Debería ser un momento de gran alivio para los mercados energéticos mundiales. Un memorando de entendimiento (MdE) entre Estados Unidos e Irán, anunciado por Donald Trump el 14 de junio, exige el levantamiento del bloqueo naval estadounidense a los puertos iraníes y la reapertura del estrecho de Ormuz en un plazo de 30 días. Mientras Trump y sus homólogos iraníes ultiman los detalles del acuerdo, el mundo puede esperar recuperar entre el 15% y el 20% de su suministro habitual de petróleo y gas natural licuado (GNL). Aunque el MdE aún no se ha firmado formalmente y el acuerdo podría verse frustrado por escaramuzas o desacuerdos sobre cuestiones como el futuro del programa nuclear iraní y las tarifas para el paso por Ormuz, ambas partes tienen fuertes incentivos para poner fin a la guerra. La devastada economía iraní necesita que se reanuden las exportaciones de petróleo; Trump quiere gasolina más barata antes de las elecciones de mitad de mandato en noviembre. Los mercados están descontando el alivio. El crudo Brent, la referencia mundial, ha caído por debajo de los 80 dólares por barril, desde los más de 110 dólares que alcanzó en mayo.

Los operadores podrían estar precipitándose. Los compradores, cautelosos, aún no realizan grandes pedidos de crudo del Golfo, señala Tom Reed, de Argus Media, una agencia de información de precios. Incluso si el acuerdo se mantiene, la normalización requiere que los buques petroleros no solo abandonen el Golfo, sino que comiencen a regresar, que se reinicie la producción y que se incremente la refinación a nivel mundial; todo lo cual llevará tiempo. Se avecina un verano incierto.

Para que vuelva a fluir petróleo del Golfo, primero hay que desminar el estrecho. Un mapa publicado por la Guardia Revolucionaria Islámica (IRGC), la fuerza de élite de Irán, y al que tuvo acceso The Economist, sugiere que las minas se han colocado precisamente por donde suelen navegar los barcos. Las rutas alternativas, a lo largo de las costas iraní y omaní, son peligrosas y estrechas. Pocos barcos se atreven a navegar por ellas. Estados Unidos cuenta con buques desminadores en la región, y Gran Bretaña y Francia se han ofrecido a ayudar a lo que queda de la armada iraní.

Buques intrépidos intentarán cruzar antes de esa fecha. Un armador griego afirma que lo hará en breve. Algunas aseguradoras están reduciendo las primas adicionales para viajes al Golfo en un 50% para algunos clientes, según John Ollett de Argus. Mercuria, una empresa comercializadora suiza; un importador chino; y una refinería vietnamita buscan buques para transportar petróleo del Golfo en los próximos diez días. Pero la mayoría de los armadores podrían esperar a que el oleoducto sea seguro, lo que aún podría tardar seis semanas o más. Normalmente, los 118 buques cisterna cargados que actualmente permanecen inactivos en el Golfo no tardarían más de 10 a 15 días en salir, según Kpler, un rastreador de buques. Su evacuación durante las labores de desminado será considerablemente más lenta.

Con el regreso de los buques cisterna, los productores del Golfo comenzarán a bombear de nuevo. No han reportado daños graves en sus yacimientos. Además, tras haber reducido la producción cuando los depósitos estaban a un 50% de su capacidad, la mayoría tiene la flexibilidad necesaria para aumentarla antes de que se resuelvan por completo los cuellos de botella marítimos. Los grandes yacimientos de crudo ligero, principalmente en Arabia Saudita y los Emiratos Árabes Unidos ( EAU ), serán los primeros en reiniciar la producción. Estos deberían alcanzar los niveles de producción previos a la guerra en un plazo de tres meses, según Frédéric Lasserre, de Gunvor, una empresa comercializadora.

La mayoría de los analistas prevén que la producción total del Golfo alcance entre el 30 % y el 50 % de los niveles de febrero a mediados de julio, entre el 60 % y el 70 % a mediados de septiembre y entre el 80 % y el 90 % a finales de año. En este escenario, el precio del Brent se acercaría a los 75 dólares por barril. Los precios dentro y fuera del Golfo, que divergieron cuando se cerró el estrecho por primera vez, están convergiendo de nuevo.

Sin embargo, el mundo de petróleo abundante de antes de la guerra está aún muy lejos. Para empezar, incluso si los buques que salen del Golfo comienzan a cruzar el estrecho de Ormuz pronto, los que entran podrían tardar cuatro o cinco meses en regresar por completo, predice BRS, un corredor de buques. Los aproximadamente 50 de los mayores petroleros que esperan fuera del Golfo o frente a la costa india solo pueden cargar el equivalente a unas dos semanas de exportaciones de Oriente Medio de antes de la guerra. Muchos buques que migraron a rutas atlánticas seguras y lucrativas cuando comenzó la guerra deben completar sus viajes actuales y esperarán a que suban las tarifas de flete del Golfo antes de regresar. Las aseguradoras solo reducirán las primas cuando se garantice la libertad de navegación y los grandes operadores lleven semanas cruzando el estrecho, afirma Ellis Morley de Howden, un corredor de seguros.

También está la cuestión de los peajes. El Sr. Trump afirma que Irán ha acordado no cobrarlos durante 60 días. Sin embargo, Irán ha insinuado que podría cobrar “tasas” en su lugar. Ya ha creado la Autoridad del Estrecho del Golfo Pérsico (PGSA) para gestionar el sistema y, a finales de abril, su banco central confirmó la recepción del primer tramo de ingresos. Un proyecto de ley que destina el 30% de los ingresos a las fuerzas armadas iraníes, incluida la Guardia Revolucionaria , avanza a pasos agigantados en el parlamento. Sus comunicaciones recientes sugieren que consideran el tráfico controlado como la nueva normalidad y el paso sin restricciones como una aberración, según una fuente cercana a su política. Sin embargo, a menos que el acuerdo de paz implique la revocación de las sanciones estadounidenses contra la PGSA y la Guardia Revolucionaria , cualquiera que les pague corre el riesgo de ser incluido en la lista negra de Estados Unidos. Esto disuadiría a todos excepto a los operadores más dudosos.

Todo esto significa que es probable que la oferta siga restringida durante un tiempo, incluso después de que se alcance una tregua real. Además, los operadores prevén que Estados Unidos cancele su próxima liberación de reservas de emergencia a raíz del Memorando de Entendimiento , lo que privaría al mundo de 1 millón de barriles diarios en exportaciones. La demanda, que normalmente aumenta en verano, podría recuperarse mucho más rápidamente ante la noticia del cese de las hostilidades. China, que ha reducido sus importaciones de crudo en la espectacular cifra de 5 millones de barriles diarios —aproximadamente el 5% de la oferta mundial—, podría ser la primera en recuperarse.

Morgan Stanley prevé un déficit de suministro de petróleo de 3,4 millones de barriles diarios en el tercer trimestre del año, lo que reducirá las reservas mundiales, que ya se encuentran en mínimos históricos, a un ritmo de 2,1 millones de barriles diarios y mantendrá los precios elevados. El banco pronostica que el crudo Brent, que se entregará en las próximas semanas, tendrá un precio promedio de 90 dólares entre julio y septiembre, y de 80 dólares en los últimos tres meses del año. Esto supone 20 dólares más de lo que predijo en febrero para el mismo período. Si los gobiernos deciden reabastecer sus reservas estratégicas —o, en el caso de quienes no las tienen, aumentarlas—, esto podría añadir hasta 2 millones de barriles diarios a la demanda mundial el próximo año.

Los precios de los productos refinados son aún más difíciles de predecir. Fuera de Japón y Corea del Sur, que cuentan con abundantes reservas de crudo, las refinerías asiáticas deben esperar la llegada de los suministros del Golfo. En el propio Golfo, los ataques iraníes han dañado varias refinerías importantes; la recuperación de la producción podría tardar meses. Nuevos retrasos en los envíos de productos podrían agotar las existencias en África (escasez de gasolina), Asia (un gran importador de nafta, materia prima para plásticos, y GLP, combustible para cocinar) y Europa (que depende del Golfo para el combustible de aviación y el diésel). Las refinerías estadounidenses, tras haber cambiado a la producción de diésel y combustible de aviación para la exportación, podrían ahora volver a producir gasolina para el mercado interno; sin embargo, las existencias nacionales son tan bajas que los precios en las gasolineras podrían mantenerse altos durante un tiempo, o incluso volver a subir.

Y el riesgo de que Irán recupere el control de Ormuz —o, peor aún, que se reanuden los combates— podría añadir una prima de hasta 10 dólares por barril a los precios mundiales del petróleo durante mucho tiempo, según estima la consultora Rystad Energy. Puede que el Sr. Trump haya frenado su desafortunada aventura iraní a tiempo para evitar una catástrofe. Pero parte del daño que ha infligido a los mercados energéticos podría ser irreparable.

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La compañía de origen indio Adani Ports compró el 51% de Meridian Transportes Marítimos, una empresa argentina que opera en el millonario negocio portuario local. Con esta operación el grupo del magnate indio Gautam Adani, el hombre más rico de Asia, ingresa al mercado náutico local. A través de Meridian participará en Southern Energy (SESA), el primer gran proyecto de exportación de GNL de la Argentina.

La adquisición, según la notificación regulatoria que presentó la compañía ante BSE Limited y National Stock Exchange de India, se completaría en un plazo de cuatro meses. En tanto, la operación se pagará íntegramente en efectivo mediante la transferencia de 510.000 acciones ordinarias de Clase A que representan el 51% del capital social de Meridian, según el documento presentado por Adani Ports ante los reguladores bursátiles de India. La empresa también informó que la transacción no es entre partes relacionadas y no requiere aprobaciones regulatorias.

El atractivo central de la empresa argentina está en el contrato suscripto en diciembre de 2025 con SESA, mediante el que Meridian garantiza el suministro de seis embarcaciones durante una década. Según pudo saber Infobae, se trata de barcos hasta el momento inexistentes que se tendrán que comprar o construir, en su defecto. Cuatro de ellos oficiarán de soporte para guiar a los buques que lleguen del exterior a buscar GNL a las costas de Río Negro, donde estarán los barcos licuefactores de SESA; uno se dedicará al transporte de personas, mientras que el restante estará abocado a cuestiones puramente logísticas.

El presidente y fundador del Grupo Adani tiene una fortuna estimada en USD 89.200 millones según el índice Forbes 2026. El conglomerado es uno de los mayores imperios empresariales de India, con inversiones en puertos, aeropuertos y centrales eléctricas, hasta fábricas de cemento y empresas de comunicación. Gautam Adani aparece como la primera persona más rica de su país y de Asia.

“Deseamos informar que Adani Harbour International FZCO (TAHID), una subsidiaria indirecta de la compañía, firmó el 15 de mayo de 2026 un acuerdo de compra de acciones para la adquisición del 51% de Meridian Transportes Marítimos SA a Logística y Servicios Marítimos SA y Simpo SA”, consta en el documento presentado ante el ente regulador indio.

El proyecto argentino de exportación de GNL

Esta transacción, comentaron fuentes con conocimiento de la operación a este medio, era necesaria y casi indispensable para Meridian. De hecho, aunque el anuncio se conoció en los últimos días, desde su fundación en 2023, la empresa de capitales argentinos estaba en busca de un socio internacional que aportara no solo el know how para abastecer proyectos como SESA, sino también el respaldo económico y financiero necesario para cualquier proveedor de la actividad energética.

Según consta en los registros de la operación, las empresas crearán una firma conjunta para los servicios náuticos que prestarán en la Argentina, más precisamente a Southern Energy. La entidad tendrá sede en Emiratos Árabes Unidos y será propietaria de los seis buques utilizados en las operaciones. En ese marco, TAHID -la sociedad con la que el grupo indio entró en la firma argentina- venderá una participación del 20% en esa nueva compañía a una filial de Logística y Servicios Marítimos -los vendedores-, según el informe oficial.

