras que la industria química y plástica mostró una leve mejora. No obstante, FIEL advirtió sobre una evolución dispar dentro de este último sector: mientras se anuncian inversiones destinadas a ampliar la capacidad de transporte de los recursos de Vaca Muerta, la petroquímica básica acumula interrupciones en la elaboración de insumos. Entre ellas se encuentran el cese de la producción de caucho sintético y el freno en la fabricación de negro de humo, luego del cierre de una de las principales productoras de neumáticos.
Bienes durables
Al analizar la producción por tipo de bienes, los de consumo no durable mostraron el mejor desempeño, con un crecimiento interanual acumulado del 2,7%. Este segmento alcanzó niveles récord tanto en julio como en el acumulado de los primeros siete meses, superando los registros de 2022.
Los bienes de uso intermedio crecieron un 1% entre enero y julio. En cambio, la producción de bienes de capital cayó un 7% y la de bienes de consumo durable retrocedió un 8,5%. De este modo, los bienes de consumo no durable aumentaron su aporte para contener la caída de la industria, mientras que los bienes de capital y los durables profundizaron su contribución negativa.
Screenshot
FIEL concluye que la industria retrocedió tanto en la comparación interanual como frente al mes anterior. El récord de la producción de alimentos sostuvo a los bienes de consumo no durable, pero no alcanzó para compensar el deterioro automotriz y de otros sectores. La nueva caída desestacionalizada, además, debilitó las perspectivas de continuidad de la recuperación industrial que había comenzado en noviembre de 2025.
Tarifas en alza
El retroceso de la actividad industrial señalado por FIEL se produce, además, en un escenario de nuevos aumentos en las tarifas de electricidad y gas y de crecimiento del gasto estatal destinado a subsidiar la energía. Según el Reporte de Tarifas y Subsidios de agosto de 2026, elaborado por el Observatorio del IIEP (UBA-Conicet), los usuarios continúan afrontando una parte creciente de los costos, aunque persisten bonificaciones significativas para los hogares alcanzados por el nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).
En agosto, la factura eléctrica de un usuario residencial sin subsidios del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) se ubicó en $61.308 mensuales, mientras que la de gas natural alcanzó los $61.613. Respecto de julio, el cargo fijo de la electricidad aumentó 1,8% y el variable subió 2% para los hogares sin subsidios y 1,3% para los subsidiados. Sin embargo, la reducción estacional del consumo luego del pico invernal determinó una caída mensual del 10,1% en el gasto eléctrico.
En el caso del gas, el cargo fijo aumentó 1,9%, mientras que el componente variable se incrementó 5,7% para los usuarios sin subsidios y 8,2% para los subsidiados. Pese a esos ajustes, la menor demanda estacional provocó una reducción del 5% en la factura promedio respecto de julio.
En la comparación interanual, el gasto en electricidad aumentó 50% y el de gas natural, 43%, frente a una inflación estimada del 34%. Desde diciembre de 2023, el incremento acumulado llegó al 501% en electricidad y al 2.071% en gas. En los primeros ocho meses de 2026, las subas acumuladas fueron del 36,8% y del 168,2%, respectivamente.
El Estado y los costos
De acuerdo con el IIEP, las tarifas abonadas por los hogares del AMBA cubren, en promedio, el 55% del costo de los servicios públicos relevados, mientras que el Estado financia el 45% restante. La cobertura tarifaria había aumentado entre julio de 2025 y febrero de 2026, con un salto asociado a la implementación del nuevo esquema de subsidios, pero desde entonces volvió a mostrar una tendencia descendente.
En electricidad, el usuario residencial aporta mediante la tarifa el 63% del costo calculado sobre los precios de referencia y el Estado cubre el 37%. Si la comparación se realiza contra el costo estimado del Mercado Eléctrico Mayorista para el segmento residencial, la cobertura del usuario baja al 46% y el aporte estatal sube al 54%.
En gas natural, un usuario residencial promedio paga el 60% del costo de abastecimiento, mientras que el Estado aporta el 40% restante.
Durante agosto continuaron vigentes las bonificaciones extraordinarias del 25% sobre el precio mayorista del gas y del 16,6% sobre el precio mayorista de la electricidad. Estos descuentos se suman a la bonificación general del nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizados. Así, para el bloque básico de consumo subsidiado, la bonificación total alcanza el 75% en gas y el 66,6% en electricidad.
Para la energía eléctrica, el beneficio se aplica hasta un consumo de 300 kWh durante agosto. En el gas, el límite subsidiado depende de los umbrales de consumo establecidos para cada región. Por encima de esos niveles, los hogares deben abonar el costo correspondiente sin bonificación.
Factura eléctrica
A escala nacional, la factura eléctrica promedio para un hogar sin subsidios alcanzó en agosto los $92.883, frente a los $58.124 pagados por un usuario subsidiado. La factura sin bonificación resultó así aproximadamente 1,6 veces superior.
La composición de la factura eléctrica también varía según el segmento. Para un usuario sin subsidios, el 33% corresponde al costo de la energía, el 41% al Valor Agregado de Distribución (VAD) y el 26% a impuestos. Entre los hogares subsidiados, la energía representa el 21%, la distribución el 52% y los impuestos el 26%.
Las diferencias tarifarias entre provincias siguen siendo muy marcadas. Para un consumo residencial de 265 kWh mensuales sin subsidios, la brecha entre Neuquén —con una factura 71% superior al promedio nacional— y los usuarios de Edenor en el AMBA —37% por debajo de la media— alcanza los 109 puntos porcentuales. El IIEP explicó que esta dispersión responde a diferencias en los costos de las redes, las estructuras tarifarias, la frecuencia de actualización, la carga impositiva y los marcos regulatorios provinciales y municipales.
En gas natural, la factura promedio nacional ajustada por estacionalidad fue de $90.359 para un usuario sin subsidios y de $57.994 para uno subsidiado. En las facturas sin bonificación, el precio del gas representa el 53% del total, el VAD el 25% y los impuestos el 22%. Para los hogares subsidiados, esas participaciones son del 40%, 38% y 22%, respectivamente.
El peso conjunto de las facturas de electricidad y gas equivale al 5,1% del salario RIPTE estimado para un usuario sin subsidios y al 3,7% para uno subsidiado. Los hogares con ingresos superiores a tres canastas básicas no califican para recibir bonificaciones sobre los precios mayoristas.
Más subsidios
A pesar de la recomposición tarifaria, los subsidios a la energía aumentaron 58% nominal y 21% en términos reales en el acumulado hasta el 17 de agosto de 2026. El sector energético concentró el 77% de los subsidios económicos relevados y acumuló transferencias por $4,43 billones, expresadas en moneda de agosto.
Las transferencias a Cammesa, principal partida del sector, llegaron a $3,67 billones y crecieron 93% nominal y 46% real respecto del mismo período de 2025. El IIEP atribuyó este aumento al mayor costo de la energía despachada durante el período invernal.
En sentido contrario, las transferencias a Enarsa se redujeron 20% nominal y 36% real, hasta $601.235 millones. Los recursos destinados al Fondo Fiduciario para el Consumo de Gas Licuado de Petróleo y Gas por Redes aumentaron 197% nominal y 131% real, hasta $120.428 millones. Por su parte, las transferencias al Plan Gas.Ar —que incluyen compensaciones por las bonificaciones aplicadas al precio del gas natural— cayeron 66% nominal y 73% real, hasta $37.044 millones.
Aunque el gasto energético volvió a crecer durante 2026, la mirada de más largo plazo muestra una reducción significativa: los subsidios acumulados en los últimos doce meses se encuentran 59% por debajo del nivel registrado en diciembre de 2023 y 73% por debajo del máximo alcanzado en junio de 2022. No obstante, el IIEP observó que actualmente se mantienen estancados alrededor de un promedio anual de $10,6 billones, medidos en moneda constante de agosto de 2026.
Transporte de pala de 75 metros por Ruta Nacional 33 para una ampliación del Parque Eólico Vientos Bonaerenses en Tornquist, Provincia de Buenos Aires. Foto: gentileza CSM, agosto 2026.
En las rutas del centro y sur de la Provincia de Buenos Aires viajan en estos meses carretones con palas eólicas de unos 75 metros de largo y 22 toneladas cuyo traslado supone acompañamiento, permisos y un trabajo previo de cálculos para resolver rotondas y curvas. En la industria los llaman “paleros”.
En Argentina hay dos empresas que hacen lo que llaman “ingeniería de movimiento” y ambas llevan adelante en estos meses dispositivos para transportar, entre otros componentes, palas importadas desde el Puerto de Bahía Blanca hacia parques eólicos que se amplían y construyen en zonas de Tornquist y Olavarría. RN3 Sur, RN33 y RP51 son algunas de las rutas que atraviesan.
Salida de pala eólica del Puerto de Bahía Blanca. Video: gentileza CSM (ex Roman).
Los paleros que utilizan estas empresas son carretones con ruedas direccionales y una viga central telescópica, que se extiende hasta casi 40 metros. La pala se apoya únicamente en los extremos, sin ningún punto de contacto en el medio. Ese diseño es el que permite estirar el equipo al máximo y ganar el mayor largo posible, según explica a EconoJournal Adrián Paoletti, encargado de permisos de CSM (Ciencia al Servicio del Movimiento, ex Roman).
“Para las curvas se hace un trabajo previo: se ven los ángulos y se hacen cálculos para no llevarse por delante postes y carteles, sobre todo en las rotondas o giros de ruta, cuando se hacen los cruces”, dice.
Y agrega: “Si hay una cartelería, se pone una hidrogrúa, se levanta el cartel, pasa el componente y se vuelve a poner el cartel”.
Atrás del palero, donde suele haber cuatro ejes de ocho ruedas cada uno, un operario viaja siguiendo al carretón y maneja la dirección de las ruedas con un control remoto, como un joystick, moviéndolas según lo exija cada giro.
«La pala mide 75 metros, el carretón 40 y hay 20 y pico metros de saliente en la parte posterior del vehículo. Hay que cuidar que, cuando el carretón gira, no le pegue a un poste», detalla Paoletti. En ocasiones la solución es removerlo.
Cada recorrido lleva un estudio previo, que se presenta a Vialidad Nacional y recién con su aprobación se tramita el permiso. Ese estudio incluye planos con cada giro, cómo queda «la pisada» del vehículo y los salientes que va dejando a los costados.
CSM y Coamtra son, según Paoletti, las dos únicas empresas del país que cuentan con paleros y ambas trabajan con el mismo tipo de equipo. «No es como un módulo hidráulico, que tiene más tecnología», aclara. Es un equipo cerrado que sirve para cualquier bulto largo, aunque hoy no hay mucho que iguale en extensión a una pala eólica, salvo algún caño de gran longitud.
Estos dispositivos arrancan en torno a las 8 de la mañana, dado que los vehículos con cargas como las de los componentes de aerogeneradores (palas, nacelles y torres) no pueden circular de noche, según informa a EconoJournal Vialidad Nacional.
Siempre hay acompañamiento de dicho organismo (Nacional o Provincial, según corresponda la ruta), policía y un coche guía de la propia empresa, que va por delante con señalamiento y limita los sobrepasos de otros vehículos.
Palas en rotondas y puentes
Un ejemplo de cruce de un palero es el que hubo en agosto de 2026 en la rotonda del camino Frapal sobre ruta provincial 51. La página “Frapal también existe” lo registró en un video donde se alcanza a ver el desafío de giro (ver video al final de la nota).
Más allá de la espectacularidad del dispositivo en sí, se trata de una escena registrada con cierta frecuencia en el sudoeste de la Provincia de Buenos Aires: la región lleva casi una década de construcción de parques eólicos a escala.
Otro registro reciente es de un paso por debajo de un puente en el tramo entre Puerto Galván (Bahía Blanca) y Tornquist por Ruta Nacional 33.
Transporte de pala por RN33 para Parque Eólico Vientos Bonaerenses en Tornquist, Provincia de Buenos Aires. Video: gentileza CSM, agosto 2026.
Traslados bonaerenses hasta diciembre 2026
Como informó EconoJournal, desde mayo y hasta diciembre 2026 se trasladan por ruta desde el Puerto de Bahía Blanca los componentes del parque eólico de Olavarría, de 29 aerogeneradores y 180 MW de potencia instalada, con traslado de palas a cargo de Coamtra.
En simultáneo, CSM traslada palas hacia el parque eólico Vientos Bonaerenses, en Tornquist, donde se realiza una ampliación. El carretón que lleva las nacelles —un vehículo distinto al palero— tiene cinco ejes de ocho ruedas cada uno y un carro compensador que ayuda a distribuir el peso, ya que Vialidad Nacional exige no superar los límites por eje.
Paso de pala por rotonda Frapal sobre Ruta Provincial 51. Video: “Frapal también existe” (agosto 2026).
Neuquén, la provincia de Vaca Muerta, renueva sus autoridades en 2027. Foto: Matías Subat.
Los armados electorales del 2027 en Neuquén se empiezan a definir en dos dimensiones: en los escritorios de la justicia federal y en las recorridas territoriales para buscar candidatos y organizar las estrategias de campaña.
Como adelantó EN/CLAVE la semana pasada, la fecha para elegir gobernador, diputados y renovar la mayoría de las intendencias todavía no está formalizada, pero sí hay cierto consenso con que será en los primeros meses del año. Mayo aparece como el límite y febrero como la alternativa más osada, por ahora sin aval de Rolando Figueroa.
Ese escenario obliga a acelerar los trámites burocráticos para quienes buscan estrenar sellos el año que viene. En los últimos meses aparecieron varias novedades en el juzgado federal N°1 de Neuquén, el que habilita la conformación de partidos de distrito que tienen competencia para participar en comicios nacionales, pero también provinciales o de orden municipal.
Una está vinculada a la facción de la Uocra que lidera Juan Carlos Levi, uno de los líderes territoriales del gremio en Añelo. Un grupo de personas vinculadas a la mutual del sindicato y empresas familiares del dirigente inició el trámite de reconocimiento para Construir Neuquén, un partido con vocación de «transformar la realidad provincial y nacional sobre bases sólidas, modernas y democráticas», según dicta su declaración de principios.
Como presidente de la asamblea fundadora fue elegido Mario Ruperto Barahona, hermano de la exdiputada de Comunidad, Ángela Barahona, esposa de Levi y referente de Uocra Mujeres en Vaca Muerta.
Si la organización llegará con los tiempos para obtener su personería jurídica a las elecciones del 2027, aún no puede saberse. Sobre Levi todavía pesa una investigación judicial por presunta administración fraudulenta de la Asociación Mutual de los Trabajadores Constructores Neuquinos. A la fiscalía se le fijó este mes un plazo de 90 días para que defina si eleva la causa a juicio o la archiva.
Si bien el dirigente trabajó activamente como pata gremial en la campaña del 2023, en el sector de Figueroa evitaron confirmar si ahora busca ser otra de las listas que colectará para la reelección. Ese listado, por ahora, incluye a Comunidad, el PRO, Avanzar, el Frente Grande y dos sellos a estrenar:Fuerza Neuquina y Federal, del petrolero Marcelo Rucci, y Primero Neuquén, el armado provincial del intendente Mariano Gaido.
Asume el nuevo MPN
El miércoles 9 de septiembre está previsto que asuman las nuevas autoridades delMovimiento Popular Neuquino que fueron proclamadas luego de que se presentara una única lista para la interna del 23 de agosto.
El diputado provincialGabriel Álamo quedará al frente de la presidencia en reemplazo del exgobernador Omar Gutiérrez, con un histórico del partido (y del Estado) como Jorge Lara encabezando la Convención.
El acto se espera discreto: el partido ingresó en una etapa de reconstrucción institucional con bajo perfil tras la derrota del 2023 y una de las primeras decisiones que deberá tomar la nueva conducción es qué participación asumirá en las elecciones del 2027.
Álamo ya anticipó que los esfuerzos estarán puestos en trabajar para la reelección de Rolando Figueroa, pero eso no necesariamente implicará tener presencia en las listas. Crece la hipótesis de que el MPN no llevará candidatos y que aquellos dirigentes del partido que quieran disputar intendencias, por ejemplo, lo deberán hacer con sellos alternativos. Allí aparece como una de las opciones Primero Neuquén, que tiene al diputado Claudio Domínguez como principal armador de las listas en el interior.
Bonus track: partidos en trámite
Construir Neuquén es uno, pero no el único partido en trámite por estos días en el juzgado federal N°1 de Neuquén.
La diputada provincial Mónica Guanque, quien integró el oficialismo de Rolando Figueroa hasta su ruptura con el bloque el año pasado, comenzó a tramitar en julio el reconocimiento de Democracia Neuquén. El partido lleva el nombre que la legisladora adoptó para la conformación de la banca que integra con Federico Méndez, otra de las fugas de Comunidad.
Hace pocos días se mostró en redes sociales con la vicegobernadora destituida, Gloria Ruiz, quien pasó por la Legislatura a llevarle un sapito de peluche de regalo. Prometieron que se vienen cosas.
Por otro lado, en los despachos de la justicia se formó un trámite para habilitar un partido de bases peronistas, Nosotros Queremos Neuquén. Este espacio ya cuenta con un homónimo en la justicia provincial que integró la alianza del Frente de Todos en las elecciones municipales de Neuquén capital del 2023.
Daniel Figueroa lideró esa lista. Hoy ocupa una banca de concejal y es quien está tramitando el sello en la justicia. Trabaja políticamente junto al diputado provincial y exsecretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, con quien coincidieron en la apertura del seminario Peronismo X Peronistas que encabezó Axel Kicillof en La Plata el 20 de agosto pasado.
Martínez está muy activo viajando por el país con la construcción del proyecto nacional del gobernador bonaerense, sin descuidar el armado de una propuesta para Neuquén.
El giro de $45.000 millones permitió iniciar la reactivación de las represas Cóndor Cliff y La Barrancosa, paralizadas desde fines de 2023, aunque persisten dudas sobre los plazos y el financiamiento. Con una potencia conjunta de 1.310 MW, el complejo podría desplazar hasta 8,3 millones de metros cúbicos diarios de gas en momentos de máxima demanda y ahorrar alrededor de 1.000 millones de metros cúbicos al año.
El deshielo de los fondos para la construcción de las represas Cóndor Cliff y la Barrancosa parece haber llegado a su fin -como tantas veces- luego de la última paralización que dejó las obras a la intemperie y la pérdida de miles de empleos. La transferencia de $45.000 millones a la cuenta de la Unión Transitoria de Empresas (UTE) encabezada por China Gezhouba Group, anunciada por el gobernador de Santa Cruz, representa un pequeño paso para reanimar al gigante de cemento y acero que yace en la margen del río que le da nombre a la provincia.
La inmovilización que comenzó a fines de 2023 no fue producto de una crisis técnica o de una pausa programada, sino de la retención deliberada de los recursos que debían alimentar su construcción. Por detrás, las presiones geopolíticas y la sensibilidad gubernamental, en tensión con las necesidades de caja.
En diciembre pasado, los bancos financistas chinos (China Development Bank, ICBC y Bank of China) desembolsaron US$ 150 millones de dólares, para avanzar en la renegociación del contrato, pero esas divisas, en lugar de fluir hacia los ejecutores de la obra, quedaron cautivas en las arcas del Tesoro Nacional, como parte de una estrategia de engorde del superávit fiscal.
Esta mecánica, que remite de inmediato a la utilización de los fondos del Impuesto a los Combustibles para fines ajenos a la infraestructura vial, puso en evidencia una práctica en la que el sostenimiento de las cuentas públicas se erige por encima de las necesidades del desarrollo regional y de los contratos.
El destrabe se produjo recién en marzo, cuando el Ministerio de Economía y Enarsa suscribieron una adenda al contrato original que reconoció una compensación de US$ 259,5 millones a favor de la UTE (integrada por Gezhouba Group, Electroingeniería -actualmente Eling Ingeniería e Hidrocuyo), un monto destinado a saldar los reclamos por las suspensiones durante la pandemia y por los problemas geológicos en la represa Cóndor Cliff.
La firma de este acuerdo, que incluye la renuncia a futuras demandas judiciales, fue la llave que permitió abrir la caja fiscal, aunque no sin antes sembrar dudas sobre la solidez de las proyecciones y la real capacidad de las partes para sostener el cronograma de pagos.
A este escollo contractual se sumó la pérdida de los planteles de trabajadores, que se dispersaron durante el prolongado freno, lo que obliga ahora a un proceso lento y costoso de recontratación, una traba logística que no se resuelve con un simple giro bancario y que demorará el ritmo de ejecución.
El diseño actual prioriza la finalización de la central La Barrancosa (otrora Jorge Cepernic), con un avance del 46%, mientras que la Cóndor Cliff (ex Néstor Kirchner), apenas en un 20%, queda relegada a una suerte de promesa futura. El escenario proyectado por la Subsecretaría de Recursos Hídricos revela que la reactivación será gradual, y que el sueño de los 5.000 puestos de trabajo directos que alguna vez se prometieron choca ahora con la realidad de una obra que, a fuerza de marchas y contramarchas, parece haber perdido el impulso transformador que la hizo emblemática. El desembolso de los $45.000 millones es apenas un salvavidas en un mar de incertidumbres, una señal de que el gigante puede moverse, pero cuyo ritmo y alcance final dependerán de la voluntad política y de la capacidad de sostener un compromiso que, hasta hoy, ha sido esquivado con la misma frecuencia con que se ha reivindicado.
Impacto en gas
Si las represas Cóndor Cliff y la Barrancosa entraran en operación con su diseño de 1.310 MW, podrían sustituir entre 2,3 y 8,3 millones de m³ diarios de gas natural, según el caudal disponible, la potencia despachada y el tipo de central térmica reemplazada.
El cálculo -francamente complejo- parte de una generación media anual de alrededor de 5.000 GWh y una potencia instalada de 1.310 MW, cifras informadas para el proyecto por el Instituto Nacional del Agua. Esa producción representaría un factor de utilización medio cercano al 43%.
Operación de las represas
Potencia entregada
Gas desplazado por hora
Gas desplazado por día
Generación media anual
565 MW
95.000–149.000 m³
2,3–3,6 MM de m³
75% de la potencia
983 MW
165.000–260.000 m³
4,0–6,2 MM de m³
Potencia máxima
1.310 MW
220.000–346.000 m³
5,3–8,3 MM de m³
El límite inferior supone que la energía hidroeléctrica reemplaza centrales de ciclo combinado, que consumen aproximadamente 168 m³ de gas por MWh. El límite superior corresponde a turbinas de gas o unidades de menor rendimiento, con un consumo próximo a 264 m³ por MWh.
Pico de invierno
En un pico de demanda invernal, si las represas pudieran entregar toda su potencia durante las horas críticas, reducirían el requerimiento térmico hasta en 1.310 MW. Eso equivale a evitar aproximadamente 5,3 a 8,3 millones de m³ diarios de gas si esa potencia se mantuviera durante 24 horas.
Sin embargo, en invierno el sistema eléctrico suele enfrentar restricciones en el suministro de gas porque el consumo residencial tiene prioridad. Por eso, parte de la generación desplazada podría estar funcionando con gasoil o fueloil. En ese caso, las represas no necesariamente reducirían en igual medida el consumo efectivo de gas, pero sí disminuirían la necesidad de combustibles líquidos o de gas importado y permitirían destinar más gas a hogares e industrias.
Pico de verano
En verano existe mayor disponibilidad de agua en la cuenca del río Santa Cruz y menor presión del consumo residencial sobre el sistema gasífero. Si las centrales hidroeléctricas operaran entre el 75% y el 100% de su capacidad durante las horas de mayor demanda eléctrica, podrían desplazar entre 4 y 8,3 millones de m³ diarios de gas.
Como la demanda máxima del verano suele estar asociada al uso de equipos de refrigeración y acondicionadores, una parte de esa sustitución podría concentrarse en centrales de la Ciudad y la provincia de Buenos Aires. No obstante, la electricidad se inyectaría al Sistema Argentino de Interconexión y CAMMESA decidiría qué máquinas térmicas reducirían su producción.
Balance anual
Con una generación de aproximadamente 4.950–5.000 GWh anuales, las represas podrían evitar el consumo de unos 830 MM de m³ anuales, si reemplazaran ciclos combinados y hasta 1.300 MM de m³ anuales, si desplazaran unidades térmicas de menor rendimiento.
Una estimación central sería del orden de 1.000 MM de m³ de gas por año, equivalente a unos 2,7 MM de m³ diarios en promedio.
En síntesis, no corresponde sumar un ahorro para Buenos Aires y otro para la Argentina: se trata del mismo volumen dentro del sistema nacional. En las horas de máxima demanda, el complejo podría desplazar hasta 1.310 MW de generación térmica y evitar un consumo equivalente a 5–8 MM de m³ diarios de gas, aunque el resultado efectivo dependería de la hidrología, las restricciones de transmisión y las centrales que CAMMESA decidiera retirar del despacho.
Antecedentes
El proyecto para construir dos represas sobre el río Santa Cruz, denominado en sus comienzos Cóndor Cliff-La Barrancosa, tiene antecedentes que se remontan a la década de 1950. Sin embargo, su ejecución atravesó sucesivas licitaciones, cambios en el esquema de financiamiento, revisiones ambientales y modificaciones contractuales.
