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La inteligencia artificial en la industria energética se proyecta como una herramienta clave en la operación diaria, particularmente en entornos complejos como refinerías y centros de producción. En ese contexto, Boston Consulting Group (BCG) desarrolló Ekons OPS AI, una solución diseñada para asistir a operadores e ingenieros en la toma de decisiones en tiempo real, integrando variables operativas y económicas.

La herramienta fue personalizada para el Complejo Industrial Plaza Huincul, donde se desplegó con el objetivo de optimizar la performance de planta, detectar desvíos y priorizar acciones de mayor impacto. Su arquitectura combina datos históricos, información operativa en tiempo real y capacidades de inteligencia artificial multiagente, lo que permite acelerar procesos de análisis que anteriormente podían demandar horas o incluso días.

Los resultados de esta implementación fueron presentados por BCG e YPF en el North America Refining Technical Congress (NARTC), realizado en Houston en febrero de 2026, en el que se expusieron avances vinculados a la incorporación de analítica avanzada en operaciones industriales.

En dialogo con EconoJournal en el Vaca Muerta Insights, Leonardo De Lella, managing director & Partner de BCG, aseguró que “la incorporación de estas tecnologías permite ampliar los límites tradicionales de la operación. Sin tecnología, la operación tiene un límite. La incorporación de inteligencia artificial permite explorar nuevas fronteras, apoyando a los operadores y a los equipos en campo para incrementar la productividad, reducir costos y mejorar la producción”.

En la misma línea, agregó que “se trata de apoyar a la gente en campo para aumentar la productividad, bajar los costos y acelerar la producción, aprovechando las virtudes que puede dar la Inteligencia Artificial”.

En ese sentido De Lella remarcó el impacto concreto en la dinámica de trabajo: “Te ahorrás mucho tiempo de análisis. No se reemplaza al ingeniero, sino que con esta solución se aumentan sus capacidades, lo que le permite llegar a soluciones más rápidas”.

Además, subrayó que la adopción de este tipo de herramientas responde a una tendencia transversal en la industria: “La agenda de incorporar tecnología con el objetivo de aumentar la eficiencia no es exclusiva de una empresa, sino que es algo que quieren todos los jugadores del sector”.

¿Cómo funciona la nueva solución desarrollada por BCG?

Roberto Rodrigo, project leader en BCG y líder de Ekons OPS AI, explicó que la solución se apoya en una evolución de desarrollos previos que la consultora viene implementando desde hace una década en el sector energético.

“Es una solución para los operadores de downstream y upstream para que puedan ver dónde están las desviaciones económicas en tiempo real en la planta. En esta nueva versión incorporamos una capa de inteligencia artificial que permite no solo visualizar la performance, sino también interactuar con la herramienta para entender relaciones complejas y definir acciones”, detalló.

En términos operativos, la herramienta permite analizar en simultáneo variables económicas, de proceso y de mantenimiento, así como también la interacción entre distintas unidades dentro de un mismo complejo industrial. Esto se traduce en recomendaciones accionables en cuestión de minutos. “Ya no tenés que analizar, sino tomar la decisión. En minutos tenés una respuesta con un análisis muy profundo que te orienta hacia una solución”, afirmó Rodrigo.

El ejecutivo de BCG también destacó el cambio en la accesibilidad de la analítica avanzada: “Esta solución permite acercar herramientas complejas a perfiles que quizás no las tienen. Se trata de facilitar el proceso para que cualquier operador pueda convertirse en un experto en la optimización del complejo industrial”. En esa línea, agregó que la interacción con la herramienta es sencilla. “Resulta orgánico utilizarla, funciona como un chat, y eso simplifica mucho la adopción en planta”, especificó.

Desde BCG destacan que la solución no busca reemplazar a los profesionales, sino potenciar sus capacidades. “La solución permite pasar de horas de análisis a obtener en minutos recomendaciones accionables, facilitando decisiones más robustas y acelerando la captura de valor en la operación”, sostuvo Rodrigo.

Además, enfatizó que el desarrollo se apoya en el trabajo conjunto con los equipos técnicos: “Los operadores y los ingenieros son parte del proceso de curación de datos. También los capacitamos para el uso y el mantenimiento, porque buscamos que los clientes sean independientes en el tiempo”.

Ekons OPS AI tiene aplicaciones tanto en downstream como en upstream, donde permite optimizar desde la operación de pozos hasta las plantas de tratamiento y distribución. En ese sentido, Rodrigo señaló que el impacto en eficiencia ya se refleja en distintos indicadores del sector. “Generar estas inercias de mejora continua permite que todos los actores sean más eficientes y que el sistema en su conjunto gane competitividad”, indicó.

La adopción de este tipo de soluciones se enmarca en una tendencia más amplia dentro de la industria energética, en la que la digitalización y la búsqueda de eficiencia operativa son objetivos compartidos por múltiples compañías. “Estamos en conversaciones con muchos jugadores. Esto no es una industria donde se compite de la misma manera: hay una comunidad que comparte prácticas porque la eficiencia del conjunto beneficia a todos”, explicó De Lella.

Desarrollo de Vaca Muerta y la volatilidad del precio internacional del petróleo

En paralelo, los ejecutivos vincularon estas transformaciones con el desarrollo de Vaca Muerta donde la mejora en productividad y costos resulta clave para consolidar la competitividad a nivel internacional. “Si se beneficia la industria, se beneficia el país. Ser competitivos como sistema es clave, especialmente frente a desarrollos como Permian”, señaló De Lella. Además, agregó que “consolidar un play a nivel industria ayuda a generar escala y eficiencia para ser cada vez más competitivos”.

Desde la perspectiva de largo plazo, destacaron además el potencial de la Argentina como proveedor energético. Rodrigo afirmó que “genera orgullo ver a Vaca Muerta posicionarse como una referencia mundial en no convencional, lo que es clave para el desarrollo futuro”.

También advirtió sobre la necesidad de mirar más allá de la coyuntura atravesada por la guerra en Medio Oriente: “El precio del crudo hoy puede ser positivo para un país exportador, pero siempre hay que pensar en escenarios más estables”.

De Lella sostuvo que “más allá de la volatilidad del precio del crudo en el corto plazo, el desarrollo tiene buenos fundamentos económicos incluso con precios mucho más bajos”. Y concluyó: “La seguridad energética es cada vez más relevante y la Argentina ofrece una oportunidad de diversificación en petróleo y a futuro en LNG, lo que la vuelve atractiva en el largo plazo”.

, Loana Tejero

La Cámara de Diputados dio inicio a la audiencia pública que continuará mañana jueves sobre el proyecto para modificar la Ley de Glaciares (N° 26.639), que fue aprobada en 2010. A pesar de que se inscribieron más de 100.000 personas, el oficialismo en la Cámara Baja redujo la participación a unos 400 oradores entre ambas jornadas.

La audiencia fue convocada por las comisiones de Recursos Naturales y Conservación del Ambiente Humano y de Asuntos Constitucionales de la Cámara de Diputados. Si bien la jornada de hoy fue presencial, la de mañana será bajo modalidad virtual. También se habilitaron las participaciones por escrito o por video grabado.

Aunque inicialmente estaba previsto que cada jornada fuera de 10 a 19, finalmente “durarán todo el tiempo que sea necesario”, según aclaró el diputado Nicolás Mayoraz, presidente de la Comisión de Asuntos Constitucionales de Diputados y legislador del bloque de La Libertad Avanza que lleva adelante la audiencia por la Ley de Glaciares.

Qué criterios se emplearon para reducir la cantidad de oradores

La elección de sólo 400 oradores de un total de inscriptos superior a 100 mil fue uno de los primeros puntos puestos bajo la lupa de la audiencia pública por la Ley de Glaciares.

En lo formal, la modalidad de participación en la audiencia está bajo el Acuerdo de Escazú que exige que se le otorgue participación a la ciudadanía y acceso a la información y a la Justicia en asuntos y procedimientos legislativos que involucran cuestiones ambientales.

Mientras que la reducción en el número de oradores en sí nunca estuvo bajo duda por una cuestión de lógica pura: si se respetara el listado original considerando que cada orador dispone de hasta 5 minutos de exposición, la audiencia se hubiera dilatado por un total de 8.333 horas ininterrumpidas o 347 días seguidos. Lo que sí fue punto de debate fueron los criterios empleados para discernir entre aquellos que finalmente se convirtieron en oradores y quienes no.

“Los criterios que hemos tomado (para establecer la lista de participantes presenciales y virtuales en la audiencia) tienen que ver con la separación por jurisdicciones para que las 24 provincias del país tengan representación en la audiencia», explicó Mayoraz en el inicio de la audiencia.

«Otro criterio que tuvimos para establecer el listado final de participantes fue mantener un equilibrio entre las presentaciones a título individual y los que representan organizaciones de la sociedad civil”, agregó.

Fuentes legislativas consultadas por EconoJournal, especificaron un poco más detalladamente el criterio utilizado por el oficialismo –que informalmente circuló por despachos del Congreso– para la reducción de la lista.

• Ubicación y proporcionalidad: Se tomó a los primeros 10 o 15 anotados por cada provincia, en proporciones similares de personas individuales, ONGs y de pueblos originarios. De este modo, el bloque oficialista busca acelerar los tiempos de la audiencia pública.

• Especialistas: Siguiendo con los criterios que hizo circular el oficialismo, también se ponderó la participación de geólogos, glaciólogos, funcionarios provinciales, ONGs especializados en medio ambiente, investigadores universitarios, rectores de universidades, estudiantes y militantes políticos.

Maroyaz y José Peluc, presidente de la Comisión de Recursos Naturales, explicaron que las exposiciones presenciales de este miércoles fueron habilitadas para las personas que ratificadas para participar en la audiencia mediante un correo electrónico.

Y si bien la oposición presentó un pedido especial para ampliar la realización de audiencia a más días, fue rechazado por el oficialismo en Diputados. Además, la Asociación Civil Observatorio del Derecho a la Ciudad presentó una demanda en el en el Juzgado Contencioso Administrativo Federal 5 para suspender la audiencia, pero también fue rechazada.

El debate sobre la Ley de Glaciares

La modificación a la Ley de Glaciares fue aprobada en sesiones extraordinarias en la Cámara de Senadores con 40 votos a favor y 31 en contra. Una vez realizada la audiencia, la Cámara de Diputados definirá en el recinto si se convierte en ley.

Según creen en el gobierno nacional, el proyecto que modifica la Ley de Glaciares es clave para destrabar inversiones millonarias, sobre todo en desarrollos de cobre y oro. La actual normativa protege zonas definidas como glaciares y periglaciares como reservas de agua dulce.

Uno de los debates sobre las modificaciones refiere a la definición de periglaciar. En la letra de la ley son descriptos como áreas de alta montaña con suelos congelados que actúan como reguladores hídricos. Sin embargo, sus críticos sostienen que es una definición muy amplia y que terminó afectando el desarrollo de la actividad minera.

El proyecto de modificación de la Ley 26.639 establece que el inventario sobre zonas periglaciares (Inventario Nacional de Glaciares – ING) seguirá bajo el paraguas del Instituto Argentino de Nivología, Glaciología y Ciencias Ambientales (IANIGLA), que es el ente que tiene la autoridad fijada por la norma.

Además, establece que las provincias serán las encargadas de definir si un área determinada es una reserva estratégica de agua dulce y de aprobar o no los estudios de impacto ambiental presentados por las compañías a cargo de los proyectos mineros. Es decir, el proyecto de modificación de la Ley de Glaciares tiene como eje principal cederle a las provincias la potestad de definir cuáles son las zonas donde se puede desarrollar una actividad productiva.

Qué estipula el Acuerdo de Escazú

Escazú es el primer acuerdo regional ambiental de América Latina y el Caribe. Se firmó en la ciudad homónima de Costa Rica el 4 de marzo de 2018 y la Argentina adhirió en 2020 a través de la Ley 27.566, que entró en vigencia en mayo de 2021. Precisamente este acuerdo es el marco formal de la audiencia pública de la Ley de Glaciares.

El Acuerdo de Escazú funciona como un órgano consultivo en temas ambientales, que intenta ser una herramienta para que la sociedad civil pueda utilizar y así participar en las decisiones que puedan tener un impacto sobre el ambiente o la salud de la comunidad.

A diferencia de otros mecanismos de participación ciudadana, en su gran mayoría canalizados a través de audiencias públicas, el Acuerdo de Escazú no exige un interés relevante o destacado para la inscripción ya que el propio acuerdo aclara que pueden participar la ciudadanía en su conjunto.

Es decir, en la modalidad Escazú puede participar cualquier ciudadano individual sin restricción en la participación, como por ejemplo que tenga que representar obligatoriamente a una organización de la sociedad civil o que deba acreditar un interés específico o directo sobre el tema de la audiencia.

, Roberto Bellato

La Secretaría de Energía avanza en generar las condiciones para desarrollar el mercado de gas licuado de petróleo (GLP) con el objetivo de fomentar el uso del autotransporte a gas. A través de la Secretaría de Energía, se busca capitalizar el excedente de producción derivado de Vaca Muerta para reducir la importación de gasoil. También trabaja en agilizar el esquema de asistencia social mediante reintegros inmediatos en billeteras virtuales para los beneficiarios del Programa Hogar.

Así se anunció en la apertura del 39° Congreso de la Asociación Iberoamericana de Gas Licuado de Petróleo que se realiza esta semana en Buenos Aires. De la primera jornada participaron la Secretaria de Energía María Tettamanti; la directora de GLP, Paula Pellegrini, el presidente de la Asociación Iberoamericana de GLP, Antonio Carlos Turquetto, y el presidente de la Cámara de Empresas Argentinas de GLP, Pedro Cascales.