Southern Energy es el consorcio integrado por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, grupo que lidera uno de los dos proyectos de exportación de gas natural licuado presentados en la Argentina. Este consta de la operación de dos buques de licuefacción en el Golfo San Matías, en la provincia de Río Negro, desde donde se exportará el GNL al mundo.

La iniciativa contempla una etapa inicial que incluye la instalación del buque licuador Hilli Episeyo, con una inversión estimada de USD 7.000 millones destinada a infraestructura. En una segunda fase, para 2028, se incorporará un segundo buque de licuefacción, el MKII. Con ambas unidades en funcionamiento, la capacidad total llegará a aproximadamente 6 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes a 27 millones de metros cúbicos diarios de gas natural. La compañía prevé que las dos terminales flotantes de licuefacción puedan operar todo el año para lo cual se requerirá la construcción de un gasoducto dedicado entre Vaca Muerta y el Golfo San Matías.

A comienzos de año, el consorcio ya firmó su primer contrato de venta de GNL. El acuerdo, alcanzado en febrero de este año, ronda los USD 7.000 millones y establece la venta de 2 millones de toneladas anuales de GNL durante ocho años a la empresa estatal alemana Securing Energy for Europe (SEFE). El volumen comprometido cubrirá cerca del 80% de la capacidad operativa del primer buque licuador y empezará a exportarse a fines de 2027.

Meridian Transportes Marítimos S.A. fue constituida en Argentina en septiembre de 2023 y quedó registrada ante el Registro Público de la Ciudad de Buenos Aires en octubre de ese mismo año. Forma parte de Meridian Group, holding fundado en 1985. Se trata de una empresa familiar, por lo que su titular es Jorge Samarín y los directores, sus dos hijos: Lucas y Matías. Dentro de este paraguas empresarial, aparecen también Simpo y Logística y Servicios Marítimos.

Esta última se fundó en 2009 y pertenece, según consta en su propia página web a Meridian Group. Con más de 40 años de trayectoria en el rubro marítimo, tiene operaciones en los principales puertos del país, como Buenos Aires, Bahia Blanca, Escobar, y las terminales del Rio Paraná.

La apuesta argentina encaja con ese objetivo de expansión internacional del gigante indio. Según presentaciones mediáticas anteriores a la transacción, Adani Ports apunta a triplicar sus operaciones internacionales hacia 2029 y ve en el GNL de Vaca Muerta con salida por el Golfo San Matías el tipo de activo que busca para esa etapa, sobre todo en un momento en el que todos los países del mundo buscan diversificar el origen de su provisión energética.

El anuncio se realizó durante un acto encabezado en Caracas por Rodríguez, quien también suscribió acuerdos para el desarrollo integral de las unidades de producción Carito y Pirital en la división Punta de Mata, estado de Monagas.

“Hoy estamos dando un paso histórico. Así lo considero yo. Con la firma de esta licencia para la fase número 1 del desarrollo, la explotación del campo Lorán”, sostuvo la presidenta encargada durante la ceremonia de firma, transmitida por la televisión estatal. “Es una licencia que va a permitir que Venezuela de un paso muy importante en su desarrollo gasífero y también como exportador de gas”, agregó.

Desde el Palacio de Miraflores, sede del Ejecutivo nacional, Rodríguez explicó que la licencia permitirá un “aprovechamiento adecuado del gas para la exportación” y sostuvo que el campo permaneció sin desarrollo durante 23 años. La mandataria chavista destacó la alianza con Shell como un avance significativo para el sector energético nacional.

La ministra de Hidrocarburos, Paula Henao, detalló que se firmaron “las primeras órdenes de servicio y órdenes de compra que se van a materializar en el corto plazo” en barriles “en superficie” con el desarrollo de los yacimientos ubicados en Monagas.

El presidente de Exploración y Producción de Shell, Peter Costello, calificó los acuerdos como “un logro maravilloso” para el país caribeño y la compañía. “Estoy ansioso de trabajar juntos para ver lo que podemos lograr juntos en beneficio de Venezuela y de Shell y estoy muy emocionado con esta oportunidad y ansío seguir trabajando juntos”, expresó durante el acto, transmitido por el canal estatal Venezolana de Televisión (VTV).

Más temprano, la estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA) informó sobre una inspección conjunta con representantes de Shell en un complejo de distribución y recepción de gas en Monagas, con el objetivo de fortalecer la infraestructura y la producción.

La inspección estuvo encabezada por el presidente de Petróleos de Venezuela (PDVSA), Héctor Obregón, y Costello, según informó la petrolera estatal a través de su cuenta de Telegram.

Durante la visita, los directivos acordaron avanzar en la expansión de la capacidad de producción, el fortalecimiento de la infraestructura para el manejo de gas y la mejora de la confiabilidad operacional del complejo, según detalla el comunicado.

La firma de estos convenios fue posible tras la aprobación, en enero, de una reforma a la Ley de Hidrocarburos que facilita la inversión privada y extranjera bajo el amparo de Estados Unidos. Durante la ceremonia, Rodríguez formalizó los acuerdos con Shell en presencia del secretario de Interior estadounidense, Doug Burgum. Entre los convenios figura una alianza técnico-financiera para desarrollar una de las divisiones de PDVSA.

Los convenios apuntan al aumento de la disponibilidad de diluyentes necesarios para producir el crudo Merey —el principal producto de exportación del país— y para abastecer la refinería de Puerto La Cruz, con una capacidad de 187.000 barriles diarios, para la producción de combustibles, señaló el Gobierno en un comunicado.

La empresa británica BP también tiene interés en participar en el yacimiento de gas Loran y en el proyecto vecino de gas costa afuera Cocuina-Manakin, conforme a acuerdos separados firmados con el Gobierno venezolano en abril.

(Con información de EFE)

La Secretaría de Energía dispuso una modificación al régimen tarifario especial para los Bomberos Voluntarios de la República Argentina, luego de que resolvieran ampliar el acceso a otros tipos de suministros. De esta manera, podrán suplirse con el gas natural por redes y el gas licuado de petróleo (GLP) distribuido por redes.

A través de la publicación de la Resolución N° 134/2026 en el Boletín Oficial, la titular de Energía, María Carmen Tettamanti, establecieron cambios a la resolución que dispone que todos los bomberos voluntarios del país gocen de una bonificación total en el precio del gas natural por redes y del gas licuado de petróleo (GLP) distribuido por redes. La modificación impactó directamente en la antigua Resolución N° 619, que fue publicada el 26 de julio de 2023.

“Establécese una bonificación total del precio del gas natural por redes y del gas licuado de petróleo (GLP) distribuido por redes, y de las tarifas de los servicios de transporte y distribución de gas natural y GLP por redes”, indicaron en el documento oficial. Además, remarcaron que la medida alcanzará al resto de los cargos nacionales vinculados a la demanda de los usuarios registrados en el Registro Nacional de Entidades de Bomberos Voluntarios.

No obstante, aclararon que el acceso al GLP envasado será otorgado bajo condiciones y procedimientos que deberá definir la Subsecretaría de Eficiencia e Información Energética. De acuerdo con la disposición oficial, esta dependencia tendrá la responsabilidad de establecer los mecanismos para la incorporación de las entidades que consuman este tipo de recurso.

En este sentido, deberán determinar los volúmenes máximos cubiertos por la bonificación y las condiciones para su acceso. Para ello, adelantaron que se tendrán en cuenta criterios de segmentación geográfica, condiciones climáticas y otros parámetros técnicos.

Desde la Secretaría de Energía explicaron que la medida buscará implementar al gas licuado de petróleo como un sustitutivo del gas natural distribuido por redes, sobre todo en las regiones que cuentan con complicaciones de infraestructura y geográficas.

Para este fin, indicaron que el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) deberá adecuar el procedimiento vigente, originalmente dispuesto por la Resolución N° 252 de 2024 del ENARGAS, para incorporar al servicio de GLP por redes y adoptar las medidas necesarias que permitan la aplicación de la nueva resolución.

De la misma forma, se instruyó a las áreas competentes a implementar mecanismos de cruce e interoperabilidad de bases de datos con el ENReGE y otros organismos para asegurar la correcta identificación de los beneficiarios.

Extendieron la bonificación del 25% en gas y sumaron rebajas en electricidad para usuarios vulnerables en junio

Hace dos semanas, la Secretaría de Energía extendió para junio la bonificación del 25% extra sobre el consumo de gas natural y gas propano por redes, beneficio que había implementado a principio de mes, y dispuso una medida similar para la electricidad. La resolución mantiene el alcance de la medida para los usuarios incluidos en el Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).

La decisión responde al aumento del consumo energético registrado durante junio por las bajas temperaturas invernales, lo que generó un incremento significativo en la demanda residencial de electricidad, gas natural y gas propano.

En línea con esto, la normativa oficial fijó también una reducción adicional del 11,97% sobre un consumo base de 300 kilovatios hora (kWh) mensuales para usuarios residenciales del SEF en junio, con el objetivo de morigerar el impacto tarifario en los hogares. Según la resolución, estas medidas buscarán atenuar el efecto de las tarifas durante el periodo de mayor demanda.

En el caso del gas, el organismo decidió mantener el 25% adicional para el gas y gas propano por redes a comienzos de junio. Por esto, también se aplicaría una rebaja del 11,97% sobre el consumo base para usuarios residenciales del régimen de subsidios focalizados.

De esta manera, se estableció que las bonificaciones generales se computen sobre el Precio Estacional (PEST) de la electricidad, el Precio Anual Uniforme (PAU) del gas natural y el precio del gas propano utilizado en garrafas domésticas. Dichos beneficios se trasladarán a las tarifas finales de los beneficiarios, considerando los consumos base desde la entrada en vigencia del régimen.

Además, se incorporó a Entidades de Bien Público, Clubes de Barrio y de Pueblo, y otras categorías de usuarios sin fines de lucro, conforme lo dispuesto en las leyes 27.098 y 27.218. Sin embargo, estos grupos recibirán la bonificación sobre la totalidad de su consumo energético.

La jefa libertaria en el Senado, Patricia Bullrich, acumula sin parar leyes que pretende la Casa Rosada desde hace largas semanas y no logra destrabar, ni siquiera, una. La de “zonas frías”, que en Diputados salió con esfuerzo tras crear guiños hacia sectores “cálidos”, se hundió rápido en la Cámara alta y, ahora, un filo dialoguista -acompaña casi nada al Gobierno- reclama que se declaren áreas “polares”, por lo que el destino del proyecto, si no es de siesta, involucrará inevitables modificaciones y un regreso, en segunda revisión, a la Cámara baja.

El sistema actual fue impulsado por Máximo Kirchner, durante la era de su “compañero” Alberto Fernández, y sirvió como una de las estocadas finales del mega descalabro energético que por años fomentó el cristinismo; incluso, con el bolsillo del payaso ya reventado. Diputados hizo las cosas rápido, la administración central cerró con un puñado de gobernadores -curiosos guiños a zonas “cálidas”, lo que hizo más delirante el debate- y, de esa manera, le pasó la pelota de titanio al Senado.

Con el aterrizaje del texto a la Cámara alta se asomó, con mayor claridad y contundencia, un eventual adiós a la diferencia nada menor entre el beneficio vigente sobre la boleta final, en comparación del que se haría sobre el costo de generación del gas, que es el ítem menos jugoso en comparación con la distribución. A fines de mayo pasado, un aliado reflexionó ante Infobae: “Nos mandaron a activar un palazo en las facturas, con el invierno que se asoma y quieren, en paralelo, que discutamos el etiquetado frontal de los alimentos. Uno trata de comprender, pero es cada vez más difícil”.

Días atrás, el silvestre provincial y semi dialoguista José María Carambia (Moveré Santa Cruz) presentó un proyecto para imponer una “bonificación adicional por ‘Zona Polar’, aplicable a los consumos residenciales de gas natural por redes y al gas propano” para su distrito y Tierra del Fuego, que será “equivalente al SETENTA POR CIENTO (70%) de los cuadros tarifarios plenos establecidos por el ENARGAS”. En tanto, el segundo artículo plantea que “los usuarios residenciales comprendidos en el Régimen Zona Polar gozarán de la exención del Impuesto al Valor Agregado (IVA) respecto de la prestación del servicio público de gas natural por redes y gas propano”.