En 2007, durante el primer gobierno de Cristina Fernández de Kirchner, la iniciativa fue presentada bajo un régimen de obra privada que exigía a los inversores aportar el 51% del financiamiento. La crisis financiera de 2008 y 2009 impidió que ese esquema avanzara. En 2010, el Gobierno volvió a licitar el proyecto como obra pública y eliminó la obligación de financiamiento privado. La adjudicación quedó en manos de un consorcio integrado por IMPSA, Grupo América y Camargo Correa, con un presupuesto de $ 164.000 millones.
El contrato no llegó a instrumentarse. El Estado no pudo constituir el fideicomiso previsto ni pagar el anticipo correspondiente. En abril de 2012, el Gobierno rescindió la adjudicación sin compensaciones. Cuatro meses después anunció una nueva convocatoria, la cuarta en cinco años, y estableció un presupuesto de $21.600 millones de pesos.
La necesidad de conseguir financiamiento abrió el camino para la participación de China. En 2013, la UTE Represas Patagonia obtuvo la adjudicación. El consorcio estaba encabezado por China Gezhouba Group Corporation, con una participación del 70%, e incluía a las empresas argentinas Electroingeniería e Hidrocuyo. El monto de la inversión se calculó en alrededor de 5.300 millones de dólares, con un 85% financiado por bancos chinos. Por su volumen, la obra pasó a ocupar un lugar dentro de la cooperación entre China y América Latina y de la infraestructura energética argentina.
La llegada de Mauricio Macri a la Presidencia en 2015 intentó desplazar a Electroingeniería de la UTE, aunque no implicó la cancelación del proyecto. Por presiones del Departamento de Estado, Macri dispuso una revisión ambiental que se extendió durante casi dos años. En octubre de 2017 se autorizó la reanudación de los trabajos. En enero de 2019, Macri recorrió las obras y sostuvo que el emprendimiento marcaría un punto de inflexión para la Patagonia y el país.
El diseño contemplaba una capacidad instalada informada inicialmente en 1.740 megavatios, aunque la potencia conjunta de ambas centrales también fue consignada en 1.310 megavatios. La generación prevista alcanzaba los 4.950 gigavatios hora por año.
Uno de los fundamentos del proyecto era la reducción de las compras de combustibles en el exterior. Las estimaciones oficiales proyectaban un ahorro anual de 1.100 millones de dólares en importaciones. A ello se sumaba la creación de 5.000 puestos de trabajo directos y 15.000 indirectos. Más del 80% de la mano de obra debía proceder de la región, acompañado por programas de capacitación.
La construcción también involucró caminos, servicios bancarios, instalaciones para los trabajadores y actividades vinculadas con el turismo. El campamento levantado para alojar al personal incluyó espacios de uso común y un gimnasio.
Durante el gobierno de Alberto Fernández, el proyecto mantuvo su lugar en la relación entre la Argentina y China. En febrero de 2020, la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner visitó las obras y ratificó las denominaciones Néstor Kirchner y Jorge Cepernic, en referencia al expresidente y al exgobernador de Santa Cruz.
El Estado argentino quedó a cargo de la planificación, las licitaciones y la administración del proyecto, mientras que el gobierno de Santa Cruz intervino como autoridad de la jurisdicción donde se ubican las centrales. Gezhouba asumió la conducción del consorcio constructor y los bancos chinos aportaron la mayor parte del financiamiento.
La historia de las represas refleja los cambios de la política energética argentina y la evolución de la compleja relación con China durante el siglo XXI. Después de varios intentos sin ejecución, el acceso al crédito chino permitió iniciar las obras. Los gobiernos de Cristina Fernández de Kirchner, Mauricio Macri y Alberto Fernández mantuvieron el proyecto, aunque introdujeron revisiones y modificaciones. De este modo, la iniciativa quedó vinculada tanto con el objetivo de ampliar la generación eléctrica como con la participación de China en el financiamiento y la construcción de infraestructura en la Argentina.
La energética de Uruguay ANCAP, Eni y MIWEN firmaron un acuerdo mediante el cual la compañía italiana se incorpora como socia en la exploración offshore del Área OFF-5, y asume el rol de operadora del bloque.
Tras la firma, Eni pasará a contar con una participación de 50 % en el contrato de exploración y explotación de hidrocarburos vigente en el área uruguaya, mientras que MIWEN, empresa del grupo YPF, conservará el 50 % restante como socia no operadora.
La compañía italiana continuará con la evaluación del potencial de hidrocarburo del Área OFF-5, dando continuidad a los estudios y análisis que venía desarrollando MIWEN en el marco de los compromisos asumidos para el actual periodo, detalló ANCAP.
Según se indicó, Eni aportará su capacidad técnica y tecnológica para profundizar el conocimiento geológico del bloque y contribuir a maximizar el valor de las actividades exploratorias que se llevan adelante en la zona.
“La incorporación de una de las principales compañías energéticas del mundo al proyecto representa un nuevo respaldo al potencial del offshore uruguayo y refuerza el creciente interés de la industria petrolera internacional por las oportunidades de exploración en aguas de Uruguay”, se destacó.
El mapa petrolero actualizado del offshore de Uruguay presenta un total de siete áreas para la exploración de hidrocarburos.
De izquierda a derecha: Pablo Franzetti, Federico Ramos Napoli, Luis Caputo y Teófilo Lacroze el mes pasado cuando anunciaron una inversión de US$1200 millones en un pequeño reactor modular.
Teófilo Lacroze, CEO de Meitner Energy, se reunió el mes pasado con el ministro de Economía, Luis Caputo, para anunciarle la construcción de un reactor nuclear pequeño en el predio de Atucha. “El proyecto tendrá una inversión estimada de US$ 1.200 millones y será a través de capitales privados estadounidenses en base a una patente argentina”, celebró Caputo en sus redes sociales. A poco más de un mes de aquel encuentro, Lacroze renunció a su puesto en la firma estadounidense, según se reveló en la última emisión de Dínamo.
Su salida no significa que el reactor no vaya a construirse, pero sin duda suma incertidumbre ya que el ex directivo de Shell había sido contratado para liderar ese proyecto hace menos de seis meses.
Durante el breve período en el que se desempeñó como CEO de Meitner, Lacroze mantuvo un perfil bajísimo. La única intervención pública suya que trascendió a la prensa fue cuando a comienzos de mayo expuso en la cuarta edición del taller regional anual para América Latina y el Caribe del programa FIRST, una iniciativa del gobierno de los Estados Unidos para promover el despliegue de pequeños reactores modulares (SMR, según su sigla en inglés)
Posteo del ministro Luis Caputo en X el pasado 2 de julio cuando Meitner le comunicó su promesa de inversión.
“Nuestra misión es desarrollar soluciones nucleares limpias, sostenibles y escalables. Hacer eso en la Argentina, aprovechando el ecosistema nuclear argentino, y también sin dudas el contexto macroeconómico, la estabilidad y reglas muy claras de largo plazo aseguradas a través de programas como el RIGI o el proyecto del Súper RIGI, que sin dudas es muy relevante para nuestra industria”, explicó Lacroze en aquella ocasión, según consignó EconoJournal.
“Las tecnologías de energía nuclear de los Estados Unidos y de nuestros socios en esta sala siguen siendo las más seguras y avanzadas del mundo, y es por eso que creemos que somos el socio de preferencia para los países que buscan expandir sus programas nucleares civiles”, afirmó en el mismo evento Christopher T. Yeaw, subsecretario de Estado para Control de Armas y No Proliferación de los Estados Unidos. El taller fue organizado en Buenos Aires por el Departamento de Estado de los EE.UU., con respaldo de laComisión Nacional de Energía Atómica (CNEA).
Teófilo Lacroze junto al secretario de Asuntos Nucleares Federico Ramos Napoli durante el evento organizado en Buenos Aires por el Departamento de Estado de los Estados Unidos.
El difícil camino en busca del SMR
Meitner Energy lleva unos dos años trabajando en el país en el proyecto de desarrollo de un reactor SMR. En ese lapso fue incorporando profesionales muy valiosos provenientes, por ejemplo, de la estatal Nucleoeléctrica Argentina o de la CNEA, donde los trabajadores vieron licuados sus salarios reales de manera acelerada desde que Javier Milei asumió la presidencia en diciembre de 2023. A su vez, el gobierno paralizó la construcción del CAREM-25, un prototipo de SMR que estaba llevando adelante la CNEA.
Meitner Energy está desarrollando el reactor nuclear ACR-300, diseñado por los ingenieros Pablo Florido, Rodolfo Carlevaris y Alberto Patrignani y patentado por INVAP en 2018. Estados Unidos concedió la patente en 2024 y ese mismo año Invap se asoció con el grupo Ansari en Meitner a través de Black River Technology, donde posee el 40% de las acciones. Se supone que Ansari, propiedad del magnate de origen iraníHamid Ansari, es quien está haciéndose cargo de la financiación del proyecto.
Invap obtuvo la patente del ACR-300 en Estados Unidos en 2024.
El desarrollo de los SMR se aceleró debido a la búsqueda de energía necesaria para abastecer los data centers de las compañías de IA, pero todavía no se ha aprobado ni construido ninguno de estos reactores a nivel mundial.
El ex ministro de Energía Gustavo Lopetegui bromeó sobre los SMR en la última emisión de Dínamo: “Cada vez que aparece una noticia sobre este tema, desde hace 25 años. ¿Viste lo que le ponen abajo? JBO, just build one, construí uno”.
En la última emisión de Dínamo conversaron sobre el Súper RIGI y los reactores SMR.
En The Washington Post se publicó un artículo el sábado pasado donde también se mostraron escépticos respecto de estos desarrollos. “Todavía no podemos afirmar con certeza cuánto costarán finalmente estos reactores”, declaró David Schlissel, consultor nuclear con larga trayectoria como asesor de asociaciones ambientalistas. “Cuando se produzcan importantes sobrecostos y retrasos —como siempre ocurre con la energía nuclear—, ¿quién asumirá los gastos? ¿Están los inversores dispuestos a hacerlo? Lo dudo. Nunca lo han hecho. No se trata solo de si la tecnología es viable. También se trata de si el costo es viable”, agregó.
El plan nuclear y las promesas de Reidel
El presidente Javier Milei presentó el 20 de diciembre de 2024 su plan nuclear en un acto en la Casa Rosada junto al titular del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), Rafael Grossi, y el entonces asesor presidencial Demian Reidel.
“El primer paso de este plan es la construcción de un reactor SMR (pequeño reactor modular, según su sigla en inglés) en el predio de Atucha, aunque la tecnología es nueva, gracias al estado avanzado de la ingeniería, el apoyo técnico de la OIEA y a la decisión política firme del presidente Milei, existe una amplia probabilidad de que la Argentina sea la primera nación en producir y comercializar este innovador modelo de reactor nuclear”, sostuvo Reidel ese día.
Reidel volvió sobre el tema en abril del año pasado cuando lo nombraron presidente de Nucleoeléctrica. “¿Qué es la fase 1 del Plan Nuclear Argentino? –explicó en el Rotary Club aquella vez—Construir 4 módulos de 300 MW de potencia cada uno en el sitio de Atucha, que van a sumar 1.200 MW en ese lugar. Eso es casi 10% de la demanda energética de Argentina, es un montón, pero eso es solo la primera parte de la fase 1”, afirmó.
“El deadline original para la construcción de estos reactores eran 5 años. La verdad es que hablé con muchos de los ingenieros que están involucrados, con la parte regulatoria, y dijeron que es absolutamente imposible hacerlo en 5 años, que no hay ninguna manera de hacerlo en 5 años. Yo la verdad que los escuché y ahora el deadline es de 4 años y medio. Como sigan jodiendo con que es imposible, vamos a seguir bajando. Mi objetivo de verdad es ganarle a ese deadline”, remarcó.
Reidel fue despedido en febrero este año en medio de sospechas de corrupción sin que hasta entonces hubiera podido mostrar el más mínimo avance. Ahora la esperanza oficial se deposita en Meitner. El proyecto del Súper RIGI en parte es para concederse beneficios fiscales a ese proyecto que tampoco ha mostrado ningún logro visible.
Reidel había fijado un plazo de 4 años y medio para la construcción de cuatro reactores modulares.Javier Milei cuando anunció su plan nuclear en diciembre de 2024 junto a Demian Reidel y Rafael Grossi.
Las represas sobre el Río Santa Cruz son para el autor una de las mayores obras energéticas encaradas por Argentina en décadas, pero atravesaron sucesivas paralizaciones.
Argentina atraviesa una de esas paradojas que sólo pueden explicarse por la ausencia de una estrategia de desarrollo. Mientras discutimos recurrentemente nuestra escasez de dólares, inversión e infraestructura, el mundo demanda precisamente aquello que nuestro territorio posee en abundancia: energía, alimentos, minerales críticos, agua y territorio.
Y la revolución de la inteligencia artificial, lejos de reducir la importancia de esos recursos, vuelve a colocarlos en el centro de la geopolítica mundial. Un centro de datos necesita electricidad y agua; una batería, litio y cobre; la electromovilidad, minerales y almacenamiento; la seguridad alimentaria, energía y fertilizantes. La economía digital no elimina la geopolítica de los recursos naturales: la profundiza.
Argentina tiene Vaca Muerta, litio y cobre, uranio y capacidades nucleares, una radiación solar excepcional en el NOA, los vientos patagónicos, potencial hidroeléctrico, biomasa y una de las principales plataformas agroalimentarias del mundo. A eso se suman universidades, científicos, ingenieros y una tradición industrial y tecnológica construida durante generaciones. Nuestro problema no es la ausencia de recursos, sino cómo conectarlos para transformarlos en infraestructura, industria, conocimiento, empleo y exportaciones.
Es desde allí que deberíamos pensar nuestra relación con China. No se trata de elegir Beijing en lugar de Washington, Europa, Brasil o los países del Golfo. Una Argentina soberana debe relacionarse con todos y utilizar la competencia internacional para ampliar sus márgenes de autonomía.
Pero China presenta una singularidad: puede actuar simultáneamente como financiador, inversor, constructor de infraestructura, proveedor tecnológico y uno de los mayores compradores mundiales de energía, minerales y alimentos. Puede estar al comienzo y al final de muchas de nuestras cadenas de valor. El desafío argentino es construir todo lo que ocurre en el medio.
Ya existen antecedentes. Cauchari, en Jujuy, mostró la escala que puede alcanzar la cooperación fotovoltaica. Las represas hidroeléctricas de Santa Cruz, construidas por un consorcio encabezado por Gezhouba y con financiamiento chino, representan una de las mayores obras energéticas encaradas por Argentina en décadas, pero atravesaron sucesivas paralizaciones. Allí existen capital invertido, equipamiento e infraestructura construida y generación futura que seguimos postergando. Terminarlas no debería ser una cuestión ideológica, sino de racionalidad económica y energética.
A esto se agregan proyectos pendientes. La cuarta central nuclear proyectada con la China National Nuclear Corporation contemplaba un Hualong One de aproximadamente 1.200 MW, una inversión superior a US$ 8.000 millones y participación de la cadena nuclear argentina. Su importancia excedía los megavatios: significaba transferencia tecnológica, empleo especializado y escala para proveedores nacionales.
Lo mismo sucede con AMBA I, trabajado con una subsidiaria de State Grid para ampliar la transmisión eléctrica metropolitana con una inversión superior a US$ 1.000 millones. Podemos tener gas, nuclear, sol, viento y agua, pero sin redes suficientes la energía queda atrapada. China posee una experiencia extraordinaria en transmisión de ultra alta tensión, almacenamiento y redes inteligentes que Argentina debería aprovechar negociando transferencia tecnológica y participación industrial nacional.
La infraestructura energética tampoco puede separarse de la logística. El Belgrano Cargas recibió inversiones con financiamiento chino para recuperar vías y material rodante y hoy el Gobierno avanza en su privatización. Para un país continental que pretende multiplicar minería y producción agroindustrial, ferrocarriles de carga, corredores mineros, puertos, gasoductos, oleoductos y redes eléctricas deben formar parte de una misma planificación. Una mina aislada genera exportaciones; un corredor minero-industrial puede transformar una región.
Vaca Muerta ofrece quizás la mayor oportunidad inmediata. Argentina puede convertirse en exportador estructural de petróleo y gas, pero necesita gasoductos, oleoductos, plantas de tratamiento, puertos y capacidad de licuefacción. China puede participar como inversor y proveedor de tecnología, pero también como comprador. Los grandes proyectos de GNL necesitan contratos de largo plazo que faciliten su financiamiento.
Incorporar empresas chinas como potenciales offtakers permitiría conectar infraestructura, inversión y acceso al mercado asiático. Paralelamente debemos profundizar la integración energética con Brasil, aprovechando la complementariedad y estacionalidad de ambos sistemas. Vaca Muerta puede ser no sólo una plataforma exportadora argentina, sino uno de los pilares energéticos del Cono Sur.
Pero sería un error histórico limitar el potencial de Vaca Muerta a la extracción y exportación de gas y petróleo. Argentina necesita exportar energía y generar divisas, pero el verdadero salto de desarrollo consiste en utilizar una parte creciente de esos recursos como plataforma para una nueva industrialización.
Si tenemos gas, debemos producir más fertilizantes, urea, amoníaco, metanol y petroquímica. Argentina es una potencia agroindustrial y todavía importa una parte de los fertilizantes que utiliza. China llegó a estudiar inversiones de gran escala para producir urea y amoníaco en nuestro país. La lógica debe ser inversa a la primarización: exportar nuestros recursos y, al mismo tiempo, transformarlos localmente para sustituir importaciones, agregar valor y generar nuevas exportaciones industriales.
El agro permite llevar esa transformación más lejos. En lugar de exportar solamente alimento para animales podemos aumentar nuestras ventas de proteínas y alimentos procesados. Una explotación agropecuaria moderna puede generar electricidad solar o eólica, transformar estiércol y residuos en biogás y biofertilizantes, incorporar baterías y administrar producción, agua y energía mediante sensores, drones e inteligencia artificial.
El establecimiento del futuro producirá simultáneamente alimentos, energía y datos. Argentina debería avanzar hacia un Agro Inteligente Soberano, capaz de trazar un producto desde la semilla hasta el puerto. Esa información puede elevar productividad, certificar estándares ambientales y sanitarios, facilitar mercados y mejorar la capacidad de planificación y fiscalización del Estado.
La misma lógica vale para la minería. Sería absurdo convertirnos en grandes exportadores de litio y cobre para importar después baterías, almacenamiento y equipamiento eléctrico fabricados con esos mismos minerales. China concentra capacidades extraordinarias en las etapas industriales posteriores a la extracción. La negociación argentina debe buscar procesamiento local, proveedores, componentes, almacenamiento y progresivamente electromovilidad. Lo mismo ocurre con la industria forestal: en lugar de exportar madera con bajo procesamiento, desarrollar celulosa, papel, biomateriales y energía derivada de residuos.
También debemos modificar nuestra concepción de los residuos. Estiércol, residuos agrícolas y forestales, efluentes industriales y basura urbana pueden transformarse, según cada caso, en biogás, biometano, electricidad, calor o fertilizantes. En una economía circular el residuo genera energía, la energía vuelve a la producción y el subproducto puede regresar como fertilizante. China posee escala y experiencia en estas tecnologías y Argentina, por su estructura agroindustrial, un enorme campo para aplicarlas.
Hay además una dimensión que cambia completamente la ecuación: la inteligencia artificial es también una industria energética. Los centros de datos necesitan enormes cantidades de electricidad, redes, refrigeración, agua y capacidad computacional. Argentina puede exportar gas, pero también convertirlo en productos industriales; exportar electricidad, pero también transformarla en capacidad de cómputo; exportar litio, pero también producir almacenamiento. La energía incorporada en una batería, un fertilizante, un alimento procesado o una hora de capacidad computacional contiene más valor que el recurso en bruto.
Las nuevas tecnologías permiten además integrar todo este sistema. Redes eléctricas, gasoductos, ferrocarriles, puertos, minas y establecimientos agropecuarios pueden producir información en tiempo real. La inteligencia artificial puede anticipar demanda, administrar generación, optimizar trenes y puertos y mejorar la trazabilidad. El dato se está convirtiendo en infraestructura, y una estrategia nacional debe discutir quién lo genera, dónde se almacena y quién captura el valor que produce.
Argentina tiene una ventaja adicional: no parte de cero en ciencia y tecnología. La cooperación con China ya posee antecedentes de alta complejidad. INVAP desarrolló capacidades internacionales en reactores de investigación y producción de radioisótopos; empresas de nuestra cadena nuclear como CONUAR han exportado componentes al mercado chino; y la cooperación espacial bilateral abre posibilidades en observación, agricultura, recursos hídricos y monitoreo territorial. Argentina puede relacionarse con China no sólo como proveedora de materias primas, sino también desde sectores donde puede ofrecer ingeniería, tecnología y conocimiento.
Ese es también el sentido del recientemente lanzado Cluster de Innovación Tecnológica Argentina-China (CITAC): construir una plataforma de encuentro entre universidades, sistema científico, empresas tecnológicas y sectores productivos de ambos países. La táctica es generar esos espacios; la estrategia es jerarquizar la economía del conocimiento dentro de la relación bilateral.
Una inversión no debería medirse solamente por los dólares que aporta o los megavatios que incorpora, sino por cuántos proveedores desarrolla, cuánto empleo calificado genera y cuánto conocimiento queda en Argentina. La mejor inversión extranjera es la que aumenta las capacidades de la sociedad que la recibe.
Frente a esta oportunidad, el modelo de Javier Milei marcha en sentido contrario. La apertura importadora, el debilitamiento de capacidades industriales y científico-tecnológicas, la privatización de infraestructura estratégica y un alineamiento internacional automático corren el riesgo de consolidar una Argentina especializada en exportar recursos mientras importa los bienes tecnológicos que esos mismos recursos permiten fabricar. Eso no es inserción inteligente: es primarización con dependencia. Resulta paradójico, además, cuando las grandes potencias hacen exactamente lo contrario: protegen tecnologías, subsidian industrias, aseguran minerales críticos y disputan cadenas de valor.
Una relación soberana con China tampoco significa reemplazar una dependencia por otra. China no diseñará nuestro desarrollo: esa responsabilidad es argentina. Debemos negociar financiamiento competitivo, contenido nacional, transferencia tecnológica, formación de recursos humanos, empleo, proveedores y acceso a mercados. Y aplicar esa misma lógica a Estados Unidos, Europa, Brasil, India o los países del Golfo. Argentina no debe comprar rivalidades ajenas; debe utilizar la competencia internacional para financiar su propio desarrollo.
Estamos ante una oportunidad histórica porque está cambiando el valor de aquello que poseemos. Tenemos alimentos cuando el mundo discute seguridad alimentaria; gas y petróleo cuando volvió la preocupación por la seguridad energética; litio y cobre cuando electrificación e inteligencia artificial multiplican su importancia; capacidades nucleares cuando vuelve a valorarse la generación firme; y además sol, viento, agua, biomasa y conocimiento.
La discusión, entonces, no es cuánto puede invertir China ni cuánta energía podemos producir. Es cuánto desarrollo argentino podemos construir alrededor de nuestros recursos: pasar de importar fertilizantes a exportarlos; de vender gas a producir GNL, petroquímica e industria; de extraer litio a desarrollar almacenamiento; de exportar madera a producir celulosa y biomateriales; de vender alimento animal a exportar proteínas; de generar residuos a producir energía; y de exportar electricidad a transformarla también en capacidad computacional.
Argentina posee buena parte de los recursos estratégicos que necesita el mundo que viene. China dispone de capital, tecnología, infraestructura, escala industrial y un mercado gigantesco. Nosotros aportamos también recursos humanos y capacidades nucleares, espaciales, agroindustriales y científicas. La complementariedad existe. Lo que falta es una estrategia nacional capaz de convertirla en desarrollo.
La oportunidad histórica no es transformarnos en una potencia exportadora de recursos naturales. Es utilizar esos recursos y una relación inteligente y soberana con China -y con el resto del mundo- para convertirnos finalmente en una gran nación industrial, científica, tecnológica y desarrollada.
(*) Ex embajador argentino en la República Popular China, entre 2021 y 2023.
San Matías Pipeline (SMP), consorcio conformado por PAE (30 %), YPF (25 %), Pampa Energía (20 %), Harbour Energy (15 %) y Golar LNG (10 %), anunció el cierre de un préstamo sindicado bajo la modalidad Project Finance por U$S 900 millones destinado a financiar la construcción del gasoducto dedicado que transportará gas natural desde Vaca Muerta para abastecer a dos terminales flotantes de licuefacción que serán instaladas por Southern Energy en el Golfo San Matías con el objetivo de exportar GNL.
Considerada una de las principales obras de infraestructura energética en desarrollo en Argentina, la financiación fue estructurada a 7 años de plazo con 3 años de gracia por los bancos Citi, J.P.Morgan, Santander e Itaú, quienes integran el sindicato de bancos conjuntamente con BBVA, Bladex, Barclays, ICBC y Bank of China.
El proyecto contempla una inversión total estimada en U$S 1.300 millones, de los cuales U$S 900 millones serán financiados mediante el préstamo sindicado y el resto con aportes de capital de los accionistas.