A nivel global, la preocupación por el abastecimiento crece debido a que el 30% del GLP mundial no logra salir del Estrecho de Ormuz por tensiones geopolíticas, lo que disparó los precios entre un 30% y un 100% en diversos mercados. En este escenario de volatilidad y fletes encarecidos, se destacó que la Argentina se posiciona como zona de paz con capacidad de exportación creciente, tras alcanzar 1,6 millones de toneladas despachadas en 2025, volumen que duplica el consumo doméstico.

En este escenario de alta volatilidad, donde el barril de petróleo superó los u$s100, la Argentina pretende capitalizar su potencial exportador con inversiones proyectadas, como la ampliación de TGS para alcanzar 2,7 millones de toneladas de líquidos y el crecimiento de Mega hasta las 840.000 toneladas anuales, consolidando una oferta exportable total de 3,5 millones de toneladas que más que duplica el volumen actual.

Un contexto de competitividad

La secretaria Tettamanti, subrayó que el objetivo central es aprovechar al máximo el potencial de los recursos naturales bajo un marco de libertad económica. «El rol del Estado es configurar y definir un marco institucional regulatorio, legal y macroeconómico de estabilidad que dé confianza al sector privado para que invierta, produzca y comercialice; el Estado no está para eso porque no sabe hacerlo«, afirmó la funcionaria, destacando que «el intervencionismo del pasado solo generó desinversión y escasez».

«La única forma de garantizar el mínimo precio o tarifa para el consumidor final es dando libertad y haciendo competir, y esos precios bajos también ayudan en la competitividad internacional para ofrecer esos productos en el exterior. Ese es nuestro eje de trabajo: libertad de mercado y competencia», sentenció durante su intervención.

En relación con el proceso de normalización del sector tras años de parches regulatorios, la secretaria explicó que «se está retornando a los preceptos de las leyes originales de la década del 90, de a poco, volviendo a la ley 24.076 de gas natural y 24.065 de energía eléctrica. En crudo fue más fácil y exitoso; demostramos cómo se desaprovechaba un potencial cuando, con precios exorbitantes, la producción caía, mientras que hoy, con reglas claras, superamos los 860.000 barriles diarios», detalló.

«El futuro de la Nación se define en las urnas; ojalá que los argentinos hayamos aprendido cuál es el camino que no funciona y lleva a la falta de inversión y a la pobreza, y cuál es el que va a llevar al crecimiento y al éxito«, reflexionó la funcionaria, vinculando directamente la libertad de mercado con la superación de la crisis estructural que heredó la actual gestión en todos los sectores de generación y transporte.

La expansión del GLP

La directora de GLP fue la encargada de dar precisiones sobre la realidad logística de un país donde el 40% de la población utiliza este recurso para cocinar y calefaccionarse. «Argentina tiene una gran extensión territorial de 2,7 millones de km²; el GLP recorre 700 kilómetros por tonelada desde la producción al fraccionamiento, y en algunas provincias esa distancia llega a los 1.800 kilómetros, lo que explica el gran desafío de la logística y su impacto en los costos», describió Pellegrini.

Pelegrini destacó que el fenómeno de Vaca Muerta es el motor que permitirá pasar de un mercado de subsistencia a uno de expansión global, con proyecciones de alcanzar las 3,4 millones de toneladas de producción para 2026. «Estamos abriendo nuevas oportunidades vinculadas principalmente con Asia, por su creciente demanda y precios más altos; es una oportunidad de diversificación internacional y posiciona a la Argentina como jugador clave en el mercado global», explicó respecto al horizonte exportador.

Respecto al desarrollo del GLP automotor, Pelegrini resaltó que se trabaja en un marco normativo que facilite la infraestructura y atraiga inversiones, incluyendo un proyecto de estabilidad fiscal. «Estamos avanzando en que el mercado se desarrolle con un objetivo de facilitar la expansión y atraer inversiones. Ya está pasando en el mundo como combustible alternativo; Perú tiene 600.000 vehículos convertidos sin subsidios, el potencial en esta etapa inicial es enorme», aseguró sobre esta tecnología ya disponible.

El GLP automotor se presenta como una alternativa estratégica para el interior de la Argentina, especialmente en aquellas localidades donde la extensión de gasoductos resulta inviable. Entre sus ventajas competitivas, destaca que la instalación de una boca de expendio requiere apenas el 10% de la inversión necesaria para una estación de GNC, mientras que la conversión de los vehículos es entre un 30% y 40% más económica. En términos de rendimiento y ahorro, este combustible permite triplicar la autonomía respecto al gas natural comprimido y ofrece un precio al usuario final un 40% menor que el de la nafta.

En cuanto a la política social, la directora confirmó que el Programa Hogar mantendrá sus 4 millones de beneficiarios, pero con un cambio radical en la forma de ejecución para evitar distorsiones de precios. «La idea es un subsidio de ANSES, pero vamos a realizar un reintegro inmediato al momento de la compra a través de las billeteras virtuales; va a mejorar muchísimo la eficiencia del sistema y va a lograr que se perciba que hay un subsidio», señaló Pelegrini sobre la nueva modalidad.

También defendió el nuevo paradigma en el que los precios dejen de ser fijados por el Estado para determinarse por la oferta y la demanda, eliminando cupos que limitaban el crecimiento de las empresas. «La liberación no generó un salto descontrolado de precios. El precio máximo de referencia representaba apenas el 20% del valor de mercado, totalmente desalineado de la realidad económica; las empresas productoras hoy no tienen precio máximo y creemos que la regulación debe enfocarse a la seguridad y no sustituir al mercado», afirmó.

En cuanto a la modernización operativa, la directora de GLP detalló que «se está avanzando con un nuevo registro de la industria del GLP que es 100% digital y se habilitó la creación de organismos privados para fiscalizar, bajo un esquema donde el Estado supervisa sin interferir». También señaló que el objetivo final es que «el volumen máximo permitido, que reemplazó a los antiguos cupos, sea una medida transitoria hasta alcanzar una desregulación total y definitiva del mercado».

La demanda del sector privado

Finalmente, Cascales, coincidió en la necesidad de consolidar nuevos nichos de consumo. «De cara al futuro, el desafío será no solo consolidar el mercado actual, sino también expandir nuevos usos del GLP como el autotransporte, el sector náutico y la generación eléctrica. Estas alternativas permitirían reducir la importación de combustibles como el gasoil y disminuir la contaminación», sostuvo el directivo.

El titular de Cegla puso especial énfasis en la necesidad de seguridad jurídica para que el sector privado acompañe el crecimiento de la oferta con inversiones de largo plazo. «Planteamos la necesidad de avanzar en una ley de estabilidad fiscal por 10 años para combustibles de GLP automotor, de manera que el sector pueda tener impulso, lo que generaría ahorro por menores divisas por importación de gasoil y menor costo de infraestructura», precisó el representante de los fraccionadores.

El titular de CEGLA también ponderó los resultados iniciales de la desregulación establecida por el Decreto 446/2025, asegurando que el mercado se ha vuelto más eficiente y previsible. «El nuevo esquema no generó aumentos desmedidos; por el contrario, al traer mayor previsibilidad, fomentó la inversión y un importante excedente de producto disponible, mientras que los precios evolucionaron por debajo de la inflación», analizó Cascales sobre la transición hacia el libre mercado.

, Ignacio Ortiz

HOUSTON. –Doug Lawler, presidente y CEO de Continental Resources, una de las compañías que lideró la revolución de la explotación no convencional en Estados Unidos, reafirmó en el CERAWeek 2026 su interés por Vaca Muerta y elogió los incentivos que ofrece el gobierno de Javier Milei para alentar una mayor inversión.

“La calidad de la roca es sobresaliente. Si uno mira la columna estratigráfica de Vaca Muerta y la compara con algunos plays de shale en Estados Unidos, al combinar formaciones como Bakken, Eagle Ford y unidades prolíficas del Permian Basin, como la Wolfcamp, se obtiene un conjunto comparable”, aseguró.

La experiencia de Continental

Continental fue una de las empresas clave en el desarrollo temprano del shale oil, de la mano de su fundador Harold Hamm, especialmente en la formación Bakken. En 2004 perforó uno de los primeros pozos comercialmente exitosos combinando perforación horizontal y fractura hidráulica en esa formación. Por lo tanto, que esa empresa destaque la calidad de la roca de Vaca Muerta adquiere otra relevancia.

“Desde Continental, como pioneros en los plays de shale con 60 años de historia, es que esta roca está lista para ser desarrollada y movilizada. Creemos que los aprendizajes de los plays de shale en Estados Unidos son directamente transferibles al shale de Vaca Muerta, y creemos que hay una propuesta de valor enorme no solo para Argentina, sino para el mundo. Argentina tiene la capacidad de exportar y contribuir de manera material al perfil energético global”, aseguró Lawler.

El ejecutivo destacó luego que, comparado con el desarrollo del shale en Estados Unidos, Vaca Muerta recién está comenzando. “Parte de nuestro interés en Argentina viene del hecho de que los recursos necesarios para aprovechar esa energía —el petróleo y el gas— aún no han sido plenamente movilizados. Y esos recursos son capital, talento humano y empresas de servicios. Esto está en una etapa muy, muy temprana y esa oportunidad hacia el futuro la vemos como algo muy significativo”, remarcó.

Elogios para los incentivos que ofrece Milei

Luego Lawler aprovechó para elogiar los incentivos que ofrece el gobierno de Milei. “Lo que nos entusiasma muchísimo también es el gran esfuerzo que se está haciendo por mejorar el contexto de inversión para que compañías como Continental puedan invertir de manera competitiva frente a las oportunidades que tenemos en Estados Unidos”, sostuvo el tItular de esta firma estadounidense que en enero selló una alianza estratégica con PAE.

–Mencionó tres aspectos: capital, recursos humanos y servicios. ¿Cuál de los tres, y en qué orden, cree que Argentina necesita desarrollar más? –le preguntaron.

–En este punto creo que todos son absolutamente esenciales, pero lo realmente importante ahora es el componente de servicios y la competencia entre proveedores y contratistas para facilitar el desarrollo de la industria. Ya hay empresas muy capaces en Vaca Muerta —YPF, Pan American, Tecpetrol, Vista y muchas otras—. La calidad técnica es muy fuerte. Cómo se sigue construyendo la infraestructura y cómo las reformas del gobierno acompañan ese desarrollo de servicios es clave en los próximos años.

–Si uno traza una línea de tiempo del desarrollo del shale en EE.UU. y ubica a Argentina sobre esa línea, ¿en qué año está Argentina?

–Bueno, es muy temprano para saberlo. Algo único de Argentina hoy es que los operadores locales han incorporado rápidamente aprendizajes, tanto locales como de empresas de servicios con experiencia en EE.UU. Está listo para arrancar. Eso nos entusiasmó mucho cuando visitamos el país por primera vez. En Continental tenemos 60 años resolviendo problemas complejos —de subsuelo, superficie, infraestructura— y estamos muy interesados en participar y compartir lo aprendido perforando decenas de miles de pozos en EE.UU.

–¿Diría que Argentina está como EE.UU. en 2008–2010 –cuando comenzó la revolución del shale en Estados Unidos-?

–Sí, diría que está en ese período. Muy temprano. Pero también es importante notar que, técnicamente, Argentina está mucho más avanzada que en ese momento en EE.UU. El tema es el nivel de inversión en la roca. Eso es en lo que tiene que ponerse al día, y luego la capacidad de movilizar esos recursos.

–En entrevistas dijo que el crecimiento del shale en EE.UU. es limitado. Entonces, ¿Vaca Muerta es atractiva porque no tiene riesgo exploratorio?

–Sí, es correcto. Todavía hay oportunidades de exploración en EE.UU., pero también vemos degradación en la calidad del shale. Lo que compensa eso es la tecnología: laterales más largos, mejor diseño de estimulación, mejor espaciamiento. Eso mantiene la producción, pero sabemos que hay límites. Lo vimos en Eagle Ford y Bakken, que ya alcanzaron su pico. El Permian todavía no, pero va a pasar. Por eso, pensando en los próximos 10, 20, 30 años, queremos exportar nuestra experiencia y trabajar con países que incentiven la inversión.

Por último, el ejecutivo volvió a insistir sobre la importancia de que el gobierno de Milei siga por la senda actual. «Lo que diría es: no hacer nada que desaliente la inversión, porque eso perjudica a los ciudadanos y retrasa el desarrollo. Recuerdo el caso de Marcellus Shale –otra de las formaciones de Estados Unidos-. El gobernador quería aumentar impuestos. Le dije que no lo hiciera porque moveríamos los equipos a otro Estado. Subieron los impuestos, y movimos los equipos a Ohio. Después corrigieron, y hoy Marcellus es un recurso increíble. Lo que es realmente positivo hoy es la cooperación entre el gobierno nacional, la administración Milei, el trabajo de las provincias y el liderazgo que fomenta la inversión. Eso es lo correcto para generar valor para Argentina y el mundo. En los próximos 5 a 10 años, la producción de EE.UU. se va a estabilizar o declinar y ese gap global va a ser cubierto en gran parte por Argentina”, concluyó.

, Redaccion EconoJournal

HOUSTON.- El desarrollo de Vaca Muerta, la formación no convencional ubicada en la cuenca neuquina, ocupó ayer un lugar destacado —aunque satelital— en el marco de la CERAWeek 2026, el principal evento energético global que se realiza esta semana en Houston.