“Durante los últimos años, los aumentos tarifarios impactaron fuertemente sobre los usuarios residenciales de la región, generando facturas imposibles de afrontar para miles de vecinos. La eliminación de bonificaciones, la reducción de subsidios diferenciales y el incremento sostenido de tarifas provocaron un deterioro significativo en la capacidad de pago de los hogares patagónicos”, señaló Carambia en los fundamentos de su propuesta.

Según el -por momentos- indescifrable legislador, “a ello se suma una realidad paradójica: Santa Cruz es una de las principales provincias productoras de gas natural de la Argentina”. Y agregó: “La región aporta recursos energéticos estratégicos para el país, mientras sus habitantes afrontan costos crecientes para acceder a un servicio esencial”.

En las picardías pinceladas dentro de lo que aprobó Diputados sobre zonas frías -por caso, deudas-, la Nación expuso también a las provincias, con situaciones similares y la lupa direccionada hacia cómo se fondearon campañas electorales. Un puñado de parlamentarios conoce a la perfección ciertas historias. No sólo eso: se volvió a poner, en el foco de atención, el pisotón de mamut sobre fondos fiduciarios para defender, como sea, el superávit fiscal, el corazón del programa libertario.

Bullrich nunca tuvo en cuenta a Carambia para la aprobación de leyes, desde diciembre pasado. Tampoco, a Natalia Gadano. No obstante, a la observación del primero se suman aliados que siempre buscan un entendimiento más viable y sano con el Ejecutivo y que, en este caso, ya no sólo le avisaron a Bullrich, sino también a otros funcionarios relacionados con el tema y responsables políticos de peso.

Para el último caso, se empezó a sospechar de los mensajes que traslada la porteña hacia Balcarce 50. El papelón por los pliegos judiciales de la semana pasada y el insólito -y casi eterno- cruce de llamadas en medio de la sesión confirmaron las dudas de un puñado de legisladores -incluso, propios- sobre ex ministra de Seguridad. Esto ya ocurrió durante la primera mitad de la gestión. No terminó bien para el oficialismo.

Con la aprobación de su directorio, TGS confirmó la ejecución de su Proyecto NGLs (líquidos de gas natural), que constituye la mayor inversión de este tipo en la historia y cuya puesta en operación está prevista para 2030.

“Es una inversión estratégica de gran relevancia para el desarrollo energético de Argentina. Con una inversión de USD 3.000 millones, el proyecto permitirá generar exportaciones por unos USD 1.200 millones anuales, reafirmando nuestra responsabilidad en el fortalecimiento de la infraestructura productiva del país”, dijo Oscar Sardi, CEO de la empresa de transporte de gas que pertenece a Pampa Energía, que presiden Marcelo Mindlin, y la familia Sielecki.

El directorio de TGS aprobó los acuerdos a suscribirse con YPF, Pluspetrol y Chevron, para cubrir más del 80% de la capacidad del proyecto. Asimismo, la compañía mantiene negociaciones avanzadas con otros productores para completar el volumen disponible.

“El proyecto, orientado a la obtención de los líquidos recuperados a partir del procesamiento del gas natural proveniente de la producción de hidrocarburos, contempla la construcción de un gasoducto de segregación de corrientes de gases de aproximadamente 100 km, nuevas instalaciones de Procesamiento de Gas en la Planta Tratayén, la construcción de un poliducto entre Tratayén y Bahía Blanca y de una planta de fraccionamiento y una planta de almacenamiento de productos en Bahía Blanca, como así también, incluye obras complementarias en la terminal marítima para su exportación”, detallaron desde la compañía.

Además, destacaron que se trata de una iniciativa clave para resolver uno de los principales cuellos de botella que podrían limitar el desarrollo de Vaca Muerta y consolidar el crecimiento exportador del país: “En particular, permitirá viabilizar el aumento de la producción de crudo y adecuar el gas asociado para su transporte a través de los gasoductos troncales y de exportación. Durante los cuatro años de ejecución de la obra, se estima la generación de aproximadamente 4.000 puestos de trabajo directos y 15.000 indirectos”.

Durante los últimos meses, las condiciones crediticias del sector energético en Colombia mostraron un continuo deterioro, con señales preocupantes sobre la estabilidad financiera y operativa de las empresas. Moody’s Ratings advirtió que “las condiciones crediticias de las empresas colombianas de energía y gas natural seguirán deteriorándose al menos hasta el primer semestre de 2027”, al citar la combinación de incertidumbre regulatoria, déficit estructural de gas, atrasos en pagos y la alta probabilidad de un fenómeno climático El Niño en 2026.

La agencia atribuye el impacto negativo prolongado al debilitamiento estructural del suministro de gas natural, atrasos en los pagos del Gobierno y el sector regulado, y riesgos climáticos cada vez más frecuentes. Dichas condiciones redujeron la previsibilidad de los flujos de caja de las compañías, con lo que incrementaron así las necesidades de liquidez y exponerlas a un riesgo elevado de insolvencia a corto y mediano plazo en el sistema energético colombiano.

El informe indica que la “presión simultánea sobre la oferta energética, el abastecimiento de gas natural y la estabilidad financiera de varias compañías” se transformó en un problema estructural que alcanza a toda la cadena de generación, transporte y distribución del país. Este contexto dificulta la planeación y genera dudas sobre la sostenibilidad sectorial.

Déficit de gas natural y dependencia de importaciones

Advirtió la misma que “el déficit estructural de gas natural continuará ampliándose durante los próximos años”, estimando que la brecha entre oferta y demanda podría situarse entre 20% y 39% durante 2026 y aumentar hasta 2029. Según Moody’s Ratings, las reservas probadas disminuyeron 13% en 2024 y así se redujo la disponibilidad a solo 5,9 años de suministro si se mantienen los ritmos actuales de extracción.

La producción nacional cayó a 695 millones de pies cúbicos estándar diarios en febrero de 2026, el nivel más bajo registrado para ese mes, mientras la demanda anual permanece cercana a los 1.000 millones de pies cúbicos diarios. La diferencia forzó un incremento notable en la importación de gas natural licuado, que ya cubre el 23% del abastecimiento total, comparado con menos del 3% antes de 2023, según Moody’s Ratings.

Cerca del 28% de la demanda nacional de gas se encontraba sin contratos firmes de suministro en abril de 2026, lo que eleva la exposición de Colombia a precios internacionales y riesgos de interrupciones. Moody’s Ratings insiste en que Ecopetrol, responsable de cerca del 85% de la producción nacional, incrementó este año en 34% el precio del gas natural y renovó solo el 30% de los contratos en vencimiento. La situación reflejó una restricción de oferta persistente en el mercado.

Atrasos de pago y riesgo financiero del sector

El panorama financiero muestra profundas dificultades para las empresas. Moody’s Ratings señala que los atrasos acumulados del Gobierno y del sector regulado llegaban a $8,4 billones en marzo de 2026, e incluían subsidios de energía y gas pendientes, cuentas por cobrar por la opción tarifaria, facturas impagas del sector público y obligaciones específicas con la empresa Air-e.

“Esta situación representa un riesgo sistémico para el mercado”, resaltó la agencia, teniendo en cuenta que ya varias compañías tuvieron que endeudarse para cubrir faltantes de caja derivados de los retrasos. En el caso de Air-e, empresa intervenida que atiende a cerca de 1,3 millones de usuarios y representa el 11,4% de la demanda eléctrica nacional, los pasivos superan $3 billones y las deudas con el mercado mayorista alcanzan $2,2 billones.

De esta manera, el riesgo financiero podría propagarse a otros actores del sector si los atrasos se amplían o se agrava el contexto operativo e incrementaría la vulnerabilidad del sistema energético colombiano.

Riesgos climáticos y presión sobre el sistema energético

A este escenario se añade la posible llegada de un fenómeno de El Niño de alta intensidad durante el segundo semestre de 2026. Moody’s Ratings destaca que la energía hidroeléctrica representa el 63% de la capacidad instalada nacional, por lo que una reducción en las lluvias aumentaría la dependencia de plantas térmicas que consumen gas natural y combustibles costosos.

La experiencia del fenómeno El Niño durante 2023-2024 evidenció que los embalses descendieron a niveles históricamente bajos, precisó Moody’s Ratings, y fue necesario incrementar la generación térmica en un entorno de costos crecientes y baja disponibilidad de gas. Al 24 de mayo de 2026, los embalses estaban al 66,4% de su capacidad, por debajo del 80% considerado seguro por XM, operador del sistema.

Por su parte, el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (Ideam) estimó en 96% la probabilidad de ocurrencia del fenómeno de El Niño en la segunda mitad de 2026, lo que podría agravar tanto los riesgos operativos como los financieros del sector.

Proyecciones y advertencias

Dentro de sus conclusiones, la agencia anticipa que “la presión sobre las empresas, probablemente, se extenderá al menos hasta el primer semestre de 2027”. Culpó la persistencia de la crisis a la combinación de debilidad estructural en el suministro de gas, atrasos continuos de pago y la amenaza climática recurrente. Moody’s Ratings recomendó a las autoridades y actores sectoriales adoptar “políticas y decisiones urgentes” para superar las dificultades estructurales y restablecer la sostenibilidad del sector energético y de gas colombiano.

Las proyecciones actuales sugieren que los desafíos sistémicos del sector energético de Colombia se mantendrán durante los próximos años y se verá afectada la seguridad de abastecimiento y la salud financiera de las principales empresas del país.

El índice de producción industrial minera argentina registró en abril de 2026 un incremento interanual de 9,5% y de 0,7% mensual desestacionalizado, según informó el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec). El acumulado de los primeros cuatro meses del año mostró una suba de 7,4% respecto al mismo período de 2025, lo que consolida el repunte del sector a nivel nacional.

En abril de 2026, la producción industrial minera argentina, que hoy es uno de los principales motores económicos junto con el agro, experimentó un avance significativo, con sectores como la extracción de sal y los minerales para la fabricación de productos químicos a la cabeza del crecimiento, de acuerdo con datos del Indec. Otras áreas, como la extracción de carbón y los servicios de apoyo para la industria de petróleo y gas, presentaron bajas, lo que evidencia un comportamiento desigual entre los distintos segmentos productivos.

Sectores con mayor crecimiento en la producción minera

Según el organismo estadístico, la extracción de sal lideró las alzas, con un crecimiento interanual de 150,3% en abril. Los minerales destinados a la elaboración de productos químicos también se destacaron, con un aumento de 73,0% en la comparación con el mismo mes del año anterior.

Dentro de este grupo, la producción de carbonato de litio aumentó 79,0% y los minerales de boro subieron 35,9 por ciento. En tanto, la extracción de minerales no metalíferos y rocas de aplicación evidenció un crecimiento de 45,5 por ciento. Específicamente, la producción de piedra caliza y yeso se incrementó en 5,2%, mientras que la de clínker, insumo esencial para el cemento, mejoró 16,5 por ciento.

En el rubro de metales preciosos, tanto la plata como el oro avanzaron 15,8%, y el bullón dorado/doré lo hizo 7,4%, aunque el conjunto restante de minerales metalíferos retrocedió 55,4 por ciento. En cuanto a hidrocarburos, el índice de “extracción de petróleo crudo” marcó un salto interanual de 19,1 por ciento. Dentro de ese segmento, la extracción de petróleo no convencional fue la de mayor impulso, con una suba de 39,2 por ciento. El gas natural aumentó 2,8%, destacando una mejora de 12,2% en la extracción no convencional y una baja en la producción convencional.