La estructura del préstamo se sustenta en los flujos de fondos futuros del proyecto respaldados por contratos de transporte de largo plazo.
La obra de SMP ingresó al RIGI en junio de este año y cuenta con los estudios de impacto ambiental aprobados por las provincias de Neuquén y Río Negro.
El gasoducto de SMP se integra al proyecto de Southern Energy (SESA), consorcio conformado por los mismos socios de SMP, cuyo objetivo es posicionar a la Argentina como un nuevo proveedor en el mercado mundial de GNL.
Los dos buques de licuefacción que SESA instalará en Río Negro, “Hilli Episeyo” y “Esperanza” (anteriormente llamado “MKII”), comenzarán a operar en 2027 y 2028, respectivamente, y tendrán una capacidad de producción conjunta de 6 millones de toneladas anuales de GNL.
SESA prevé inversiones superiores a U$S 15.000 millones a lo largo de 20 años y exportaciones por U$S 20.000 millones entre 2027 y 2035.
Características del gasoducto dedicado San Matías Pipeline
Extensión: 472 kilómetros.
Diámetro: 36 pulgadas.
Capacidad: 27 millones de m³ de gas natural por día.
Comienzo de la construcción: agosto 2026
Finalización de la construcción: mediados 2028
Inversión estimada: U$S 1.300 millones.
Desde: Tratayén (Neuquén), hasta costa de Río Negro / sistema de GNL de Southern Energy.
Construcción del gasoducto: consorcio SICIM – Víctor Contreras.
El gobernador Ricardo Quintela puso en marcha el Parque Solar 21 de Agosto en Chamical, una planta fotovoltaica con una capacidad de generación de 100 kW. Este parque abastecerá entre el 10% y el 13% del consumo energético del alumbrado público local, lo que permitirá un ahorro significativo para el municipio y una mayor eficiencia en el uso de recursos.
Este proyecto se suma a los ya existentes en La Rioja, que cuenta con un total de 14 parques solares distribuidos en la provincia. La apuesta por las energías renovables forma parte del modelo de desarrollo sostenible que la gestión de Quintela viene consolidando desde hace años.
En Chamical seguimos construyendo una provincia más sostenible , moderna y preparada para el futuro.
En el Parque 21 de Agosto pusimos en marcha un parque solar de 100 kW que permitirá cubrir entre el 10 y el 13% de la energía utilizada en alumbrado público, generando un ahorro… pic.twitter.com/pPan2n0Hnn
Además de la inauguración del parque solar, el gobernador entregó una serie de equipamientos para fortalecer la administración pública, incluyendo una grúa, un camión y diez computadoras. Estas herramientas buscan avanzar en la digitalización del Estado y optimizar la gestión pública con un uso responsable de los recursos.
La diputada nacional Gabriela Pedrali valoró la incorporación del Parque Solar 21 de Agosto a la matriz energética provincial y expresó su expectativa de que La Rioja continúe expandiendo su capacidad en energías renovables para fomentar el desarrollo económico y generar nuevas oportunidades para la población.
El Parque Solar 21 de Agosto está equipado con paneles bifaciales montados sobre estructuras de acero galvanizado, diseñados para maximizar la captación de radiación solar. La energía producida se inyecta directamente a la red eléctrica, contribuyendo a una matriz energética más limpia y eficiente en Chamical.
Este proyecto representa un paso fundamental en las políticas de transición energética de la provincia, que han logrado reducir considerablemente los costos de electricidad municipal y disminuir la huella ambiental mediante la reducción de emisiones de carbono.
En Santa Cruz, el Sindicato Petrolero, Gas Privado y Energías Renovables (Sipger) consiguió que los trabajadores despedidos de la empresa Crexell fueran incorporados a Patagonia Servicios Petroleros S.A., garantizando así la continuidad de sus puestos laborales. Ante este avance, la organización gremial decidió levantar el paro general que había sido declarado debido al conflicto.
El acuerdo se concretó en una reunión liderada por Rafael Güenchenen, secretario general del SIPGER, acompañado por el secretario adjunto Nallib Rivera, y Gustavo Salerno, gerente general de Patagonia Resources. La negociación permitió una solución que protege los empleos afectados, evitando la prolongación de la medida de fuerza.
Desde el sindicato, se informó que se mantendrá un seguimiento estricto de las incorporaciones para asegurar que se cumpla lo pactado. Güenchenen valoró la reacción rápida de Patagonia Resources y resaltó la importancia de la firmeza en el reclamo para lograr una resolución concreta.
“Fuimos claros desde el primer momento. No íbamos a permitir que estos compañeros quedaran afuera de la actividad. Sostuvimos el reclamo con firmeza, defendimos cada puesto de trabajo y conseguimos con Patagonia una respuesta concreta. El diálogo sirve cuando se traduce en soluciones. Levantamos el paro porque los trabajadores recuperan su fuente laboral”, manifestó.
Crexell, empresa dedicada a servicios para la industria del petróleo y gas, inició operaciones en 1997 y expandió su actividad a varias provincias productoras, incluida Santa Cruz. La compañía ofrece servicios de logística para equipos petroleros, grúas, transporte y otras labores vinculadas a Oil & Gas.
Este conflicto se suma a otros recientes en la zona norte de Santa Cruz, donde la Secretaría de Trabajo también intervino en situaciones similares con otras contratistas petroleras en Las Heras, ordenando conciliaciones obligatorias y la reversión de despidos.
En julio de 2026, la producción de petróleo en Argentina alcanzó un nuevo máximo histórico de 916.200 barriles diarios, impulsada principalmente por la actividad en Vaca Muerta y el crecimiento sostenido de la cuenca neuquina. Este volumen representa una suba interanual del 17,2%, confirmando un crecimiento notable en el sector hidrocarburífero nacional.
Vaca Muerta, que produjo 643.100 barriles diarios en julio, experimentó un aumento del 26,4% respecto al mismo mes del año anterior y concentra más del 70% del total de crudo extraído en el país.
Este crecimiento productivo tuvo un impacto directo en el comercio exterior argentino. Entre enero y julio, las exportaciones de petróleo crudo sumaron u$s5.722 millones, lo que implica un incremento del 59,2% en comparación con el mismo período de 2025. Este monto representó el 9,8% del total de las exportaciones nacionales, posicionando al petróleo crudo como el principal producto exportado en 2026, superando a la harina y pellets de soja que lideraban el año anterior.
Solo en julio, los despachos de aceites crudos alcanzaron u$s1.020 millones, con un crecimiento interanual del 144,4%. El crudo proveniente de Vaca Muerta fue el principal motor de este salto exportador, evidenciando que la energía comienza a modificar la tradicional composición agroindustrial de la canasta exportadora argentina.
Además del crudo, otras exportaciones energéticas destacadas en el acumulado del año incluyen:
Naftas: u$s401 millones (+37,7%)
Butanos licuados: u$s255 millones (+36,1%)
Propano licuado: u$s187 millones (+14,7%)
La balanza comercial energética también mostró resultados positivos en julio. Las exportaciones de combustibles y energía totalizaron u$s1.506 millones, un aumento del 97,8% interanual, mientras que las importaciones cayeron un 7,3%, alcanzando los u$s614 millones. Esto generó un superávit sectorial de u$s892 millones en un mes tradicionalmente marcado por la alta demanda invernal.
En el acumulado de enero a julio, las exportaciones energéticas superaron los u$s9.000 millones y el superávit alcanzó u$s6.853 millones, un crecimiento del 84% respecto al mismo período de 2025.
Este salto en las exportaciones no se explica solo por la suba de los precios internacionales, que se mantienen elevados debido a tensiones en Medio Oriente, sino fundamentalmente por el aumento en la producción y en los volúmenes exportados. En materia de combustibles y energía, las cantidades exportadas crecieron un 30,3%, mientras que los precios aumentaron un 15%, evidenciando que la expansión física de la oferta argentina es el principal motor del crecimiento.
Por su parte, la producción de gas natural se mantuvo estable, con un promedio de 158,8 millones de metros cúbicos diarios en julio, alineado con meses anteriores. Vaca Muerta aportó 96,5 millones de metros cúbicos diarios, con una suba interanual del 5,9%. A diferencia del petróleo, el gas refleja una dinámica más estable, condicionada por la demanda estacional y las limitaciones en infraestructura y evacuación.
El récord productivo alcanzado pone en evidencia la necesidad de ampliar la infraestructura para sostener el crecimiento, incluyendo oleoductos, terminales portuarias y sistemas de evacuación que permitan transformar la mayor producción en exportaciones efectivas. Sin estas obras, la expansión podría verse limitada por aspectos logísticos.
El Ministerio Público Fiscal de Neuquén informó los resultados preliminares tras la inspección realizada en el yacimiento Rincón del Mangrullo, ubicado en Añelo, donde fallecieron dos trabajadores petroleros el pasado martes. La investigación estuvo a cargo de la fiscal Eugenia Titanti, con la colaboración del asistente letrado Luciano Vidal, además de personal de Bomberos, la Comisaría 10ª de Añelo, el Departamento de Seguridad Personal y funcionarios de la Subsecretaría de Ambiente.
Durante el operativo, se recorrió el lugar del siniestro, se entrevistó a testigos y personas involucradas, y se evaluó el funcionamiento de la planta. Posteriormente, se inició el análisis de la documentación y protocolos aplicables a la operación, los cuales ya fueron solicitados a las autoridades competentes para su revisión.
TRAGEDIA EN VACA MUERTA: ASÍ FUE LA VIOLENTA FUGA DE GAS
Se conocieron las impactantes imágenes de la descompresión en el bloque Rincón del Mangrullo (Añelo), donde la explosión de una tubería de alta presión provocó la muerte de dos operarios petroleros.
El informe preliminar elaborado por Bomberos se centró en la Planta USP 2, operada por YPF en el yacimiento. En esta área existen dos estructuras tipo manifold, compuestas por sistemas de tuberías, válvulas y conexiones que permiten unificar, desviar o regular el flujo de fluidos entre diversas fuentes hacia un destino común.
Según el informe, la causa más probable del accidente fue una explosión mecánica generada por una sobrepresión en un conducto. Esta hipótesis se basa en la rotura y agrietamiento de un caño de 12 pulgadas de la línea manifold del cardinal Este, además del desplazamiento de elementos provocado por la onda expansiva. Se descartó una explosión química, dado que no se hallaron evidencias de combustión en los alrededores.
Las víctimas del incidente fueron Jonathan David Meliqueo y Cristian Ariel Latorre, quienes fallecieron en el lugar. Los primeros informes de autopsia, solicitados por el MPF al Cuerpo Médico Forense del Poder Judicial, establecen que murieron a causa de traumatismos ocasionados por la explosión.
En relación al accidente, el secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, Marcelo Rucci, expresó con firmeza que “hacían tareas que no les correspondía”. Rucci lamentó profundamente la pérdida de los trabajadores, pero subrayó que “personal ajeno al convenio realizó maniobras indebidas”.
Durante una entrevista radial, Rucci manifestó el dolor que atraviesa el gremio tras la tragedia y destacó que, a pesar de que las víctimas no eran parte de su sindicato, “son vidas de personas, son compañeros porque compartimos mucho tiempo también con la gente de jerárquica”.
El dirigente sindical indicó que, en el momento del accidente, “no teníamos compañeros nuestros ahí, estaban en otra tarea”, y que “gente de YPF fue a hacer una maniobra que no le correspondía tampoco”. Sobre la responsabilidad de la operación, afirmó que estas maniobras “son tarea de los operarios nuestros, de la gente de convenio colectivo nuestro”.
Con un fuerte llamado de atención, Rucci concluyó: “Evidentemente tuvo que pasar esto para que se tome conciencia. Pero bueno, sabrán por qué. Tendrán que dar las explicaciones y asumir la responsabilidad quien la tenga”.
El gasoducto de 472 kilómetros unirá Tratayén con Río Negro para abastecer a los dos FLNG con una capacidad de transporte 27 millones de m³ diarios, a partir de mediados de 2028.
El consorcio San Matías Pipeline (SMP) anunció el cierre de un préstamo sindicado por US$ 900 millones bajo la modalidad Project Finance para financiar la construcción de un gasoducto dedicado. La infraestructura transportará gas natural desde la formación no convencional de Vaca Muerta hasta el Golfo San Matías, en la provincia de Río Negro. La operación cerró con una tasa variable fijada en SOFR + 4,5% (450 puntos básicos).
El financiamiento para esta etapa del proyecto de exportación de GNL fue estructurado a un plazo de 7 años con 3 años de gracia por las entidades financieras Citi, J.P.Morgan, Santander e Itaú. El sindicato bancario que participa en la transacción se completa con la presencia de BBVA, Bladex, Barclays, ICBC y Bank of China.
La obra contempla una inversión total estimada en US$ 1.300 millones, donde el préstamo sindicado cubrirá US$ 900 millones y el remanente será aportado como capital por las empresas accionistas. El consorcio SMP está integrado por Pan American Energy (30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%).
El trazado del gasoducto -cuya construcción comenzó este mes de agosto- se extenderá a lo largo de 472 kilómetros con tuberías de 36 pulgadas de diámetro, uniendo la localidad neuquina de Tratayén con la costa de Río Negro para abastecer al sistema de las dos unidades licuefactoras que se instalaran en las aguas del Golfo San Matías.
El ducto tendrá una capacidad de transporte de 27 millones de m³ diarios de gas natural, y se prevé la finalización de la obra para mediados de 2028, confirmó el consorcio. Los trabajos de construcción del gasoducto dedicado están a cargo del consorcio integrado por las firmas SICIM y Víctor Contreras, mientras que la edificación de la planta compresora en Allen será ejecutada por la empresa OPS.
Una tasa de financiación baja apalancada en ingresos futuros
En cuando al costo del dinero, la operación cerró con una tasa variable fijada en SOFR + 4,5% (450 puntos básicos). Fuentes del mercado explicaron que con una tasa de referencia SOFR actual del 3,64% y un costo inicial del 8,14%, las estructuras financieras bajo el paraguas del RIGI y las proyecciones de cobertura de tasas permiten estimar el costo promedio final para la empresa en torno al 7,8% anual en dólares.
Este spread del 4,5% representa una condición financiera más ventajosa que la obtenida por el consorcio del Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que convalidó un 5,5%. La diferencia responde a las garantías de exportación del proyecto, la celeridad en la aprobación dentro del marco del RIGI y el respaldo operativo que otorgan las firmas integrantes del consorcio.
Es decir, la estructura del financiamiento descansa sobre los flujos de fondos futuros del proyecto, garantizados mediante contratos de transporte de largo plazo.
El gasoducto abastecerá a dos terminales flotantes de licuefacción pertenecientes a Southern Energy (SESA), consorcio conformado por los mismos socios de SMP. Los buques «Hilli Episeyo» y «Esperanza» comenzarán sus operaciones en 2027 y 2028 respectivamente, con una capacidad conjunta proyectada de 6 millones de toneladas anuales de GNL.
Southern Energy ya firmó un primer contrato de largo plazo con la compañía estatal alemana SEFE (Securing Energy for Europe). El acuerdo contempla el suministro de 2,2 millones de toneladas anuales de GNL a lo largo de 20 años, con entregas programadas a partir de 2027. Esta transacción representa un valor estimado en torno a los US$ 14.000 millones y asegura el comprador para un tercio de la capacidad total de producción que tendrán las terminales flotantes.
El proyecto de SESA prevé concretar inversiones superiores a los US$ 15.000 millones a lo largo de un período de 20 años. Paralelamente, se calculan exportaciones de gas natural licuado por un monto aproximado de US$ 20.000 millones entre los años 2027 y 2035.
La iniciativa ingresó al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) en junio de este año y ya cuenta con la aprobación de los estudios de impacto ambiental en las jurisdicciones de Neuquén y Río Negro.
El BID financiará planes de producción de litio en las provincias de Salta y Catamarca con un aporte de US$700 millones. La entidad otorgará el préstamo para el proyecto Sal de Oro en el Salar del Hombre Muerto, el cual prevé producir 48.000 toneladas anuales del mineral.
La explotación se encuentra entre las provincias de Salta y Catamarca. La operación respaldará la puesta en marcha y el aumento gradual de producción en dos plantas de la firma: una de hidróxido y otra de carbonato de litio.
Este último desarrollo está incluido dentro del “Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones” (RIGI) de Argentina.
Cuando alcance su fase de plena operación, se prevé que Sal de Oro produzca y exporte cerca de 48.000 toneladas anuales de productos de litio, genere “alrededor de 620 empleos permanentes formales e impulse oportunidades para proveedores locales de bienes y servicios.
La entidad detalló que el esquema financiero combina un “préstamo A de BID Invest por hasta US$250 millones” con la posible movilización de “hasta US$450 millones adicionales de instituciones financieras internacionales”.
Esta facilidad crediticia está diseñada para “apoyar las necesidades de corto plazo del proyecto durante su etapa de puesta en marcha y escalamiento operativo”.
Sobre el impacto regional, el gerente general de BID Invest, James Scriven, declaró formalmente mediante un comunicado que “esta operación refleja el compromiso de BID Invest con el desarrollo de cadenas de suministro de minerales críticos en la región”.
Argentina enfrenta una prueba decisiva para transformar el gas de Vaca Muerta en exportaciones de GNL a gran escala. Dos megaproyectos —Argentina LNG y Southern Energy S.A. (SESA)— negocian en simultáneo paquetes de financiamiento internacional que, en conjunto, rondan los US$17.000 millones.
El primero, Argentina LNG, está liderado por YPF (36%), Eni (32%) y XRG/ADNOC (32%). El consorcio presentó ante el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) un plan con una inversión total estimada de US$51.000 millones a lo largo de su vida útil.
La propuesta contempla transportar gas desde Neuquén hasta Río Negro y licuarlo en dos unidades flotantes (FLNG) con capacidad inicial de 12 millones de toneladas anuales, escalables a 18 millones hacia 2031 en el Golfo San Matías.
La estimación oficial de ingresos por exportación es de US$10.000 millones al año durante 20 años, con unos 8.000 empleos directos en operación. Para la primera etapa se requieren US$15.500 millones, y según el presidente de YPF, Horacio Marín, 47 bancos presentaron ofertas equivalentes a 2,4 veces lo solicitado.
Por su parte, SESA está integrada por Pan American Energy (30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%). Su objetivo es exportar GNL a partir de 2027 desde dos buques licuefactores en el Golfo San Matías, con una inversión total superior a US$15.000 millones.
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El proyecto está más cerca de la línea de meta: según Bloomberg Línea, la sociedad está a punto de cerrar un paquete de US$900 millones en deuda a través del San Matías Pipeline, con aporte adicional de US$400 millones en capital propio.
La diferencia entre ambos proyectos es de escala: mientras SESA avanza con un financiamiento inicial más acotado, Argentina LNG enfrenta el desafío de conseguir hasta US$16.000 millones de deuda, lo que exige repartir riesgo entre numerosos bancos y posiblemente sumar organismos multilaterales.
El éxito de SESA servirá como referencia para Argentina LNG: costo del crédito, plazos de repago, garantías exigidas y número de bancos necesarios para repartir la exposición.
La apuesta por el GNL argentino marca un punto de inflexión: hasta ahora, la expansión de Vaca Muerta se financió con caja propia y deuda corporativa. Exportar GNL exige otro orden de magnitud de capital y estabilidad contractual, que el RIGI busca garantizar.
La petrolera YPF presentó oficialmente el Plan 4×4, una estrategia que busca cuadruplicar el valor de mercado de la compañía durante la gestión de su presidente y CEO, Horacio Marín, quien confirmó que su ciclo al frente de la empresa concluirá en 2031.
Uno de los principales objetivos del plan es alcanzar exportaciones energéticas por US$30.000 millones anuales hacia 2031, cifra que, según Marín, permitirá transformar la balanza comercial argentina. El ejecutivo agregó que el potencial del país es aún mayor y podría llegar a generar US$58.000 millones anuales en la próxima década.
El desarrollo de Vaca Muerta será el eje central del crecimiento de la empresa y de las futuras exportaciones. Marín recordó que YPF posee aproximadamente el 50% de la superficie del yacimiento, lo que la posiciona como el actor clave para liderar la expansión del shale argentino.
En paralelo, el directivo destacó el proyecto Argentina LNG, considerado una de las inversiones más importantes de la historia del país. Confirmó que antes de fin de año se espera definir la decisión final de inversión para avanzar con la construcción de plantas de licuefacción, nuevos gasoductos e infraestructura logística en la costa rionegrina.
La iniciativa de LNG apunta a consolidar a la Argentina como proveedor global de gas natural licuado, generando un importante ingreso de divisas y ampliando la presencia del país en los mercados internacionales.
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El plan también incluye la modernización de la red de estaciones de servicio mediante alianzas estratégicas con compañías internacionales. Como ejemplo, Marín mencionó el acuerdo con McDonald’s, que ya concretó la apertura de un local dentro de una estación de YPF, en el marco de la renovación comercial.
Otro aspecto relevante es la preparación de una sucesión integrada por ejecutivos formados dentro de la propia compañía, con una conducción basada en criterios técnicos y profesionales, lo que busca garantizar continuidad en la estrategia más allá de 2031.
Para concluir, Marín analizó el contexto internacional y afirmó que la volatilidad del precio del petróleo representa tanto oportunidades como desafíos para la economía argentina. Si bien el aumento del valor del crudo fortalece las exportaciones, también obliga a administrar cuidadosamente su impacto sobre el mercado interno de combustibles.
La compañía Central Puerto dio un nuevo paso para ingresar al negocio de hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta.
La empresa presentó el borrador técnico correspondiente al trámite para obtener una Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (CENCH), requisito provincial para avanzar con la explotación de los bloques Aguada del Chivato y Aguada Bocarey.
El proceso se inició luego de la adquisición de Patagonia Energy S.A. en abril de 2026, operación valuada en US$50 millones, que le permitió a Central Puerto quedarse con las concesiones de ambos bloques en la cuenca neuquina.
Durante la conferencia con analistas del segundo trimestre, el CEO de la compañía, Fernando Bonnet, explicó la situación actual del trámite: “Por ahora, estamos llevando a cabo la debida diligencia técnica previa a la CENCH”. La presentación del borrador técnico constituye una instancia dentro del proceso y no implica todavía la aprobación definitiva.
La CENCH es el mecanismo mediante el cual la provincia de Neuquén habilita la explotación de hidrocarburos no convencionales. Su aprobación será necesaria para que Central Puerto pueda pasar de la etapa administrativa y técnica al desarrollo efectivo de los bloques, que contempla posteriormente actividades como perforación y producción.
El desembarco en Vaca Muerta representa una nueva etapa para Central Puerto, una compañía cuya actividad estuvo históricamente concentrada en la generación eléctrica. Con este movimiento, la firma busca diversificar su negocio y posicionarse en el sector hidrocarburífero.
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En paralelo con el avance administrativo, la empresa trabaja en la conformación del equipo que estará a cargo de la actividad petrolera y gasífera. La estrategia sobre Aguada del Chivato y Aguada Bocarey apunta inicialmente a reducir la incertidumbre asociada a los recursos antes de comprometer inversiones de mayor escala.
En ese marco, la compañía plantea la necesidad de “des-riskear” los activos, es decir, avanzar en el conocimiento técnico y geológico de la zona para disminuir los riesgos antes de definir el desarrollo.
La presentación del borrador técnico constituye así uno de los primeros pasos concretos de Central Puerto para avanzar sobre sus activos en Vaca Muerta, en un escenario donde la diversificación empresarial y la regulación provincial marcan el ritmo de la expansión energética.
El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, confirmó que existen dos proyectos en discusión para perforar pozos no convencionales en la zona norte de la provincia, en el marco de una estrategia que busca combinar la recuperación de yacimientos maduros con nuevas inversiones en recursos no convencionales.
Al analizar la situación de la producción petrolera santacruceña, Vidal destacó que las empresas lograron detener la caída de la producción y que actualmente se recuperan 100 pozos paralizados durante el último invierno. “Han levantado la producción, por lo menos frenaron el declive, que eso es sumamente importante”, señaló.
La principal novedad está en la formación D-129, ubicada en la Cuenca del Golfo San Jorge. Allí, CGC realizó fracturas en El Huemul y Cañadón Seco, mientras que Crown Point prevé nuevas perforaciones en 2026. En paralelo, Pan American Energy avanza con un piloto no convencional en Cerro Dragón (Chubut), con una inversión cercana a US$250 millones.
Otro frente es Palermo Aike, en el extremo sur provincial. Según el anuncio, YPF comprometió tres pozos exploratorios con una inversión de US$200 millones, con el inicio del primero previsto para noviembre. El objetivo es determinar el potencial comercial de la formación y consolidar una nueva frontera hidrocarburífera para Santa Cruz.
De esta manera, el esquema provincial combina dos ejes: recuperar la producción convencional del norte y explorar el potencial no convencional de D-129 y Palermo Aike. Para Vidal, este equilibrio es clave para sostener la actividad y abrir nuevas oportunidades de desarrollo.
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En el plano laboral, el gobernador puso el foco en los conflictos y despidos. Solicitó aplicar una conciliación obligatoria para garantizar la continuidad de los trabajadores. “Esto significa que los trabajadores puedan continuar trabajando”, afirmó.