Con la realización de “Vaca Muerta: CEOs & The Strategic Outlook”, el primer evento organizado en Estados Unidos por EconoJournal junto a ProShale, Horizon Engage, Marval O’Farrell Mairal, Trossero & Co y Vaca Muerta.ai, el potencial del shale argentino fue presentado ante una audiencia internacional integrada por ejecutivos, inversores y compañías del ecosistema energético norteamericano.

El encuentro, realizado en el hotel Westin Houston Downtown, convocó a cerca de 200 asistentes, en su mayoría representantes de empresas independientes de Estados Unidos, compañías de servicios que aún no operan en la Argentina y fondos de inversión interesados en conocer el potencial del sector energético local. Más del 60% de los participantes fueron directivos de empresas norteamericanas.

Un cambio de paradigma en la energía argentina

La apertura del evento puso en contexto la magnitud del cambio que atraviesa el sector energético argentino. “Hace cuatro años, en 2022, la Argentina tenía un déficit energético de US$ 7.000 millones. Tres años después, en 2025, registró un superávit de US$ 8.000 millones. La diferencia es de US$ 15.000 millones. Se trata de un cambio copernicano”, señaló Marcelo García, director para las Américas de Horizon Engage y moderador del encuentro.

En ese marco, definió a Vaca Muerta como un desarrollo aún en etapa temprana: “Puede sonar paradójico, pero Vaca Muerta recién está naciendo: es una ‘vaca bebé’. Solo el 10% de su superficie está en desarrollo”.

Fuerte respaldo político e institucional

La apertura institucional estuvo a cargo del viceministro de Energía, Daniel González, junto a los gobernadores de Neuquén, Rolando Figueroa, y de Río Negro, Alberto Weretilneck, quienes destacaron el alineamiento entre Nación y provincias productoras para acelerar la llegada de inversiones.
El mensaje fue claro: existe una estrategia coordinada para escalar el desarrollo del shale y consolidar a la Argentina como proveedor global de energía.

En representación del sector privado, Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, planteó la necesidad de transformar a Vaca Muerta en una plataforma colaborativa que facilite el ingreso de nuevos jugadores, tanto en exploración como en servicios petroleros.

Esa visión fue reforzada por la participación de Doug Lawler, CEO de Continental Resources, una de las principales productoras de shale de Estados Unidos, que recientemente desembarcó en el país y alentó a otras compañías norteamericanas a evaluar oportunidades en la Argentina. Lawler fue más allá y comentó: “La producción shale de EE.UU. ya alcanzó un plateau y probablemente empiece a declinar en cuatro o cinco años. Estoy convencido que una parte de esa declinación puede ser cubierta con nuevos desarrollos de Vaca Muerta”.

Lo escucharon referentes del sector energético local como Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía, Alejandro Bulgheroni, chairman de Pan American Energy, José Luis Manzano, presidente de Integra Capital, Horacio Turri, Director Ejecutivo de Pampa Energía; y Ernesto López Anadón, presidente del IAPG, entre otros.

También expuso Felipe Bayón, CEO de GeoPark, quien destacó la rapidez con la que la compañía comenzó a operar en Neuquén: apenas tres meses después de asumir nuevas áreas, ya perforó su primer pozo, lo que —según indicó— evidencia la disponibilidad de servicios y la fluidez en la interacción con el sector público.

El line-up incluyó además a referentes como Pablo Vera Pinto, Co-Founder de Vista Energy, una de las compañías más dinámicas en cuanto a la atracción de inversores internacionales hacia la Argentina, quien trazó un escenario de cómo escalará la producción de crudo en la Argentina; y Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, uno de los principales productores de gas no convencional de Vaca Muerta, que presentó el proyecto de inversión en Los Toldos II, un área donde la compañía prevé alcanzar una producción de 70.000 barriles en los próximos 18 meses.

Infraestructura y exportaciones, el próximo salto

Uno de los ejes centrales del encuentro fue la necesidad de ampliar la infraestructura para sostener el crecimiento de la producción y habilitar nuevos mercados de exportación.

En ese sentido, Hugo Eurnekian, CEO de CGC, presentó el proyecto Janus, que evalúa exportar gas natural licuado desde Chile mediante la reconversión de terminales existentes en el Pacífico.

Por su parte, Rodolfo Freyre, vicepresidente de Gas, Energía y Desarrollo de Negocios de Pan American Energy, expuso el avance del proyecto Southern Energy, que apunta a convertirse en la primera plataforma de exportación de LNG desde la Argentina, con base en la costa de Río Negro.

A su turno, Javier Rielo, senior vicepresident para las Américas de TotalEnergies, destacó el potencial de crecimiento del país y remarcó que Vaca Muerta aún se encuentra en una fase temprana de desarrollo, con amplias oportunidades en toda la cadena de valor.

Un puente entre dos mundos del shale

El evento nació con un objetivo concreto: fortalecer el vínculo entre el shale desarrollado de Estados Unidos y el shale en expansión de la Argentina.

Ese puente —que comenzó a construirse con acuerdos como el de YPF y Chevron hace más de una década— busca ahora consolidarse en una nueva etapa caracterizada por la cooperación entre empresas para escalar la producción y llevar la energía argentina al mundo.
En palabras de los organizadores, el desafío ya no es competir por un mercado doméstico limitado, sino coordinar esfuerzos para posicionar a Vaca Muerta como un proveedor global de petróleo y gas.

, Por Nicolás Gandini (enviado especial)

Puma Energy, la compañía integrada de refinación, transporte, almacenamiento y distribución de combustibles, llevó adelante su Convención Anual de Operadores 2026, un encuentro que reunió a más de 400 operadores de todo el país para repasar los resultados del último año y delinear los planes de crecimiento de la compañía en la Argentina.

Bajo el lema “Energía que evoluciona”, la empresa presentó las principales acciones desarrolladas durante 2025 y los proyectos previstos para 2026, con eje en la mejora de la experiencia de los consumidores y el fortalecimiento de su red de estaciones de servicio.

Convención de Puma Energy

Santiago Zubizarreta, Head of Retail, analizó el contexto global y la coyuntura local, y destacó las inversiones impulsadas por Trafigura en el país.

Alejandro Stevenazzi, gerente comercial, expuso los avances de la red, las nuevas aperturas y el desarrollo de las tiendas de conveniencia Super 7 y Shop Express. Además, se reconoció a los operadores con mejor desempeño en 2025, quienes participarán de la próxima Copa del Mundo de la FIFA. También se presentó la evolución de la alianza gastronómica con Dean & Dennys, con tres modelos de negocio disponibles para su implementación en estaciones de servicio.

Por su parte, Lucas Smart, gerente de Marketing, detalló el desempeño de la aplicación de fidelización Puma Pris en el país y anticipó mejoras en su navegabilidad y funcionalidades. Según indicó, este tipo de herramientas se consolidó como un recurso relevante para sostener el volumen de ventas en la red.

Digitalización de las operaciones

La aplicación se enmarca en la estrategia de la compañía orientada a la digitalización de sus operaciones y a la incorporación de nuevas soluciones de pago, con el objetivo de optimizar la experiencia del cliente.

, Redaccion EconoJournal

Luego de siete ediciones bienales realizadas en Punta del Este, Lima y Cartagena de Indias, la 8a Conferencia Arpel 2026, organizada por la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe tendrá lugar del 1° al 4 de junio en el Hotel Hilton Buenos Aires bajo el lema “Juntos somos Energía”.

La elección de Buenos Aires como sede responde al creciente protagonismo de la Argentina en el escenario energético regional, particularmente a partir del desarrollo de Vaca Muerta y del potencial offshore, que han consolidado al país como uno de los puntos de mayor proyección para la industria en la región.

Participación de CEOs y referentes del sector en la conferencia de Arpel

Durante cuatro jornadas, la Conferencia reunirá a CEOs, ministros y secretarios de Estado, parlamentarios, reguladores, representantes de asociaciones intergubernamentales, empresariales y profesionales, así como a ejecutivos de empresas operadoras y proveedoras, académicos, consultores, expertos técnicos y jóvenes profesionales del sector.

Carlos Garibaldi, secretario ejecutivo de Arpel, señaló que esta octava edición “se enfocará en analizar cómo fortalecer la competitividad y la sostenibilidad del sector hidrocarburos, en un contexto que exige avanzar en seguridad energética y crecimiento económico para América Latina y el Caribe”.

En la Conferencia Arpel 2026 se debatirán tanto los temas estratégicos del sector como las tendencias en Upstream, Midstream y Downstream. Entre los disertantes confirmados se destacan Horacio Marín, presidente del Directorio y CEO de YPF; Ricardo Ferreiro, presidente de E&P de Tecpetrol; Felipe Bayón, CEO de GeoPark; Javier Rielo, SVP de E&P Américas de TotalEnergies; Cecilia San Román, presidenta de ANCAP; Julio Friedmann, gerente general de ENAP, y Patrick Brunings, ministro de Petróleo, Gas y Ambiente de Surinam, además de la participación de Daniel Yergin, vicepresidente del Directorio de S&P Global, quien conversará sobre Geopolítica y Energía.

Agenda

• Perspectivas geopolíticas globales y regionales sobre oferta y demanda de hidrocarburos.

• Desarrollo del gas natural, integración regional y oportunidades vinculadas al GNL.

• Nuevas tendencias en refinación.

• Potencial en recursos no convencionales y aguas profundas.

• Riesgos climáticos y de transición energética, y su impacto en la sostenibilidad y el financiamiento del sector.

• Transformación digital, inteligencia artificial y excelencia operativa.

• Innovación y futuro del trabajo, desde la mirada de universidades, empresas y jóvenes profesionales.

Además de los más de 20 paneles y charlas notables, la Conferencia Arpel 2026 incluirá visitas a instalaciones y actividades institucionales de la Asociación.

Para mayor información, visitar www.arpel.org o contactarse a través de infoconf@arpel.org.uy

, Redaccion EconoJournal

HOUSTON. -El viceministro de Economía, Daniel González, resaltó este martes al participar del CERAWeek 2026 en Houston, que el crecimiento experimentado hasta el momento por las petroleras nacionales resultó clave para el desarrollo de Vaca Muerta, pero consideró que el nivel de inversión requerido para la fase exportadora masiva excede las posibilidades actuales del mercado doméstico.

Ante un auditorio de ejecutivos globales en el mayor evento de la industria del Oil & Gas, González expresó que «Las petroleras locales ya tienen mucho en su plato («they have a lot on their plate»). Hay que buscar más compañías internacionales para que el desarrollo no se detenga. El esfuerzo que hicieron hasta ahora es extraordinario, pero para pasar a las ligas mayores necesitamos que los grandes jugadores del exterior traigan su espalda financiera y sus equipos de última generación a la Argentina».

«Tenemos un recurso increíble en Vaca Muerta que hoy está absolutamente listo para ser desarrollado, con un ecosistema increíble de empresas, operadores, compañías de servicios, provincias y gobierno federal», resaltó al explicar un esquema en el que «la seguridad energética y la asequibilidad son definitivamente una prioridad«.

González, en el desarrollo de esa idea también agregó: «Lo que tenemos para ofrecer en términos de un recurso económico, eficiente y competitivo, y muy lejos de zonas de potencial conflicto, lo que tiene muchísimo valor. Eso ya era así desde la invasión rusa a Ucrania, pero aún más en el último mes» con los acontecimientos bélicos en Medio Oriente.

El costo del financiamiento para el desarrollo

En cuanto a la limitación en la capacidad de despliegue de las operadoras domésticas es el argumento central del Ministerio de Economía para defender la vigencia del regimen de promoción. «El capital es la mayor restricción para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta» en la etapa actual, admitió el funcionario, debido a que el costo de financiamiento para el país, aunque en descenso, permanece en niveles elevados.

Sobre el marco del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) para desembolsos de capital intensivo, manifestó que la recepción del sector privado superó las expectativas iniciales. En ese sentido, señaló que «el programa ya tiene 48 proyectos presentados, pero la meta del equipo económico es tener 15 o 20 más antes de que termine, lo que consolidaría una cartera de proyectos que ya no tienen marcha atrás».

Respecto a las limitaciones que impone la infraestructura de transporte para evacuar la producción de hidrocarburos, González analizó los desafíos logísticos que enfrenta la Argentina. Sobre este punto, el secretario explicó que la prioridad es que los privados lideren la construcción de nuevos ductos y puntualizó que «la infraestructura debe acompañar el ritmo de las perforaciones para evitar que los cuellos de botella se conviertan en un techo para el ingreso de divisas genuinas«.

«Desde el punto de vista regulatorio, no percibo que tengamos desafíos significativos. No veo que tengamos restricciones relevantes, como sí teníamos muchas en el pasado -por ejemplo, restricciones cambiarias- que ya no existen. Creo que es una cuestión de tiempo, que es el mejor recurso que tenemos para reconstruir esa confianza», afirmó en otro tramo.

Una industria con incentivos para invertir

En esa línea, reconoció que el país tiene «una economía con impuestos bastante altos en general, y esa es una de las prioridades del Presidente (Javier Milei) intentar reducirlos gradualmente. La forma en que se abordó eso en esta industria es incorporando el desarrollo del upstream dentro del programa de incentivos», de lo cual hay dos proyectos presentados.

«Cuando se consideran los incentivos compensan buena parte de la mayor carga impositiva que tiene la economía en general en Argentina«, afirmó Gonzálex al enumerar que el RIGI «ofrece beneficios fiscales bastante significativos, incluyendo una tasa reducida de impuesto a las ganancias, sin IVA sobre el capex, sin aranceles a las importaciones, sin derechos de exportación. Y la característica que más valoran los inversores es que brinda 30 años de estabilidad regulatoria y fiscal», afirmó.