Sectores con descensos en la producción minera

No todos los segmentos evolucionaron favorablemente. El Indec registró un retroceso de 19,8% interanual en los servicios de apoyo para la extracción de petróleo y gas natural, mientras que el acumulado de enero a abril de 2026 mostró una caída de 17,2% para este mismo rubro.

En el segmento de combustibles sólidos, la extracción de carbón y turba descendió 21,6% en la comparación anual y retrocedió 18,4% en el acumulado de los cuatro primeros meses. La “extracción de arcilla y caolín” tuvo una baja interanual de 17,1% y acumuló una disminución de 14,2 por ciento.

También se observaron caídas en la extracción de arenas, canto rodado y triturados pétreos: el rubro completo cayó 5,7% en abril, con una baja de 22,3% en arenas industriales y de 5,8% en arena de fractura.

Otras áreas que registraron retrocesos fueron la extracción de rocas ornamentales y piedra caliza para cal o cemento, así como los minerales metalíferos no ferrosos distintos de oro, plata y bullón dorado.

Iván Cachanosky, economista jefe de la Fundación Libertad y Progreso, remarcó que “el IPI minero de abril confirmó que el sector sigue siendo uno de los motores más dinámicos de la economía argentina”.

“El dato más destacado es el petróleo crudo, que subió 19,1% interanual, impulsado casi exclusivamente por el segmento no convencional con un avance del 39,2% anual, liderado por Vaca Muerta. Por el contrario, el petróleo convencional continuó su declive estructural (-10%). El litio también sigue creciendo a ritmos crecientes, con un aumento del 60,4% interanual. Esto refleja la maduración de los proyectos de los últimos años”, evaluó Cachanosky.

El economista jefe de EcoAnalytics, Santiago Casas, coincidió al subrayar que “la minería y la energía volvieron a mostrar un buen desempeño en abril y consolidan como dos de los principales motores de la actividad económica del país”.

“Las inversiones realizadas, y las que vendrán, continuarán generando mayores niveles de producción, consolidando a ambos sectores como pilares del crecimiento. La expansión de Vaca Muerta, el crecimiento del litio y el avance de nuevos proyectos de inversión permiten anticipar que el sector seguirá aportando exportaciones, divisas y actividad durante los próximos meses”, añadió Casas.

Desde que se puso en marcha el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), el mapa de los proyectos presentados fue dibujando una geografía clara: la Argentina que atrae capital de gran escala no está distribuida de manera uniforme a lo largo del territorio, sino que se concentra en unas pocas jurisdicciones con recursos naturales estratégicos y capacidad para generar exportaciones. En ese esquema, Neuquén y San Juan emergieron como las provincias de mayor peso, explicando juntas más del 65% del total de inversiones presentadas al régimen.

Así lo señala un informe de la Bolsa de Comercio de Rosario (BCR) elaborado por Francisco Cuello Rosso, Guido D’Angelo y Emilce Terré, publicado esta semana. El trabajo analiza la evolución reciente de los proyectos ingresados al RIGI, su composición sectorial y su distribución geográfica, a partir de datos que reflejan el estado actual del régimen.

Más de USD 133.000 millones en juego

El primer dato que emerge del informe es la magnitud del interés que despertó el RIGI desde su implementación. “Las inversiones presentadas al régimen ya superan los USD 133.000 millones”, señala el documento, reflejando la participación de empresas nacionales e internacionales en iniciativas vinculadas principalmente a energía, minería, infraestructura e industria. Del total relevado, más del 22% del capital ya obtuvo aprobación oficial, mientras que una porción significativa continúa en diferentes etapas de evaluación administrativa.

La composición sectorial de esas inversiones muestra un sesgo marcado. Energía y minería concentran, en conjunto, más del 99% del monto total presentado al RIGI, consolidándose como los sectores de mayor relevancia dentro del régimen. La energía lidera con cerca del 64% del volumen total, con iniciativas por más de USD 85.456 millones: alrededor de USD 66.353 millones se encuentran bajo análisis, mientras que USD 19.103 millones ya fueron aprobados. La minería, por su parte, acumula USD 9.952 millones aprobados sobre un total cercano a USD 46.000 millones.

Los tres rubros que más traccionan

Dentro del segmento energético, el informe de la BCR detalla que “los proyectos vinculados a petróleo y gas concentran la mayor parte de las inversiones comprometidas en el marco del RIGI, con montos por aproximadamente USD 55.300 millones”. Las recientes presentaciones de los proyectos LLL Oil y El Trapial por parte de YPF y Chevron fueron señaladas como factores que “apuntalaron fuertemente las solicitudes en este sector”. El GNL aparece como el segundo segmento energético de mayor peso, con inversiones aprobadas por USD 15.156 millones, concentradas exclusivamente en el proyecto de licuefacción de gas natural de Southern Energy.

En minería, el cobre es el mineral que lidera en términos de monto comprometido. Proyectos de gran escala como El Pachón, Vicuña, Minera Agua Rica (Mara), Los Azules y San Jorge totalizan aproximadamente USD 31.500 millones. No obstante, gran parte de esas inversiones continúa en etapa de evaluación: del total asociado al cobre, USD 3.563 millones ya fueron aprobados. El litio, en cambio, presenta un mayor volumen de capital ya autorizado, con proyectos aprobados por más de USD 4.528 millones.

Neuquén y San Juan, las grandes protagonistas

La distribución geográfica de las inversiones es uno de los hallazgos más contundentes del informe. Neuquén lidera el ranking provincial con proyectos por aproximadamente USD 62.434 millones, equivalente a cerca del 47% del total relevado. San Juan se ubica en segundo lugar, con USD 25.000 millones, lo que representa el 19% de las aplicaciones al RIGI. Entre las dos provincias concentran más del 65% del total de inversiones presentadas.

Río Negro completa el podio con USD 19.588 millones —el 15% del total—, consolidando una primera franja de jurisdicciones que en conjunto superan con holgura el 80% del capital presentado bajo el régimen. El informe señala que “en conjunto, estas tres provincias concentran alrededor de USD 107.000 millones, superando el 80% de las inversiones presentadas relevadas bajo el régimen”.

La BCR explica esa concentración por la composición sectorial: “La composición sectorial explica buena parte de esta concentración, dado que en dichas jurisdicciones predominan proyectos vinculados a energía y cobre, que implican elevadas necesidades de capital y con una orientación fundamental hacia la generación de exportaciones”.

En un escalón más abajo aparecen Catamarca, con inversiones cercanas a USD 9.615 millones, y Salta, con aproximadamente US$ 8.748 millones, ambas con protagonismo del litio. El resto de las provincias reúne en conjunto alrededor de US$ 7.700 millones.

El agro y el RIGI: dos proyectos para no perder de vista

El informe de la BCR también advierte sobre la presencia de dos proyectos con implicancias directas para el sector agropecuario argentino. Por un lado, la Terminal Multipropósito Timbúes, en Santa Fe, ya se encuentra aprobada y en ejecución: se trata de una nueva terminal para el Gran Rosario, el principal nodo portuario agroexportador del mundo.

Por otra parte, Pampa Energía espera ingresar al RIGI para construir una planta de fertilizantes en el Polo Industrial de Bahía Blanca. Con el proyecto Fertil Pampa, “podría incrementarse la producción nacional de urea en 2,1 millones de toneladas, aproximándose a duplicar la capacidad productiva del país para este fertilizante estratégico”.

El “Súper RIGI”

En paralelo al avance de los proyectos vigentes, el Gobierno nacional envió al Congreso un proyecto de ley para crear un nuevo régimen orientado a promover inversiones en actividades económicas sin desarrollo previo en el país, denominado informalmente “Súper RIGI”. La iniciativa apunta a proyectos con un piso mínimo de inversión de USD 1.000 millones y contempla beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios superiores a los del régimen vigente.

Entre las actividades alcanzadas se mencionan desarrollos de hidrógeno verde, plantas de GNL onshore, infraestructura vinculada a inteligencia artificial y centros de datos abastecidos con gas natural, además de iniciativas asociadas al agregado de valor de minerales críticos. También se incluyen industrias vinculadas a la electromovilidad, biotecnología avanzada, infraestructura digital y manufacturas tecnológicas de alto valor agregado.

YPF aprobó su ingreso al proyecto NGL de TGS, una iniciativa de USD 3.000 millones para industrializar líquidos del gas de Vaca Muerta que esta semana avanzará hacia la decisión final de inversión y presentación al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones. Se trata de una de las iniciativas más importantes presentadas en el país para tratar -y monetizar- el gas proveniente de la cuenca neuquina.

La planta separará los componentes licuables del gas natural —propano, butano y gasolinas naturales—, insumos con gran potencial exportador, una vez abastecido el mercado local. Así, la participación de YPF apunta a garantizar el abastecimiento de gas que procesará la nueva infraestructura y a evitar que el gas asociado a la producción de crudo limite la meta de 1,5 millones de barriles diarios.

Las estimaciones del proyecto adelantan una producción anual de 2,7 millones de toneladas de líquidos de gas natural y exportaciones por USD 1.200 millones al año, según la información suministrada por la empresa. La inversión se desplegará durante 45 meses y abarcará obras en Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires.

Horacio Marín, presidente y director ejecutivo de YPF, fue quien confirmó la decisión, la semana pasada durante la inauguración de la ampliación de la planta de Compañía Mega. Allí, deslizó que el directorio de la compañía había aprobado la participación: “Aprobó ingresar al proyecto, así que la semana que viene vamos a firmar con TGS la construcción de otra Mega en Bahía Blanca, una gran noticia para la ciudad y para el país. Somos los primeros que vamos a firmar, pero atrás vienen otros”, adelantó Marín en ese acto.

Según fuentes consultadas por Infobae, YPF no ingresará como accionista del proyecto, sino como productora y cargadora del fluido proveniente de sus operaciones en Vaca Muerta. Esa estructura la diferencia de su posición en Compañía Mega, donde la petrolera tiene una participación mayoritaria del 38%, mientras que sus socios, Petrobras y Dow abarcan el 34% y 27%, respectivamente.

La nueva infraestructura unirá Tratayén con Bahía Blanca

El proyecto de TGS contempla la ampliación de la planta de Tratayén, en Neuquén, y la construcción de un poliducto de 573 kilómetros y 20 pulgadas de diámetro hasta Bahía Blanca. Ese ducto permitirá trasladar los líquidos a las instalaciones de fraccionamiento y almacenamiento previstas en el sur bonaerense.

En Bahía Blanca, el plan prevé una nueva planta de fraccionamiento con capacidad para 2,7 millones de toneladas anuales de productos C3+ y una terminal marítima con tanques para C3, C4 y C5+, de acuerdo con la empresa. Las obras complementarias también incluyen nuevas instalaciones portuarias para exportar los derivados y tanques específicos para distintas fracciones de líquidos.

La iniciativa había sido presentada por Transportadora de Gas del Sur durante el Argentina Week y catalogada como la mayor de procesamiento de líquidos de gas natural en la historia argentina. También representa la primera planta de procesamiento de gran escala a construir en el país de los últimos 25 años y se sumará a los complejos existentes de Cerri, de TGS, y Compañía Mega.

El esquema comercial prevé contratos de gas por 15 años

El acuerdo vinculante compromete el abastecimiento de gas por 15 años por alrededor del 50% del volumen que podrá procesar la nueva infraestructura. El esquema comercial prevé el pago de una tarifa de procesamiento en Neuquén y la venta de los líquidos resultantes a TGS.

TGS también negocia este mismo formato con Pluspetrol, Chevron y Pampa Energía, que podrían incorporarse en condiciones similares para completar la oferta de gas natural, según los planes de la compañía y tal como deslizó Marín en su anuncio. El plan ya incluye acuerdos firmados con varias de las principales operadoras de Vaca Muerta y negociaciones avanzadas con otras empresas del sector.

TGS está integrada en partes iguales por Pampa Energía, propiedad de Marcelo Mindlin, y el Grupo Inversor Petroquímica, de la familia Sielecki. Pampa Energía, además, tiene otro proyecto previsto para asentarse en Bahía Blanca destinado a producir urea con gas de Vaca Muerta.