Además, anticipó que buscará una intervención más directa sobre las empresas que operan en la provincia. “Estoy preparando una agenda sumamente importante para tomar posición directa en cada una de las empresas y yacimientos, de sur a norte”, dijo.
Vidal cuestionó especialmente a las compañías que, según su interpretación, mantienen políticas de reducción de personal pese al escenario favorable. “Veo que hay muchas empresas que piensan que pueden hacer lo que quieren y están completamente equivocadas”, advirtió.
Para cerrar, vinculó esa situación con el precio internacional del crudo y las condiciones vigentes para las operadoras. “Tenemos buen precio de barril. Hay una quita de regalías que significa que tienen que levantar más equipos. Lo están haciendo, pero me parece que hay una cuestión de abuso igual que vamos a meter un corte definitivo”, concluyó.
La producción de petróleo de Argentina alcanzó en julio de 2026 un nuevo récord de 916.200 barriles diarios, según datos oficiales del Ministerio de Economía y el INDEC. El volumen representa una suba interanual de 17,2 % y confirma el cambio de escala del sector hidrocarburífero, con impacto directo en el comercio exterior.
El motor del crecimiento volvió a ser Vaca Muerta, que llegó a 643.100 barriles diarios, con un incremento de 26,4 % frente al mismo mes del año pasado. La formación neuquina concentra más del 70 % de todo el crudo que se extrae en el país y se consolida como epicentro de la producción no convencional.
En el frente externo, el salto productivo tuvo un impacto inmediato en las exportaciones. Entre enero y julio, las ventas externas de petróleo crudo sumaron US$5.722 millones, un 59,2 % más que en el mismo período de 2025. Ese monto representó el 9,8 % de todas las exportaciones argentinas.
El dato más relevante es que el petróleo crudo se convirtió en el principal producto de exportación de la Argentina en 2026, desplazando a la harina y pellets de soja, que habían liderado el ranking un año atrás. Solo en julio, los despachos de aceites crudos alcanzaron US$1.020 millones, con una suba interanual de 144,4 %.
La dinámica muestra que la energía empieza a modificar la composición histórica de la canasta exportadora argentina, tradicionalmente dominada por el complejo agroindustrial. El petróleo ya no aparece solo como una promesa de mediano plazo, sino como una fuente concreta y creciente de divisas.
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Además del crudo, en el acumulado del año se destacaron las exportaciones de naftas (US$401 millones, +37,7 %), butanos licuados (US$255 millones, +36,1 %) y propano licuado (US$187 millones, +14,7 %).
El crecimiento también se reflejó en la balanza comercial energética. En julio, las exportaciones de combustibles y energía alcanzaron US$1.506 millones (+97,8 % interanual), mientras que las importaciones cayeron 7,3 % y totalizaron US$614 millones. El saldo fue un superávit mensual de US$892 millones, frente a apenas US$12 millones en julio de 2025.
En el acumulado enero–julio, las exportaciones energéticas superaron los US$9.000 millones y el superávit del sector llegó a US$6.853 millones, una mejora del 84 % frente al mismo período del año pasado.
El récord confirma el potencial productivo de Vaca Muerta, pero también expone la necesidad de infraestructura. Oleoductos, terminales portuarias y sistemas de evacuación serán claves para sostener el crecimiento y convertir la producción incremental en exportaciones efectivas.
Argentina alcanzó en julio de 2026 un récord histórico de producción de petróleo, con 916.200 barriles diarios, según datos oficiales del Ministerio de Economía. Este volumen representa un incremento del 17,2 % respecto al mismo mes del año anterior y consolida la tendencia positiva de la industria energética nacional.
El epicentro del crecimiento fue Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén, que aportó el 70 % de la producción total. Allí, la extracción de crudo no convencional alcanzó los 643.100 barriles diarios, con un aumento interanual del 26,4 %. La formación se reafirma como la segunda mayor reserva mundial de gas no convencional y la cuarta de petróleo de este tipo.
En paralelo, la producción de gas natural se mantuvo estable en 158,8 millones de metros cúbicos diarios. Vaca Muerta aportó 96,5 millones de metros cúbicos, lo que significó un crecimiento del 5,9 % frente a julio de 2025.
“Los datos muestran la continuidad del crecimiento de la producción hidrocarburífera y reafirman la tendencia positiva de la industria energética, acompañada por un mayor protagonismo del sector privado”, señaló el Ministerio de Economía en un comunicado.
La formación neuquina comenzó a producir hidrocarburos en 2013 de la mano de YPF y desde entonces ha recibido inversiones por unos US$52.000 millones. Trece años después, el desarrollo permitió no solo reducir las importaciones de gas en el invierno austral, sino también generar crecientes saldos exportables de hidrocarburos.
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Entre las compañías que operan en Vaca Muerta se destacan YPF, Vista, Chevron, Total, Continental, GeoPark y PAE, que han consolidado proyectos de gran escala. La presencia de estas firmas internacionales y nacionales ha sido clave para sostener el ritmo de crecimiento.
El récord de producción también tiene impacto en la balanza energética: Argentina recuperó el superávit, con exportaciones crecientes de petróleo y gas que fortalecen el ingreso de divisas y reducen la dependencia de importaciones.
El desempeño de julio confirma que Vaca Muerta es el motor de la producción hidrocarburífera argentina y que su desarrollo seguirá siendo estratégico para la economía nacional en los próximos años.
El petróleo Brent, referencia internacional para el mercado energético, cerró la sesión del 27 de agosto en US$87,84 por barril, tras una jornada marcada por la volatilidad y la influencia de factores geopolíticos en Medio Oriente.
Durante los últimos días, la cotización mostró oscilaciones significativas, con valores que llegaron a US$84,71 y niveles superiores a los US$88, reflejando la sensibilidad del mercado frente a inventarios globales y tensiones en rutas estratégicas como el estrecho de Ormuz.
En Argentina, el precio internacional del crudo constituye una variable central en la planificación de inversiones y exportaciones de Vaca Muerta, el principal activo hidrocarburífero de Neuquén y uno de los proyectos de shale más relevantes a nivel mundial.
Un escenario de precios elevados favorece la rentabilidad de proyectos de shale, impulsa nuevas inversiones y fortalece la estrategia de incrementar exportaciones. En cambio, una caída prolongada obliga a revisar planes de inversión y compromete la ampliación de infraestructura.
La provincia de Neuquén enfrenta el desafío de acompañar el crecimiento sostenido de la producción con obras de transporte y almacenamiento que permitan colocar mayores volúmenes en mercados externos. Oleoductos, terminales y capacidad logística son piezas clave para consolidar la competitividad exportadora.
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Por otra parte, el mercado internacional sigue atento a los acontecimientos en Medio Oriente, donde cualquier alteración en las rutas de suministro puede generar movimientos bruscos en las cotizaciones. A la vez, los datos sobre producción, consumo y reservas mantienen una incidencia directa sobre el precio.
En este contexto, un Brent cercano a los US$88 representa para Argentina una oportunidad de consolidar divisas a través de la exportación de crudo, aunque la volatilidad obliga a las empresas y autoridades a monitorear cada variación para ajustar sus estrategias.
Por ahora, el Brent se mantiene en una zona elevada respecto de períodos anteriores, pero la evolución de los próximos días será determinante para definir si logra sostenerse en torno a los US$88 o retoma una tendencia descendente.
BID Invest otorgará un financiamiento de hasta US$700 millones a Posco Argentina, subsidiaria de Posco Holdings Inc. y el vehículo a través del cual el grupo desarrolla su negocio de litio en el país, para avanzar con la expansión de la extracción y producción de litio en el proyecto Sal de Oro, ubicado en el Salar del Hombre Muerto, entre las provincias de Salta y Catamarca.
La operación estará destinada a respaldar la puesta en marcha y el aumento gradual de la producción de dos plantas de Posco Argentina, una destinada a la elaboración de hidróxido de litio y otra a la producción de carbonato de litio. Este último proyecto se encuentra incluido en el Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) impulsado por el Gobierno.
Para ampliar la capacidad de procesamiento
De acuerdo con la información difundida por BID Invest, la iniciativa apunta a ampliar la capacidad de procesamiento de litio en el país y aumentar la producción de compuestos utilizados en la fabricación de baterías. De esta manera, el proyecto busca avanzar hacia segmentos de mayor valor agregado dentro de la cadena global de suministro de minerales críticos.
Una vez que Sal de Oro alcance su plena operación, se prevé una producción y exportación de cerca de 48.000 toneladas anuales de productos de litio. El proyecto también contempla la generación de alrededor de 620 empleos permanentes formales, además de nuevas oportunidades para proveedores locales y regionales de bienes y servicios.
La estructura del financiamiento
El paquete financiero anunciado por BID Invest estará compuesto por un préstamo A de hasta US$250 millones otorgado directamente por el organismo y la posible movilización de hasta US$450 millones adicionales provenientes de instituciones financieras internacionales.
La estructura responde a un esquema de préstamos A/B, diseñado para cubrir las necesidades de financiamiento del proyecto durante su etapa de puesta en marcha y posterior escalamiento operativo, incorporando capital privado internacional.
La operación se enmarca en IDB LAC Minerals, una iniciativa del Grupo BID orientada al desarrollo de cadenas de suministro de minerales críticos más seguras y con mayor valor agregado originadas en América Latina y el Caribe, según precisaron.
“Esta operación refleja el compromiso de BID Invest con el desarrollo de cadenas de suministro de minerales críticos en la región. A través de IDB LAC Minerals, buscamos apoyar inversiones que fortalezcan las capacidades productivas de la región, generen oportunidades para las empresas locales y amplíen su participación en segmentos industriales más avanzados”, señaló James Scriven, gerente general de BID Invest.
Acompañamiento ambiental y de gobernanza
Además del financiamiento, BID Invest acompañará a Posco Argentina mediante un Plan de Acción Ambiental y Social y un Plan de Acción de Gobierno Corporativo. Según el organismo, ambos instrumentos estarán orientados a fortalecer la gestión de riesgos, el relacionamiento con las comunidades, la administración responsable de los recursos naturales y las prácticas de gobernanza corporativa.
El objetivo será reforzar los estándares de sostenibilidad y contribuir a una operación con capacidad de desarrollarse en el largo plazo. Con la ampliación de Sal de Oro, Posco busca incrementar su producción de compuestos de litio en Argentina y avanzar en el procesamiento local de productos destinados a la industria de baterías, en un contexto de crecimiento de la demanda global de minerales considerados críticos para la transición energética.
La Fundación Encuentro advirtió que “las reformas implementadas por el Gobierno nacional bajo el argumento de la desregulación no redujeron el costo de generar electricidad. Por el contrario, las nuevas reglas modificaron la forma en que el sistema reconoce y remunera la generación y terminaron elevando ese costo”.
“El resultado contrasta con la promesa formulada por La Libertad Avanza en su Plan de Gobierno 2023-2027 de implementar esquemas tarifarios realistas que no afecten el bolsillo de los argentinos”: los usuarios pagan más por la energía, pero siguen sin cubrir el costo total, mientras el Estado continúa subsidiando la diferencia, señala en su informe.
En el marco de la línea de investigación en políticas energéticas, la Fundación Encuentro advierte que las reformas implementadas desde 2024 no redujeron el costo de la generación eléctrica, sino que modificaron sucesivamente las reglas de remuneración y terminaron elevando los costos reconocidos por el sistema. Desde diciembre de 2023, la canasta de servicios públicos -luz, gas, agua y transporte- acumula un aumento del 966% en el AMBA, mientras la cobertura de los usuarios sobre el costo total de la energía se mantiene entre el 50% y el 65%.
El costo de generar electricidad promedió U$S 90 por MWh durante el primer semestre de 2026, frente a U$S 68 en el mismo período de 2025. Es decir, no solo aumentaron las tarifas: también aumentó fuertemente el costo que el propio sistema reconoce por generar la energía. En junio y julio, además, el costo de generación en el mercado spot llegó a superar al de Chile.
En paralelo, los subsidios energéticos crecieron 69 % nominal interanual –30 % en términos reales– a julio, mientras las transferencias a CAMMESA aumentaron 114 % nominal, equivalente a un 62 % real. Durante el primer semestre, el Estado ya había transferido U$S 2.147 millones en subsidios energéticos, un 80 % más que en el mismo período de 2025.
El informe identifica cuatro cambios principales detrás del aumento de los costos: la modificación del mecanismo de remuneración de las centrales térmicas, que amplió el margen dentro del cual pueden ser reconocidos sus costos a partir de la Resolución 400/2025; la concesión por 30 años de las represas del Comahue, con una remuneración regulada creciente; el aumento de la remuneración de Yacyretá, de aproximadamente U$S 17 a U$S 28 por MWh; y la reasignación del gas de Vaca Muerta hacia la demanda residencial.
El informe también analiza cómo la suspensión de inversiones previstas en generación térmica -entre ellas, la licitación TerConf, dejada sin efecto en julio de 2024- contribuyó a limitar la incorporación de nueva potencia eficiente.
“Si el Gobierno trasladara íntegramente a las facturas el costo actualmente cubierto mediante subsidios, los hogares enfrentarían aumentos adicionales significativos, que se sumarían a los fuertes incrementos tarifarios ya acumulados”, se advierte.
En este contexto, el esquema vigente sostiene una parte del costo mediante subsidios que, de mantenerse la tendencia, podrían superar los U$S 3.500 millones durante 2026.
Acerca de la Fundación Encuentro
Cercana al Frente Renovador (Sergio Massa) la Fundación Encuentro se define como “una usina de conocimientos e información para la renovación de los pactos sociales en nuestro país. Convoca a personas de distintas ramas de las ciencias sociales, económicas y físicas con el objetivo de debatir, intercambiar ideas y producir conocimiento”. Informe completo: https://www.fundacionencuentro.com/projects/el-costo-de-la-desregulaci%C3%B3n-el%C3%A9ctrica—agosto-2026
La producción de petróleo alcanzó en julio los 916,2 mil barriles diarios, un 17,2 % más que en el mismo mes de 2025, y logró así otra marca récord a nivel nacional, destacó la Secretaría de Energía.
Este crecimiento se debe principalmente a la producción en la formación Vaca Muerta, donde se alcanzaron los 643,1 mil barriles diarios, lo que representa un incremento interanual del 26,4 por ciento, se indicó.
En gas natural, la producción nacional fue de 158,8 millones de metros cúbicos diarios, manteniéndose estable con respecto a los últimos meses, mientras que en Vaca Muerta logró un ritmo de producción de 96,5 millones de metros cúbicos diarios, un 5,9 % más que en el mismo mes del año anterior.
Los datos muestran la continuidad del crecimiento de la producción hidrocarburífera y reafirman la tendencia positiva de la industria energética.
El Directorio del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electrcidad (ENRGE), que de momento tiene cuatro integrantes por la renuncia de su presidente hace un par de meses, decidió precisamente esperar a la designación del nuevo presidente y recuperar el número de cinco, para entonces tratar el tema de la nueva estructura operativa del organismo, creado por la fusión del ENRE y el ENARGAS.
En una reunión realizada el jueves (27/8) en la sede del Organismo, encabezada por el vicepresidente Vicente Serra, se decidió por una mayoría de tres a uno postergar el tratamiento oficial del tema Reestructuración, que tiene en vilo al personal de los ex Entes.
Es que en las últimas semanas circularon versiones respecto de la apertura de “retiros voluntarios” para adecuar la cantidad de personal a la nueva estructura de gestión del ENRGE.
Serra se pronunció a favor de tratar una propuesta en la que se viene trabajando desde la (breve) gestión del renunciado Néstor Lamboglia, y argumentó que no se trataba de votar ahora sino que la nueva estructura esta sujeta a la aprobación del Directorio en pleno.
De hecho, la Secretaría de Energía activó el concurso de antecedentes para quienes pudieran aspirar al cargo, y se registraron mas de veinte interesados. También designó un comité de evaluación con tres integrantes: Néstor Rolando, María Crespo, y Santiago Urbiztondo.
Serra planteó en la reunión que “hay preocupación y angustia (de los empleados) por no saber hacia donde vamos”, pero los otros tres directores integrantes del Ente -Marcelo Nachón, Griselda Lambertini, y Sergio Falzone- prefirieron la postergación.
No obstante se consideró que, concluída la reunión del Directorio, Serra presentaría la propuesta en cuestión “a título individual” para quienes desearan conocerla. Lambertini y Fanzone se quedaron para conocerla, mientras que Nachón se retiró de la sala. Cabe acotar que Serra y Nachón integran la lista de interesados en presidir el ENRGE.
Cuando promediaba la reunión del Directorio resultó llamativo el ingreso a la sala de Néstor Rolando, unos de los integrantes del Comité Evaluador. Se limitó a seguir de tan cerca la reunión, sin realizar comentario alguno en ése contexto.
El comité evaluador deberá seleccionar una terna entre los interesados y ponerla a consideración de la secretaria de Energía, dependiente del ministerio de Economía. El tema en cuestión, se estima, debería quedar resuelto en el próximo trimestre.
Mientras tanto, el Ente seguirá operando con cuatro miembros, resolviendo en materia de tarifas de luz y gas para las diversas categoría de usuarios, de regulaciones técnicas sectoriales, y de control de gestión e inversiones en obras por parte de las empresas a cargo de ambos servicios públicos.
Griselda Lambertini, Vicente Serra, Marcelo Nachon y Sergio Falzone.
“Propuesta de una nueva estructura” podía leerse en el punto 6 del orden del día de la reunión de directorio del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (Enrege) que se llevó adelante este jueves por la mañana. En principio, la frase no revelaba mucho, pero operó como un catalizador para un nuevo enfrentamiento dentro de un organismo que comenzó a funcionar hace apenas tres meses y no deja de sorprender. El cruce tuvo como protagonistas a Vicente Serra, vicepresidente a cargo del ente, y Marcelo Alejandro Nachon, primer vocal.
Enrege surgió de la fusión del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), pero la integración efectiva entre ambos organismos se encuentra en un período de transición. El diseño de una nueva estructura unificada busca avanzar en esa dirección.
Es una tarea sumamente compleja con la que se busca optimizar la gestión, aunque indefectiblemente dejará heridos por el camino. De hecho, Serra ya le anticipó a comienzos de junio al personal que se abrirá un plan de retiros voluntarios y opciones de acceso a la jubilación, el cual se está discutiendo con el Ministerio de Desregulación que encabeza Federico Sturzenegger.
Las internas políticas dentro del Enrege complican todavía más la transición. El primer presidente del organismo, Néstor Marcelo Lamboglia, renunció a menos de un mes de haber asumido enfrentado con Nachon. Desde entonces, Serra quedó a cargo, pero las internas siguieron.
El gobierno convocó a concurso para designar un nuevo presidente del ente y así ordenar ese proceso. Distintas facciones del oficialismo se disputan ese cargo, lo que hizo recrudecer todavía más la interna. Se presentaron 22 candidatos, entre ellos Serra y Nachon. En ese contexto, Serra quiso avanzar con la presentación de una nueva estructura para el ente y la reunión de directorio fue escenario de una nueva pelea, aunque ahora en un espacio público.
Qué pasó en la reunión de directorio
La reunión recién había comenzado cuando Nachon pidió la palabra: “Estoy preocupado porque me percaté recién ahora que fue incluido dentro del temario el punto 6, ‘propuesta de una nueva estructura’. Desde mi perspectiva, cualquier propuesta, borrador o proyecto de la estructura tiene que ser tratado por el directorio en pleno. No tenemos un directorio en pleno. Tenemos solo cuatro miembros”, afirmó.
Luego recordó que la Secretaría de Energía ya convocó a un concurso para designar un nuevo presidente y aseguró que también están en tratativas para conseguir un asesoramiento experto que los ayude en el diseño de esa nueva estructura que permita seguir avanzando con la fusión entre los viejos Enargas y ENRE. “La propuesta que yo le quería hacer a los directores es que suspendamos el tratamiento del punto 6. Me parece que es lo más indicado en este contexto”, agregó.
Vicente Serra: –Yo lo que tengo para decir sobre este punto es que se trata de una propuesta. No tiene por qué ser votada por los directores. No quiero hacer lo que hicieron en otras oportunidades algunos interventores, que, entre gallos y medianoche, antes de asumir el nuevo directorio, avalaron pases a planta permanente y firmaron un montón de prolongaciones de tratos. No es el objetivo de esto. Es solamente una propuesta. Y, por supuesto, esto se pone en manos del próximo presidente que va a asumir. –respondió Serra, en obvia referencia a los más de 70 contratos que Nachon extendió cuando todavía era interventor del Enargas y faltaban pocos días para la puesta en funcionamiento del Enrege.
Marcelo Nachon no se hizo cargo de la acusación y se mantuvo firme en su pedido de suspender el tratamiento del punto 6:
Nachon: –Yo le pido a los demás directores que se pronuncien si están de acuerdo con la insistencia del vicepresidente o prefieren que se suspenda el tema porque el directorio es el que resuelve estas cuestiones. Se resuelve por mayoría simple. Es decir, el artículo 4 del decreto 452 fija que quien dirige y administra el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, es el directorio.
Vicente Serra: –Yo quisiera que se tome debida nota de lo siguiente, que cualquier tratamiento o contratación de una consultora externa para que termine este trabajo no va a durar menos de seis meses. Tenemos un plantel que está temeroso sobre qué va a pasar con sus perspectivas profesionales. Esa angustia se tiene que terminar para poder edificar algo que construya y no algo que se autodestruya. Ese es el propósito de hacer esta propuesta, saber hacia dónde vamos y esperar al próximo presidente para que defina.
En ese momento, Griselda Lambertini y Sergio Falzone, los otros dos directores, tomaron la palabra y, con matices, respaldaron la postura de Nachon:
Griselda Lambertini: –Mi opinión es que dar a conocer una propuesta que todavía no hemos consensuado, ni conversado suficientemente, y faltando todavía el presidente, genera más inquietud en el personal que tranquilidad, cuando todavía no hemos podido sacar ni la propuesta de retiro voluntario que venimos anunciando desde hace un par de reuniones. Entonces, prefiero no tratarla.
Sergio Falzone: –Suscribo totalmente lo que dice Griselda. No estoy de acuerdo con que empezar a discutir una estructura mejore la tranquilidad del personal. –y agregó que no quería que la discusión de una nueva estructura pudiera ser interpretada como algún tipo de condicionamiento para el próximo presidente del ente.
De ese modo, la propuesta para avanzar con una nueva estructura del ente quedó neutralizada y Serra se tuvo que conformar con presentar el plan a título personal, ya fuera del orden del día. Lambertini y Falzone se quedaron a escucharlo, pero Nachon prefirió dejar su silla vacía.
María Cristina Tonnelier, responsable de la Unidad de Análisis Regulatorio y Estudios Especiales de electricidad del ENREGE mira la propuesta de estructura del ente. Detrás suyo, a la izquierda Falzone, a la dercha Serra y más a la derecha la silla vacía que dejó Nachon.
Jugar al límite
Lo que pasó este jueves no sorprendió a ninguno de los directores ni a su gente de confianza. El temario que se trata en cada reunión se va consensuando durante el mes y si hay una cuestión que genera controversia, por lo general queda afuera del orden del día.
Nachon, Lambertini y Falzone le hicieron saber a Serra en las últimas horas que no era conveniente discutir la propuesta de una nueva estructura en la reunión de directorio. Distintas fuentes aseguraron a EconoJournal que la Secretaría de Energía es la que pidió que no se trate el cambio de estructura hasta que asuma el nuevo presidente. Sin embargo, Serra se mostró inflexible y el conflicto terminó estallando en plena reunión de directorio.
Algunas fuentes le cuestionan a Serra las alianzas que tejió dentro del Enrege al momento de elaborar la propuesta. “No puede ser que haya armado un plan de estructura solo con dos pibas de recursos humanos que reportan a Eric Salomone –hombre fuerte de UPCN en el organismo-”, sostuvo uno de los expertos consultados. Otros se limitaron a señalar que el vicepresidente no había compartido previamente el material que terminó exponiendo este jueves.
Los que respaldan a Serra valoraron, ante la consulta de EconoJournal, el trabajo que realizó el vicepresidente del ente para proponer una nueva estructura, que servirá como insumo para los debates que vienen.
Un dato de color es que la pelea inédita que se produjo en la reunión de directorio de este jueves ocurrió ante la atenta mirada de Osvaldo Rolando, ex directivo de Edesur, ex subsecretario de Energía Eléctrica e interventor del ENRE hasta julio del año pasado. Rolando integra junto con Marita Crespo y Santiago Urbiztondo el comité evaluador que deberá seleccionar una terna de candidatos para la presidencia del Enrege. También formó parte, junto con Crespo y Urbiztondo, del comité que eligió a las ternas de donde luego surgieron los cuatro directores que conducen el ente. En algún punto es el padre de esta criatura que ahora adquirió vida propia.
De izquierda a derecha: Gustavo Lopetegui, Nicolás Gandini, Juan José Aranguen y Ernesto Díaz.
El proyecto de Súper RIGI fue cuestionado por los ex titulares de Energía, Juan José Aranguren y Gustavo Lopetegui, quienes polemizaron sobre el tema con Ernesto Díaz, vicepresidente para LATAM de Rystad Energy, en la nueva emisión de Dínamo. También se destacó el impacto que viene teniendo el RIGI para promover el desarrollo de la energía y la minería, se puso el foco en las pocas ofertas que recibió la reciente licitación de 15 nuevos bloques en Vaca Muerta y se analizó la compra de Metrogas por parte de Edenor.