Al referirse a la nueva dinámica de la industria, González afirmó que la actual política va mas allá de los incentivios: «Lo otro que hemos estado haciendo es desregular todo, dejar de intervenir. Ya no intervenimos en los mercados de petróleo, estamos desregulando los mercados de gas y electricidad. Una desregulación muy amplia de todos los mercados energéticos».

En relación con el sector minero, el secretario vinculó el potencial del cobre y el litio con el éxito del régimen de incentivos. «Hay muchas oportunidades en minerales críticos. Somos el productor de litio de más rápido crecimiento y vamos a convertirnos pronto en el mayor productor de litio», anticipó el viceministro de la cartera económica.

«La oportunidad en cobre en Argentina -agregó- también es absolutamente enorme. Solo con los proyectos que se han presentado al RIGI vamos a estar produciendo entre un millón y medio y dos millones de toneladas de cobre por año en los próximos cinco a siete años«.

Sobre el financiamiento de las obras de infraestructura, González reiteró que el modelo de inversión pública quedó atrás, especialmente en el segmento de transporte. «Hay una enorme oportunidad en el midstream. El midstream de petróleo como negocio no existe en Argentina. Son los operadores los que básicamente destinan parte de su capital a tender oleoductos y construir plantas, algo que a largo plazo no tiene sentido», señaló al insistir con la llegada de nuevos jugadores.

Respecto a la exploración de nuevos yacimientos, el secretario aclaró que el foco de la industria se movió hacia la puesta en valor de los recursos ya descubiertos. «Hoy se trata mucho más de desarrollo que de exploración. Hay otros plays no convencionales en etapas más incipientes, y las compañías que tienen derechos allí van a realizar la exploración necesaria, pero el foco está más en el desarrollo y en lograr casos exitosos», explicó.

, Nicolás Gandini (enviado especial)

La petrolera Shell podría tomar decisiones finales de inversión (FID) en proyectos de gas natural en Venezuela con miras a exportar GNL. El anticipo corrió por cuenta del CEO de la empresa, Wael Sawan, en el marco de su intervención en CERAWeek 2026, la principal conferencia de energía del mundo.

Las inversiones que Shell evalúa estarían vinculadas al proyecto Dragón, un campo de gas offshore que sería necesario desarrollar para revitalizar las exportaciones de gas natural licuado desde la terminal de licuefacción en Trinidad y Tobago.

«Estamos viendo en dónde agregar valor en Venezuela y su gente. Diría que inicialmente apuntamos más al gas y particularmente gas que puede ser monetizado a través del GNL, aunque también seguimos buscando oportunidades en líquidos», dijo el CEO de Shell.

Shell confirmaría inversiones en gas natural en Venezuela durante 2026

Wael Sawan destacó que la empresa está en una mejor posición para realizar primero inversiones en gas natural antes que en petróleo en Venezuela y anticipó que podría confirmarlas durante 2026.

“En el sector del gas, hablamos de un horizonte más cercano: dos o tres años. Incluso podríamos estar en condiciones de tomar decisiones finales de inversión sobre uno o dos proyectos antes de que termine este año, si contamos con los marcos fiscales y regulatorios adecuados”, comentó el CEO de Shell.

El gobierno interno de Delcy Rodriguez en Venezuela presentó a fin de enero una reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos aprobada por la Asamblea Nacional– que abre el sector petrolero a mayor participación privada y extranjera, rompiendo el monopolio exclusivo de PDVSA y permitiendo contratos más flexibles e incentivos fiscales para inversiones. El proyecto había sido demandado por la administración de Donald Trump en los Estados Unidos.

«Creo que nadie discutiría la inmensidad de los recursos en Venezuela«, dijo Sawan. «La clave ahora será poder implementar planes técnicos sólidos en el país y, lo que es más importante, que Venezuela continúe con el progreso que está logrando en materia fiscal y en los marcos legales«, agregó Sawan.

«Me alienta lo que vemos, pero aún nos queda un largo camino por recorrer para extraer esas moléculas», finalizó.

Shell y el proyecto Dragón

Antes de la intervención militar estadounidense para capturar y remover a Nicolás Maduro del poder, Venezuela había autorizado a Trinidad y Tobago a reanudar el trabajo en el proyecto Dragón de gas natural offshore, en el que también participa Shell.

Trinidad y Tobago necesita el suministro de gas de este proyecto localizado en aguas venezolanas para garantizar su capacidad de exportación de GNL, la segunda más grande en el continente americano luego de los EE.UU. y por delante de Perú.

En el proyecto Dragón participan National Gas Company (NGC) de Trinidad y Tobago y Shell. En paralelo, junto con la petrolera BP conforman Atlantic LNG, empresa propietaria de la planta de licuefacción y exportación de GNL en Trinidad y Tobago.

La planta tiene cuatro trenes de licuefacción con una capacidad instalada de producción y exportación de 15,8 millones de toneladas de GNL por año.

, Nicolás Deza

HOUSTON. -El CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous, consideró en el CERAWeek 2026 que el desarrollo del shale oil en Vaca Muerta está necesariamente vinculado al desarrollo de la exportación del gas natural asociado. «Ya estamos exportando a Chile, pero tenemos que hacer infraestructura para exportar más a Brasil«, aseguró el referente de la petrolera del Grupo Techint.

Markous repasó la actualidad y proyectos de la empresa en un panel sobre inversiones e infraestructura en Latinoamérica. Tecpetrol es la tercera productora de gas natural en la Argentina, con una producción diaria de casi 18 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d). Además, está avanzando en la ventana de petróleo en Vaca Muerta, con una inversión de US$ 2500 millones en el proyecto Los Toldos II Este.

La empresa tiene en claro que el desarrollo del potencial en petróleo crudo en la formación neuquina está vinculado con el tratamiento y monetización del gas natural asociado. «Hay que tener en claro que Vaca Muerta es más gas natural que petróleo», sintetizó Markous.

Tecpetrol: proyectos de gasoductos al Brasil

El CEO de Tecpetrol remarcó que Brasil es un mercado a desarrollar y que están activamente trabajando a través de TGN (Transportadora Gas del Norte) en proyectos de gasoductos, al ser el desarrollo del gas natural una condición necesaria para respaldar el crecimiento de producción de petróleo.

«A nivel regional ya estamos exportando a Chile, pero tenemos que hacer infraestructura para exportar más a Brasil. La combinación de los países vecinos y el GNL nos da una gran oportunidad», dijo Markous.

«El petróleo tiene gas asociado. Necesitamos encontrar un mercado para poder producir ese petróleo. Para nosotros tiene que haber enormes oportunidades para hacer infraestructura. Nosotros estamos en TGN, estamos en el gasoducto Norte, que es el que conecta con Brasil y estamos iniciando proyectos para expandir nuestros gasoductos para enviar más gas a Brasil«, añadió.

No es una tarea facil porque Petrobras se mostró hasta ahora poco predispuesta a evaluar una potencial integración con la Argentina en materia de gas natural. Sin el endorsement de la petrolera estatal brasileña el desarrollo de nuevos gasoductos al Brasil está limitado, aportaron fuentes en la industria conocedoras de las conversaciones a EconoJournal.

Ventana de petróleo y RIGI

Tecpetrol logró consolidarse como productora de gas natural referente en Vaca Muerta a partir del desarrollo de Fortín de Piedra. La empresa ahora busca replicar ese éxito, pero en la ventana de petróleo, con el proyecto Los Toldos II Este, con el que espera sumar una producción de 70.000 barriles por día hacia el 2027. Por ese motivo, es que la empresa también ingresó como accionista en el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) para incrementar la evacuación y exportación de crudo hacia el Atlántico.

«El Vaca Muerta Sur fue financiado entre todas las partes, en una combinación de apoyo de compañías locales. Nosotros como compañía estamos invirtiendo 2500 millones de dólares y estamos emitiendo bonos para financiar eso. Hasta ahora han sido compañías privadas y bancos privados los que emiten bonos», explicó el CEO de Tecpetrol.

También repasó ante la audiencia presente los beneficios fiscales que otorga el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI). «Como estamos eliminando barreras para acelerar la inversión en Argentina, el RIGI se implementó. Creo que fue bueno y ya hay inversiones que se están haciendo bajo el RIGI«, dijo Markous. «Debería ser el régimen normal en los próximos tres años», acotó.

El contexto del petróleo en Latinoamérica

Markous expuso la visión de Tecpetrol en una conversación con pares de la industria y representantes de gobiernos sobre inversiones e infraestructura en Latinoamérica, moderada por el vicepresidente sénior de Energía Global y Asuntos Internacionales de S&P, Carlos Pascual.

El subsecretario de Estado para Asuntos Económicos, Energéticos y Empresariales del Departamento de Estado de los Estados Unidos, Caleb Orr, destacó el crecimiento del comercio intraregional.

Por caso, México se transformó desde 2023 en el principal destino de las exportaciones estadounidenses, por encima de Canadá y China, siendo la energía un componente de las mismas. «México es el principal comprador de gas natural de EE.UU. Con eso se fabrican muchos bienes que luego se exportan de vuelta a EE.UU.», puntualizó Orr.

A su turno, el director de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) del Brasil, Pietro Mendes, también destacó el aporte de su país en el suministro energético internacional. «Brasil es muy importante para la estabilidad del mundo cuando consideramos la energía. Estamos produciendo casi 4 millones de barriles por día«, dijo.

«Tenemos estabilidad regulatoria y respetamos los contratos. Tenemos empresas de todo el mundo invirtiendo allí, incluyendo el sector eléctrico, petróleo y gas. Creemos que las inversiones de Estados Unidos son muy buenas para nuestro país, pero también creemos que necesitamos recibir inversiones de cualquier empresa que quiera invertir en Brasil, porque esa diversidad es muy importante para nuestra seguridad energética y para nuestra sociedad», evaluó el funcionario del gobierno de Lula da Silva.

, Nicolás Gandini (enviado especial)

La Secretaría de Energía avanzaría en los próximos días con una serie de resoluciones que apuntan a flexibilizar las especificaciones técnicas de los combustibles líquidos con el objetivo de habilitar una mayor mezcla de biocombustibles en naftas y gasoil, según revelaron a EconoJournal fuentes al tanto de los cambios.

La medida busca aliviar la presión sobre los precios en el surtidor en un contexto de fuerte suba del petróleo por la guerra en Medio Oriente y disminuir también la necesidad de importaciones en un mercado que sigue tensionado por la demanda estacional.

La iniciativa contempla modificar transitoriamente los parámetros de calidad de las naftas —en particular, la cantidad de partes por millón de oxigeno por cada litro de nafta— para permitir que las petroleras puedan incrementar el porcentaje de bioetanol en las mezclas.

La Ley 27.640 establece que el corte obligatorio de bioetanol en naftas puede alcanzar hasta el 12%, con posibilidad de elevarse al 15% bajo determinadas condiciones. En la práctica el nivel de mezcla se mantiene en torno al 12% debido a restricciones técnicas vinculadas a las especificaciones de calidad del combustible.

“La idea es flexibilizar el límite de oxígeno para que las refinadoras puedan, de manera voluntaria, aumentar el porcentaje de bioetanol hasta el máximo permitido”, explicó una fuente con conocimiento de la medida.

El incentivo es claro: con los precios actuales del crudo, el bioetanol resulta más competitivo que la nafta fósil, lo que permitiría reducir el costo de producción de combustibles.

El esquema será de adhesión voluntaria, por lo que su impacto dependerá de la estrategia comercial de cada compañía. Empresas como YPF, Raízen o Trafigura podrían optar por una mayor incorporación de biocombustibles en función de su conveniencia económica.

Gasoil: mayor margen para subir el biodiesel

El Gobierno también analiza medidas para incrementar el corte de biodiesel en gasoil. La normativa vigente fija un porcentaje obligatorio del 7,5%, aunque habilita incrementos discrecionales hasta niveles cercanos al 20%.

Hasta ahora, el bajo nivel efectivo de mezcla respondió a razones económicas: el biodiesel —producido mayormente a partir de aceite de soja— resultaba más caro que el gasoil importado.

Sin embargo, el escenario cambió con la suba del precio internacional del petróleo. Argentina importa alrededor de 500.000 metros cúbicos anuales de gasoil para cubrir picos de demanda, especialmente en el sector agropecuario y el transporte.

Con valores del barril en torno a los US$ 100, el costo del gasoil importado de alta calidad se ubica cerca de US$ 1.100 por metro cúbico. En contraste, el biodiesel de soja producido localmente se acerca a los US$ 1.000 por metro cúbico —e incluso podría ubicarse por debajo—, lo que reconfigura la ecuación económica.

En ese contexto, Energía busca habilitar un mayor uso de biodiesel para sustituir importaciones y reducir el costo del abastecimiento interno.

Las resoluciones se publicarían en los próximos días y marcarían un cambio relevante en la política de biocombustibles, al priorizar criterios de costo y abastecimiento por sobre restricciones técnicas que, hasta ahora, limitaban el uso pleno de los cupos previstos por la normativa.

, Redaccion EconoJournal

HOUSTON. -Luego de las críticas reiteradas que ha venido recibiendo por parte del presidente Javier Milei, la palabra de Paolo Rocca era esperada con gran expectativa. Sin embargo, el presidente y CEO del Grupo Techint evitó confrontar y concentró su discurso en el CERAWeek 2026 en un análisis del conflictivo escenario internacional. “Necesitamos expandir nuestra capacidad para asegurar una cadena de suministro sólida”, aseguró el ejecutivo, dejando en claro que la creciente fragmentación global obliga a redefinir las estrategias empresarias. Además, analizó el impacto creciente de la inteligencia artificial en la producción.  