La lógica del emprendimiento responde a una necesidad operativa del desarrollo no convencional: procesar el gas asociado que surge junto con la extracción de petróleo. Para los productores que apuntan a elevar la producción de crudo, enfocados en una expectativa de lograr envios al exterior por, al menos, USD 30.000 millones para 2031, esa capacidad de tratamiento resulta necesaria para que el gas no se convierta en un cuello de botella.

De acuerdo con la empresa, el desarrollo forma parte de una estrategia para fortalecer la posición de Argentina como proveedor energético en los mercados regionales e internacionales. Ese objetivo se apoya en el aumento de la capacidad exportadora que aportará la industrialización de los líquidos derivados del gas extraído en Vaca Muerta.

Desde su lanzamiento, el Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) fue presentado por el Gobierno nacional como una herramienta para atraer capital privado a sectores estratégicos de la economía argentina. Con el correr de los meses, el programa fue acumulando adhesiones: al momento de esta publicación, son 18 los proyectos que ya cuentan con aprobación oficial.

La suma de las inversiones comprometidas asciende a USD 22.551 millones y, según los datos informados por las propias empresas, la cantidad de empleos directos e indirectos que generarán en conjunto supera los 57.000 puestos de trabajo.

Minería y energía, los sectores con más peso

Los 18 proyectos aprobados pertenecen a cinco sectores distintos: minería, petróleo y gas, energía eléctrica, siderurgia e infraestructura. La minería es la actividad con mayor presencia, con ocho iniciativas que en conjunto representan más de la mitad del empleo total prometido por el programa.

En términos de puestos de trabajo, el proyecto con mayor impacto laboral estimado no es minero sino de infraestructura: la Terminal Multipropósito Timbúes, que ejecutará Terminal Timbúes S.A. en la provincia de Santa Fe con una inversión de USD 277 millones. Esa iniciativa es la que más empleos promete generar de toda la cartera aprobada, con un total de 9.700 puestos entre la construcción y la operación, de acuerdo a lo detallado por el Gobierno durante el informe de gestión presentado por Manuel Adorni.

En segundo lugar aparece la Ampliación del Gasoducto Perito Moreno, a cargo de Gas del Sur S.A. en La Pampa. Con una inversión de USD 550 millones, ese proyecto comprometió 7.535 empleos, lo que lo convierte en el principal generador de trabajo del sector de petróleo y gas dentro del RIGI.

El tercer puesto corresponde al Proyecto Los Azules, de la empresa McEwen Cooper, que se desarrollará en San Juan. Se trata de una iniciativa minera con una inversión de USD 2.672 millones y una promesa de 7.391 puestos de trabajo.

Las inversiones en Cuyo

San Juan se consolida como una de las provincias con mayor concentración de empleo proyectado dentro del RIGI. Además de Los Azules, aloja al proyecto Nuevo Gualcamayo, de Minas Argentinas, que demandará USD 665 millones y generará 4.500 puestos, y al proyecto Veladero, de Barrick Mining, que suma 1.048 empleos con una inversión de USD 380 millones. En total, las tres iniciativas sanjuaninas del RIGI comprometieron más de 12.900 puestos de trabajo.

Mendoza, en tanto, tiene dos proyectos aprobados. El primero es San Jorge, de Minera San Jorge S.A., que con una inversión de USD 891 millones comprometió 6.300 empleos, convirtiéndose en el cuarto proyecto con mayor generación de trabajo de toda la cartera. El segundo es el Parque Solar El Quemado, de YPF Luz, que proyecta 384 puestos con una inversión de USD 211 millones.

El resto de las iniciativas

El Proyecto Siderúrgico Argentino de Sidersa Acería S.D.E., radicado en la provincia de Buenos Aires, es el que mayor cantidad de empleo promete entre los proyectos no mineros y no vinculados al gas o la infraestructura: 3.800 puestos con una inversión de USD 286 millones. Es también uno de los casos donde la relación entre inversión y empleo generado es más favorable en términos laborales.

Vaca Muerta Oil Sur, el proyecto de VMOS S.A. en Río Negro, es otra de las iniciativas de mayor volumen tanto en inversión —USD 2.486 millones— como en empleo: promete 3.108 puestos de trabajo.

En el sector minero también se destacan Diablillos, de AbraSilver, que abarca territorios de Salta y Catamarca y comprometió 2.013 empleos con una inversión de USD 764 millones, y Sal de Oro, de Posco Argentina, también en Salta y Catamarca, con 2.335 puestos y USD 208 millones de inversión.

El proyecto Gasoducto San Matías, de San Matías Pipelina S.A. en Río Negro, suma 2.489 empleos con una inversión de USD 1.300 millones. Cauchari Olaroz, de Minera Exar en Jujuy, comprometió 1.787 puestos con una inversión de USD 1.241 millones.

Completan la nómina el proyecto Río Tinto, de Minera Río Tinto en Salta, con 1.985 empleos y USD 2.744 millones de inversión; la Expansión Fase 1B (Fénix), de Minera del Altiplano en Catamarca, con 1.273 puestos y USD 531 millones; el Proyecto de Licuefacción de Gas Natural de Southern Energy S.A. en Río Negro, con 836 empleos y USD 6.878 millones; Hombre Muerto Oeste, de Galan S.D.E. en Catamarca, con 670 puestos y USD 217 millones y el Parque Eólico Olavarría de Acindar y PCR en Buenos Aires, con 165 empleos y USD 250 millones.

Las apuestas más grandes en inversión

Si el foco se pone en el volumen de capital comprometido, cuatro proyectos se destacan del resto y en conjunto suman USD 14.780 millones, lo que representa el 65,5% del total de inversiones aprobadas en el RIGI hasta la fecha.

El más voluminoso es el Proyecto de Licuefacción de Gas Natural, que Southern Energy S.A. desarrollará en Río Negro con un desembolso de USD 6.878 millones. Le sigue el proyecto Río Tinto Rincón, de Minera Río Tinto en Salta, con USD 2.744 millones comprometidos. En tercer lugar figura Proyecto Los Azules, de McEwen Cooper en San Juan, con USD 2.672 millones, y en cuarto lugar Vaca Muerta Oil Sur, de VMOS S.A. en Río Negro, con USD 2.486 millones.

A partir de 2026, el Gobierno implementó un nuevo sistema para otorgar subsidios en los servicios de luz y gas domiciliarios. El plan, denominado Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), introdujo un único criterio para la distribución de beneficios en electricidad, gas natural, gas propano por red y garrafas de 10 kilos. El acceso está limitado a quienes cumplan determinadas condiciones socioeconómicas y patrimoniales, bajo un mecanismo unificado y digital.

El sistema aplica un procedimiento uniforme y criterios de elegibilidad comunes para todos los solicitantes. La gestión se realiza exclusivamente a través de una plataforma oficial, que evalúa la situación económica de cada hogar.

Actualmente, solo hay dos categorías: quienes acceden al subsidio y quienes quedan excluidos por no reunir los requisitos. El umbral principal es que los ingresos del grupo familiar no superen el equivalente a tres Canastas Básicas Totales fijadas por el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec). También se consideran situaciones especiales, como poseer Certificado Único de Discapacidad (CUD) o estar registrado en el ReNaBaP.

El trámite debe efectuarse exclusivamente en el sitio oficial del Ministerio de Economía (argentina.gob.ar/subsidios). Quienes ya estaban inscriptos en el antiguo registro (RASE) no necesitan volver a anotarse, ya que sus datos se migraron de manera automática al nuevo Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF). Deben iniciar el trámite quienes nunca accedieron al beneficio, quienes eran beneficiarios de la Tarifa Social de Gas o del Programa Hogar, y aquellos que modificaron su situación personal o económica.

Documentación y requisitos

Para acceder al portal, se requiere una cuenta en Mi Argentina, con CUIL y clave personal. En la plataforma, es posible verificar el estado del subsidio, revisar solicitudes anteriores y solicitar revisiones si la información no coincide con la realidad del hogar.

La postulación exige informar sobre la titularidad del servicio y la composición familiar. Entre los datos requeridos se encuentran número de medidor y cliente, DNI y número de trámite, CUIL de todos los integrantes mayores de 18 años y un correo electrónico activo. El proceso se realiza mediante declaración jurada; parte de los datos se completa de forma automática, pero el solicitante debe revisar y actualizar la información restante.

El requisito central es que los ingresos netos del hogar no excedan el valor de tres Canastas Básicas Totales para un hogar tipo 2. Hay excepciones para personas con discapacidad, excombatientes de Malvinas y residentes en barrios populares. El Estado realiza controles cruzados para validar la información, y puede aprobar o rechazar la solicitud según los datos presentados.

Beneficio y aplicación en facturas

Una vez aprobado el beneficio, el descuento se aplica directamente en la factura del servicio. En electricidad, la bonificación general alcanza el 50% sobre un bloque definido de consumo. En el caso del gas por red, el descuento del 50% se otorga durante los meses de mayor demanda, y no se aplica en períodos de menor consumo. En 2026 se incorporó una rebaja extra del 25% en enero, que se reduce de manera gradual hasta fin de año. Para las garrafas de 10 kilos, el descuento se aplica en la compra, siempre que el registro esté vigente y el pago se realice de forma electrónica.

En mayo, el Gobierno dispuso una actualización del esquema, sumando una bonificación adicional del 25% sobre el consumo de los usuarios de gas natural y gas propano indiluido por redes comprendidos en el Régimen SEF.

Cómo pedir el subsidio

1- Verificar si corresponde inscribirse

El primer paso es comprobar si el hogar ya figura en el nuevo registro o si necesita iniciar una inscripción. El antiguo RASE fue reemplazado por el Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF). Los inscriptos en el sistema anterior no deben realizar ningún trámite adicional, ya que su información fue transferida.

Deben inscribirse quienes nunca gestionaron el subsidio, los hogares que recibían ayuda a través del Programa Hogar para garrafas o la Tarifa Social de Gas en zonas habilitadas. En estos casos, la inscripción es obligatoria para acceder o mantener el beneficio.

2- Acceder a la plataforma oficial

El trámite se gestiona en la web oficial para subsidios energéticos (https://www.argentina.gob.ar/subsidios). Desde allí, es posible iniciar el proceso, consultar el estado de solicitudes anteriores o verificar si el hogar ya percibe el beneficio.

Para operar en la plataforma es indispensable contar con una cuenta en Mi Argentina, habilitada con CUIL y clave personal. Una vez ingresado, se puede seleccionar la opción que corresponda según la situación de cada familia.

Las funciones principales del portal incluyen:

• Verificar si el hogar recibe subsidios
• Consultar el estado de solicitudes en curso
• Solicitar una revisión si los datos no reflejan la situación real del grupo familiar

3- Reunir la documentación necesaria

Antes de iniciar la carga de datos, es recomendable contar con toda la información solicitada para completar el formulario de manera ágil. Se requiere:

• Número de medidor y de Cliente, Servicio, Cuenta, Contrato o NIS, disponibles en la factura de electricidad o gas
• Número de DNI y número de trámite del DNI de la persona que realiza la gestión
• Número de CUIL de cada integrante mayor de 18 años
• Correo electrónico activo y habitual

Estos datos permiten identificar el suministro y acreditar la composición del grupo familiar en el sistema.

4- Completar la inscripción en el ReSEF

Quienes no figuren en el registro deben completar el formulario digital disponible en la plataforma, que tiene carácter de declaración jurada y requiere información precisa y actualizada.

El formulario solicita datos sobre ingresos, cantidad de integrantes, situación laboral y otros aspectos socioeconómicos y patrimoniales. Parte de la información se completa automáticamente con datos oficiales, aunque corresponde al solicitante revisar y completar los campos faltantes.

5- Evaluación de requisitos

Tras enviar la solicitud, el Estado analiza si el hogar cumple con los criterios para acceder al subsidio. El requisito principal es que el ingreso neto del grupo familiar sea inferior a tres Canastas Básicas Totales (CBT) para un hogar tipo 2, según los valores publicados por el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec).