La controversia del Súper RIGI
Los especialistas debatieron sobre el Súper RIGI, un proyecto que tiene media sanción en el Congreso y busca promover -con reducción de impuestos y exenciones fiscales– nuevos sectores de la economía, como el de infraestructura de data centers, movilidad eléctrica, energías renovables e industrialización de recursos naturales, entre otros.
Ernesto Díaz defendió la necesidad de adoptar una herramienta de este tipo. Afirmó que el Súper RIGI “es clave, es fundamental”. El especialista argumentó: “Hay unas pocas macro tendencias globales muy importantes en cuanto a demanda de energía en sentido amplio: los data centers, las baterías y el GNL. La Argentina -aunque no está consolidada- está participando de esta última tendencia, pero no figura siquiera en el mapa de las dos primeras. Incluso en Latinoamérica estamos mal posicionados, muy por atrás de esa carrera y de la preferencia de los inversores. Estamos hablando de miles de millones de dólares”.
«El Súper RIGI “es clave, es fundamental”, declaró Ernesto Díaz.
A su entender, un instrumento de promoción como el Súper RIGI podría contribuir a equilibrar ese déficit. “Lo principal de estas tecnologías no es solamente el acceso a energía barata y al agua; también necesitan una estabilidad macroeconómica y regulatoria que nosotros no tenemos. Por lo cual, de alguna manera, si queremos participar en esos mercados que son tendencia mundial, debemos compensar ese riesgo adicional de no tener estabilidad desde hace muchos años”.
Díaz enfatizó que la infraestructura de data centers para Inteligencia Artificial no solo es clave porque se trata de una industria que atrae miles de millones de dólares a nivel mundial y que genera empleo, sino también porque es “una oportunidad enorme para aprovechar el gas de Vaca Muerta. Y también nos permite integrar la cadena de valor”.
Si bien compartió esa visión general, Aranguren se preguntó: “¿Por qué necesito un Súper RIGI para eso? ¿Por qué con el RIGI actual no es suficiente?”. Desde otro punto de vista, el ex ministro de Energía argumentó sobre la necesidad de “elegir las carreras que queremos correr”. A su vez, remarcó que es preciso tener en cuenta quiénes controlan actualmente las cadenas globales de suministro de la industria de data centers –con productos e insumos como semiconductores, silicio y cuarzo-, y de baterías, hoy concentrada en China.
Lopetegui, por su parte, manifestó su escepticismo sobre la capacidad de una ley como el Súper RIGI de “cambiar la credibilidad” del país y que los inversores se animen a asignar su capital. “El Súper RIGI no me gusta -afirmó- porque no es sostenible ni extrapolable al resto de la economía, aunque a la Argentina le vaya bien, porque no podemos tener un 15% de tasa de impuestos a las Ganancias. Los tres mejores impuestos que cobran todos los países del mundo son Ganancias, IVA y cargas sociales. Ese es el 85% de la recaudación de todos los países desarrollados. Tenemos que ir por ahí. Nosotros tenemos un gran déficit con Ganancias, sobre todo Ganancias de individuos, no tanto de empresas. No se banca una tasa de 15% sobre Ganancias. Si, 25%, pero no la exageración de 35% que tenemos hoy”.
–Alguien te podría decir que el Súper RIGI tracciona el ingreso de data centers en la Argentina, que pueden aprovechar la producción adicional de gas natural que la Argentina tiene. ¿Qué le responderías? –le preguntó Nicolás Gandini.
–Instalar un data center es una inversión muy intensiva en capital, el más pequeño requiere US$ 100 millones. Y no lo podés poner en un barco flotando como podés poner una planta de LNG. Es, literalmente, enterrar ese capital en la Argentina. Creo que todavía nos faltan bastantes años de estabilidad macroeconómica y de credibilidad para atraer esas inversiones. Y gas barato hay en otros lados. No digo que no pueda ocurrir esto, pero no diseñaría una política de Súper RIGI pensando en eso. –respondió Lopetegui.
Luego agregó: “Cuando uno hace política pública tiene que fijar prioridades. Entonces, por definición no pondría dentro del RIGI nada que no sea extrapolable… No me gusta elegir ganadores y perdedores por parte de un iluminado en el Estado, esté el partido que esté. Creo muchos más en el mercado y en los operadores. Era evidente que necesitábamos un shock de inversión de capital. En Vaca Muerta se están enterrando US$ 10 billones por año en el mismo país que tiene toda esta inestabilidad política. Y sí está ocurriendo es porque el negocio es muy bueno y porque tiene estas condiciones. Pero no iría más allá de eso para nadie”.
“El Súper RIGI no me gusta -afirmó- porque no es sostenible ni extrapolable al resto de la economía», aseguró Lopetegui.
Elogios para el RIGI
La implementación del RIGI para acelerar un alto volumen de inversiones y desplegar los sectores de energía y minería fue una visión que compartieron los tres analistas. De hecho, según Aranguren, “el RIGI es la última gran apuesta para darle cierta certeza a un sector a fin de poder transformar recursos en reservas, reservas en producción, producción en exportaciones, y exportaciones en divisas. El RIGI viene a completar esto. Hoy tenemos realmente una revolución en lo que puede ser la contribución del sector energético, ahora ampliado a minería, a la macroeconomía argentina”.
El ex ministro de Energía se refirió a las objeciones que suele recibir este incentivo. “Nos estamos lamentando, o a veces criticando, algo que es muy positivo para el país. Nos olvidamos de dónde venimos. En el primer cuarto de este siglo la balanza comercial energética fue una montaña rusa. En 2006 tuvimos un superávit energético primario de US$ 6,1 billones. En 2013 fue de -6,9; el año pasado cerramos en US$ 7,8 millones, y este año será de US$ 12 o US$ 13 billones, obviamente ayudado un poco por los precios en el mercado internacional –describió-. Una estimación del sector energético ampliado, considerando energía y minería, indica que vamos a terminar 2026 con US$ 18 o US$ 19 billones, y 2025 con US$ 25 billones”.
Desde esa perspectiva, ponderó la relevancia del RIGI. “Si se aprueban todos los proyectos, que suman US$ 180.000 millones, en los próximos dos o tres años se tendrán que invertir U$S 70.000 millones –declaró-. Para ciertos sectores, particularmente aquellos que nos permiten proyectar el mercado argentino hacia el mundo, el RIGI no hace otra cosa que estar adelantando una realidad macroeconómica que, si seguíamos como veníamos, no la íbamos a conseguir nunca. Creo que si no fuera por el RIGI hoy tendríamos ciertos problemas”.
En una línea similar, Gustavo Lopetegui, también aportó una mirada positiva, con foco en la cuestión fiscal. “El Gobierno lo dijo de entrada, y yo suscribo, que el RIGI era adelantar determinadas condiciones impositivas y de libertad de divisas que la economía en su conjunto tendría que tener a futuro, pero que por restricciones fiscales no se pueden aprobar ahora para todos. Entonces arrancamos por estas inversiones muy grandes, porque una inversión de US$ 200 millones no la hace cualquier sector. Es una condición impositiva, que en el futuro y de a poco, se le podría brindar al resto de la economía”, sostuvo Lopetegui. Y agregó que se necesitaba “un shock de inversiones”.
Nueva licitación en Vaca Muerta: ¿solo para locales?
A lo largo del episodio, también se abordó la reciente licitación de 15 nuevos bloques en Vaca Muerta, un proceso que realizó la provincia de Neuquén a través de la firma estatal Gas y Petróleo de Neuquén y por la que recibió solo ocho ofertas interesadas.
De acuerdo con Díaz, la escasa repercusión de esta iniciativa -que no se realizaba desde 2017- obedeció a distintos factores. “Por el tipo de recurso y por los términos de la licitación, no pudo resultar atractiva para un nuevo jugador, sobre todo del exterior y que no maneje el mercado local -expresó-. Una compañía de shale de Estados Unidos, por ejemplo, se sentiría más cómoda partiendo de una plataforma que ya esté operativa y con alguna actividad que le permita crecer desde ahí, para luego hacer algún tipo de sociedad que le facilite desarrollar un plan de crecimiento a futuro, tal como parece ser la estrategia de Continental Resources con Phoenix.”
En tal sentido, Díaz advirtió: “Competimos directamente con las oportunidades que hay en Estados Unidos. Por lo tanto, los términos de la licitación y la rentabilidad de estos bloques tienen que ser similares. De lo contrario, no va a resultar atractivo”. Pese a esto, consideró que hay posibilidades de negocios en Vaca Muerta para empresas internacionales; “pero de la mano de un jugador local que les otorgue una entrada en activos que ya estén en desarrollo, ‘desrisqueados’, y les permitan tener una rentabilidad a partir de ahí, para poder apuntar a áreas con distinto nivel de riesgo y, tal vez, luego desarrollar un portafolio más diversificado”.
Según el directivo de Rystad Energy, un inversor del exterior, sin presencia en la Argentina e interesado en Vaca Muerta, está mirando dos aspectos para aplicar en estas licitaciones. “En primer lugar, que la barrera de ingreso sea baja, porque en un activo de alto riesgo geológico lo mínimo que voy a pedir es no empezar a pagar desde el ‘minuto cero’. En segundo lugar, que el costo total del proyecto sea bajo o esté sujeto a los resultados de la etapa exploratoria”, sostuvo. En ese sentido, expresó que “fue un acierto de la provincia” establecer una barrera de entrada reducida, “de un bono de US$ 500.000, que es bajo comparado a lo que venimos viendo”; pero observó que el costo total del proyecto quedó todavía “demasiado alto” para este tipo de inversores.
Díaz agregó: “Quien evalúa entrar en Vaca Muerta está mirando un bloque específico, una oportunidad puntual y sus términos para ver si es rentable”. Como balance del proceso, consideró: “Al tratarse de la primera licitación después de mucho tiempo, y con una condición de mercado muy distinta a la que había 10 años atrás, creo que es una curva de aprendizaje también para la provincia. Ya anunciaron que van a seguir con las licitaciones, así que probablemente haya algún ajuste o que se incorpore ese feedback de las compañías internacionales”.
La venta de Metrogas
Los inversores internacionales no hicieron ofertas por Metrogas. Ese desinterés también fue analizado en el programa. “¿Cuántos años seguidos se respetó el contrato de concesión en términos de tarifas de todos los utilities de Argentina?”, reflexionó Lopetegui.
“Otro tema ya hablamos. En los primeros 25 años de este siglo, ¿en cuántos no vivimos en emergencia energética? Uno y medio. El que viene, mira lo que le ofrecen y solo son promesas de que vamos a normalizar todo”, sostuvo Aranguren y luego agregó: “Los expertos en mercados regulados, como Manzano y compañía, entran porque se saben manejar con lo que hay, saben que cada cuatro años les pueden cambiar las reglas”.
También se analizó si es justo que Edenor utilice el flujo de fondos que le genera un negocio regulado para comprar otra compañía de servicios, como Metrogas. “En la medida en que Edenor cumpla con la calidad del servicio, y la verdad es que desde 2023 a la fecha ha cumplido siempre, no veo un problema. Es responsabilidad del ente regulador asegurar que la tarifa que le da les permita mantener y mejorar la calidad del servicio. Después, lo que haga con el excedente es cuestión de ellos”, contestó Aranguren.
La Ruta 151 hacia Catriel es una de las más deterioradas
El gobierno de Río Negro buscará aval en la Legislatura para ratificar el convenio de traspaso de las rutas nacionales 22 y 151, autorizar la declaración de la Emergencia Vial y la toma de un crédito de 60 millones de dólares para invertir en las trazas. Para Alberto Weretilneck, se trata de un «hito» en la historia de la provincia que permitirá revertir el estado de deterioro y abandono de dos vías que además son críticas para el corredor de Vaca Muerta.
El gobernador firmó el acuerdo en Casa Rosada con el jefe de Gabinete, Diego Santilli, y el ministro de Economía, Luis «Toto» Caputo el lunes 24 de agosto.
Fue una negociación que demandó dos años y que, en su momento, involucró también a Neuquén hasta que ambos mandatarios definieron continuar su reclamo por vías separadas.
Weretilneck salió de la reunión esta semana con un guiño al gobierno nacional, al manifestar su apoyo a la eliminación de las PASO del calendario electoral, uno de los objetivos de Santilli en su raid de acuerdos con las provincias.
El proyecto que ingresó el miércoles a la Legislatura ratifica el acuerdo entre Río Negro y el Estado Nacional y habilita al gobernador a tomar un crédito para financiar las obras. El objetivo de la Provincia es que se trate la semana que viene en pos de acelerar la firma de los convenios específicos para determinar los sectores a intervenir y la toma de posesión efectiva de las trazas.
«Estamos ante un hecho verdaderamente histórico. Es la primera vez en la historia de nuestra provincia que vamos a decidir nosotros lo que pasa con nuestras rutas y nuestras vidas», planteó Weretilneck. Aclaró que la solución «no va a ser fácil», que va a llevar tiempo y no será «de un día para otro».
Se trata de una jugada de riesgo para el gobernador, quien jugará a todo o nada para convertir este hecho en uno de sus estandartes de campaña para su reelección en 2027. Esta semana reunió a diputados e intendentes, propios y de la oposición, en Cipolletti, para explicar los alcances del acuerdo y reunir los apoyos que necesitará en la Legislatura.
Cómo es el convenio para el traspaso de rutas
En el acuerdo al cual accedió EN/CLAVE, Vialidad Nacional le encomienda a Vialidad Provincial de Río Negro la gestión integral, por sí o a través de terceros, y la realización de tareas de ejecución de obras, conservación, mejoramiento, mantenimiento integral, prestación de servicios al usuario y control operativo sobre los tramos de las Rutas Nacionales 22 y 151 ubicados en jurisdicción territorial de Río Negro.
Tiene una vigencia de 20 años y se podrá poner en práctica en los 60 días posteriores de su ratificación en la Legislatura, con la firma de acuerdos específicos según el tramo.
Desde la Provincia se explicó que hay sectores donde se puede intervenir de manera inmediata mientras que hay otros que aún dependen de la resolución de contratos vigentes por parte de Nación. Es el caso de la Ruta 22 en los tramos entre Cipolletti y Cervantes, donde se indicó que hay cuatro contratos abiertos por la obra de ampliación que lleva décadas inconclusa.
El acuerdo establece que, en el caso de los tramos con obras o contratos vigentes, los convenios específicos deberán adoptar «carácter tripartito», con intervención de Vialidad Nacional, Vialidad Provincial y la empresa contratista correspondiente.
El gobierno sí podrá intervenir, una vez aprobada la ley, sobre la «traza liberada», que son los sectores de la Ruta 22 o de la Ruta 151 que no tienen contratos abiertos. Allí se iniciarán trabajos de repavimentación, mejoramiento, recalce de banquina, señalización horizontal y vertical para poner las vías en condiciones de «transitabilidad».
Los que tendrán tratamiento prioritario serán la rotonda de Choele Choel y la obra mejorativa sobre Ruta 151, según el texto del acuerdo.
El gobernador Alberto Weretilneck deberá desistir de los amparos contra el Estado Nacional. Foto: Matías Subat.
El convenio habilita a la Provincia a fijar un «régimen de concesión de obra pública por peaje, tarifa o mecanismo equivalente de financiamiento, conservación, mantenimiento, explotación y/o mejora vial», cuya implementación requerirá «de manera indefectible la suscripción de un nuevo convenio específico».
Por otra parte, especifica que las Rutas 22 y 151 continuarán siendo de dominio y jurisdicción federal/nacional y que las obras y mejoras que realice Vialidad Provincial incorpore a la infraestructura vial «pasarán a integrar el patrimonio del Estado Nacional». Esto sin perjuicio del derecho expresamente reservado por Río Negro al «recupero, compensación, reconocimiento económico o amortización de dichas inversiones en esquemas futuros de peaje, concesión, financiamiento, reasunción, rescisión o reestructuración vial».
El acuerdo también establece que la Provincia deberá desistir de las acciones de amparo que tiene en curso sobre el Estado Nacional, en particular el presentado por el propio Weretilneck en 2025 para que se condene a Vialidad Nacional a la «reparación completa e integral» de la Ruta 151.
El proyecto en la Legislatura
El proyecto de ley que envió Weretilneck a la Legislatura el miércoles fundamenta que el convenio con Vialidad Nacional significa «un hito en la historia institucional de la Provincia de Río Negro» y marca «dos órdenes de desafíos»:
En el plano de los urgentes, define la puesta en condiciones de «transitabilidad segura de corredores que hoy presentan un estado crítico» como la rotonda de Choele Choel y la zona de Puente 83 en Cipolletti, sobre Ruta 22, y el mejoramiento de la 151 entre Barda del Medio y Catriel.
En cuanto a los desafíos estratégicos, plantea el diseño de «un sistema vial y de conectividad regional para las próximas décadas que deberá, necesariamente, articularse con Neuquén».
El gobierno provincial justificó que el convenio «se produce en un contexto de abandono y deterioro crítico de ambas trazas, con obras paralizadas, ahuellamientos de hasta 17 centímetros, banquinas deterioradas y una siniestralidad vial creciente que comprometen gravemente la seguridad de las personas usuarias y la competitividad de sectores estratégicos como el frutícola del Alto Valle y el hidrocarburífero de Vaca Muerta«.
Concretamente, la ley propuesta a los diputados ratifica en todos sus términos el convenio firmado el 24 de agosto, declara la Emergencia Vial Provincial sobre rutas 22 y 151 para habilitar a Vialidad Provincial a intervenir y dotarla de herramientas para «ejecutar obras y contrataciones de urgencia».
Por otra parte, crea el Programa de Obras para la Puesta en Valor de Tramos de Máxima Criticidad de la Ruta Nacional 22 y la 151 con una inversión de 60 millones de dólares a financiar con recursos de Fonplata – Banco de Desarrollo. Las condiciones financieras del endeudamiento, como tasas de interés y plazos de amortización, no están definidas en la ley y serán las que se determinen en el convenio con el banco.
Los primeros tramos de intervención
Según explicó en la reunión de Cipolletti el ministro de Obras y Servicios Públicos de Río Negro, Alejandro Echarren, hacia fin de año, el gobierno provincial podrá avanzar en tramos específicos de ambas rutas.
Tramo de la Ruta 22 entre Río Colorado y Choele Choel y entre Choele Choel hasta Chichinales.
Tramo de 45 kilómetros de la Ruta 151 desde el kilómetro 109 hasta el límite con La Pampa
Tramo de 3 kilómetros desde el inicio de la Ruta 151 y el Puente Ferroviario.
«Lo que nosotros planteamos es que la Ruta 151, que está en un estado crítico, tiene un contrato abierto de 106 kilómetros con una sola empresa y queremos reactivar en lo inmediato, a través de un convenio tripartito entra la Provincia, Vialidad Nacional y la empresa; y hacer lo mismo con la rotonda de Choele Choel», planteó.
El Parque Solar de Ampajango avanza rápidamente y se encuentra próximo a comenzar a generar electricidad, con una ejecución superior al 80% sobre una superficie de 9 hectáreas. La obra, ubicada cerca de la estación transformadora de Ampajango, tiene previsto iniciar su operación en septiembre, aportando inicialmente 5 megavatios (MW) a la red eléctrica local.
Este ambicioso proyecto contempla dos fases: la primera con una capacidad de generación de 5 MW y una segunda etapa que ampliará la potencia hasta 12 MW. Esta ampliación progresiva permitirá aumentar significativamente la energía renovable inyectada al sistema de distribución.
Durante una visita a las instalaciones, el gobernador Raúl Jalil recorrió la obra acompañado por el intendente de San José, Antonio Gómez; la intendenta de Santa María, Erica Inga; y el ministro de Gobierno, Seguridad y Justicia, Alberto Natella. La comitiva pudo constatar el avance de la infraestructura, próxima a culminar su primera etapa de construcción.
El jefe de obra de la empresa Trackland, Ezequiel Tejada, informó que ya se instalaron 8.424 paneles fotovoltaicos, cada uno con una potencia de 720 watts. En conjunto, estos paneles tienen la capacidad de generar más de 6,6 MW de electricidad, energía que será transferida a la red mediante la línea de distribución de Energía Catamarca SAPEM.
La proximidad del parque a la estación transformadora facilita la conexión y la incorporación de la energía generada al sistema local. Con el avance actual, se espera que en septiembre la instalación esté en condiciones de comenzar a inyectar potencia al sistema eléctrico, marcando el paso desde la fase de construcción hacia la de operación efectiva.
El Parque Solar Ampajango representa un importante desarrollo en energías renovables para la región, con un diseño que permite ampliar su capacidad conforme avance la infraestructura. De este modo, se contribuye a diversificar la matriz energética y a fortalecer la red eléctrica con energía limpia y sustentable.
El Gobierno aprobó formalmente la adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) del proyecto “Ampliación Mega”, que prevé una inversión de US$365 millones para incrementar la producción de líquidos del gas natural (LGN).
Este ingreso al RIGI de Compañía Mega SA Sucursal Dedicada (CMSD), quedó autorizado mediante la Resolución 1381/2026, publicada este miércoles en el Boletín Oficial, donde se calificó a la iniciativa bajo la órbita del sector de petróleo y gas.
El plan presentado por la empresa contempla una inversión total de US$365.398.669, de los cuales US$359.164.361 corresponden a activos computables. Para cumplir con el requisito legal de desembolso rápido, la compañía se comprometió a invertir US$121.613.889 durante el primer año y US$152.709.106 en el segundo.
La fecha límite pactada para alcanzar la totalidad de la inversión mínima computable es el 1 de octubre de 2027, mientras que el inicio de las operaciones comerciales está previsto para el 28 de febrero de 2029, proyectando una vida útil para el proyecto de 18 años.
NUEVO RIGI APROBADO PARA LA AMPLIACIÓN DEL COMPLEJO INDUSTRIAL DE MEGA
Se formalizó el proyecto de inversión de Compañía Mega para ampliar su Complejo Industrial, una iniciativa que incrementará en 1500 toneladas la capacidad de producción de líquidos del gas natural (NGLs).
La obra tiene como meta incrementar la capacidad de producción del “Complejo Industrial MEGA” en 1.500 toneladas diarias adicionales de Líquidos del Gas Natural (LGN), que se sumarán a las 5.500 toneladas diarias actuales.
Para lograrlo, CMSD incorporará nueva infraestructura en tres puntos clave: la Planta de Separación Loma La Lata (provincia del Neuquén), el Poliducto “Loma La Lata – Bahía Blanca” (que atraviesa Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires) y la Planta de Fraccionamiento en Bahía Blanca (provincia de Buenos Aires).
Debido a que se trata de la ampliación de un proyecto preexistente que no estaba adherido al régimen, la normativa exige controles estrictos. CMSD operará de forma independiente y llevará una contabilidad separada de su casa matriz, Compañía Mega SA.
Además, la firma presentó un plan de separabilidad con un sistema de monitoreo, trazabilidad y conciliación que garantiza que los incentivos fiscales, aduaneros y cambiarios del RIGI se apliquen únicamente a las nuevas obras, sin extenderse bajo ningún concepto a la estructura preexistente del Complejo Industrial.
Según el plan presentado por la firma, el 60% del monto total de inversión destinado al pago de proveedores, bienes y obras de infraestructura será para firmas locales durante las etapas de construcción y operación.
Este porcentaje estipulado triplica el piso del 20% que exige la legislación vigente. Adicionalmente, el proyecto incluyó estimaciones de generación de empleo directo e indirecto con integración local.
Con la adhesión consumada, CMSD accederá a los incentivos previstos por la Ley 27.742. Entre ellos se destaca la aprobación de una lista de mercaderías (bienes de capital, informática y telecomunicaciones) que podrán ser importadas bajo franquicias aduaneras.
Asimismo, la Agencia de Recaudación y Control Aduanero (ARCA) creará un CUIT especial para la sucursal dedicada a efectos de aplicar los beneficios tributarios, mientras que el Banco Central (BCRA) implementará los incentivos cambiarios correspondientes, tras haber evaluado que no existen impedimentos para su cumplimiento.
El litio continúa siendo el material dominante en las baterías de los vehículos eléctricos, pero sus problemas de suministro, impacto ambiental y concentración geográfica impulsan la búsqueda de alternativas. Entre ellas, el magnesio aparece como una de las opciones con mayor potencial por su abundancia, menor costo y características electroquímicas.
A diferencia del litio, el magnesio es uno de los elementos más comunes en el agua de mar y en el subsuelo. Sus iones tienen una carga positiva de +2, frente al +1 del litio, una característica que podría permitir almacenar una mayor cantidad de energía en un volumen reducido y desarrollar baterías más compactas.
El material también presenta una ventaja relacionada con la seguridad. Las baterías de magnesio no forman las dendritas asociadas con las baterías de litio, estructuras que pueden provocar cortocircuitos y aumentar el riesgo de incendios. Sin embargo, estas ventajas todavía no alcanzan para convertirlo en un reemplazo viable a gran escala.