Luego de que Tenaris, subsidiaria de Techint, perdiera frente a la empresa india Welspun la licitación por la provisión de tubos para el proyecto Gas Natural Licuado de Southern Energy, desde el grupo se dejó trascender que habían ofrecido igualar la oferta, pero su propuesta no fue considerada. Muchos analistas coincidieron en que el gobierno debería haber intervenido a favor de Techint para beneficio de la red de proveedores locales y la mano de obra nacional. El gobierno leyó que el grupo estaba fogoneando esas críticas y reaccionó con furia contra el empresario tratándolo de «prebendario». Incluso Milei lo bautizó como “Don Chatarrín”, de modo despectivo.

El foco en la reconfiguración del escenario internacional

Rocca podría haber elegido la conferencia energética más importante del mundo para responderle a Milei – compartió panel junto al presidente de Google Cloud, Matt Renner, y al director ejecutivo adjunto de Repsol, Luis Cabra-, pero decidió ignorarlo y llevar adelante un análisis estratégico de cómo se está reconfigurando el mundo en medio de la disputa comercial entre Estados Unidos y China y la guerra en Medio Oriente.

El mandamás del Grupo Techint sostuvo que los aranceles que impuso el gobierno de Donald Trump el año pasado afectaron la cadena de suministro de la industria energética. “El inicio del programa de aranceles en el primer semestre cambió la orientación general de la estrategia de descarbonización. Ese cambio ha sido relevante y está afectando los planes empresarios”, detalló.

“También hay una pérdida de relevancia de las organizaciones globales. Para nosotros era importante la relación comercial entre Canadá, México y Estados Unidos, pero ahora está sujeta a potenciales negociaciones y al mismo tiempo interrumpida por los aranceles, lo que genera incertidumbre y suma presión sobre las estrategias empresariales. Al mismo tiempo, el conflicto en Medio Oriente, que escaló desde junio, añadió nuevos factores de inestabilidad. Según remarcó, “no es fácil establecer una estrategia sólida ante este escenario”.

En ese contexto conflictivo y volátil, reivindicó la inversión en el sector energético argentino como parte de una estrategia destinada a posicionarse en áreas donde existe una perspectiva de largo plazo. “A largo plazo, considero que existen oportunidades, particularmente en la producción de petróleo y energía en Argentina. Es allí donde estamos centrando nuestra atención e invirtiendo»

“Necesitamos expandir nuestra capacidad para asegurar una cadena de suministro sólida y autonomía de producción para el sector energético. Esto implica a veces duplicar capacidades e intensificar las inversiones”, remarcó.

El auge de la inteligencia artificial

Al referirse al impacto de la inteligencia artificial, Rocca remarcó que el grupo Techint la aplica en optimización de procesos, transformación de la productividad y capacitación interna. “En la petrolera, trabajamos con shale. Actualmente extraemos quizás un 5% o 6% de los recursos reales de la formación debido al fracking y cómo se gestiona, y ya eso es valioso. Pero, si aplicamos inteligencia artificial, ¿sería posible pasar del 5% al 7% de las reservas? Eso es enorme y cambia completamente el valor”, describió Rocca.

“Las empresas en EE.UU. ya están desarrollando esto. Hay enormes volúmenes de datos que permiten entender mejor cómo extraer valor”, insistió. Luego dijo que “estamos pasando de usar la IA como fuente de información a que tome decisiones directamente (incluso en la nube, gestionando procesos como una refinería). El mundo va en esa dirección, pero todavía estamos en etapas iniciales. Hay proyectos pequeños, pero no resultados concluyentes aún. Hay mucha experimentación”, remarcó.

, Nicolás Gandini (enviado especial)

HOUSTON. -La guerra en Medio Oriente está afectando el suministro de una quinta parte del GNL mundial. Si bien Europa no depende mucho de este suministro, la suba en los precios reactivó la discusión sobre el gas de Rusia. Sin embargo, el CEO de TotalEnergies, Patrick Pouyanné, reflexionó que el gas ruso dejó de ser una opción durante una intervención en CERAWeek 2026, el principal evento energético del mundo.

TotalEnergies, la compañía francesa que en la Argentina es la principal operadora privada de gas natural y el tercer player mundial en el comercio de gas natural licuado, con más de 40 millones de toneladas de GNL vendidas por año. Precisamente, Pouyanné este lunes también selló un acuerdo con el gobierno de los Estados Unidos para reorientar sus inversiones en energía eólica offshore al petróleo, gas natural y/o GNL estadounidenses.

Pouyanné: el gas de Rusia dejó de ser una alternativa

El GNL proveniente de EE.UU. se transformó en el suministro clave para ir reemplazando el gas de Rusia tras la invasión y guerra en Ucrania. En cambio, los buques proveniente del Golfo Pérsico representan un 10% de las importaciones de GNL en la Unión Europea, aunque países como Italia o Bélgica tienen una particular dependencia de este suministro.

A pesar de esa menor dependencia del GNL del Golfo Pérsico, el escenario de una renovada competencia con Asia por los cargamentos de GNL en el mercado spot inquieta a algunos gobiernos europeos, justo cuando está comenzando a regir una regulación europea que prohibirá todas las importaciones de gas ruso a partir de 2027.

Frente a algunos planteos que piden flexibilizar esa decisión, el CEO de TotalEnergies fue enfático en que el gas ruso dejó de ser una opción a partir de la guerra iniciada por el presidente Vladimir Putin en 2022. “Putin decidió por nosotros que el gas ruso ya no era una opción«, dijo Pouyanné.

De todas formas, el colapso del tránsito por Ormuz afecta a Europa en otros suministros energéticos. “En el Sudeste Asiático hay mucha preocupación. Europa también observa muy de cerca: por ejemplo, Francia importa el 50% de su diésel”, graficó el CEO de TotalEnergies.

En lo estructural, Pouyanné reconoció que Europa atraviesa por un escenario de inseguridad energética. “No tenemos energía. El Mar del Norte está en declive. Perdimos el gas ruso y lo perdimos por mucho tiempo», dijo.

TotalEnergies invertirá más en hidrocarburos en EE.UU.

El Departamento de Interior de los EE.UU. y TotalEnergies anunciaron este lunes un acuerdo para que la compañía desinvierta en concesiones de energía eólica offshore y reoriente esas inversiones hacia producción de hidrocarburos en EE.UU.

TotalEnergies se ha comprometido a invertir aproximadamente US$ 1000 millones (lo que representa el valor de sus concesiones de energía eólica marina a las que renunció) en la producción de petróleo, gas natural y/o GNL en EE.UU. Una vez que esa inversión se materialice, el gobierno federal reembolsará a la compañía francesa la totalidad del importe que pagó por la compra de dichas concesiones.

“Este acuerdo representa un nuevo triunfo para el compromiso del presidente Trump con la energía asequible y confiable para todos los estadounidenses”, declaró el secretario del Interior, Doug Burgum.

“La energía eólica marina es uno de los sistemas más costosos, inestables, perjudiciales para el medio ambiente y dependientes de subsidios que se hayan impuesto a los consumidores y contribuyentes estadounidenses. Celebramos el compromiso de TotalEnergies de desarrollar proyectos que generen energía confiable y asequible para reducir las facturas mensuales de los estadounidenses», añadió el funcionario estadounidense.

, Nicolás Gandini (enviado especial)

Luego de haberle dado a Irán un ultimátum de 48 horas para que libere el estrecho de Ormuz, el presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, sorprendió este lunes por la mañana al anunciar una supuesta tregua de cinco días acordada con el régimen teocrático chiita. Desde Irán desmintieron la información.

«No se han celebrado negociaciones con Estados Unidos, y se utilizan noticias falsas para manipular los mercados financieros y petroleros y escapar de la compleja situación en el que están atrapados Estados Unidos e Israel», sostuvo en su cuenta de X el presidente del parlamento en Teherán, Mohamad Bager Qalibaf, señalado como uno de los negociadores.

El anuncio del presidente estadounidense tuvo un impacto moderado en el precio del Brent, el crudo de referencia para las inversiones en Vaca Muerta, que abrió la jornada en US$ 112 por barril. Luego cayó a US$ 98 por barril y en las horas siguientes se mantuvo en torno a ese valor.

Trump anunció una tregua de cinco días con Irán

El presidente informó una tregua de cinco días a través de un posteo en Truth Social. «Me complace informar que Estados Unidos y Irán han mantenido, durante los últimos dos días, conversaciones muy positivas y productivas sobre la resolución total de nuestras hostilidades en Oriente Medio», posteó.

Trump añadió que, en función del «tono y la naturaleza de estas conversaciones profundas, detalladas y constructivas, que continuarán a lo largo de la semana», ha ordenado al Departamento de Defensa posponer todos los ataques militares contra las centrales eléctricas y la infraestructura energética iraníes durante un período de cinco días.

Turquía, Egipto y Pakistán estuvieron pasando mensajes entre EE.UU. e Irán durante los últimos dos días, publicó el medio Axios. Según la versión estadounidense, funcionarios senior de los tres países mantuvieron charlas con el enviado especial de la Casa Blanca, Steve Witkoff, y el ministro de Relaciones Exteriores de Irán, Abbas Araghchi.

No obstante, en Irán respondieron que tales comunicaciones no existieron. “Las declaraciones del presidente de Estados Unidos se producen dentro del marco de esfuerzos por reducir los precios de la energía y ganar tiempo para poner en marcha sus planes militares”, ha señalado su Ministerio de Asuntos Exteriores, según la agencia Mehr. 

La agencia de noticias Fars, vinculada con la Guardia Revolucionaria Islámica (GRI), citó «una fuente iraní» que dijo que «no hay ninguna conexión directa ni indirecta con Trump, y él dio marcha atrás tras escuchar que nuestros objetivos serían todas las centrales eléctricas de Asia Occidental».

Más tarde fue el propio presidente del parlamento en Teherán, Mohamad Bager Qalibaf, señalado como uno de los negociadores, el encargado de desmentir la versión de Trump.

Promesa de bombardeo contra infraestructura eléctrica en Irán

Trump había amenazado el sábado por la noche a Irán con atentar contra sus centrales eléctricas si la república islámica no libera la circulación por el estrecho de Ormuz en las siguientes 48 horas.

«Si Irán no abre completamente, sin amenazas, el estrecho de Ormuz en un plazo de 48 horas a partir de este preciso momento, Estados Unidos atacará y destruirá sus diversas centrales eléctricas, ¡comenzando por la más grande!», había advertido el mandatario en una publicación de su red social Truth.

El estrecho de Ormuz, ubicado entre Irán y Omán, es uno de los puntos más críticos del planeta para el comercio energético. Por allí circula el 20% del petróleo que se consume en el mundo, unos 20 millones de barriles diarios de petróleo crudo y productos derivados.

Es el principal canal de exportación para Arabia Saudita, Irak, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait y el propio Irán. En su punto más angosto tiene unos 33 kilómetros de ancho. Los carriles de navegación son de apenas 2 o 3 kilómetros por sentido, lo que lo convierte en checkpoint de fácil control.

, Nicolás Deza

La petrolera colombiana GeoPark dio inicio formal a sus operaciones de perforación en el bloque Loma Jarillosa Este, situado en la formación no convencional de Vaca Muerta. Se trata de la primera campaña intensiva en la formación, lo que marca un hito en su estrategia de expansión dentro de la Argentina.

La empresa proyecta una inversión que oscila entre los u$s80 y u$s100 millones durante el transcurso de 2026. Este capital se destina íntegramente al desarrollo de infraestructura y pozos en la Cuenca Neuquina, con el firme propósito de escalar la capacidad operativa de la firma en el corto plazo.

En términos de volumen, la meta establecida por GeoPark para el cierre de este año busca elevar la producción actual de 1.500 barriles de petróleo diarios a un rango de entre 5.000 y 6.000 barriles, lo que significaría cuadruplicar su actividad en suelo nacional.

El plan estratégico a mediano plazo contempla una proyección de crecimiento sostenido hasta el año 2028. Para ese entonces, GeoPark aspira a alcanzar una plataforma de producción de 20.000 barriles por día, consolidando su rol como operador en el sector local.

Desarrollo en la Cuenca Neuquina

La puesta en marcha de esta campaña requirió la articulación con más de 30 empresas contratistas especializadas en diversos servicios petroleros. Mediante la firma de 40 acuerdos comerciales, la operadora busca traccionar la cadena de valor local y fortalecer el ecosistema industrial de la provincia.

Ignacio Mazariegos, director de la unidad de negocios de la firma en la Argentina, destacó que «Vaca Muerta es un activo central que está redefiniendo nuestra escala como compañía». El ejecutivo subrayó que cada pozo perforado contribuye a construir una posición rentable y competitiva dentro del portafolio latinoamericano de la empresa.

Para respaldar este ritmo operativo, la compañía estableció una oficina propia en la ciudad de Neuquén y conformó un equipo técnico de 30 profesionales. Según informaron desde la operadora, la plantilla se encuentra en proceso de ampliación para cubrir las demandas técnicas de los próximos meses.

En el ámbito del compromiso social, la firma concretó su adhesión al programa de becas provinciales con un aporte inicial. Esta acción se enmarca en su política de sostenibilidad, orientada a vincular el desarrollo de los recursos naturales con el fortalecimiento educativo de las comunidades donde opera.

, Ignacio Ortiz

HOUSTON. -El CEO de Chevron, Mike Wirth, elogió las reformas que viene llevando adelante el gobierno de Javier Milei para impulsar la inversión y reafirmó siguen apostando por el desarrollo de Vaca Muerta.  “La geología es excelente. El problema histórico de Argentina ha estado sobre la superficie: el entorno de inversión. Ha habido rigideces laborales, restricciones a la importación de equipos y a la exportación de producción, pero con el presidente Milei esos obstáculos se están abordando de manera sistemática y estamos viendo avances reales”, remarcó en la apertura del CeraWeek, la conferencia energética más importante del mundo.