El sistema contempla situaciones específicas, como:

• Integrantes con Certificado de Vivienda emitido por el Registro Nacional de Barrios Populares (ReNaBaP)
• Percepción de una Pensión Vitalicia para Veteranos de Guerra del Atlántico Sur
• Integrantes con Certificado Único de Discapacidad (CUD)

También se realizan controles patrimoniales y cruces de información para confirmar la situación económica del hogar. Según estos datos, la solicitud puede ser aprobada o rechazada.

6- Notificación y aplicación del subsidio

Una vez finalizada la evaluación, el sistema comunica si el hogar accede al subsidio, que se aplica directamente en la factura del servicio.

En electricidad, el beneficio contempla una bonificación base del 50% sobre un bloque de consumo específico. Para el gas por red, la bonificación del 50% se aplica en los meses de mayor demanda, y no se otorga subsidio en los períodos de menor consumo.

Durante 2026, se suma una bonificación adicional del 25% en ambos servicios durante enero, que se reduce gradualmente hasta diciembre.

Para quienes utilizan gas envasado, el subsidio se otorga como un descuento directo en la compra de garrafas de 10 kilos, siempre que la inscripción esté vigente y el pago se realice mediante medios electrónicos.

7- Consultas, revisiones y actualizaciones

La plataforma permite consultar el estado de las solicitudes en cualquier momento y solicitar una revisión si la evaluación no se corresponde con la situación real. Para ello se requiere la información personal y el número de trámite.

Si se produjeran cambios en la composición del hogar, ingresos o tipo de servicio contratado, los datos pueden actualizarse en el sistema para que sean considerados en futuras evaluaciones.

Las fuerzas rusas lanzaron 293 drones de largo alcance y un misil balístico Iskander-M contra territorio ucraniano entre la tarde del miércoles y la madrugada del jueves, en uno de los ataques más masivos de las últimas semanas, mientras el Kremlin aprovechó el Foro Económico Internacional de San Petersburgo para presionar por la reactivación del suministro de energía rusa a Europa.

De los 293 drones lanzados, 264 fueron neutralizados por las defensas aéreas ucranianas sobre regiones del norte, el este y el sur del país, según el parte publicado por la Fuerza Aérea de Ucrania. Otros 24 drones y el misil balístico no pudieron ser interceptados e impactaron en once localizaciones no especificadas. Fragmentos de drones destruidos en el aire cayeron en otros doce lugares, y varios aparatos seguían sobrevolando territorio ucraniano cuando se publicó el comunicado.

En paralelo, los ataques ucranianos contra la anexionada península de Crimea dejaron cuatro muertos tras impactar un dron sobre un tren de cercanías que se dirigía de Azovski a Kerch, según informó el líder prorruso de la región, Serguéi Axiónov. En la madrugada del jueves, Axiónov había reportado tres muertos y siete heridos en ataques previos sobre la península.

La compañía ferroviaria Grand Service Express suspendió el tránsito ante la amenaza de drones y pospuso 13 trenes, mientras el operador de cercanías Yúzhnaya Prígorodnaya Passazhirskaya Kompania canceló todos sus servicios. El gobernador de Sebastopol, Mijaíl Razvozháev, informó que las defensas antiaéreas rusas derribaron cerca de veinte drones en tres barrios de la ciudad portuaria, sede de la Flota del Mar Negro. El Ministerio de Defensa ruso afirmó haber derribado 272 drones ucranianos sobre diez regiones rusas, Crimea y los mares Negro y Azov.

El Kremlin: Europa necesita el petróleo y el gas rusos

En ese contexto bélico, el enviado económico del Kremlin, Kirill Dmitriev, utilizó el foro de San Petersburgo para advertir que Europa necesitaba el petróleo y el gas rusos para superar la crisis energética desatada por el conflicto en Medio Oriente y el cierre del Estrecho de Ormuz.

“El mundo está al borde de una crisis energética muy grave por la inestabilidad en Medio Oriente“, declaró Dmitriev a la AFP en los márgenes del foro. “Para que Europa supere esta crisis, necesita encontrar opciones de asociación con Rusia y restablecer los flujos de petróleo y gas rusos", agregó.

La postura del Kremlin llega en un momento en que la crisis energética global ha comenzado a erosionar la unidad europea en torno a las sanciones. Los precios en alza por la guerra EEUU-Israel contra Irán y el cierre del Estrecho de Ormuz empujaron a algunos países, incluidos EEUU y Gran Bretaña, a flexibilizar parte de las restricciones sobre el petróleo ruso. Analistas señalan que la UE importó más gas natural licuado (GNL) ruso en el primer trimestre de 2026 que en cualquier período desde 2022, con Rusia como segundo mayor proveedor del bloque.

La UE se mantiene firme y acelera al ingreso de Ucrania

Sin embargo, Bruselas mantiene una posición firme. La UE tiene previsto prohibir las importaciones de GNL ruso a partir del año próximo y descarta cualquier flexibilización de las sanciones vigentes. La jefa de la diplomacia europea, Kaja Kallas, fue categórica: “Hasta ahora no hemos visto voluntad por parte de Rusia para negociar” el fin de la guerra en Ucrania, afirmó desde Bruselas, donde también instó a incrementar la presión sobre Moscú.

Al inicio del conflicto en Medio Oriente, el presidente ruso Vladimir Putin había señalado que estaba dispuesto a suministrar petróleo y gas a los países europeos si estos se comprometían con una “cooperación duradera y estable” con Moscú, una fórmula que Bruselas rechazó de plano por considerarla condicionada a un acercamiento político.

En ese mismo escenario, la UE dio el miércoles un paso significativo en dirección contraria a los intereses del Kremlin: los representantes de los 27 países miembros dieron luz verde preliminar en Bruselas a la apertura de un primer grupo de temas de negociación de adhesión con Ucrania y Moldavia, bloqueadas hasta ahora por el veto de Hungría. El avance fue posible tras el cambio de gobierno en Budapest: el nuevo primer ministro Peter Magyar, de perfil proeuropeo, indicó que levantaría el veto luego de alcanzar un acuerdo con Kiev sobre los derechos de la minoría húngara en Ucrania. La reanudación formal de las negociaciones podría concretarse tan pronto como la semana próxima, en una reunión ministerial de los 27 en Luxemburgo, según fuentes diplomáticas.

Desde el inicio de la guerra en Ucrania en 2022, Rusia ha reorientado sus exportaciones energéticas hacia China e India, frecuentemente a precios por debajo de los valores de referencia globales. El foro de San Petersburgo, que se extenderá hasta el 6 de junio, es el escenario donde Moscú busca proyectar una imagen de normalidad económica y atraer nuevos socios inversores, aun con el humo de los drones ucranianos todavía visible en el horizonte de la ciudad.

Brasil, octavo mayor productor mundial de crudo, alcanzó en abril un promedio diario de 5,64 millones de barriles de petróleo y gas natural equivalente, lo que marcó un nuevo récord de producción por tercer mes consecutivo, según informó la Agencia Nacional de Petróleo (ANP).

La producción de hidrocarburos en abril superó en un 1,97% la cifra de marzo y fue un 20,3% mayor en comparación con el mismo mes de 2025, de acuerdo con el organismo regulador.

En cuanto al petróleo, la producción en abril llegó a 4,34 millones de barriles diarios. Este volumen representó un nuevo récord, con un aumento del 2,2% respecto a marzo y un 19,5% superior al registrado en abril del año anterior.

La producción de gas natural se ubicó en 206,7 millones de metros cúbicos diarios, también un récord. En comparación con marzo, la extracción creció un 1,3% y, frente a abril del año pasado, el incremento fue del 23%.

El 81,8% de la producción brasileña de petróleo y gas natural en abril (4,61 millones de barriles diarios) provino del presal, una zona de explotación en aguas profundas del océano Atlántico, situada bajo una capa de sal de dos kilómetros de grosor.

Estas reservas del presal podrían colocar a Brasil entre los cinco mayores productores mundiales de hidrocarburos en 2023.

El 98,1% del petróleo y el 88% del gas producido en abril se extrajo de campos marítimos.

La estatal Petrobras encabezó la producción del país, con 5,02 millones de barriles diarios en abril, lo que representa el 88,98% del total nacional, sumando los campos operados en solitario y en consorcio.

A continuación, se ubicaron TotalEnergies (97.072 barriles diarios), las brasileñas PRIO (95.098) y PRIO Tigris (91.137), la noruega Equinor (42.357) y la multinacional Shell (37.867).

Los datos de la ANP abarcan la producción de 50 empresas que operan en Brasil y explotan 269 áreas, de las cuales 249 están bajo concesión.

Néstor Marcelo Lamboglia renunció este lunes a la presidencia del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE) a menos de un mes de haber sido designado. Su vicepresidente, Vicente Serra, quedó a cargo del organismo.

La salida se produjo en medio de una interna en el directorio con Marcelo Nachón, vocal del ente y ex interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas). Según trascendió, las diferencias entre ambos venían de antes de la constitución formal del ENRGE y se profundizaron en las últimas semanas.

Sin embargo, según comentaron fuentes cercanas a la entidad a Infobae, la renuncia de Lamboglia se atribuye a “motivos estrictamente personales y su paso por el ente es valorado positivamente dentro de la estructura del organismo”. A su vez, De acuerdo con el marco normativo vigente, está previsto que se inicie un nuevo concurso para la selección del próximo presidente del ENRGE, a fin de asegurar un proceso ordenado en la designación de autoridades.

“La salida de Néstor Marcelo Lamboglia no afecta la continuidad institucional del ENRGE, ya que el directorio mantiene su funcionamiento con total normalidad. Tras la dimisión, el vicepresidente Vicente Serra asumió de inmediato las funciones de la presidencia, garantizando que no exista vacancia ni interrupción en la gestión del organismo”, comentaron fuentes oficiales.

Lamboglia comunicó su decisión este lunes por la mañana al resto de los miembros del directorio y también la formalizó con un memo enviado a través del sistema oficial GEDO. El ENRGE había iniciado recientemente su proceso de conformación tras la unificación de los entes reguladores del gas y la electricidad.

El ENRGE se creó en julio de 2025 como parte de un proceso de simplificación administrativa impulsado por la Ley de Bases. El organismo busca unificar las funciones de los antiguos entes reguladores del gas (Enargas) y la electricidad (ENRE), con el objetivo de mejorar la coordinación y el control de ambos sectores. De esta forma, el ENRGE depende de la Secretaría de Energía y busca optimizar la fiscalización de los servicios públicos, alineándose con estándares internacionales como los propuestos por la OCDE.

El organismo nació con un plazo máximo de 180 días, a partir de julio de 2025, para iniciar formalmente sus operaciones. Según fuentes del sector, el proceso de designación de directores presentó dificultades debido a los altos requisitos de calificación profesional para los cargos y al congelamiento salarial en el sector público, factores que complicaron la cobertura de las vacantes.

Néstor Marcelo Lamboglia había sido designado presidente del ENRGE por un período de cinco años, el más prolongado entre los integrantes del directorio. Antes de asumir ese cargo, se desempeñaba como interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE).

Con una trayectoria de más de treinta años en el sector energético, Lamboglia es abogado egresado de la Universidad Nacional de La Plata y cuenta con especialización en Derecho de la Regulación Económica de los Servicios Públicos por la Universidad Austral. Entre sus antecedentes figuran funciones como secretario letrado del Directorio y gerente de Control de Concesiones en el Organismo de Control de Energía Eléctrica de la Provincia de Buenos Aires (OCEBA), coordinador legal de la Secretaría de Energía Eléctrica, asesor letrado argentino en la Comisión Técnica Mixta de Salto Grande y asesor jurídico de Yacyretá.