El suministro tampoco sería un obstáculo inmediato. China concentra entre el 87% y el 95% de la producción mundial de magnesio primario prevista para 2025, con entre 830.000 y 950.000 toneladas métricas. Israel, Rusia y Brasil también figuran entre los principales productores, con reservas y fuentes de extracción relevantes.
La situación contrasta con la del litio, cuya producción se concentra principalmente en Australia y en el denominado “triángulo del litio” de Sudamérica. A esto se suma que China controla una parte importante de la capacidad de refinado necesaria para obtener material apto para fabricar baterías.
El desarrollo de nuevas minas de litio también presenta dificultades. Abrir un proyecto puede demandar entre 16 y 18 años desde el descubrimiento hasta el inicio de la producción, debido a los procesos de autorización, exploración y financiación. La minería de roca dura genera grandes cantidades de residuos, mientras que la extracción de salmueras requiere grandes volúmenes de agua en regiones áridas.
Pese a estas ventajas, las baterías de magnesio todavía se encuentran principalmente en etapas experimentales. Instituciones como la Universidad de Waterloo investigan nuevas químicas, mientras fabricantes de automóviles también financian proyectos destinados a encontrar alternativas a las baterías convencionales de ion-litio.
El principal obstáculo está en el comportamiento de los iones de magnesio dentro de la batería. Su desplazamiento es más lento que el de los iones de litio, lo que puede traducirse en cargas prolongadas, menor entrega de potencia durante aceleraciones rápidas y un rendimiento deficiente a bajas temperaturas.
A esto se suma la dificultad para desarrollar un electrolito que permita transportar los iones de magnesio sin degradarse. Algunos materiales capaces de facilitar ese movimiento pueden corroer los componentes internos de la batería. Los investigadores también buscan cátodos que soporten la inserción y extracción repetida de estos iones sin perder capacidad.
La industria automotriz ya explora otras alternativas relacionadas con estas tecnologías. General Motors y LG Energy Solution apuntan a lanzar en 2028 celdas de litio con alto contenido de manganeso, mientras Toyota financia investigaciones orientadas a desarrollar baterías de alta capacidad basadas en magnesio.
Otros fabricantes también incorporaron el magnesio en distintas etapas del desarrollo de sus vehículos. Great Wall Motor utiliza tecnología de fundición semisólida de magnesio para reducir el peso de componentes y Tesla emplea determinadas aleaciones de magnesio en los Model 3 y Model Y. MG, por su parte, incorporó una batería semisólida de óxido de litio y manganeso en el MG4 EV Urban, cuya llegada a Europa está prevista para finales de 2026.
Por ahora, el magnesio aparece más como una tecnología en desarrollo que como un reemplazo inmediato del litio. Sus ventajas en disponibilidad, costo, seguridad y densidad potencial son atractivas, pero los problemas relacionados con la velocidad de los iones, los electrolitos y los materiales del cátodo todavía deben resolverse para que pueda competir con las baterías de litio en autonomía, potencia y velocidad de carga.
Las ventas de combustibles registraron una caída interanual del 6,4% en julio. Según un informe de la consultora Politikon Chaco, elaborado a partir de datos de la Secretaría de Energía, en el séptimo mes del año se comercializaron 1.368.722 metros cúbicos.
Se trata del sexto descenso consecutivo en la comparación interanual y refleja la menor demanda en un mercado vinculado directamente con el nivel de actividad económica.
La baja afectó tanto a las naftas como al gasoil. Las primeras tuvieron una contracción del 7,4% interanual: las ventas de nafta súper descendieron 7,8%, mientras que las premium retrocedieron 6,4%.
En el caso del gasoil, el volumen vendido disminuyó 5,1%. El gasoil común explicó buena parte del retroceso, con una caída del 7%, mientras que la variedad premium tuvo una baja del 1,9%.
Entre enero y julio, el mercado acumuló ventas por 9,58 millones de metros cúbicos, el volumen más bajo para ese período desde 2021. En comparación con los primeros siete meses de 2025, la disminución fue del 2,1%, con retrocesos del 2,3% en gasoil y del 1,9% en naftas.
YPF tuvo su mayor caída en ventas desde febrero del 2025
Las principales marcas del mercado también mostraron resultados negativos durante julio. YPF, que concentra el 55,7% de las ventas, redujo sus despachos un 5,2% interanual, su mayor descenso desde febrero de 2025.
Shell, en tanto, registró una caída del 7%, mientras que Axion redujo sus ventas un 3,8% respecto de julio del año pasado.
La tendencia negativa también se extendió a la mayor parte del territorio nacional. De las 24 jurisdicciones, únicamente La Pampa, Neuquén y Santiago del Estero tuvieron incrementos, con subas del 0,7%, 0,5% y 0,2%, respectivamente.
Las otras 21 provincias presentaron caídas interanuales y en ocho casos fueron de dos dígitos. Los mayores retrocesos se registraron en Tucumán, con un 22,4%; Jujuy, con un 16,4%; y Salta, con una baja del 15,9%.
El Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) amplió el alcance de la bonificación tarifaria destinada a las entidades que integran el Sistema Nacional de Bomberos Voluntarios y estableció que el beneficio también alcance a los usuarios abastecidos mediante Gas Licuado de Petróleo (GLP) por redes.
La medida quedó formalizada a través de una resolución del organismo regulador, que modificó el alcance del concepto “Bonificación Ley 27.629”, incorporando lo dispuesto por la Secretaría de Energía de la Nación mediante la Resolución 134/2026.
Hasta ahora, el esquema contemplaba la bonificación total del precio del gas natural y de las tarifas correspondientes a los servicios de transporte y distribución de gas natural por redes, además de otros cargos de jurisdicción nacional, para los usuarios pertenecientes a entidades registradas en el Registro Nacional de Entidades de Bomberos Voluntarios.
Con la nueva disposición, el beneficio se extiende específicamente a los usuarios que reciben GLP distribuido por redes, equiparando su tratamiento tarifario con el de los usuarios abastecidos con gas natural por redes.
Un régimen gratuito para Bomberos Voluntarios
La medida se encuadra en la Ley 27.629, sancionada en 2021, que estableció un Régimen Tarifario Especial gratuito para las entidades incorporadas al Sistema Nacional de Bomberos Voluntarios.
El régimen comprende, bajo jurisdicción nacional, los servicios públicos de provisión de energía eléctrica, gas natural por red, agua potable y desagües cloacales, telefonía fija, telefonía móvil y servicios de tecnologías de la información y las comunicaciones.
En materia de gas, la Resolución 252/2024 del entonces Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) había establecido que las empresas distribuidoras debían incorporar en las facturas el concepto “Bonificación Ley 27.629” para los usuarios inscriptos en el registro correspondiente.
El cambio introducido ahora surge de la Resolución 134/2026 de la Secretaría de Energía, que amplió el beneficio para incluir el GLP distribuido por redes. Esa norma también instruyó al ENReGE a adecuar el procedimiento vigente para implementar la modificación.
La resolución establece además que las licenciatarias de distribución deberán comunicar la nueva disposición a todas las subdistribuidoras que operen dentro de sus respectivas áreas licenciadas.
El Ministerio de Economía aprobó la incorporación del proyecto “Ampliación Mega” al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), con una inversión de USD 365,4 millones destinada a ampliar la capacidad de procesamiento de gas natural proveniente de Vaca Muerta.
Impulsada por Compañía Mega, la iniciativa busca elevar de 5.500 a 7.000 toneladas diarias la capacidad de procesamiento de líquidos de gas natural (LGN), lo que representa un incremento cercano al 27%. La ampliación permitirá fortalecer el tratamiento de componentes como etano, propano, butano y gasolina natural, esenciales para la cadena industrial energética.
La Resolución 1381/2026, publicada en el Boletín Oficial, estableció la aprobación formal del proyecto. Su incorporación al RIGI se dio en el segmento de plantas de tratamiento y separación de líquidos, poliductos e instalaciones de almacenamiento.
Según el cronograma oficial, Compañía Mega tendrá hasta el 1 de octubre de 2027 para cumplir con el monto mínimo de inversión comprometido. Las operaciones comerciales de la ampliación están previstas para el 28 de febrero de 2029, con una vida útil proyectada de 18 años.
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El Ministerio de Economía aclaró que los beneficios tributarios, aduaneros y cambiarios del régimen estarán restringidos exclusivamente a la nueva ampliación y no podrán aplicarse a las instalaciones existentes del Complejo Industrial MEGA.
Este desembolso responde al crecimiento sostenido de la producción de gas en Vaca Muerta y a la necesidad de acompañar ese incremento con mayor infraestructura para procesar, transportar y fraccionar los líquidos asociados.
El proyecto también reforzará la cadena industrial que comienza en la Cuenca Neuquina y se extiende hasta Bahía Blanca, incluyendo el poliducto Loma La Lata–Bahía Blanca, clave para el transporte de los líquidos de gas natural.
Esta ampliación de USD 365,4 millones permitirá consolidar el crecimiento de Vaca Muerta, ampliar la infraestructura energética argentina y garantizar mayor capacidad de procesamiento para sostener la expansión del sector hidrocarburífero en los próximos años.
La ministra de Energía de Tierra del Fuego, Gabriela Castillo, anunció el inicio de un proceso inédito de licitación de hidrocarburos en las áreas Angostura, Las Violetas y Río Cullen, tras el vencimiento de las concesiones operadas por una UTE integrada por Roch, Secra, Crownpoint y DPG.
Por primera vez en la provincia, una concesión llegó a su vencimiento sin prórroga y se inició un proceso licitatorio para definir al futuro concesionario. El 18 de agosto se formalizó la recepción de los yacimientos mediante un acta certificada por escribano de la Gobernación, que incluyó la reversión de las áreas y de las instalaciones fijas al Estado provincial.
En esta transición, Roch continuará operando “por cuenta y orden de la Provincia” para evitar la interrupción de la actividad. Castillo explicó que se trata de un esquema transitorio acordado con la empresa, que permitirá mantener la explotación mientras se desarrolla el proceso licitatorio, estimado en cinco a seis meses.
La continuidad laboral de los trabajadores fue un aspecto central del acuerdo. Los 50 empleados serán indemnizados por la UTE y reincorporados por Roch bajo contratos a término durante el período de transición, garantizando la estabilidad laboral en un momento clave para el sector.
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El esquema también otorga un rol activo al Estado provincial en la explotación, con análisis de costos de producción, ventas y balances de lo recaudado y pagado. “No se trata solo de controlar cuánto se produce, sino de realizar un balance integral”, subrayó la ministra.
En materia ambiental, la UTE mantiene la responsabilidad de remediar pasivos y abandonar pozos según lo establecido en el acta de recepción, que cuenta con doce anexos. Uno de ellos fija la obligación de trabajar en la remediación de todos los pasivos listados en el expediente de cierre.
El proceso licitatorio ya está en marcha y el pliego se encuentra en su etapa final de elaboración. Se avanza en el armado del data room con información técnica que estará disponible para las empresas interesadas, y en los próximos días se publicará el llamado oficial.
Tierra del Fuego lidera un proceso inédito en la explotación hidrocarburífera, con el Estado al frente de la transición, garantizando la continuidad de la producción, la protección de los trabajadores y el cumplimiento de las obligaciones ambientales.
El Instituto Mosconi confirmó que Vaca Muerta concentra ya el 70% del petróleo argentino y el 61% del gas, consolidándose como motor energético en el segundo semestre de 2026. La producción nacional alcanzó récords históricos y las exportaciones crecieron con fuerza.
La producción de petróleo en junio registró un aumento interanual del 16,5%, con un desempeño destacado del shale oil, que creció 32,5% y desplazó al convencional, en caída del 9,1%. El gas natural también mostró un avance del 10,2% en el mes y del 10,8% en el acumulado de 12 meses.
Dentro de la cuenca neuquina, el salto fue del 25,9% interanual. En particular, Vaca Muerta se expandió 33% en junio, consolidando su rol como principal fuente de hidrocarburos del país.
Las empresas líderes acompañaron esta tendencia. YPF incrementó su producción un 23% interanual, mientras que Pluspetrol sorprendió con un alza del 102,9%, reflejando la dinámica de inversión y desarrollo en el sector.
En paralelo, las exportaciones energéticas crecieron 31,1% interanual en junio, reforzando el perfil exportador de Argentina. El superávit energético alcanzó USD 611 millones en el mes, aunque con una baja del 15,2% respecto de 2025. En el acumulado del semestre, el saldo positivo llegó a USD 5.950 millones, con un incremento del 59%.
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El Instituto Mosconi subrayó que el shale oil y el gas no convencional se consolidan como pilares de la matriz energética, desplazando al convencional y generando excedentes exportables. Este cambio estructural marca un nuevo perfil para el sector hidrocarburífero argentino.
La expansión de Vaca Muerta en el segundo semestre se proyecta como clave para sostener el crecimiento de la producción y las exportaciones, en un contexto de mayor demanda regional y global de energía.
Argentina atraviesa una transformación energética segun indica el informe que a su vez confirma su gran momento con Vaca Muerta como protagonista indiscutido y con el shale oil como motor de la nueva etapa de desarrollo.
Las exportaciones de bienes alcanzaron los USD 49.511 millones en el primer semestre de 2026, con un crecimiento interanual de 24,6%. El informe del INDEC señaló que el desempeño estuvo impulsado principalmente por los complejos soja y petrolero-petroquímico, que marcaron récords en volúmenes y precios.
La evolución del período se explicó por un incremento de 9,0% en el índice de precios y de 14,2% en el índice de cantidades respecto al mismo semestre de 2025. Los complejos exportadores representaron el 93,6% de las ventas totales al exterior, y dentro de ellos, soja y petróleo concentraron el mayor peso.
En el complejo soja, los principales productos exportados fueron harina y pellets de la extracción del aceite de soja, aceite de soja en bruto, porotos y biodiésel. La participación se distribuyó en 45,9% harina y pellets, 39,3% aceite, 11,3% porotos y 3,6% biodiésel y otros derivados.
Respecto a los destinos, los más relevantes fueron ASEAN (USD 1.155 millones), Unión Europea (USD 820 millones), Medio Oriente (USD 747 millones) y China, que absorbió USD 951 millones en porotos de soja. El biodiésel se dirigió en su totalidad a la Unión Europea, por USD 95 millones.
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El complejo petrolero-petroquímico fue el segundo en importancia y alcanzó un valor récord en la serie 2002–2026. El 83,5% de las ventas correspondió a petróleo, el 9,9% a gas y el 6,5% a productos petroquímicos. La balanza comercial del sector fue superavitaria en USD 6.034 millones, con un aumento interanual de 83,9%.
Los principales destinos del petróleo argentino fueron la zona USMCA (USD 1.877 millones, con Estados Unidos como comprador dominante), el “Resto de ALADI” (USD 1.750 millones) y el Mercosur (USD 1.509 millones, con Brasil como principal receptor).
Otros complejos también mostraron fuerte dinamismo: litio (+186,3%), girasol (+128,7%), oro y plata (+56,8%) y maíz. En conjunto, los complejos soja, petrolero, maicero, automotriz, oro y plata, carne y cuero bovinos, triguero, girasol, pesquero y litio concentraron el 78,4% de las exportaciones.
Para concluir, el informe del INDEC confirma que la soja y el petróleo fueron los motores de las exportaciones argentinas en el primer semestre de 2026, con un impacto decisivo en la balanza comercial y en la consolidación de cadenas productivas agroindustriales y energéticas.
Las exportaciones argentinas crecieron 24,6% en el primer semestre de 2026, alcanzando los USD 49.511 millones. El informe del INDEC destacó que el impulso provino principalmente del complejo petrolero-petroquímico y de la minería, con litio y oro como protagonistas.
El crecimiento global del valor exportado se sostuvo en un incremento combinado del 14,2% en las cantidades despachadas y del 9,0% en los precios internacionales. Los diez principales complejos concentraron el 78,4% de los despachos totales de bienes, con energía y minería encabezando los porcentajes de expansión.
Dentro del complejo petrolero-petroquímico, las ventas alcanzaron un récord histórico de USD 8.116 millones en la serie 2002–2026. El salto interanual fue del 43,7%, con aceites crudos de petróleo como principal producto (USD 4.702 millones, +48%).
La cuenca neuquina de Vaca Muerta fue clave en este desempeño, acompañada por el aprovisionamiento de combustibles a buques y aeronaves (USD 1.028 millones, +43,6%) y las naftas (USD 346 millones, +41,5%). El superávit comercial del sector alcanzó los USD 6.034 millones, con una mejora interanual del 83,9%.
En minería, el litio mostró el mayor salto porcentual, con un crecimiento de 186,3% interanual hasta los USD 1.126 millones. El carbonato de litio representó el 88% de los envíos, con China como mercado casi exclusivo (83,9% de las ventas).
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El complejo de oro y plata también marcó un máximo histórico, con ventas por USD 3.504 millones (+56,8%). El oro en bruto no monetario constituyó el 83,4% de los despachos, orientados principalmente hacia Suiza (USD 1.522 millones), Estados Unidos (USD 735 millones) y Canadá (USD 376 millones).
El informe del INDEC muestra que las actividades extractivas e industriales asociadas a hidrocarburos y minerales ganaron un peso determinante en la balanza comercial, marcando un nuevo perfil exportador para la economía argentina.
Aunque la agroindustria continuó liderando en montos absolutos mediante el complejo sojero (USD 9.082 millones, +5,7%) y el maicero (USD 4.241 millones, +6,9%), el arranque de 2026 confirmó un cambio estructural en la canasta de divisas de Argentina. Energía y minería se consolidaron como motores de crecimiento en el frente externo.
El Ministerio de Energía de Chile informó la suspensión del suministro de gas natural desde Argentina tras detectar que el producto no cumplía con los estándares exigidos por la normativa chilena. La medida afecta a las regiones de Ñuble y Biobío y se mantendrá hasta que el gas cumpla con los parámetros contratados.
La autoridad explicó que la medición y verificación de la calidad del gas se realiza en el punto de entrada del gaseoducto internacional ubicado en Yungay, sector Valle Las Vacas. Allí se aplican controles bajo normativa chilena, considerada más exigente que la argentina.
Durante el proceso de verificación se detectó gas que no cumplía con el estándar contratado, razón por la cual se suspendió su recepción. El Ministerio señaló que la decisión busca resguardar la seguridad y continuidad del suministro energético en las regiones afectadas.
Los ejecutivos de la cartera chilena trabajan en coordinación con la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, Intergas, Gas Sur y las empresas argentinas involucradas. Se activaron todos los protocolos para garantizar que el servicio pueda restablecerse en condiciones seguras.
En paralelo, se espera un estudio de cromatografía para determinar la composición exacta del gas y evaluar los riesgos de su utilización. El foco, según el Ministerio, está en resolver los problemas técnicos y “poner a las personas en el centro”.
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El suministro suspendido provenía de la provincia de Neuquén y abastecía a las regiones de Ñuble y Biobío. La interrupción genera preocupación en sectores industriales, aunque las autoridades aseguraron que se están evaluando alternativas para mantener la continuidad energética.
Desde Chile confirmaron que ya están en contacto con las autoridades y empresas trasandinas para encontrar una solución conjunta. El objetivo es restablecer el envío de gas compatible con las normas chilenas lo antes posible.
La suspensión de la compra de gas argentino por parte de Chile refleja la importancia de los estándares de calidad en el comercio energético bilateral y abre un nuevo frente de coordinación técnica y diplomática entre ambos países.
El ministerio de Economía aprobó, a través de la Resolución 1381/2026, la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), para el Proyecto Único denominado “Ampliación Mega”, que consiste en la ampliación del proyecto preexistente no adherido al RIGI de Compañía Mega SA a fin de incrementar en mil quinientas (1.500) toneladas diarias, la capacidad de producción de Líquidos del Gas Natural (LGN) del citado Complejo Industrial.
Ello, incorporando nuevas instalaciones e infraestructura asociada a la Planta de Separación Loma La Lata, ubicada en la provincia del Neuquén, al Poliducto denominado “Loma La Lata – Bahía Blanca” cuya traza atraviesa las Provincias del Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires y a la Planta de Fraccionamiento de Bahía Blanca situada en la provincia de Buenos Aires.
El proyecto está enmarcado en el Sector “petróleo y gas”, Subsector “construcción de plantas de tratamiento, plantas de separación de líquidos de gas natural, oleoductos, gasoductos y poliductos e instalaciones de almacenamiento”, y el plan de inversión presentado por Compañía Mega SA Sucursal Dedicada (CMSD) totaliza U$S 365,4 millones.
El proyecto apunta a incrementar en 1.500 toneladas diarias la capacidad de producción de Líquidos del Gas Natural (propano, butano, gasolina) del Complejo Industrial MEGA, que actualmente tiene capacidad para producir 5.500 toneladas/día. Por tratarse de la ampliación de un proyecto que no estaba adherido al RIGI, CMSD funcionará de manera independiente, con un registro contable separado de su casa matriz, Compañía Mega SA. La compañía tiene por accionistas a YPF (38 %), Petrobras (34 %) y Dow (28 por ciento).
La R-1381 establece que durante el primer y segundo año contados desde la fecha de notificación de esta resolución, el Vehículo de Proyecto Único (VPU) CMSD deberá acreditar haber completado un monto de inversión en activos computables igual o superior al cuarenta por ciento (40 %) del monto de inversión mínima, a efectos de lo previsto en la Ley 27.742 (Ley Bases).
Conforme al plan de inversión aprobado por esta Resolución, la fecha límite para el cumplimiento del monto de inversión mínima en activos computables por parte del VPU CMSD es el día 1° de octubre de 2027.
El proyecto contempla la creación de 800 puestos de trabajo y que el 60 % del monto aplicado a proveedores, bienes e infraestructura corresponderá a empresas locales.
El artículo 5 de la R-1381 aprobó el listado de mercaderías que el proyecto VPU CMSD podrá importar bajo la franquicia dispuesta por el artículo 190 de la ley 27.742, de exenciones impositivas y aduaneras.
La Resolución ya oficializada encomienda a la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, y/o a quien esta delegue, en su carácter de área con competencia específica en la materia, la fiscalización y control del cumplimiento de las disposiciones de la ley 27.742 y sus normas reglamentarias y complementarias.
Asimismo, Economía ordenó la comunicación del otorgamiento del RIGI a éste proyecto, a la Agencia de Recaudación y Control Aduanero (ARCA), para la generación de un CUIT especial para el VPU CMSD, y también la aplicación de los incentivos tributarios y aduaneros establecidos la ley 27.742. En el mismo sentido, se comunicó la decisión al Banco Central de la República Argentina (BCRA) a fin de que aplique a CMSD los incentivos cambiarios previstos en dicha Ley.
El lunes 17 de agosto de 2026, Nadia Beller, abogada y expareja del operador político argentino Fernando Cerimedo, fue baleada mientras se hospedaba en un hotel de Santa Cruz de la Sierra. Cerimedo, ex asesor del presidente argentino Javier Milei y figura vinculada al gobierno del presidente boliviano Rodrigo Paz, fue detenido como principal sospechoso del ataque.
Lo que inicialmente habria sido una violenta disputa personal destapó un escándalo de corrupción que sacudiría hasta sus cimientos del sistema político de Bolivia.
Desde su cama de hospital, Beller lanzó duras acusaciones, vinculando a Cerimedo con negocios irregulares relacionados con combustible, oro y seguros. Afirmó que, al principio de su relación, presenció actividades ilegales de primera mano. “Fui testigo, a través de mi relación, de los acuerdos realizados por el gobierno de Rodrigo Paz, su esposa y la familia de esta, con él actuando como intermediario junto a otros”, declaró en una entrevista con La Nación. “Se trata de acuerdos relacionados con gasolina, diésel y oro”.
El método Cerimedo
Beller afirmó que Cerimedo no recibía un salario formal del Estado boliviano. En cambio, según ella, obtenía ingresos a través de contratos concertados con empresas privadas. “Las empresas le pagaban a él y a sus socios un salario complementario por estar presentes en países como Bolivia, donde orquestan campañas políticas. Su pago proviene de contratos que negocian con grandes empresas”, declaró Beller al diario La Nación . Especificó que se beneficiaba “de contratos, de facilitar pagos y de tratos con grandes empresas como las petroleras y proveedoras de combustible”.
No obstante, Beller declaró que Cerimedo tenía acceso a recursos estatales: una oficina, un vehículo oficial, una escolta policial que también le servía de chófer y tarjetas de identificación que lo acreditaban como asesor del presidente Rodrigo Paz. Además, alegó que ejercía influencia en múltiples agencias y empresas estatales y se movía con total libertad por los pasillos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). Beller aseguró poseer mensajes, grabaciones y fotografías —incluidas imágenes de “cajones repletos de dinero en efectivo”— que corroborarían sus acusaciones.
Un torrente de adulteración
El escándalo que involucra a Cerimedo y al gobierno de Paz estalló en el contexto de una crisis aún mayor: la importación y distribución de combustible adulterado, junto con la compra de petróleo crudo a precios inflados. El asunto ya le había costado el puesto y la libertad al ministro de Hidrocarburos, Mauricio Medinaceli, tras sólo unos meses en el cargo.