Wirth formuló esa declaración en una entrevista pautada con el presidente de CeraWeek, Daniel Yergin, es uno de los analistas de energía más influyentes del mundo. Yergin le preguntó por Vaca Muerta porque Wirth quería enviar un mensaje, no fue una declaración casual que formuló en un pasillo de la conferencia ante la pregunta de un periodista.

Wirth reafirmó su interés por Vaca Muerta

En un momento de su exposición, Wirth aseguró que “en Argentina reestructuramos todos nuestros activos shale en una única organización operativa, lo que nos permite mover tecnología, mejores prácticas, personas y experiencia más rápidamente entre distintas cuencas. Estamos aplicando tecnologías como químicos avanzados para mejorar la recuperación, que ya probamos en Permian, y las estamos trasladando a otras áreas. Estamos viendo buenos resultados iniciales. Todo indica que seguiremos mejorando costos, eficiencia y productividad en todo el portafolio”.

–Mencionaste Argentina y Vaca Muerta. ¿Cómo la ves? –le preguntó entonces Yergin.

–La geología es excelente. El problema histórico de Argentina ha estado sobre la superficie: el entorno de inversión. Ha habido rigideces laborales, restricciones a la importación de equipos y a la exportación de producción. Bajo el presidente Milei, esos obstáculos se están abordando de manera sistemática, y estamos viendo avances reales.

–La “invertibilidad” de Argentina está mejorando.

–Estamos muy conformes con la geología y esperamos que, con estas mejoras en el entorno, la producción del país continúe creciendo.

Chevron explota Loma Campana con YPF, lleva invertidos unos 14.000 millones en Vaca Muerta desde 2013 a la fecha. pero en los últimos años redujo su nivel de inversión. Lo que dijo el CEO da a entender que ahora van a volver a acelerar

, Nicolás Gandini (enviado especial)

HOUSTON. -El secretario de Energía de los Estados Unidos, Chris Wright, aseguró que la guerra con Irán será corta y que la disrupción en el suministro de energía finalizará pronto. A pesar del fuerte alza en los precios del petróleo no se está llegando a una situación de destrucción de demanda, según lo expresado por el funcionario estadounidense en la apertura de CERAWeek, la principal conferencia energética del mundo.

El funcionario de la administración de Donald Trump buscó trasmitir un mensaje de tranquilidad en cuánto al impacto que la disrupción del comercio energético por el estrecho de Ormuz tendrá sobre la economía real y los mercados bursátiles.

La clave central en el conflicto es la duración del virtual cierre de Ormuz. Wright garantizó que la guerra finalizará pronto. “El conflicto con Irán terminará en las próximas semanas», dijo el funcionario.

Wright: shock energético de corto plazo

El colapso del comercio por el estrecho de Ormuz afectó la salida de unos 20 millones de barriles de petróleo crudo y productos derivados por día. La Agencia Internacional de Energía (IEA) reportó que a raíz del conflicto países productores del Golfo Pérsico recortaron 10 millones de barriles por día de producción de petróleo.

El secretario de Energía minimizó el impacto de la guerra sobre el suministro de hidrocarburos, afirmando que «el mundo está bien abastecido de petróleo”. “Esto es un shock energético de corto plazo, no de largo plazo», añadió.

La principal preocupación en los mercados es que la prolongación del conflicto conduzca a una destrucción en la demanda y consecuentemente a una recesión económica global. Nuevamente, Wright buscó minimizar la noción de una falta estructural severa de suministro energético. “El aumento de precios es en gran parte un ‘fear premium’ del mercado”, minimizó.

La intervención militar en Venezuela

El secretario de Energía también defendió la estrategia detrás de la intervención militar de los EE.UU. en Venezuela, que terminó con la captura del presidente Nicolás Maduro y el comienzo de una apertura hacia elecciones libres y el potencial regreso de petroleras internacionales al país sudamericano.

«Durante años hubo sanciones sobre el petróleo venezolano. Lo que hicimos fue hacerlas cumplir efectivamente, como un verdadero bloqueo, y eso cambió la capacidad de presión de Estados Unidos para empujar a Venezuela hacia un mejor comportamiento», analizó Wright.

Venezuela aprobó una reforma a la ley de hidrocarburos solicitada por el gobierno de EE.UU. «Nuestra interacción con el gobierno interino ha sido constructiva», dijo el funcionario.

«No es todavía una democracia plena, pero está mucho mejor que hace tres meses. Mucho mejor», añadió.

EE.UU.: política energética e inteligencia artificial

La administración Trump cifró su política energética bajo el lema de alcanzar una era de la «dominancia energética». Wright volvió a explicar que la intención central es maximizar la producción de hidrocarburos para asegurar un abastecimiento interno energético a precios accesibles para los hogares y las industrias y la exportación a países aliados. “No vamos a rezarle a un dios del clima», dijo en referencia a las energías renovables.

En ese sentido, la creciente demanda energética de las empresas tecnológicas producto del desarrollo comercial de la inteligencia artificial está incrementando los precios de la electricidad y generando estrés en las redes. “La prioridad es mantener la electricidad accesible, confiable y disponible”, dijo el funcionario de Trump.

Un tema que preocupa al gobierno y las empresas son los tiempos en el otorgamiento de permisos de construcción de infraestructura eléctrica. “Si queremos ganar en IA, necesitamos construir mucha electricidad y rápido», concluyó el secretario de Energía.

, Nicolás Gandini (enviado especial)

HOUSTON. -El CEO de ADNOC y ministro de Industrias de los Emiratos Árabes Unidos, Sultan Al Jaber, denunció en el CERAWeek 2026 el uso del Estrecho de Ormuz como herramienta de presión geopolítica. El directivo calificó la situación actual como un conflicto «errático, injustificado y completamente no provocado» que puso a prueba la resiliencia de la infraestructura energética global, y advirtió que la solución a la volatilidad de mercado «no es un problema de oferta. Es un problema de seguridad«.

Durante su intervención en el evento realizado en Houston, Estados Unidos, Al Jaber advirtió que la presión sobre esta vía navegable, por la que circula casi una quinta parte del petróleo y gas del mundo, disparó el precio del crudo un 50% en solo tres semanas. «Gran parte del oxígeno de la economía global pasa por una sola garganta«, graficó el ejecutivo para explicar la vulnerabilidad del sistema ante intentos de bloqueo.

Con una postura firme frente a la inestabilidad en la región, el titular de la petrolera emiratí aseguró que la crisis no respondió a una falta de recursos, sino a una amenaza directa a la libre circulación. «Convertir al Estrecho de Ormuz en un arma no es un acto de agresión contra un solo país. Es terrorismo económico contra todos los países«, sentenció.

Y en esa misma línea expresó que «ningún país debería poder tomar Ormuz como rehén. Ni ahora ni nunca. Y aunque valoramos los esfuerzos por estabilizar los mercados y reducir los precios, seamos claros: este no es un problema de oferta. Es un problema de seguridad«.

Adnoc, es socia de YPF y de la italiana ENI en el proyecto Argentina LNG, por el cual se busca convertir a Vaca Muerta en un nuevo polo exportador de gas. El proyecto que demandará una inversión estimada en US$30.000 millones prevé la producción de unas 12 millones de toneladas a través de dos buques licuefactores que se instalarán frente a las costas de Río Negro, no antes de 2029.

La guerra y la inflación global

Al Jaber remarcó que «el impacto de esta crisis golpeó con mayor dureza a los sectores más vulnerables al elevar los costos de vida de forma acelerada«. Para el ejecutivo, la estabilidad de los mercados energéticos fue la base de la economía mundial: «La seguridad energética no es solo un eslogan: es la diferencia entre tener luz o no tenerla».

Respecto a la operación de ADNOC, el CEO destacó que la compañía aplicó medidas extraordinarias para garantizar el suministro a pesar de los ataques recibidos. «Recibimos golpes que ninguna empresa civil debería tener que enfrentar«, señaló, subrayando que la resiliencia de la firma se basó en inversiones previas y no en reacciones improvisadas.

El discurso también sirvió para ratificar el modelo de «progreso pragmático» que impulsaron los Emiratos Árabes Unidos, el cual, según Al Jaber, estuvo basado en el realismo y no en la ideología. Este enfoque permitió a la nación consolidar una red de alianzas estratégicas para fortalecer la seguridad del sector a escala internacional.

«Estas últimas semanas nos han recordado lo fundamental. La estabilidad en los mercados energéticos sostiene la estabilidad en todos los mercados. La seguridad energética no es solo un eslogan: es la diferencia entre tener luz o no tenerla. Y se basa en una verdad simple: las arterias críticas del mundo deben permanecer abiertas», asevero el sultán en uno de los tramos principales de su presentación.

La alianza con Occidente

En relación a su presencia en Occidente, Al Jaber destacó que las relaciones con sus socios siguen creciendo. «A través de ADNOC, XRG y Masdar, ya hemos invertido más de US$85.000 millones en activos energéticos en Estados Unidos, apoyando generación eléctrica, químicos avanzados y empleo en 19 estados», reseñó.

«Estados Unidos ofrece una combinación única de abundancia de recursos y estabilidad para la inversión. Estamos explorando activamente oportunidades a lo largo de toda la cadena de valor energética y queremos expandir nuestras inversiones en infraestructura crítica: desde almacenamiento hasta licuefacción y plantas de regasificación», agregó reafirmando la alianza estratégica.

Asimismo, hizo hincapié en que la tecnología y la inteligencia artificial funcionaron como el «multiplicador de fuerza» que define la nueva era energética. Al Jaber explicó que la integración de estos sistemas resultó fundamental para construir una red global capaz de resistir la volatilidad y promover la prosperidad sobre la inestabilidad.

Hacia el final de su intervención, el directivo trazó una línea divisoria a leer como resultado del conflicto armado. «Podemos elegir ser arquitectos de estabilidad o espectadores de la volatilidad», afirmó ante la audiencia de líderes industriales, convocando a una sesión de trabajo colectiva para el próximo encuentro de ADIPEC en noviembre.

, Nicolás Gandini (enviado especial)

La primera plana de la industria energética argentina podrá componerse una mejor imagen sobre las oportunidades y los riesgos que la Guerra en Medio Oriente puede suponer para el desarrollo exportador de Vaca Muerta cuando participen desde este lunes en CERAWeek, el mayor evento energético del mundo que se celebra anualmente en Houston.

En paralelo, la agenda relativa a nuevas oportunidades concretas de negocio en la formación de hidrocarburos no convencionales tendrá su punto más alto el martes en Vaca Muerta: CEOs & The Strategic Outlook, un evento exclusivo que conectará a líderes de la industria petrolera argentina y de gobierno con hacedores clave del ecosistema de inversores y compañías de servicios en la industria del Oil & Gas en Texas.

Representantes del Grupo Techint, YPF, Pan American Energy (PAE), Vista Energy, Pampa Energía y otras empresas están arribando a la “capital energética del mundo” para evaluar en CERAWeek el escenario abierto por la guerra que enfrenta a los Estados Unidos e Israel contra Irán.

Líderes de las empresas que componen el Grupo Techint expondrán en distintos paneles. El CEO y Presidente de Techint, Paolo Rocca,
expondrá el lunes de un panel sobre estrategia energética global.

El CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous, partcipará en paneles sobre inversiones en petróleo y gas en Latinoamérica. El CEO de Techint Ingeniería y Construcción, Oscar Scarpari, participará en paneles centrados en la infraestructura de desalinización y provisión de agua para proyectos energéticos y mineros.

También habrá representantes del gobierno de Javier Milei, que tendrá al secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, como expositor en un panel regional. Por el lado de las provincias argentinas directamente vinculadas con el desarrollo de Vaca Muerta asistirán los gobernadores de Neuquén, Rolando Figueroa, y de Río Negro, Alberto Weretilneck.

Vaca Muerta: CEOs & The Strategic Outlook

Con el CERAWeek como telón de fondo, líderes de la industria energética argentina y de gobierno conectarán con la industria energética de Texas para dialogar sobre oportunidades concretas de inversión en Vaca Muerta: CEOs & The Strategic Outlook, un evento paralelo organizado por Proshale, Marval, Trossero & CO., Horizon Engage y EconoJournal.

Entre los oradores confirmados están el CEO de YPF, Horacio Marín, el co fundador de Vista Energy, Pablo Vera Pinto, el CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous, el CEO de GeoPark, Felipe Bayón, el vicepresidente de Gas & Power de PAE, Rodolfo Freyre, el vicepresidente senior de TotalEnergies, Javier Rielo, y el CEO de CGC, Hugo Eurnekian.

El evento servirá como foro para el diálogo estratégico, el intercambio de información y la creación de redes específicas entre un selecto grupo de ejecutivos, inversionistas y actores institucionales. El enfoque es deliberado: se prioriza la profundidad y la calidad de la conversación sobre la cantidad, centrándose en oportunidades de negocio concretas.

El público estará compuesto principalmente por organizaciones que aún no operan en la Argentina, incluyendo operadores independientes, empresas de servicios, fondos de inversión y representantes del sector financiero interesados ​​en conocer de primera mano el potencial de Vaca Muerta.

, Nicolás Gandini (enviado especial)

HOUSTON. -Líderes de la industria energética están en Houston para participar de una nueva edición del CERAWeek, el gran evento anual del sector energético internacional que comienza este lunes. EconoJournal asistirá a cubrir la conferencia que servirá como plataforma de debate y negociación del sector energético frente a la mayor crisis energética de la historia provocada por la guerra en Medio Oriente y el consecuente colapso del comercio por el estrecho de Ormuz.