En tanto, el ingeniero Vicente Serra había sido nombrado vicepresidente por un plazo de cuatro años, mientras que el licenciado Marcelo Alejandro Nachón asumió como vocal primero con un mandato de tres años. Los cargos de vocal segundo y tercero fueron asignados a la doctora Griselda Lambertini y al ingeniero Héctor Sergio Falzone, quienes cumplirán funciones durante dos y un año, respectivamente. Todos los nombramientos se realizaron bajo el artículo 6° del Decreto N° 452 del 4 de julio de 2025 y entraron en vigencia en la misma fecha.

La semana que transcurrió confirmó lo que se preveía, desde hace ya un tiempo, en el Senado: los pechos inflados, las “entrevistas” con perfume a gloria y la carga de videos con confites musicales -sólo por cumplir un trabajo- durante las sesiones extraordinarias se esfumaron o viraron hacia el uso del inminente mundial de fútbol. No es que el clima sea el inadecuado, ya que oficialismo y dialoguistas irán al recinto el jueves próximo y se aprobarán leyes -cada vez, con menos ganas-, pero la falta de reglas claras de parte de La Libertad Avanza -comanda Patricia Bullrich- y los constantes incumplimientos de la Casa Rosada comenzaron a limar el ambiente de la Cámara alta, mientras se acumulan iniciativas hostiles para aliados.

Una resumida cronología de las últimas semanas y jornadas: a la cómoda siesta de la reforma política -con frustradas operaciones desde Balcarce 50- se sumaron filosas críticas por la iniciativa de zonas frías que avaló Diputados. “Ya se sabía que estaba mal y había que cambiarla, pero Diputados nos dejó un quilombo y vamos a ser partícipes de un ‘tarifazo’ en un momento delicado”, sentenció un referente dialoguista.

El articulado vigente fue impulsado por Máximo Kirchner, durante el gobierno de su colega Alberto Fernández, y sirvió como una de las estocadas finales del mega descalabro energético que durante años fomentó el cristinismo; incluso, con el bolsillo del payaso ya reventado. Diputados hizo las cosas rápido, la administración central cerró con un puñado de gobernadores -curiosos guiños a zonas “cálidas”, lo que hace más delirante el debate- y, de esa manera, le pasó la pelota de titanio a la Cámara alta. Recién ahora se asoma, con mayor claridad y contundencia, el adiós a la diferencia nada menor entre el beneficio vigente sobre la boleta final, en comparación del que se haría sobre el costo de generación del gas, que es el ítem menos jugoso en comparación con la distribución.

“Nos mandaron a activar un palazo en las facturas, con el invierno que se asoma y quieren, en paralelo, que discutamos el etiquetado frontal de los alimentos. Uno trata de comprender, pero es cada vez más difícil”, reflexionó un aliado ante Infobae a mitad de la semana que termina. Pocos legisladores presentes. Otros, de viaje. Muchos despachos, en silencio y luces apagadas. Los olímpicos de las declaraciones no pudieron responder consultas básicas.

Encima, en las picardías pinceladas dentro de zonas frías -por caso, deudas-, la Nación expuso también a las provincias, con situaciones similares y la lupa direccionada hacia cómo se fondearon campañas electorales. Un puñado de parlamentarios conoce a la perfección ciertas historias. No sólo eso: se volvió a poner, en el foco de atención, el pisotón de mamut sobre fondos fiduciarios para defender, como sea, el superávit fiscal, el corazón del programa libertario. Será interesante el primer encuentro de comisión que haya para analizar este tema y oír, por ejemplo, a la ex secretaria de Energía Flavia Royón. Su gobernador, Gustavo Sáenz, vive en un “Cirque du Soleil” constante con la Casa Rosada.

“Después de la última reunión que tuvieron senadores con el ministro de Economía -Luis Caputo-, las promesas aún no se concretaron. En cambio, acá, no se le armó un solo lío al Gobierno. Ya van meses de esto, más obras que no reactivan o que dan de baja sin notificar previamente. Ni hablar de proyectos propios, ya que siempre se discuten los de ellos. Luego mandan más leyes y todo queda difuso", se quejó un experimentado legislador del interior del país.

En la agenda de la Cámara alta deben contemplarse otras normas, además de zonas frías y la reforma política: la reciente “Hojarasca” que votó Diputados, la derogación del etiquetado frontal, y la delicada de salud mental, entre otras. Para la sesión del jueves 4 -se estima que habrá Labor Parlamentaria el martes próximo- están en fila, en principio, un acuerdo con dos holdouts por USD 171 millones y la -fileteada- ley de inviolabilidad de la propiedad privada.

Bullrich ventila que aprobará todos los pliegos judiciales ya dictaminados. Dialoguistas esperan más propuestas judiciales desde el Ejecutivo, las respectivas audiencias públicas y no son pocos los que sugieren votar “todo junto”. “¿Durante más de dos años no mandaron nada y nos apuran?“, preguntaron desde una bancada.

En otro bloque, los términos fueron menos cariñosos: “Había un despacho con las firmas requeridas y nunca publicaron -como contó este medio la semana pasada- una orden del día. Lo frenó el presidente de Acuerdos -el libertario Juan Carlos Pagotto- y es anti reglamentario. Justo él, que se cree jurista y dilapida minutos para hablarle a la nada misma. Sin avisar, el Ejecutivo pide el retiro, obligado a pasar sí o sí por el recinto. Entonces, ¿quién tiene el poder de decisión ahora? Pensaba terminado lo del mando acá. Linda manera de llegar a la sesión del jueves“.

Luego de que la inflación desacelerará a 2,6% en abril, el ministro de Economía, Luis Caputo, adelantó que en mayo estará por debajo de ese nivel. Ahora la expectativa está en qué sucederá en junio, un mes en donde se confirmaron nuevos aumentos en el transporte, prepagas y colegios privados que presionarán sobre el Indice de Precios al Consumidor (IPC), pero también donde el Gobierno ya confirmaron mayores subsidios en la boleta de luz y gas.

Este jueves, la Secretaría de Energía comunicó una extensión en la bonificación extraordinaria del 25% en la boleta de gas de junio para los usuarios residenciales de menores ingresos inscriptos y validados en el Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF). Esa decisión mantendrá el subsidio total en un 75%: el 50% de la bonificación general establecida por el Decreto 943/25, más otro 25% adicional extraordinario prorrogado por esta resolución.

El alcance de la medida incluye a todos los hogares con ingresos de hasta tres canastas básicas totales, así como a entidades de bien público, clubes barriales y otras organizaciones sin fines de lucro, sobre la totalidad de su consumo que se encuentren inscriptos en el SEF.

A su vez, en cuanto a la factura de energía eléctrica, la Secretaría de Energía fijó para junio una bonificación extraordinaria del 11,97%, lo que elevó el subsidio al 62% del consumo base. “La bonificación extraordinaria es un instrumento de política pública que permite a la Secretaría de Energía proteger a los sectores más vulnerables ante cambios bruscos de precios”, destacaron en el comunicado.

Se trata de decisiones que toma el equipo económico en el contexto del conflicto en Medio Oriente. La volatilidad en los precios del petroleo y el gas que ayudan a la desaceleración de la inflación aunque con ello también se pone en juego un mayor gasto público.Eso no sucede en el caso de YPF en donde los costos de solo aumentar un 1% y volver a congelar por otros 45 días el precio del combustible.

El 15 de junio nuevamente el directorio de YPF deberá decidir cómo continúa: si aplica un nuevo incremento y si aplica otro congelamiento en el precio del combustible, con los efectos que tiene sobre el conjunto de la economía. A pesar de la continuidad del conflicto en Oriente Medio, el precio del barril de Brent (que se toma de referencia en Argentina) se encuentra en USD 92,98 este jueves al mediodía y cuando la pretolera privado-estatal tomó la decisión de congelar el precio a principios de abril estaba en 103 dólares.

Aumentos confirmados y en dudas

En el transporte público, junio trae aumentos en los boletos de colectivos y trenes. El boleto mínimo de los colectivos porteños (hasta tres kilómetros) subirá 4,2%, de $753,74 a $788,41, siguiendo la fórmula de sumarle dos puntos porcentuales a la inflación de abril. Para las líneas nacionales que operan en el AMBA, el incremento será del 2% y el boleto llegará a $728,28, aunque en esta caso la actualización se aplica desde el 15 de junio.

En las líneas provinciales, la incógnita permanece luego de que en mayo se aplicó un aumento autónomo del 11,6% que llevó la tarifa a $968,57. Si se replica el esquema de ajuste, el boleto superaría los $1.000. Ante la consulta de Infobae, fuentes de la Secretaría de Transporte bonaerense aseguraron que todavía no hay una definición al respecto.

Los trenes del área metropolitana también ajustarán sus precios. El aumento aplicará desde el 1° de junio, cuando el boleto subirá 12,9% y pasará de $310 a 349,99 pesos.

Los peajes de la CABA se ajustarán 4,6%, aplicando la misma lógica que para el transporte público: inflación de abril más 2%. En las autopistas 25 de Mayo y Perito Moreno, los vehículos de hasta dos ejes y hasta 2,10 metros de altura pagan $4.518,33 en horario normal y $6.403,21 en hora pico. Las motocicletas abonan $1.882,44 en horario normal y $3.012,29 en hora pico. Para vehículos pesados de hasta dos ejes, la tarifa asciende a $7.153,79 en horario normal y $10.542,41 en pico.

En el sector salud, las principales empresas de medicina prepaga notificaron a la Superintendencia de Servicios de Salud (SSS) los incrementos para junio. Swiss Medical, Osde, Sancor Salud, Avalian y Accord Salud fijaron un aumento de 2,6%, en línea con la inflación de abril. Omint, en tanto, aplicó subas de hasta 2,9% según el plan. En varios casos, los ajustes también alcanzaron a los copagos. La carga de estos datos en el sistema digital de la SSS es ahora obligatoria para todas las compañías.

El ámbito educativo también se vio alcanzado por los ajustes. Las cuotas de los colegios en la Provincia de Buenos Aires subieron en promedio entre 4% y 5%. En la Ciudad de Buenos Aires, el incremento se ubicó en torno al 5%. Estas actualizaciones impactan en las familias con hijos en escuelas privadas, sumando presión sobre el presupuesto de los hogares.

Mediante una resolución publicada en Boletín Oficial, la Secretaría de Energía extendió para junio la bonificación del 25% extra sobre el consumo de gas natural y gas propano por redes que había implementado a principio de mes, y aplicó una medida similar sobre la electricidad.

De esta manera la normativa firmada por la secretaria María Carmen Tettamanti reiteró que el grupo a los cuales se extiende este beneficio se mantiene en los usuarios del Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), creado por el decreto 943/2025.

La decisión tomada por el organismo dependiente del Ministerio de Economía, se debe al “mayor consumo energético por las bajas temperaturas invernales del mes de junio, se produce un incremento significativo en la demanda residencial de electricidad, gas natural y gas propano indiluido por redes”, como lo explica en el texto de la resolución 121/2026.

En tanto, fijó una reducción adicional para el mismo mes del 11,97% sobre un consumo base de 300 kilovatios hora (kWh) mensuales para usuarios residenciales del SEF “con la intención de morigerar el impacto tarifario”, explicaron.

El esquema de subsidios fue implementado en diciembre a través del decreto 943/25 y alcanzaba a la tarifa de gas natural, energía eléctrica, gas propano por redes y garrafas de 10 kilos para hogares que cumplan determinadas condiciones socioeconómicas y patrimoniales de vulnerabilidad. Mientras que a través de la resolución 111/2026, avanzaron con el 25% extra.

Dentro del mismo texto se determinaron las bonificaciones generales a aplicar al Precio Estacional (PEST) de la electricidad, al Precio Anual Uniforme del gas natural (PAU) y al precio del gas propano utilizado habitualmente en garrafas domésticas “a trasladar a las tarifas finales de los beneficiarios, por los consumos base que realicen a partir de la entrada en vigencia del régimen de SEF”.