Medinaceli fue detenido en La Paz y trasladado esposado a la Fiscalía, donde enfrentó imputaciones por negligencia en el cumplimiento del deber y mala conducta económica. Se le acusó de autorizar la distribución de combustible adulterado, a pesar de las advertencias recibidas y de no tomar medidas para detener su comercialización.
Tres días después de su detención, el Sexto Juzgado Anticorrupción de La Paz le impuso arresto domiciliario con una fianza de 100.000 pesos bolivianos, prohibiéndole acercarse a la YPFB o a la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y exigiéndole comparecer semanalmente ante la Fiscalía. El ex ministro mantuvo su inocencia durante la audiencia.
“La gasolina está sucia”
Los análisis técnicos de los tanques de almacenamiento de la petrolera estatal revelaron una composición alarmante: manganeso, residuos de caucho, agua sucia y aceite usado. Estos componentes dañinos, ajenos a cualquier estándar de calidad, transformaron la nafta en un veneno para los motores. La adulteración, que se prolongó durante varios meses, se operó con unos 5.000 camiones cisterna, lo que se calcula en unos 200 millones de litros de combustible, según estimaciones de expertos.
La distribución de esta la nafta adulterada, provocó graves fallas mecánicas, obstruyó sistemas de inyección y destruyó motores en más de 66.000 vehículos en todo el territorio boliviano. El descontento popular estalló de inmediato: transportistas y conductores particulares organizaron bloqueos masivos que paralizaron ciudades enteras y pusieron al gobierno contra las cuerdas.
Para mitigar la indignación social y frenar las protestas, YPFB activó un fondo de compensación económica que ya ha superado los US$ 1,2 millones de dólares en pagos a los afectados. Sin embargo, la magnitud de los daños y la lentitud en la tramitación de las reclamaciones generaron un clima de desconfianza que el dinero per sé no pudo disipar.
La Cámara de Diputados de Bolivia aprobó un informe final que identifica a más de 50 presuntos responsables de negligencia y malversación en la cadena de custodia de hidrocarburos. El expediente legislativo señala una responsabilidad compartida entre la administración pública y actores privados, sentando las bases para futuras acciones penales.
Ministros y ejecutivos arrestados
La crisis obligó a una profunda reestructuración del aparato institucional vinculado a los hidrocarburos. En cuestión de meses, la YPFB tuvo tres presidentes diferentes, lo que reflejaba la inestabilidad y el caos internos. Los contratos de recepción de gasolina con dos de las mayores multinacionales de materias primas —Vitol y Trafigura— fueron suspendidos temporalmente.
El vicepresidente Edmand Lara se distanció públicamente de Paz y no descartó la posibilidad de impulsar una comisión de investigación en la Asamblea. Para colmo, Lara relató que uno de sus colaboradores de confianza entró a su despacho con una alarmante advertencia: “No viajes, porque una persona cercana a Cerimedo —muy cercana— me dijo que van a atentar contra tu vida en Ecuador”.
Lo que comenzó como quejas aisladas sobre fallas mecánicas en vehículos particulares destapó una red de corrupción y negligencia que sacudió al gobierno de Rodrigo Paz, provocando la caída de ministros, la suspensión de contratos multimillonarios y una ola de protestas en todo el país.
Aguas abajo
En agosto se conoció que Cerimedo también había ingresado al negocio de compraventa de hidrocarburos, mediante la adquisición de una participación en Sanabria S.R.L., empresa radicada en Puerto General San Martín, a 35 kilómetros de Rosario. La compañía, originalmente dedicada a la explotación de una guardería náutica, fue reconvertida en proveedora de diésel para remolcadores de barcazas.
Se trata de un negocio estratégico, concentrado en un reducido número de operadores. Entre ellos se encuentra Trafigura, que cuenta con una flota fluvial y una terminal en Campana desde la cual abastece, a través del río Paraná, con productos derivados del petróleo al mercado local, así como a Paraguay y Bolivia.
Según consignó LPO, Surlibre Inversiones —sociedad controlada por Cerimedo— ingresó como socia de Sanabria S.R.L. y adquirió el 30 % de la compañía. La operación se concretó mediante la cesión de 100 cuotapartes por parte de los Sergio Ezequiel Amarilla y de otras 50 por parte de Iván Alberto Sanabria, sobre un capital integrado por un total de 500 cuotas.
El movimiento societario tuvo lugar dos meses después de la llegada de Iñaki Arreseygor a la Subsecretaría de Puertos, ocurrida en mayo de 2024. Arreseygor se encuentra al frente del proceso de privatización de la vía navegable.
De acuerdo con LPO, Toto Caputo le habría facilitado el negocio mediante la tramitación exprés de la reconversión de Sanabria, un proceso que, según esa publicación, resulta casi imposible de llevar adelante sin respaldo oficial. El expediente necesitó el visto bueno de la Agencia de Puertos, cuyo titular, Arreseygor, depende directamente del aval de Caputo, según fuentes del sector agropecuario.
“Prefectura debe habilitar la seguridad. Hay que tener llegada a lo más alto para instalar un kiosco en una plaza supermonopolizada”, afirmaron fuentes vinculadas al negocio.
Vitol y Trafigura bajo la lupa
Las investigaciones legislativas y judiciales bolivianas, se centraron en Vitol SA y el Grupo Trafigura, dos de las mayores multinacionales de comercio de materias primas del mundo, como principales proveedores del combustible. Ambas empresas concentraban una parte significativa del suministro de combustible importado al país, operando bajo un esquema que combinaba el suministro a crédito con la entrega a través de intermediarios como Botrading, una empresa subsidiaria constituida en Paraguay por YPFB.
El Ministerio de Hidrocarburos suspendió formalmente todos los contratos y la recepción de cargamentos de naftas, diésel y petróleo crudo de Vitol y Trafigura tan pronto como estalló la crisis. Pero la suspensión no ha bastado para disipar las dudas: según la prensa del altiplano, Bolivia tenía una deuda de casi U$S 700 millones con estos intermediarios antes de que la situación se agravara, lo que limitó la capacidad de negociación del Estado y generó una fuerte dependencia del suministro.
La triangulación
Si bien las empresas aducen haber suministrado combustible refinado -que aparentemente cumplía con las especificaciones técnicas- los informes parlamentarios y de la fiscalía determinaron que la responsabilidad por la adulteración estaba dividida en dos etapas.
Por un lado, el producto de origen —las naftas base suministradas por las multinacionales— contenía altos niveles de diolefinas, compuestos inestables que reaccionan muy rápido al oxígeno y que ingresaban sin controles adecuados.
Esta laxitud regulatoria permitió que combustibles de baja calidad llegaran al territorio boliviano sin ser detectados correctamente, y esto no se debió a la falta de regulaciones u organismos de supervisión.
Por otro lado, la segunda etapa de adulteración, habría sido con posterioridad a la entrega a YPFB, y se habría perpetrado por parte de redes de contrabando a lo largo de las rutas logísticas desde los puertos chilenos. Allí, se habría sustituído el combustible original para venderlo en el mercado negro y se rellenaban los tanques con combustibles o líquidos solubles de baja calidad antes de entregarlo a los depósitos de almacenamiento de la YPFB.
Según funcionarios con amplia experiencia en hidrocarburos, la laxitud en los controles sobre los operadores de transporte no fue casualidad y la segunda etapa de adulteración tendría como fin el enmascarar la adulteración original. La combinación de un producto inestable y el sabotaje sistemático durante el transporte creó una tormenta perfecta que puso al descubierto las vulnerabilidades del sistema de control de Bolivia.
Trafigura y un patrón controvertido
En las últimas dos décadas, Trafigura fue objeto de una serie de investigaciones, sanciones y controversias en múltiples jurisdicciones, que van desde firmes condenas judiciales por corrupción hasta desafíos políticos y administrativos en mercados estratégicos.
El esquema de Petrobras
Entre 2003 y 2014, la empresa participó en un esquema de sobornos dirigido a funcionarios vinculados a Petrobras para obtener contratos comerciales. En marzo de 2024, su empresa matriz se declaró culpable ante tribunales estadounidenses de conspiración para violar la legislación internacional anticorrupción, aceptando el pago de más de 120 millones de dólares en multas y decomisos. El caso tuvo repercusiones en Brasil, donde la empresa cerró las investigaciones con pagos adicionales en 2025, consolidando uno de los episodios más claros de corrupción sistemática en su historia reciente.
Angola y el escándalo Sonangol
Un patrón similar surgió en África. Entre 2009 y 2011, ejecutivos de Trafigura, incluido su entonces director de operaciones, organizaron el pago de sobornos a un funcionario angoleño para obtener contratos con la petrolera estatal Sonangol. El caso fue investigado en Suiza y culminó en enero de 2025 con una condena del Tribunal Penal Federal, que impuso sanciones económicas superiores a 140 millones de dólares a la empresa y penas individuales a sus ejecutivos. El mecanismo era directo: pagos ilegales canalizados a través de intermediarios para asegurar un acceso privilegiado al mercado petrolero.
Estados Unidos y la manipulación de materias primas
Paralelamente, en Estados Unidos, la empresa también fue sancionada en 2024 por la Comisión de Comercio de Futuros de Productos Básicos (CFTC) por prácticas irregulares entre 2014 y 2019. Estas irregularidades incluyeron el uso indebido de información comercial confidencial obtenida de una entidad estatal mexicana, la manipulación de un índice de precios del fueloil en 2017 y la inclusión de cláusulas contractuales diseñadas para impedir que los empleados cooperaran con los reguladores. La resolución implicó el pago de 55 millones de dólares y confirmó un patrón de incumplimiento normativo en los mercados financieros energéticos
Costa de Marfil
El episodio más emblemático en términos de impacto social y ambiental sigue siendo el caso del buque Probo Koala . En 2006, los residuos tóxicos generados por las operaciones de la empresa fueron vertidos en Abiyán, Costa de Marfil, tras haber sido previamente rechazados en Europa.
En 2010, un tribunal neerlandés condenó a Trafigura por exportación ilegal de residuos peligrosos y por ocultar su verdadera naturaleza. La empresa pagó multas en Europa y alcanzó acuerdos multimillonarios con el gobierno marfileño y miles de víctimas, en un caso que se convirtió en un referente mundial sobre responsabilidad corporativa y daños ambientales.
Programa Petróleo por Alimentos
Otros episodios incluyen su admisión de responsabilidad en Estados Unidos en 2006 por declaraciones falsas en Irak, donde reconoció irregularidades en la comercialización de petróleo.
El 25 de mayo de 2006, Trafigura AG se declaró culpable ante el Tribunal Federal del Distrito Sur de Texas por dos cargos de ingreso de mercancías en Estados Unidos mediante declaraciones falsas. La compañía admitió haber vendido a empresas estadounidenses más de 500.000 barriles de petróleo iraquí cargados clandestinamente en 2001 en el petrolero Essex, presentándolos falsamente como obtenidos conforme al programa “Petróleo por Alimentos” de la ONU.
Como parte del acuerdo, aceptó entregar U$S 9,9 millones correspondientes al producto de las ventas y pagar otros U$S 9,9 millones en sanciones penales y civiles. Por tanto, no se trató únicamente de una acusación negada por Trafigura: existió una declaración de culpabilidad y una admisión formal de que se utilizaron manifestaciones falsas para introducir y comercializar el crudo en Estados Unidos.
El caso ANCAP
En Uruguay la empresa fue mencionada en el llamado “caso ANCAP”, que investigó irregularidades en negocios petroleros entre 2012 y 2017. No hubo condena judicial contra Trafigura, pero sí surgieron interrogantes políticos y parlamentarios sobre su papel como intermediario en operaciones con condiciones que carecían de transparencia para la empresa estatal. El caso reflejó más un problema de gobernanza y opacidad contractual que un delito probado, pero dejó abierta la discusión sobre la influencia de los intermediarios globales en los mercados públicos.
Un patrón consistente
En conjunto, estos episodios muestran un patrón constante: allí donde las investigaciones avanzaron con suficiente capacidad institucional —como en Estados Unidos, Suiza o los Países Bajos— surgieron pruebas, condenas o acuerdos multimillonarios por soborno, fraude o delitos ambientales. Por el contrario, en contextos con menor capacidad de supervisión o mayor opacidad estatal —como algunos países latinoamericanos o africanos— las acusaciones tendieron a quedarse en el ámbito de la denuncia política, la investigación inconclusa o la controversia pública.
La mina de Calcatreu, en el sur de Río Negro, exportó por primera vez material en junio.
El gobierno de Río Negro firmó un acuerdo este jueves con Patagonia Gold para normalizar los trabajos en la mina de Calcatreu, tras la paralización temporal dictada por la Provincia la semana pasada. El entendimiento incluye el compromiso de la empresa de incorporar unos 30 trabajadores y capacitar a igual número para cumplir con la exigencia de 80% de contratación de mano de obra local.
La reunión entre las partes se realizó este mediodía en Ingeniero Jacobacci, la ciudad próxima al yacimiento, y fue encabezada por la secretaria de Trabajo, Martha Avilez. Según comunicó el gobierno, el acuerdo garantiza «el cumplimiento de los compromisos laborales, mayores oportunidades para trabajadores rionegrinos y mejores condiciones de seguridad e higiene».
«Desde el inicio, la posición de la Provincia fue clara: acompañar la inversión y el desarrollo productivo, pero asegurando que ese crecimiento genere oportunidades concretas en Río Negro y especialmente en la Región Sur», plantearon.
El acuerdo establece la incorporación progresiva de 30 trabajadores y la capacitación de otras 30 personas, según las necesidades laborales del proyecto, la cual será financiada por la empresa con hasta 2 millones de pesos por participante.
Además, se reactivará la mesa de trabajo local con la incorporación de la comunidad mapuche Peñi Mapu y las futuras búsquedas laborales deberán continuar canalizándose a través del Servicio de Empleo Rionegrino (SER), la Bolsa de Empleo Municipal y los mecanismos acordados, «priorizando y agotando las posibilidades de contratación de trabajadores rionegrinos antes de recurrir a personal de otras jurisdicciones», se indicó.
La suspensión de los trabajos en Calcatreu, una de las principales apuestas productivas del gobierno de Weretilneck para la Región Sur, había sido definida el jueves pasado frente a supuestos incumplimientos de Patagonia Gold respecto de la ley 80/20 que fija el cupo de empleo local que debe cumplir el proyecto.
La medida se dio apenas unos meses después del primer despacho de metal doré que se realizó desde el aeropuerto de Bariloche hacia Canadá, en lo que significó la primera exportación de este tipo para la provincia.
«Normalizar las actividades»
«Desde el primer momento nuestra voluntad fue encontrar una solución que permitiera continuar con un proyecto estratégico para la Región Sur, pero poniendo en orden aquello que debía corregirse», afirmó Avilez.
La funcionaria de Trabajo planteó que «producción y empleo local tienen que avanzar juntos» y que el compromiso alcanzado con la empresa servirá «para que el desarrollo de Calcatreu se traduzca en más oportunidades para nuestra gente».
El entendimiento también contempla la regularización de las observaciones realizadas por la Provincia en materia de seguridad e higiene y el fortalecimiento del sistema de emergencias.
Según se informó, la Secretaría de Trabajo acompañará a la empresa en ese proceso y «avanzará con el levantamiento de la suspensión parcial y preventiva para normalizar las actividades».
A su vez, se trabajará para «priorizar proveedores de Ingeniero Jacobacci, la Región Sur y Río Negro, ampliando el impacto económico del proyecto en el territorio».
En el marco de las actividades por los 52 años de la Universidad Nacional de Misiones, se realizó la apertura de las XVI Jornadas de Investigación, Desarrollo Tecnológico, Extensión y Vinculación (JIDeTEV 2026). La charla inaugural estuvo dedicada a “Corpus Pindó-í, una oportunidad para el desarrollo de Misiones”.
El proyecto multipropósito fue protagonista de la apertura de las XVI Jornadas de Investigación, Desarrollo Tecnológico, Extensión y Vinculación de la Facultad de Ingeniería de la UNaM, en Oberá. La actividad reunió a la comunidad científica y técnica, docentes, estudiantes, empresas y referentes de distintos sectores de la sociedad.
La exposición recorrió la historia de los aprovechamientos hidroeléctricos de la región y, particularmente, la evolución del proyecto Corpus, para analizar luego su vigencia frente al actual escenario energético de Misiones y los desafíos que plantea la transición hacia fuentes de energía limpias y renovables.
En ese contexto se destacó que la cuenca del Paraná cuenta con más de 60 aprovechamientos hidroeléctricos y que Corpus en Pindo-í debe analizarse no sólo por su capacidad de generación eléctrica, sino por las oportunidades de desarrollo económico, tecnológico y productivo que una infraestructura de esta magnitud puede generar para Misiones.
Durante la presentación también se abordaron sus potenciales beneficios sobre la navegación y la logística del Alto Paraná, la infraestructura, las inversiones, el turismo y la generación de nuevas actividades productivas, junto con la posibilidad de disponer de energía renovable y firme para acompañar el crecimiento provincial.
El intercambio posterior reflejó el interés generado por la propuesta. Las preguntas del público se concentraron especialmente en las oportunidades económicas que podría generar el proyecto y en el rol que deberán asumir los misioneros en la planificación de la infraestructura asociada, para potenciar sus beneficios y oportunidades para la provincia.
La conclusión planteada durante el encuentro fue clara: Corpus en Pindo-í es una propuesta que merece ser profundizada, estudiada y puesta a disposición de la opinión pública misionera, con información actualizada y participación de la sociedad, para evaluar integralmente sus impactos y las oportunidades que puede representar para el futuro energético y productivo de Misiones
Pablo Cervi, senador de Neuquén por LLA, ocupará la secretaría de la comisión de Energía.
La comisión de Minería, Energía e Hidrocarburosdel Senado eligió este miércoles a sus autoridades tras varios meses de vacancia y dejó al frente de un disputado puesto al neuquino Pablo Cervi de La Libertad Avanza. Su elección como secretario clausuró las expectativas de Julieta Corroza, la representante del gobernador Rolando Figueroa, de asumir en ese lugar clave para el debate de proyectos vinculados a Vaca Muerta.
La votación también implicó un enroque entre quien hasta entonces ocupaba la presidencia, el senador catamarqueño Flavio Fama (UCR), con la salteña Flavia Royon (Primero los Salteños). Fama pasará a ocupar la vicepresidencia del cuerpo.
La comisión de Minería y Energía se reunió hoy previo a conformar el plenario con Presupuesto para debatir la nueva ley de Biocombustibles.
Según pudo saber EN/CLAVE, la decisión se terminó de formalizar en un encuentro que tuvieron este mediodía los tres senadores con la jefa de bloque de La Libertad Avanza, Patricia Bullrich. Esa charla no incluyó a Corroza, quien se habría enterado de la propuesta por el senador Ezequiel Atauche (LLA), quien fue luego el encargado de mencionar a las autoridades elegidas para el momento de la votación.
Según testigos, la senadora de La Neuquinidad se retiró tras recibir la noticia, lo que redujo el quórum de la comisión a nueve miembros de 19 que tiene en total.
Ese aspecto podría poner en duda el resultado de la votación, ya que se requería un mínimo de 10 para funcionar. El oficialismo luego intentó salvar el número con la llegada de Bullrich, quien estaba participando del debate de la Ley de Sociedades.
Cómo fue la votación
Antes de la llegada de los representantes de la comisión de Presupuesto para iniciar el plenario, el senador Flavio Fama planteó que Minería y Energía venía «funcionando prácticamente sin autoridades» y evaluó que ya era «momento de que propongan la renovación de todas las autoridades».
«Lo mejor que se puede hacer es volver a reelegir todas porque solamente con un presidente no es suficiente y no se puede manejar con eficiencia la comisión», planteó
Ezequiel Atauche fue el encargado de proponer como presidenta a Flavia Royon por su experiencia en el sector, como vicepresidente a Fama y como secretario a Pablo Cervi.
Si bien se leyó a Julieta Corroza entre los presentes para el quórum de 10 senadores, lo cierto es que la neuquina ya se había retirado de la sala. La votación resultó por unanimidad de los nueve que estaban participando.
Fama hizo un cierre de despedida en el cual afirmó que la comisión «tiene temas trascendentales, a veces conflictivos», pero destacando que se esforzó «para debatir en forma abierta».
Por su parte, Royón describió como «un honor y un desafío» presidir la comisión de Minería y Energía, «dos sectores claves para el desarrollo del país».
El neuquino Pablo Cervi se mostró «a disposición para hacer una buena gestión» y sostuvo que «la comisión toca temas muy importantes, energía y minería, dos de los motores que están creciendo y que van a mover la economía del país». «Asumo este cargo con todo el compromiso, sabiendo que estamos muy bien representados en la presidencia y vicepresidencia y sabiendo que vamos a hacer un buen trabajo», afirmó.
Quórum y Zona Fría, lo que viene
EN/CLAVE había contado meses atrás que el debate de las autoridades de la comisión de Minería y Energía era una de las prendas de negociación entre La Libertad Avanza y el gobierno de Rolando Figueroa.
La expectativa era que Julieta Corroza pudiera ocupar un lugar en esa selección y no Pablo Cervi, quien había salido públicamente a declarar que ya contaba con acuerdo de su bloque para ocupar la secretaría. Para el gobierno de Neuquén, ese lugar debía corresponderse con una representante de quien tiene a cargo la gestión de Vaca Muerta.
Lo ocurrido este miércoles aparece como una señal del oficialismo hacia la senadora de La Neuquinidad tras su voto en contra de la Ley de Inviolabilidad de la Propiedad Privada. Si bien Flavia Royón se comportó en igual sentido, antes había apoyado la Ley de Glaciares, votación en la cual Corroza se abstuvo.
Este jueves habrá sesión y es de esperar que la senadora de Neuquén, que fue clave para el oficialismo en la obtención del quórum, esta vez opte por no facilitarles esa tarea.
Por otro lado, La Libertad Avanza aún necesita del voto de Corroza para sancionar los cambios en el régimen de Zona Fría. El gobernador Figueroa afirmó esta semana que, si bien el jefe de Gabinete, Diego Santilli, brindó un compromiso de «no tocar» el subsidio en la Patagonia, todavía se necesitan «garantías» para poder apoyar el proyecto en la Cámara Alta.
«La industria necesita de una actualización del marco normativo vigente y previsibilidad económica», remarcó Petracci.
Es innegable que la historia del sector químico y petroquímico está entrelazada con el desarrollo productivo de la Argentina. A lo largo de estas décadas hemos atravesado diversas etapas de transformación, pero en la actualidad nos encontramos frente a una etapa de reconfiguración ineludible. A nivel global, la transición energética, la innovación tecnológica —con la aplicación de herramientas como la Inteligencia Artificial para ganar eficiencia— y los reordenamientos geopolíticos abren un nuevo panorama. En este sentido, operar desde una región alejada de los conflictos bélicos globales representa una clara ventaja competitiva para nuestro país. Sin embargo, no estamos exentos de la volatilidad de los precios internacionales y tenemos por delante el inmenso desafío de penetrar en nuevos mercados para traccionar la demanda que viabilice más inversiones.
En el plano local, el escenario también se transforma. La Argentina cuenta con pilares insustituibles, como el rol estratégico de Vaca Muerta, que nos asegura la disponibilidad de gas y materias primas abundantes como base para nuevos desarrollos. A esto se suma el avance hacia una mayor apertura económica: herramientas como la facilitación de importaciones y el RIGI generan un nuevo marco donde pasamos a competir directamente con el comercio internacional.
Guillermo Petracci, director de Unipar Argentina.
El rol de la industria química y petroquímica
La industria química y petroquímica es la llave maestra para transformar nuestros recursos naturales en valor agregado real para el país. Somos un motor estratégico que además de generar el ingreso de divisas, posee un enorme efecto multiplicador: por cada empleo directo que generamos, se crean otros cuatro indirectos. Para consolidar este poder transformador, fortalecer la matriz productiva y potenciar áreas clave como la energía y la minería, necesitamos pasar de una lógica defensiva a una verdaderamente creativa. El enfoque debe estar puesto en planificar el futuro, asumiendo el protagonismo y trabajando en dos planos paralelos.
El primer paso de la competitividad se da puertas adentro. Las empresas tenemos que enfocarnos en optimizar la productividad y modernizar nuestros procesos, pero el esfuerzo privado no alcanza por sí solo. El segundo paso requiere de una fuerte articulación público-privada para conformar un nuevo contrato productivo. Para competir globalmente la industria necesita de una actualización del marco normativo vigente y previsibilidad económica para acceder al mercado de capitales y poder concretar las inversiones que expandan la capacidad productiva de nuestro país.
Lo que decidamos hoy como país y lo que se invierta en este periodo va a definir el lugar que ocupará nuestra industria en los próximos 20 años en el mapa global. El compromiso debe ser liderar con excelencia técnica y responsabilidad social al tiempo de impulsar juntos una agenda enfocada en el crecimiento de la Argentina.
Este pacto representa un reclamo histórico de las 10 provincias del Norte Grande, que abarca las regiones del NOA y NEA, y busca establecer tarifas eléctricas subsidiadas para las áreas consideradas cálidas y muy cálidas.
El gobernador tucumano Osvaldo Jaldo confirmó su participación en esta ronda de reuniones y explicó que el objetivo es “dar continuidad a la formalización de esto de los subsidios para la energía en el norte de la provincia”. Además, indicó que se encontrará con el jefe de Gabinete, Diego Santilli, para avanzar en las negociaciones.