La disrupción del tránsito por Ormuz llevó a un colapso de cerca del 20% del comercio mundial de petróleo y productos asociados e impedir la salida de una quinta parte del gas natural licuado. Los productores en el Golfo Pérsico se vieron forzados a recortar unos 10 millones de barriles diarios de producción de petróleo crudo, según la Agencia Internacional de Energía (IEA).

La crisis cumplió el sábado su tercera semana y a medida que pasa el tiempo se va configurando el “escenario de pesadilla” vaticinado por el presidente de CERAWeek y vicepresidente de S&P Global, Daniel Yergin.

“El mundo se enfrenta a la mayor interrupción de la producción petrolera de la historia, así como a una conmoción sin precedentes en los mercados mundiales del gas. La pregunta clave para los mercados energéticos globales ahora es cuánto durará esta guerra explosiva”, dijo Yergin.

Los potenciales escenarios y sus implicancias serán abordadas por los CEOs de las compañías líderes del sector energético y de la industria asociada como Chevron, ExxonMobil, Shell, TotalEnergies, ConocoPhillips, SLB, ENI, Saudi Aramco, ADNOC, Venture Global, Cheniere Energy y el Grupo Techint, entre otros. También por funcionarios de primera línea de la administración de Donald Trump. El secretario de Energía de los Estados Unidos, Chris Wright, será uno de los primeros oradores en la apertura del evento.

Como en la última edición, el gobierno de Javier Milei también estará presente a través del secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel Gonzalez, que participará el martes en un panel enfocado en el creciente posicionamiento de Latinoamérica en el primer plano energético.

La agenda temática en el CERAWeek

Necesariamente, la guerra en Medio Oriente pasará a ocupar en CERAWeek la centralidad de una agenda que en la previa a los acontecimientos proponía la convergencia y la competencia como temas centrales.

Una convergencia empujada por la inteligencia artificial, que está uniendo los sectores de la energía y la tecnología de una manera nunca antes vista, lo que los hace mutuamente dependientes y crea desafíos para ambos.

El panorama energético mundial se está transformando debido a la doble influencia de la inteligencia artificial y la creciente electrificación. Las empresas distribuidoras, las compañías generadoras y los proveedores de servicios en la nube a gran escala buscan soluciones para responder al aumento vertiginoso de la demanda de electricidad de los data centers. Esto requiere niveles de inversión sin precedentes y una mayor rapidez en la obtención de permisos y la ejecución de proyectos.

Sin embargo, esa transformación, que empuja una creciente demanda de energía, sucede en un momento en el que la competencia entre rivalidades geopolíticas y económicas están debilitando las alianzas, fragmentando las cadenas de suministro y dividiendo los mercados energéticos que han estado integrados globalmente durante décadas, con el nacionalismo económico y las barreras comerciales como dos tendencias que complican la toma de decisiones empresariales y las opciones de inversión.

, Nicolás Gandini (enviado especial)

HOUSTON -El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, amenazó este sábado por la noche a Irán con atentar contra sus centrales eléctricas si la república islámica no libera la circulación por el estrecho de Ormuz en las próximas 48 horas. El ultimátum concentrará la atención de los principales referentes de la industria energética que a partir de este lunes se reunirán en el CeraWeek. Los organizadores esperan a más de 10.000 asistentes en el Centro de Convenciones George R. Brown, en el centro de Houston.

«Si Irán no abre completamente, sin amenazas, el estrecho de Ormuz en un plazo de 48 horas a partir de este preciso momento, Estados Unidos atacará y destruirá sus diversas centrales eléctricas, ¡comenzando por la más grande!», advirtió el mandatario en una publicación de su red social, Truth Social.

Apenas unos minutos antes, el magnate neoyorquino alardeaba en la misma red social de haber “borrado a Irán del mapa”, a pesar de los comentarios de «analistas (iraníes) de poca monta» que sostienen que Estados Unidos no ha cumplido sus objetivos en la región.

«¡Claro que sí ―los hemos cumplido―, y semanas antes de lo previsto! Su liderazgo ha desaparecido, su armada y fuerza aérea están destruidas, no tienen defensa alguna y quieren llegar a un acuerdo», ha ilustrado Trump antes de reiterar que él no quiere llegar a un acuerdo y que su estrategia va «semanas por delante de lo previsto».

Esta aclaración llega después de que el presidente estadounidense defendiera el viernes que no está interesado en alcanzar un alto el fuego con Irán. Como ya es habitual, Trump alardeó de que Estados Unidos está «arrasando» al país asiático, cuando la ofensiva lanzada junto a Israel contra territorio iraní ya supera los 20 días.

El estrecho de Ormuz, ubicado entre Irán y Omán, es uno de los puntos más críticos del planeta para el comercio energético. Por allí circula el 20% del petróleo que se consume en el mundo, unos 20 millones de barriles diarios. Es el principal canal de exportación para Arabia Saudita, Irak, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait y el propio Irán. En su punto más angosto tiene unos 33 kilómetros de ancho. Los carriles de navegación son de apenas 2 o 3 kilómetros por sentido, lo que lo convierte en checkpoint de fácil control.

La respuesta del régimen iraní

El régimen iraní respondió a las presiones de Trump amenazando con tomar «represalias» en el caso de que EE.UU. ataque sus centrales eléctricas. “Si las infraestructuras de combustible y energía de Irán son atacadas por el enemigo, todas las infraestructuras de energía, tecnología de la información y desalinización de agua pertenecientes a Estados Unidos y al régimen (israelí) en la región serán objetivo«, indicó un portavoz del Cuartel General Central de Khatam al Anbiya (KCHG), uno de los mandos operativos militares de Irán, en declaraciones difundidas por la televisión estatal iraní (IRIB).

Más tarde, la guardia revolucionaria de Irán advirtió, ya este domingo, que, si Estados Unidos ataca las centrales eléctricas iraníes, la respuesta será el «cierre total» del estrecho de Ormuz, punto estratégico de paso para la exportación del petróleo del golfo Pérsico. «Si Estados Unidos cumple sus amenazas sobre las centrales eléctricas iraníes se adoptarán de inmediato medidas punitivas», respondió la guardia revolucionaria, cuerpo militar e ideológico de élite de la República Islámica.

Las autoridades del país también han querido desmentir los triunfalismos del líder estadounidense, de quien aseguran que está «vendiendo como una victoria» lo que en realidad es una «derrota estratégica», y han señalado que «el objetivo de Irán ahora es expulsar a Estados Unidos de la región para no ser atacado más».

Con respecto al estrecho de Ormuz, Irán sostiene hasta ahora que el tránsito marítimo está permitido para la mayoría de los buques, aunque la autorización no se extiende a embarcaciones vinculadas a «países enemigos».

Así lo ha señalado el representante permanente de Irán ante el organismo dependiente de Naciones Unidas, Seyed Ali Mousavi, en declaraciones difundidas por la agencia semioficial Mehr, en las que reiteró la disposición de Teherán a colaborar con la Organización Marítima Internacional para reforzar la seguridad en el golfo Pérsico.

, Nicolás Gandini (enviado especial)

Las compañías Shell y Qatar Petroleum (QP) no obtuvieron los resultados esperados y definieron que no continuarán explorando el área offshore CAN 107 para buscar hidrocarburos en el Mar Argentino. A partir de esta decisión, la Secretaría de Energía dio de baja el permiso de exploración y revirtió el área al Estado Nacional. Lo hizo mediante la resolución 73 publicada este viernes en el Boletín Oficial. El proyecto offshore de las compañías también incluía a CAN 109, bloque que también podría revertirse al Estado en los próximos días.

Luego de los primeros trabajos de sísmica 2D y 3D que culminaron en abril de 2025, Shell y Qatar Petroleum decidieron no continuar con la segunda etapa de exploración, que incluía la perforación de un pozo exploratorio. En diciembre presentaron formalmente el pedido a la cartera energética para devolver el área Cuenca Argentina Norte 107, que había sido otorgada en 2019 a partir de un proceso de licitación internacional.

La anglo-holandesa Shell tenía el 60% de participación en el bloque y era el operador, mientras que Qatar Petroleum tenía el 40% restante. La exploración sufrió demoras por las restricciones de la pandemia de 2020. En 2022 las compañías recibieron la primera prórroga del permiso de exploración y en 2025 la segunda.

La resolución de la cartera energética destaca que las compañías cumplieron con los compromisos ambientales y de inversión que se habían fijado al momento de recibir el permiso para realizar los trabajos de exploración costas afuera.

Exploración offshore en la Cuenca Argentina Norte

No hay detalles de los resultados de la exploración costas afuera que hicieron Shell y QP en CAN 107. Un proyecto de exploración de petróleo y gas en aguas ultra profundas requiere grandes inversiones a muy largo plazo y ante cada resultado que se va obteniendo se van analizando las probabilidades de éxito que tiene. Con el antecedente del pozo Argerich, en la Cuenca Argentina Norte por el momento no hay un prospecto definido para seguir avanzando en la exploración de hidrocarburos.

En 2024, la noruega Equinor, en un consorcio conformado también por YPF y Shell, llevó adelante la exploración del bloque CAN 100. Allí se perforó el pozo exploratorio Argerich, el primero en hacerse en aguas ultra profundas (2.500 metros), pero fue clasificado como seco y el proyecto no continuó. La compañía con mayoría accionaria estatal anunció en noviembre que explorará un bloque offshore en Uruguay junto a la italiana Eni como socia.

En noviembre del año pasado la Secretaría de Energía ya había revertido al Estado el área MLO 114, en la Cuenca Malvinas Occidental, frente a las costas de Tierra del Fuego. El proyecto de exploración estaba a cargo de la compañía Tullow Oil en sociedad con Wintershall DEA y Pluspetrol.

Exploración offshore de Shell en el Mar Argentino

Los trabajos de exploración sísmica 2D y 3D se hicieron con el buque PXGEO 2 y demandaron 120 días. Exploraron CAN 107 (8.340 km2) y CAN 109 (7.860 km2), al norte del Mar Argentina y a alrededor de 200 kilómetros de las costas de Mar del Plata.

La exploración sísmica consiste en comprobar la existencia de hidrocarburos en el subsuelo marino mediante el uso de buques que poseen equipos de ultrasonido que toman imágenes 3D y permiten visualizar cuál es el potencial real de obtener petróleo y gas.

El Gobierno argentino lanzó en 2018 una licitación pública internacional para explorar hidrocarburos en el mar en 38 bloques que sumaban 225.000 kilómetros cuadrados las cuencas Argentina Norte, Austral y Malvinas Oeste. En 2019, se adjudicaron 18 áreas a 13 empresas, entre ellas YPF, Equinor, Tecpetrol, Qatar Petroleum, ExxonMobil, Total, Pluspetrol, Wintershall, British Petroleum, Shell, Tullow, Mitsui y ENI.

, Roberto Bellato

El ministro de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo, firmó la resolución 364, que se publicó este viernes en el Boletín Oficial e introdujo modificaciones en el pliego licitatorio para privatizar el 50% de Citelec, la sociedad controlante de Transener que hoy está en manos de la estatal Enarsa.

Transener es la principal transportista de energía eléctrica de la Argentina, a cargo de la red de alta tensión que vincula los principales centros de generación con los nodos de consumo. Se trata de un activo estratégico del sistema eléctrico.

En los últimos años la empresa mostró resultados positivos y en 2025 registró una utilidad neta del orden de los US$ 180 millones (estimada en base a resultados informados al mercado), impulsada por la recomposición tarifaria y la normalización regulatoria. Ese desempeño, sumado a un horizonte tarifario más despejado tras la última revisión quinquenal tarifaria (RQT) que se aprobó en 2025, la convierte en un activo atractivo tanto para compañías energéticas como para inversores financieros.

Cambios en el pliego y nuevos requisitos

En lo formal, la resolución publicada hoy introduce algunas modificaciones menores al pliego elaborado por la Secretaría de Energía y reprograma el cronograma de la licitación. El Gobierno decidió postergar por casi 20 días la presentación de las ofertas económicas para adquirir la participación de Enarsa en Citelec. La nueva fecha fue fijada para el 14 de abril, en reemplazo del 26 de marzo previsto originalmente.

La resolución está acompañada por dos anexos. El primero responde consultas realizadas por empresas interesadas a través de circulares aclaratorias. El segundo incorpora los cambios más relevantes: la inclusión de algunos requisitos técnicos como condición necesaria para que los interesados puedan presentar ofertas.

No obstante, la redacción del texto establece condiciones laxas y flexibles para que los interesados puedan cumplimentar las nuevas exigencias. Según indicaron allegados al Gobierno, el objetivo fue que la incorporación de estos cambios apunte principalmente a acreditar la solvencia técnico-económica de los oferentes y su capacidad de gestionar una compañía como Transener en términos financieros, sin que eso funcione como un obstáculo para la participación de empresas interesadas.

La incorporación de ese capítulo no respondió a una consulta específica del mercado, sino a una decisión interna del Gobierno. El impulso inicial surgió del área de Legales de Presidencia, que interpretó que el proceso debía mantener el espíritu de la normativa original de privatizaciones del sector eléctrico de fines de los ’80, en el marco de la Ley de Reforma del Estado (Ley 23.696) y su decreto reglamentario 11.051/05 del ’89, que contemplaba exigencias técnicas para los operadores.

Esa postura generó intercambios con otras áreas del Gobierno, en particular con la Agencia de Transformación de Empresas Públicas, que encabeza Diego Chaher, un funcionario que responde al asesor presidencial Santiago Caputo, y con la Secretaría de Energía, que buscaron evitar que esas condiciones funcionaran como una barrera de entrada que limitara la competencia.

La versión final publicada este viernes no generó estridencias dentro del sector privado.

Interés del mercado

La combinación de una empresa con buenos indicadores económicos, un marco regulatorio más previsible y la decisión oficial de avanzar con la privatización despertó interés en distintos tipos de inversores.

Además de compañías del sector eléctrico —tanto locales como internacionales— en las últimas semanas también analizaron el proceso fondos de inversión y actores del sector financiero, que ven en Transener un activo con ingresos relativamente estables y bajo riesgo operativo.

Ese atractivo se potencia por el hecho de que el management actual de la compañía —controlada a través de Citelec por Pampa Energía y Enarsa— está integrado por cuadros técnicos con larga trayectoria en la empresa.

Nombres propios

Entre los grupos que participarán de la compulsa figuran Edison Energía, un holding creado el año pasado y liderado por los hermanos Juan y Patricio Neuss, que reúne a un conjunto de empresarios locales Guillermo Stanley, Federico Salvay y Carlos Giovanelli, accionistas a su vez del grupo Inverlat, Rubén Cherñajovsky y Luis Galli.

También están explorando la posibilidad de participar Genneia, la principal generadora de energías renovables del país, presidida por Jorge Brito;

Y Central Puerto, el mayor generador eléctrico del país. Otro grupo que analiza el proceso es el de los accionistas de Edenor —una de las principales distribuidoras del Área Metropolitana de Buenos Aires— integrado por José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti.

Además, no se descarta la participación de otros actores del ámbito financiero y de infraestructura, incluso sin presencia directa en el negocio eléctrico, que ven en Transener un activo con ingresos estables y bajo riesgo operativo.

Transener en números

Transener opera más de 15.000 kilómetros de líneas de alta tensión, lo que la convierte en la columna vertebral del sistema eléctrico argentino.

Dentro del portafolio de activos que controla Enarsa —que incluye desde centrales térmicas hasta la importación de GNL y la construcción de las represas hidroeléctricas de Santa Cruz, altamente demoradas—, la participación en Transener aparece hoy como el negocio más rentable de la compañía estatal.

Esa condición explica en buena medida la expectativa de una alta participación en el proceso licitatorio, en un contexto en el que el Gobierno busca avanzar con la desinversión en activos energéticos considerados no estratégicos bajo su nueva visión de política económica.

, Nicolas Gandini

El gobierno decidió a comienzos de marzo que sea una empresa privada la que esté a cargo de comprar los cargamentos de Gas Natural Licuado (GNL) necesarios para cubrir el pico de demanda del próximo invierno. El anuncio coincidió con el comienzo de la Guerra en Medio Oriente que disparó el precio del gas. Por lo tanto, no está claro cuál será el resultado de la licitación. No obstante, la secretaría de Energía, María Tettamanti, explicó el martes en Vaca Muerta Insights que van a esperar a comienzos de abril para conocer las ofertas y “si vemos que los valores son razonables vamos a seguir por este camino”.

La principal duda que conlleva ese proceso es quien le va a pagar a ese privado lo que cueste importar el GNL, más el costo de regasificación que habrá que abonar a Enarsa por el acceso y el uso de la terminal, entre otros conceptos. Ese interrogante es clave porque el consumo se va a repartir entre el segmento de generación eléctrica, la industria y la demanda residencial, que tiene una tarifa regulada con valores muy por debajo de los costos que supondrá esa importación. Tettamanti indicó el martes que la Secretaría de Energía está terminando de definir qué segmentos de la demanda pagará el costo pleno de importación del GNL y qué porcentaje del volumen importado se le adjudicará a cada uno.

Cómo ha venido funcionando el sistema

La funcionaria sostuvo que en los años anteriores el gas importado lo estuvieron pagando todos los contribuyentes a través de los impuestos. la empresa estatal Enarsa compraba el GNL a los precios internacionales y luego le vendía el 40% de ese gas a las distribuidoras al precio fijado en el cuadro tarifario, el cual estaba muy por debajo del costo de la importación. Por lo tanto, la diferencia se cubría con subsidios.

Ahora bien, Tettamanti reveló además que como consecuencia de un esquema de incentivos mal alineados el Estado también terminaba subsidiando a muchas industrias de modo indirecto. ¿De qué forma? Las distribuidoras y algunas industrias para las cuales el gas es un insumo crítico tienen contratos en firme con productores o comercializadores por gasoducto –el gas “de base” del sistema contractualizado bajo el paraguas del Plan Gas, que es más barato que el gas “marginal” o de pico que se importa a un costo mucho mayor–.

Los contratos en firme son más caros que los contratos interrumpibles y tienen prioridad sobre ellos, pero si la demanda crece mucho y la oferta no alcanza para abastecer a todos los que tienen contratos en firme, entonces la prioridad sobre el uso de ese gas la tiene la demanda residencial y las industrias con contratos en firme deben detener su producción o salir a buscar gas importado y pagarlo más caro.

El problema, recordó Tettamanti, es que las distribuidoras no tenían ningún incentivo económico para hacer valer esa prioridad ya que cuando el gas de base que les llegaba a través del gasoducto se acababa, se daban vuelta y le pedían gas importado a Enarsa, que se los garantizaba al mismo precio que ya estaba incorporado en los cuadros tarifarios, siendo el Estado el que abonaba el diferencial entre ese precio contemplado en la tarifa y el costo real de la importación. Por lo tanto, lo que terminaba ocurriendo era que la industria que ya tenía contratos nominaba ese gas y la distribuidora no la desplazaba. De ese modo, las industrias se beneficiaban al ser subsidiadas de modo indirecto por el Estado Nacional.

Cuál son los cambios que planea el gobierno

Lo que busca el gobierno al dejar la importación en manos de un privado, es que el Estado deje de subsidiar la importación de GNL. “Nosotros lo que queremos es que pague el GNL el que lo usa”, aseguró Tettamanti.

La funcionaria sostuvo que el año pasado el 60% del gas importado lo consumió la generación y el resto se distribuyó entre la industria y el sector residencial. En la actualidad, las distribuidoras tienen contratos por el Plan Gas y por encima de eso, si consiguen y hay capacidad de transporte, les compran un volumen adicional a los productores para el invierno. Por último, completan con GNL.

Con el nuevo esquema, para la distribuidora ya no va a ser lo mismo consumir gas por gasoducto o GNL. Por lo tanto, se supone que va a hacer valer la prioridad que tiene la demanda residencial sobre la industria y será la propia industria la que deba, ahora sí, ir a pagar el GNL al precio internacional o conseguir algún combustible alternativo (como por ejemplo gasoil).

¿Por qué tendrían ese incentivo las distribuidoras si en última instancia el que paga es el consumidor? Porque tienen que presentar los contratos al Enargas para que ese organismo convalide el traslado a la tarifa. Tettamanti dijo que los precios ya van a estar determinados porque surgen de las distintas compras que realizó cada distribuidora, pero advirtió que el ente regulador va a evaluar que el volumen sea razonable. Por lo tanto, si una distribuidora no optimizó sus compras –utilizando GNL cuando podría haber accedido a gas más barato—el Enargas podría no convalidar todo ese volumen y reconocer solo una parte en el cálculo tarifario. En el nuevo escenario, las distribuidoras enfrentarían un riesgo regulatorio mayor porque Enargas podría no reconocerles compras ineficientes. “Así es como funciona la ley, así es como funcionaba en el pasado”, subrayó Tettamanti el martes.

¿El gobierno avanzará igual pese a la fuerte suba del GNL?

El plan del gobierno destinado a poner en cabeza de una empresa privada el rol de importador y agregador-comercializador de GNL se está ejecutando en una coyuntura compleja por el inicio de la guerra en Medio Oriente. El precio del gas natural se disparó un 11% este jueves, hasta 61 euros el megavatio hora en el mercado europeo de referencia de Países Bajos (unos 19 dólares por MMBTU), y duplicó su valor desde el principio de la guerra. Frente a este escenario, si el gobierno avanza con el nuevo esquema, el mayor costo debería trasladarse directamente a los usuarios, sobre todo a generadoras de energía e industrias porque, según los cálculos oficiales, el GNL representa solo el 5% del costo de abastecimiento que afrontan los hogares. 

“Vamos a esperar a ver qué pasa con la licitación y si vemos que los valores son razonables vamos a seguir por este camino”, adelantó Tettamanti. A principios de abril se sabrá cómo sigue la historia.

, Fernando Krakowiak

Qatar Energy, la principal productora y exportadora de Gas Natural Licuado (GNL) del mundo, informó que el 17% de su capacidad de producción de GNL quedará fuera de servicio por al menos tres años debido al ataque de Irán contra el complejo Ras Laffan. Por este motivo, la empresa suspenderá contratos de suministro firmados con Italia, Bélgica, Corea del Sur y China. El Estado italiano participa indirectamente a través de ENI en el proyecto Argentina LNG que lidera YPF.

El recorte de la oferta por parte de Qatar supone una pérdida de entre un 2 y 3% de la capacidad mundial de producción, si se considera que el país árabe prácticamente suministra el 20% del GNL global.

El CEO de Qatar Energy, Saad al-Kaabi, declaró que tendrán que declarar «fuerza mayor» en contratos a largo plazo de hasta cinco años para el suministro de GNL con destino a Italia, Bélgica, Corea del Sur y China. La empresa tiene firmados contratos de suministro de GNL con ENI y contratos de provisión de infraestructura offshore con Saipem, ambas italianas. ENI es accionista en Saipem.

«Es decir, se trata de contratos a largo plazo para los que tenemos que declarar fuerza mayor. Ya lo hicimos, pero era por un plazo más corto. Ahora es el plazo que sea«, dijo Saad al-Kaabi en una entrevista con la agencia Reuters.

El impacto en números del ataque de Irán a Ras Laffan

El CEO de Qatar Energy informó que los misiles iraníes que el miércoles impactaron en la Ciudad Industrial de Ras Laffan afectaron un 17% de la capacidad productiva de la planta, que es la mayor terminal de producción y exportación de GNL del mundo. La empresa tardará entre 3 y 5 años en reparar y restablecer esa capacidad perdida.

«Jamás en mis sueños más descabellados hubiera imaginado que Qatar y la región sufrirían un ataque de esta magnitud, especialmente por parte de un país musulmán hermano, en pleno mes de Ramadán, atacándonos de esta manera», dijo Saad al-Kaabi.

Irán había advertido que atacaría Ras Laffan e instalaciones energéticas en Arabia Saudita y Emiratos Árabes Unidos (EAU) en represalia por un bombardeo de los Estados Unidos e Israel sobre South Pars, el mayor campo de gas natural del mundo.

Sin embargo, el presidente de los EE.UU., Donald Trump, tomó distancia y aseguró la noche del miércoles que no tenía conocimiento previo sobre el ataque que Israel ejecutaría sobre South Pars, ubicado dentro del Golfo Pérsico, en la frontera marítima entre Irán y Qatar.

«Israel, enfurecido por lo ocurrido en Oriente Medio, atacó una importante instalación en Irán conocida como el campo de gas South Pars. Solo una pequeña parte resultó dañada», dijo Trump en un posteo en Truth Social. El presidente añadió que su país no tenía «conocimiento previo del ataque» y que «Irán, sin conocer los hechos, respondió atacando injustificadamente una parte de la planta de gas natural licuado de Catar».

Cómo afecta la decisión de Qatar Energy en el suministro y precios del gas en Europa

La novedad volvió a atizar los precios del gas natural en Europa, a pesar de que el 90% del GNL producido en el Golfo Pérsico suele tener a Asia como destino, mientras que el 10% restante suele ir al mercado europeo.

En el Dutch TTF, el punto de comercio virtual de gas de referencia para Europa, los precios cotizan al cierre de esta nota en € 63/MWh, lo que representa US$ 18,5 por millón de btu (MMBTU). Los valores se habían moderado la semana pasada en torno a los 15 dólares por MMBTU.

Casi una quinta parte del gas natural licuado del mundo se produce en el Golfo Pérsico, con poco más de 80 millones de toneladas de GNL producidas y exportadas por el Estrecho de Ormuz en 2025. Qatar fue el segundo exportador del planeta, con 81 MT. Emiratos Árabes Unidos realizó un aporte marginal de 5 MT.

, Nicolás Deza

La empresa Loginter completó la descarga de 45 vagones tolva graneleros destinados a la línea Belgrano Cargas, en el marco de la campaña agrícola. La operación se llevó a cabo en la dársena E del Puerto de Buenos Aires, luego del arribo del buque Cosco Shipping Vision, proveniente de China.

Cada uno de los vagones tiene un peso de 22,87 toneladas y forma parte de un esquema orientado a fortalecer la capacidad operativa del sistema ferroviario de cargas, en un contexto de alta demanda logística vinculada al transporte de granos.

Descarga de los vagones

La maniobra se suma a una operación reciente realizada en el mismo puerto, que consistió en la descarga de tres locomotoras de 114 toneladas cada una destinadas al Ferrocarril San Martín. En ese caso, se emplearon maniobras en tándem con grúas de gran capacidad, lo que permitió llevar adelante el operativo con precisión.

“Ambas intervenciones reflejan la capacidad operativa de Loginter para coordinar movimientos de gran porte, así como su participación en tareas vinculadas a la infraestructura y logística ferroviaria”, destacaron desde la empresa.

Desde la compañía señalaron que este tipo de operaciones contribuye a mejorar la eficiencia del sistema de transporte de cargas, al tiempo que acompaña el desarrollo del entramado ferroviario argentino, con foco en una mayor productividad y agilidad en la operatoria.

, Redaccion EconoJournal