Jaldo aseguró que “ya se va a firmar el instrumento, donde vamos a participar las 10 provincias que hemos venido gestionando”, lo que refleja el compromiso de todos los mandatarios de la región para alcanzar un consenso.
El Norte Grande está conformado por los gobernadores Leandro Zdero (Chaco), Carlos Sadir (Jujuy), Gustavo Sáenz (Salta), Elías Suárez (Santiago del Estero), Gildo Insfrán (Formosa), Juan Pablo Valdés (Corrientes), Hugo Passalacqua (Misiones), Ricardo Quintela (La Rioja) y Raúl Jalil (Catamarca), además del mencionado Jaldo.
La semana pasada, Sadir, Sáenz, Valdés, Jalil y Zdero se reunieron con Santilli y el ministro de Economía, Luis Caputo, en el Palacio de Hacienda para anunciar un “acuerdo histórico” por zona cálida. Según lo acordado, el bloque subsidiado para las zonas muy cálidas se incrementará de 300 a 550 kWh, mientras que para las zonas cálidas aumentará de 150 a 300 kWh, durante el período que va de noviembre a abril.
Antes de este encuentro, ocho de los diez gobernadores participaron en una cumbre en Posadas, a la que también asistió el jefe de Gabinete. Los únicos ausentes fueron los peronistas Quintela e Insfrán, quienes prefieren evitar fotos con funcionarios nacionales.
Este acuerdo surge en un contexto en que el Gobierno nacional ha comenzado a modificar el régimen de zona fría que actualmente rige en la Patagonia y en otras localidades, un tema que incluyó negociaciones en el Congreso y que podría generar cambios en los subsidios para municipios de Buenos Aires, Córdoba, Santa Fe, Mendoza y San Luis.
En paralelo, el oficialismo busca fortalecer su relación con los gobernadores tras algunas tensiones recientes vinculadas a reformas legislativas y políticas. En ese marco, Santilli y Caputo firmaron acuerdos para nuevos traspasos de rutas y proyectos de obra pública con mandatarios como Alberto Weretilneck y Rolando Figueroa, fortaleciendo así la cooperación con distintas provincias.
Asimismo, el miércoles se espera un evento destacado en el Consejo Federal de Inversiones, donde Bernard Appy, reconocido economista brasileño, brindará una charla para ministros de Hacienda provinciales y gobernadores, en el marco de la reciente reforma tributaria en Brasil.
Por otro lado, diputados vinculados a los gobernadores Hugo Passalacqua (Misiones) y Gustavo Sáenz (Salta) conformarán un nuevo bloque parlamentario que podría adoptar una postura más opositora, lo que añade un nuevo matiz político en la región.
La Compañía SECCO ha puesto en operación comercial el Parque Solar Fotovoltaico Bella Vista, ubicado en Corrientes, con una capacidad instalada de 7 MW. Este proyecto comenzó a operar oficialmente desde el 1 de julio de 2026, tras recibir la habilitación de CAMMESA, consolidando así el compromiso de SECCO con las energías renovables en Argentina.
El Parque Solar Bella Vista ya está completamente operativo, aportando energía limpia y renovable al sistema eléctrico provincial, lo que fortalece la infraestructura energética de la región. Este proyecto representa un avance clave para Corrientes y es el primer desarrollo del programa RenMDI en entrar en funcionamiento en la provincia, además de ser el segundo a nivel nacional.
Paralelamente, el Parque Solar Esquina, que añadirá otros 20 MW de energía sustentable, se encuentra en una etapa avanzada de construcción. Tras finalizar las obras civiles y completar las pruebas de comisionado e inyección dentro del plazo previsto, solo resta concluir el electroducto de conexión para lograr la autorización comercial definitiva.
En conjunto, ambos parques sumarán una capacidad total de 27 MW de energía renovable para la red eléctrica de Corrientes, lo que representa un aporte significativo para la diversificación y sostenibilidad energética de la provincia.
Matías Gómez, gerente comercial de generación de energía de SECCO, destacó: “Los trabajos de obra civil, infraestructura interna y montaje avanzaron incluso antes de lo planificado. Esto nos permitió habilitar comercialmente el parque de Bella Vista y dejar el parque de Esquina prácticamente finalizado, a un paso de su habilitación comercial tras las pruebas correspondientes”.
Estos proyectos forman parte de las iniciativas adjudicadas en el marco de la Convocatoria RenMDI impulsada por CAMMESA, y se desarrollan íntegramente con capital propio de SECCO, lo que refleja la confianza de la empresa en el potencial energético de Corrientes y en el crecimiento del sector de energías renovables en el país.
Con la puesta en marcha de Bella Vista y el próximo arranque del parque de Esquina, SECCO reafirma su compromiso con la expansión de soluciones energéticas innovadoras, acompañando el desarrollo productivo regional mediante una matriz energética más eficiente, diversificada y sostenible.
Southern Energy (SESA) se encuentra en la etapa final para asegurar un financiamiento crucial que permitirá convertir a Argentina en un exportador significativo de gas natural licuado (GNL). Este proyecto, el primero de dos grandes iniciativas en competencia, prevé exportaciones por USD 7.000 millones para el año 2027.
Un consorcio bancario liderado por Citi, JP Morgan, Itaú y Santander está estructurando un préstamo sindicado cercano a los USD 900 millones para construir el gasoducto que unirá Vaca Muerta con la costa atlántica de Río Negro, donde estarán ubicados dos buques licuefactores que procesarán el gas extraído de la cuenca neuquina. La inversión total estimada para el proyecto es de USD 1.300 millones. Pan American Energy, empresa líder del proyecto, no brindó declaraciones al respecto.
Este financiamiento, que involucra entre 10 y 12 entidades financieras, se basa en un esquema de préstamo sindicado de project finance, en el cual el reembolso dependerá de los ingresos futuros generados por el proyecto y no de los balances de las empresas accionistas.
Los recursos serán destinados a la construcción del San Matías Pipeline, un gasoducto de 478 kilómetros y 36 pulgadas de diámetro que conectará Tratayén, en Neuquén, con el Golfo San Matías, en Río Negro. Los mismos socios de Southern Energy —Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG— participan con proporciones accionarias iguales en esta obra, que alojará las dos unidades de licuefacción de GNL con una capacidad total de 6 millones de toneladas anuales.
La construcción del gasoducto ya fue adjudicada a la UTE Víctor Contreras – SICIM, tras superar a otras cuatro propuestas. Además, la planta compresora intermedia, ubicada en el kilómetro 80 en Río Negro y con una potencia de 46.000 HP, estará a cargo de Oilfield Production Services (OPS). Esta adjudicación representa la segunda derrota reciente para Techint, que perdió contratos importantes frente a competidores internacionales.
Según fuentes cercanas a la operación, el cierre financiero se concretará en los próximos días, coincidiendo con la llegada de los primeros tubos al país y la planificación de soldaduras para noviembre, avanzando conforme al cronograma previsto.
El proyecto Southern Energy es el primero de dos grandes competidores en la carrera por la exportación de GNL en Argentina. Su primer buque licuefactor, el Hilli Episeyo, arribará en 2027 y comenzará producción hacia fin de ese año, mientras que la segunda unidad, MK II, se sumará en 2028. Esta ventaja temporal lo diferencia del megaproyecto Argentina LNG, impulsado por YPF, Eni y XRG, con una inversión estimada en USD 51.000 millones y previsto para iniciar operaciones en 2031.
En febrero, Southern Energy firmó un contrato histórico con la estatal alemana Securing Energy for Europe (SEFE) para exportar 2 millones de toneladas anuales durante ocho años a partir de fines de 2027. Este volumen representa más del 80% de la capacidad del Hilli Episeyo y podría generar ingresos superiores a USD 7.000 millones según los precios internacionales.
Fuentes de la compañía aclararon que no existió deflagración ni fuego, descartando la hipótesis inicial de una explosión.
Un trágico accidente registrado en el bloque no convencional Rincón del Mangrullo, en cercanías de Añelo en la provincia del Neuquén, provocó la muerte de Jonathan Meliqueo y Cristian Latorre, dos supervisores de YPF oriundos de Cutral-Co.
La reconstrucción preliminar del hecho permitió descartar que se haya tratado de una explosión. Los primeros indicios dan a entender que el incidente fue consecuencia de una falla en una línea de gas que provocó una fuerte descompresión dentro de la planta USP 2, una Unidad Separadora Primaria del sector norte del yacimiento. Un caño de 12 pulgadas reventó y un pedazo de metal se habría desprendido de la planta separadora de gas golpeando a los trabajadores.
Los trabajadores no pertenecían a empresas contratistas de servicios especiales, sino que eran parte del personal jerárquico de la petrolera, reconocidos habitualmente en la industria bajo la denominación de ´mamelucos de YPF´. Jonathan Meliqueo falleció de forma inmediata en la locación, mientras que Cristian Latorre fue trasladado en helicóptero para recibir atención médica de urgencia, pero murió horas después por la gravedad de las lesiones.
Tras el evento, la empresa emitió un primer comunicado para dar cuenta de la situación: «YPF informa que se registró un incidente en el Bloque Rincón del Mangrullo, operado por YPF en la provincia del Neuquén. Ante la situación, la compañía desplegó de inmediato sus equipos de emergencia y activó los protocolos correspondientes. Lamentablemente, un empleado de la compañía falleció y otro está siendo trasladado por vías aéreas para recibir atención médica de urgencia. El incidente ya se encuentra controlado».
Posteriormente, la petrolera confirmó el desenlace fatal del segundo trabajador a través de una nueva declaración pública: «YPF lamenta informar el fallecimiento del segundo empleado, en circunstancias que se están investigando. La compañía ya se puso a disposición de los familiares de ambos empleados y los acompaña en este difícil momento».
La causa de las muertes
Las primeras versiones indican que se produjo una falla en una línea de gas de alta presión, que habría provocado una fuerte descompresión. En ese contexto, se habría desprendido un elemento metálico que alcanzó a los trabajadores. Las causas precisas de la falla y la secuencia del accidente todavía están siendo investigadas.
Por su parte, fuentes de la compañía aclararon que no existió deflagración ni fuego, descartando la hipótesis inicial de una explosión.
El siniestro dio origen a las actuaciones periciales para determinar si la causa respondió a una falla de material en la tubería, a un pico de presión o a una falla en el protocolo de maniobra. En los peritajes e inspecciones participa la representación gremial de la cuenca con el fin de auditar las condiciones del equipo y revisar los esquemas de seguridad.
Un antecedente inmediato en un bloque de Chevron
Hace 15 días, se registró otro episodio en el área no convencional El Trapial, operada por la estadounidense Chevron, en las cercanías de Rincón de los Sauces, luego de que se registrara un estallido en la batería 1 del yacimiento. El incidente ocurrió durante la realización de tareas sobre las cañerías del sector, de acuerdo a lo informado oportunamente.
A través de un comunicado oficial, la firma operadora se refirió a la situación: «Chevron confirma que tres trabajadores de la empresa contratista QSB estuvieron involucrados en un incidente mientras realizaban tareas de limpieza de una cañería en una instalación de El Trapial. Los protocolos de respuesta a emergencias se activaron de inmediato y los trabajadores fueron trasladados rápidamente a la Clínica de Petroleros Privados de Rincón de los Sauces».
Respecto a la salud del personal, la empresa y las fuentes gremiales precisaron oportunamente que los involucrados se encontraban en condición estable y fuera de peligro. Entre las víctimas se mencionó a una profesional de Higiene y Seguridad que sufrió traumatismos por el impacto de la onda expansiva, mientras que los dos operarios de base sufrieron contusiones y heridas leves producidas por esquirlas.
La causa de la detonación derivó de una reacción química imprevista durante las labores operativas. La fuerza de la onda expansiva proyectó restos de material a más de 1.000 metros de distancia del epicentro y demandó el despliegue coordinado de bomberos voluntarios, policía y servicios de salud para asegurar la zona de materiales peligrosos.
Dos trabajadores murieron tras una descompresión que se registró este martes en el bloque Rincón del Mangrullo, que es operado por la empresa estatal YPF en el complejo de Vaca Muerta, según confirmaron las autoridades del yacimiento.
Según las primeras estimaciones, el hecho se habría originado por una falla en una línea de gas de alta presión, dentro de una planta separadora, cerca de Añelo.
TRAGEDIA EN VACA MUERTA: ASÍ FUE LA VIOLENTA FUGA DE GAS
Se conocieron las impactantes imágenes de la descompresión en el bloque Rincón del Mangrullo (Añelo), donde la explosión de una tubería de alta presión provocó la muerte de dos operarios petroleros.
El área donde ocurrió el incidente es administrada bajo un esquema de joint venture 50/50 entre YPF, que tiene a su cargo la operación, y Pampa Energía.
Activaron un operativo de emergencia en Vaca Muerta
Tras conocerse el incidente, desde YPF informaron que se desplegaron de inmediato los equipos de emergencia y se activaron los protocolos correspondientes para asistir a los trabajadores afectados.
Como consecuencia del episodio, uno de los empleados murió, mientras que otro debió ser evacuado por vía aérea y trasladado de urgencia para recibir atención médica. Luego falleció.
Desde la compañía señalaron que el incidente ya fue controlado y que la planta volvió a encontrarse operativa con normalidad.
Quiénes eran los operarios que murieron
La primera víctima fue identificada como Jonathan Meliqueo, quien falleció como consecuencia del impacto sufrido durante el incidente.
El segundo trabajador era Cristian Latorre, quien resultó gravemente herido y fue trasladado en helicóptero para recibir atención médica. Sin embargo, pese al operativo de emergencia, murió posteriormente.
En un primer comunicado, YPF había informado el fallecimiento de uno de los empleados y el traslado urgente del otro. Horas después, la empresa confirmó también la muerte de Latorre. “YPF lamenta informar el fallecimiento del segundo empleado, en circunstancias que se están investigando”, comunicó la compañía.
La empresa agregó que se puso en contacto con las familias de las víctimas para brindarles acompañamiento.
El Gobierno de Tierra del Fuego rechazó el amarre del buque VS Promise, un petrolero de bandera británica, en el Puerto de Ushuaia y reclamó a Nación precisiones sobre las condiciones que permitieron la llegada de la embarcación.
El caso generó una fuerte reacción debido al conflicto de soberanía por las Islas Malvinas en el que la Provincia calificaron de “inadmisible” que un buque del Reino Unido opere en la capital fueguina mientras ese país mantiene la ocupación del archipíelago conformado por esas islas, las Georgias del Sur y Sándwich del Sur.
La intervención del Puerto de Ushuaia fue justificada por el Gobierno nacional invocando la defensa de la soberanía y de los intereses estratégicos argentinos.
Los hechos ocurridos bajo la administración de la ANPyN exponen hoy una contradicción que no puede ser ignorada. pic.twitter.com/nCzI2CHvef
— Gobierno de Tierra del Fuego, AeIAS (@findelmundoar) August 24, 2026
Sin embargo, desde el Gobierno nacional, el vocero presiencial, Adrián Ravier, aseguró que el VS Promise “es un buque petrolero que cargó petróleo crudo en la cuenca del puerto de Cullen, en el norte de Tierra del Fuego, y que luego pasó por el puerto de Ushuaia para provisionarse”.
“Es decir, el barco no solo venía de trabajar en Argentina, sino que venía de la propia provincia de Tierra del Fuego. A su vez, la monoboya es jurisdicción provincial, por lo que fue el propio Gobierno fueguino quien avaló el ingreso del buque en 1º lugar”, explicó el funcionario nacional.
Además, fuentes de la Armada indicaron que no existen motivos para impedir el amarre, ya que el petrolero no procedía de las Islas Malvinas. También señalaron que embarcaciones con bandera británica ya ingresan a otros puertos argentinos.
El secretario de Malvinas, Antártida, Islas del Atlántico Sur y Asuntos Internacionales analiza este escenario tras la operación de un buque petrolero de bandera británica.
La intervención del Puerto de Ushuaia no puede separarse de nuestra soberanía. pic.twitter.com/pEaWxvlj8o
— Gobierno de Tierra del Fuego, AeIAS (@findelmundoar) August 26, 2026
El Ejecutivo fueguino, por su parte, puso el foco en la contradicción que observa entre la intervención nacional del puerto y la autorización concedida al buque. Nación había argumentado la relevancia estratégica de la terminal por su ubicación en el Atlántico Sur y su importancia para la actividad antártica.
En ese marco, la Provincia solicitó que se hagan públicos los criterios políticos, estratégicos y administrativos utilizados para habilitar la operación. También cuestionó la aplicación de la Ley Gaucho Rivero, cuya prohibición alcanza a buques vinculados con la exploración o explotación de recursos naturales en la Cuenca de Malvinas.
Finalmente, el Gobierno fueguino reiteró su pedido para que termine la intervención del Puerto de Ushuaia y la administración vuelva a manos provinciales. “Se intervino el puerto invocando razones de soberanía y, una vez intervenido, se adoptan decisiones incompatibles con la sensibilidad soberana que exige nuestro territorio”, cuestionó.
En el marco del Día de la Petroquímica, la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) presentó la idea de una “Quinta Ola” de inversiones, apoyada en la disponibilidad de gas no convencional de Vaca Muerta. El objetivo es transformar los líquidos del gas natural en insumos industriales como fertilizantes, plásticos y materiales estratégicos para ampliar el ingreso de divisas por exportaciones.
El director ejecutivo de la CIQyP, Jorge de Zavaleta, destacó que la composición del gas neuquino —con elevada concentración de Líquidos del Gas Natural (LGN) como etano, propano, butano y gasolina natural— ofrece una oportunidad única para desarrollar cadenas industriales de alto valor agregado. “La química y la petroquímica no solo transforman materia prima; también transforman las posibilidades de desarrollo de la Argentina”, señaló.
Según datos de la cámara, la petroquímica representa el 4,2% del PBI, explica el 19% de las exportaciones manufactureras y sostiene más de 70.000 empleos directos y 280.000 indirectos. La cadena productiva tiene presencia en ocho polos industriales y está integrada en más de un 70% por pequeñas y medianas empresas.
La “Quinta Ola” se inscribe en una historia de expansión que comenzó en Campana en 1950, continuó con la promoción industrial de los años 60, la consolidación de los polos de Ensenada y Bahía Blanca en los 70 y 80, y una nueva fase de inversiones en los 90 y 2000. Ahora, el sector identifica en Vaca Muerta la posibilidad de iniciar un ciclo que combine abastecimiento interno y capacidad exportadora.
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Entre las cadenas con potencial de expansión aparecen el etileno y polietileno, el propileno, el metanol, el amoníaco y la urea, además de fertilizantes y materiales utilizados por múltiples ramas industriales. Para que ese escenario se concrete, la CIQyP plantea condiciones clave: estabilidad regulatoria, infraestructura de transporte y logística, acceso a financiamiento y desarrollo de proveedores locales.
El salto hacia una petroquímica exportadora también enfrenta desafíos de escala y competitividad. Los proyectos requieren inversiones de largo plazo y disponibilidad sostenida de materia prima, además de infraestructura logística capaz de conectar polos productivos con mercados internacionales.
En paralelo, las exigencias ambientales de los mercados externos obligan a incorporar criterios de sostenibilidad. La CIQyP destacó el Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente, una iniciativa voluntaria orientada a la gestión de riesgos, seguridad, salud ocupacional, economía circular y protección ambiental.
Con la combinación de recursos abundantes, infraestructura, inversión y desarrollo tecnológico, la industria busca transformar el crecimiento de Vaca Muerta en una plataforma de industrialización que permita a la Argentina competir en mercados globales y consolidar su rol como proveedor de insumos petroquímicos.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, presentó este martes 25 de agosto de 2026 el plan de inversiones provincial durante el encuentro de negocios Neuquén Day 2026, realizado en el Centro de Convenciones de Buenos Aires. Ante empresarios, diplomáticos y líderes corporativos, expuso el potencial de la provincia en hidrocarburos, turismo, industria, tecnología y energías limpias, con el objetivo de atraer capital privado y consolidar la transformación económica regional.
En su discurso, Figueroa defendió la aplicación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), destacando que la inclusión del upstream de gas y petróleo en sus beneficios fiscales es clave para competir globalmente. Subrayó que la reducción de 10 puntos en la alícuota del Impuesto a las Ganancias resulta indispensable frente a exportadores de Gas Natural Licuado (GNL) como Estados Unidos.
Al explicar la distribución de la renta hidrocarburífera, el mandatario detalló que en un barril de petróleo destinado a exportación sin RIGI, el 60% corresponde a costos y ganancias de las operadoras, mientras que el 40% se reparte entre Nación y provincia. De ese porcentaje, el Gobierno nacional percibe un 27% —reteniendo 17 y distribuyendo 10 entre otras provincias—, mientras que Neuquén recibe un 13%, destinado a obras públicas.
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La estrategia provincial busca diversificar la matriz productiva para evitar dependencia exclusiva de los recursos no renovables. En ese marco, se impulsa el desarrollo del turismo, la expansión de energías limpias (solar, eólica y térmica) y la ampliación agrícola mediante proyectos de regadío en el Valle del Limay y áreas operativas de Vaca Muerta.
El plan de infraestructura anunciado comprende tres ejes: la construcción de 1.000 km de nuevas rutas provinciales para mejorar la conectividad logística y turística; la edificación de 100.000 m² de infraestructura escolar, acompañada por el programa de becas Gregorio Álvarez que beneficia a 20.000 estudiantes; y el lanzamiento del proyecto agrícola Corredor del Viento en el Valle del Limay para duplicar la superficie bajo riego.
“No queremos que nos pase como a otras provincias que se va el gas y el petróleo y después muchos de los que vivieron de eso ni siquiera se acuerdan el nombre de la provincia que les dio mucho durante tantos años”, advirtió Figueroa. Y agregó: “Tenemos una ventana de tiempo y tenemos que acelerar para extraer todo nuestro gas y nuestro petróleo”.
Previo al evento, el gobernador mantuvo un encuentro con el jefe de Gabinete de la Nación, Diego Santilli. También participaron el secretario de Turismo, Ambiente y Deportes, Daniel Scioli, el vicepresidente corporativo de CAF, Christian Asinelli, y embajadores de Turquía, Arabia Saudita, China, Gran Bretaña, Chile, Francia y Tailandia.
Con esta presentación, Neuquén busca posicionarse como motor energético y productivo del país, combinando el desarrollo hidrocarburífero con infraestructura, educación y diversificación económica.
Vaca Muerta volvió a quedar bajo la atención global. Un extenso reportaje de The New York Times, firmado por Emma Bubola y Sarah Pabst, recorrió Neuquén y describió el corazón del shale argentino como el “Texas de Argentina”. El análisis destaca el potencial exportador del yacimiento, pero también advierte sobre los límites del modelo para generar empleo y derramar su crecimiento hacia el resto de la economía.
El diario estadounidense subraya que Argentina ya produce más de 850.000 barriles diarios de petróleo, frente a los 500.000 de hace una década, y que el crudo superó por primera vez a la harina de soja como principal producto de exportación. La magnitud de las reservas —cuarta mayor de petróleo shale y segunda de gas shale del mundo— alimenta la expectativa de que el país pueda consolidarse como proveedor energético global.
En Neuquén, el gobernador Rolando Figueroa sintetizó la visión oficial: “Es la última gran oportunidad que va a tener la Argentina para salir adelante”. El presidente Javier Milei definió a Vaca Muerta como una “panacea” y apuesta a energía y minería como motores para aumentar estructuralmente las exportaciones.
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El boom también atrae capitales internacionales. El fondo de cobertura de Peter Thiel adquirió más de u$s 76 millones en acciones de Vista, una de las principales productoras independientes. Para Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía, la combinación entre el desarrollo del shale y el ordenamiento fiscal representa un cambio “estructural, fundamental, transformador”.
La transformación es visible en Añelo, epicentro de la actividad. La población se duplicó en dos años hasta alcanzar 12.000 habitantes. Trabajadores llegan desde distintos puntos del país, atraídos por salarios superiores. Historias como la de Ezequiel Barrozo, que dejó Rosario y triplicó su ingreso al trabajar en construcción, reflejan el atractivo. Sin embargo, el intendente Fernando Banderet advirtió: “No hay tanto trabajo para todos”.
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El reportaje también recoge tensiones ambientales y sociales. Comunidades mapuches cuestionan los efectos del fracking, el manejo de residuos y el consumo de agua. Incluso entre quienes critican la actividad, existen familias cuyos ingresos dependen de la industria, lo que refleja la centralidad de Vaca Muerta en la economía regional.
La incógnita planteada por el Times es si el boom energético puede convertirse en un fenómeno capaz de transformar la economía argentina más allá de los yacimientos. La producción y las exportaciones ya muestran un cambio estructural, pero el desafío será multiplicar su impacto en empleo, proveedores y servicios.
En palabras del intendente de Añelo, “Es una revolución”. La pregunta que queda abierta es si esa revolución que hoy se observa en Neuquén podrá alcanzar una escala suficiente para cambiar también el rumbo de la economía nacional.
TRAGEDIA EN VACA MUERTA: ASÍ FUE LA VIOLENTA FUGA DE GAS