La norma también alcanza a Entidades de Bien Público, Clubes de Barrio y de Pueblo, y otras categorías de usuarios sin fines de lucro, en los términos de las Leyes 27.098 y 27.218, quienes reciben las bonificaciones sobre la totalidad de su consumo.

La implementación de las nuevas alícuotas quedó a cargo del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, organismo que en mayo de 2026 conformó su Directorio mediante el Decreto 318. El mismo deberá reflejar los cambios en los cuadros tarifarios y los mecanismos de facturación, y notificar a las distribuidoras y licenciatarias del servicio público de gas y electricidad en todo el país. También se instruyó la notificación a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA), a los entes reguladores provinciales y a las cooperativas eléctricas, entre otros organismos.

Cómo funciona el SEF

Para acceder al beneficio estatal, se debe acreditar que los ingresos del hogar no superan tres Canastas Básicas Totales ($4,3 millones, según los últimos datos del Indec). También pueden sumarse quienes cuenten con Certificado de Vivienda Familiar (ReNaBaP), veteranos de Malvinas o titulares de Certificado Único de Discapacidad (CUD).

La norma prevé que los hogares registrados bajo este criterio junto a los clubes de barrio, clubes de pueblo y entidades sin fines de lucro, accedan a una reducción conjunta del 75% en sus consumos base de gas natural y propano por redes.

Con este esquema, el Gobierno apuntó a reducir la masa de subsidios destinados a los servicios públicos. Según el Observatorio de Tarifas y Subsidios del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP), dependiente de la UBA y el Conicet, los subsidios al agua, la energía y el transporte registraron en 2025 una caída real del 39% interanual, mientras las tarifas residenciales acumularon un alza del 594%.

El régimen SEF reemplazó la segmentación anterior —categorías N1, N2 y N3, que abarcaban cerca del 60% de los hogares— por la categoría de usuarios “vulnerables”. Quedaron excluidos quienes superen las tres Canastas Básicas Totales o acrediten patrimonio incompatible con el beneficio.

Tras la aprobación en Diputados a los cambios al régimen tarifario del gas conocido como Zona Fría, algunos dirigentes peronistas de distritos donde se aplica dicha discriminación tarifaria empezaron a tejer distintas estratagias con el objetivo de torcer la voluntad del Senado. Este miércoles, un grupo cuya mayoría responde al gobernador de la provincia de Buenos Aires, Axel Kicillof, protagonizó una reunión en el distrito de Villa Gesell, en la que acordaron distintas acciones para instalar el tema y se acordó conformar una “red de ciudades en Defensa de la Zona Fría”. También hubo presencia del Frente Renovador de Sergio Massa, con la diputada nacional Jimena López, oriunda de Necochea.

La legisladora nacional consignó en ese encuentro que “el sentido de la Zona Fría es que nosotros -los distritos bonaerenses a los que alcanza el esquema ampliado de tarifa espacial- tenemos más días de frío y consumimos más metros cúbicos de gas. Mientras que un vecino de la CABA tiene mayores consumos durante casi 3 meses, nosotros podemos consumir esa misma cantidad durante 8 o 9 meses”.

Más allá del encuentro, las miradas se posan sobre el futuro inmediato y la votación en el Senado del proyecto que elimina el régimen de Zona Fría en distintas provincias e impacta en 94 distritos en la provincia de Buenos Aires, que fueron incluidos en este grupo con la modificación hecha a la ley en 2021, por impulso del diputado nacional Máximo Kirchner. Ahora, de aprobarse los cambios en el régimen de Zona Fría, solo Carmen de Patagones quedará bajo este esquema. Grandes distritos del interior bonaerense como Bahía Blanca, Mar del Plata, Olavarría, Tandil, Azul, Pergamino o San Nicolás, entre otros, volverán al esquema tarifario regular con las excepciones subsidiarias que alcanzan a quienes perciban ingresos iguales o menores a tres veces el valor de la Canasta Básica Total para un “hogar tipo 2”, de acuerdo con el cálculo realizado por el Indec. En abril de este año, esto representa un monto mensual de $4,4 millones. Según estimaciones, cerca de 1 millón setecientos mil usuarios en todo el país perderían el beneficio si la iniciativa se aprueba en el Senado. El gobierno nacional habla de un ahorro fiscal de $ 272.000 millones. Actualmente, en la provincia de Buenos Aires hay 1.317.340 usuario alcanzados por el régimen tarifario.

En este esquema, concejales del peronismo y algunos intendentes empezaron a generar acciones. Tras la reunión de este miércoles, se acordó hacer una campaña de recolección de firmas en los distritos afectados. En principio, en los de la Quinta sección electoral, donde hay grandes conglomerados, principalmente en General Pueyrredón (Mar del Plata) o Tandil. Con ese material, más presentaciones ante el Defensor del Pueblo bonaerense, buscarán ver a los tres senadores nacionales que representan a la provincia de Buenos Aires. Se trata de Eduardo De Pedro y Juliana Di Tullio, por Fuerza Patria, ambos referenciados en Cristina Kirchner y en el radical Maximiliano Abad.

“Propongamos que el consejo deliberante de cada una de nuestras ciudades cree su pertenencia a una red de ciudades en defensa de la Zona Fría, presentemos proyectos de resolución en todos los consejos deliberantes para dirigirnos a los ciento treinta y cinco municipios de la provincia de Buenos Aires”, planteó en ese encuentro el ex intendente y actual concejal de Mar del Plata, Gustavo Pulti; un dirigente que responde directamente a Kicillof.

En ese marco, el referente del MDF dijo: “Dirijámonos a los senadores y las senadoras con nombre y apellido y pidámosle que activen en defensa de los intereses de la provincia de Buenos Aires, de los ciudadanos y ciudadanas de la provincia de Buenos Aires. Y si tienen alguna duda, le pueden preguntar a Jimena -López- cómo se defiende. Ella sabe hacerlo, se los va a explicar. Queda cerquita una cámara de la otra. Y también queda cerca es una ciudad de la otra y quedan cerca los domicilios nuestros, unos de otros, de los senadores y senadoras de la provincia de Buenos Aires”. Las palabras de Pulti tenían como destinatario implícito al también marplatense Maxi Abad.

El radicalismo bonaerense tomó distancia de los cambios al régimen de Zona Fría que aprobó Diputados la semana pasada. Por caso, el presidente del bloque UCR-Unión Cívica Radical (UCR) en la Cámara de Diputados bonaerense, Diego Garciarena, marcó posición: “La decisión de eliminar el régimen de Zona Fría tiene un solo resultado: millones de hogares de la provincia de Buenos Aires van a pagar más por el gas que necesitan para calefaccionar sus hogares en invierno. No es una adecuación tarifaria. Es un ajuste que golpea a muchas familias bonaerenses y de otras muchas provincias argentinas”, planteó y también envió un mensaje a los senadores nacionales al plantear que “deben evitar la sanción de esta ley y mantener el subsidio”, ya que -según considera- “no es una cuestión técnica ni tarifaria. Es una decisión política que recae sobre quienes menos margen tienen para absorber un aumento”. Garciarena se mueve en tándem con Abad.

Concejales e intendentes anunciaron que harán un “frazadazo” cuando la ley se discuta en el Senado. El intendente de Villa Gesell, el axelista Gustavo Barrera, advirtió que el distrito que gobierna cuenta con alrededor de 12 mil medidores de gas y que actualmente más de 7 mil hogares presentan problemas para pagar, con deudas y avisos de corte. “Si a esto se le suma un incremento mayor a la tarifa, va a ser catastrófico. La situación es realmente preocupante. Hay aumentos constantes y muchas familias ya no llegan. Por eso creemos que tiene que haber la fuerza necesaria para que esta quita, que ya tiene media sanción, no se apruebe en el Senado”, señaló.

Días atrás, Kicillof también se refirió al tema y habló desde la localidad de Tornquist al respecto. Con un video al aire libre aseguró: “Son las nueve de la mañana, estamos en Tornquist, provincia de Buenos Aires, y está haciendo cuatro grados, fin de mayo, y así en buena parte del territorio y así marcan las estadísticas. El gobierno de Milei quiere quitar la Zona Fría de la provincia de Buenos Aires y de todo el país a más de tres millones de hogares”, lo que afectaría a “aproximadamente un millón trescientos mil hogares” bonaerenses, es decir, “cinco millones de personas”.

El video recibió distintos comentarios. El diputado nacional por el PRO y ex intendente de Pinamar, Martín Yeza, describió: “Con cuatro grados, Néstor Kirchner estaría en musculosa”. Yeza votó a favor de los cambios a la tarifa de la Zona Fría. Explicó que “van a seguir gozando de los beneficios del sistema las personas que perciban hasta 3 canastas básicas por mes, lo que equivale a 4.4 millones de pesos mensuales”, considerando que “la gran mayoría de jubilados y de trabajadores mantendrían el beneficio”. Además, de “las personas inscriptas en el RENABAP; los veteranos de Malvinas y las personas que tengan un integrante de la familia con un familiar con discapacidad”. Su votación generó algunos cruces en redes entre él y el jefe comunal gesllino.

El vicepresidente corporativo de Programación Estratégica de la CAF (Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe), Christian Asinelli, afirmó en Infobae en Vivo que la Argentina enfrenta un límite estructural para el desarrollo si no invierte en obra pública. El ejecutivo sostuvo que el país dispone de una “oportunidad única” con Vaca Muerta, pero advirtió que el potencial solo se traduce en crecimiento si “existe infraestructura habilitante” y una visión institucional de largo plazo.

“Si no hay obra pública en un país como Argentina, con las dimensiones que tiene, es muy difícil desarrollarse”, aseguró Asinelli en diálogo con Infobae al Mediodía. Explicó que, según la experiencia de la CAF en la región, ningún país logra avanzar sin inversiones públicas que permitan desplegar recursos, integrar territorios y generar empleo. “La infraestructura es habilitante en todos los sentidos”, remarcó.

Asinelli consideró que Vaca Muerta podría posicionar a la Argentina como un caso de desarrollo similar al de Australia, aunque advirtió que el plazo para aprovechar el yacimiento es limitado. “El pico de producción se espera para 2031, pero hablamos de gas para los próximos 20 o 30 años. Si no lo aprovechás, no llegás”, indicó.

A su vez, señaló que el desarrollo solo será integral en la medida en que la riqueza se traduzca en rutas, gasoductos, oleoductos y capacidad de exportación, a la vez que si se acompaña con “instituciones sólidas y marcos regulatorios estables”.

El directivo de la CAF destacó que Neuquén es la única provincia del país que crece demográficamente y concentra inversiones y empleo gracias a la expansión de Vaca Muerta, pero advirtió sobre las desigualdades internas: “Hay una cantidad enorme de gas, pero no todos los habitantes acceden al gas de manera directa”.

En su paso por Infobae en Vivo, Asinelli subrayó también el impacto regional de la infraestructura energética. Planteó que los volúmenes de gas de Vaca Muerta permiten pensar en una integración energética con Chile, Bolivia y el sur de Brasil, escenario que podría impulsar el comercio regional. “América Latina y el Caribe comercian entre sí solo el 11% o 12%, cuando en la Unión Europea ese número es del 50%”, precisó.

Además de infraestructura, Asinelli puso el foco en la importancia de marcos regulatorios y fondos de estabilización que permitan utilizar los recursos de manera sostenible. “Hoy la discusión es cómo usar el excedente de Vaca Muerta para que no termine concentrado solo en un sector. Hay que pensar en educación, en fondos que estabilicen la economía y en reglas claras para el sector público y privado”, añadió.

El ejecutivo de la CAF ejemplificó la necesidad de planificación de largo plazo con el caso de los satélites argentinos, todos financiados por la entidad. “Perder dos años por una crisis puede tirar por la borda mucho trabajo acumulado. La planificación es clave para el desarrollo”, afirmó.

Consultado sobre el financiamiento regional, Asinelli detalló que la brecha en infraestructura en América Latina oscila entre los USD 400.000 millones y los USD 600.000 millones, mientras que los bancos de desarrollo aportan unos USD 45.000 millones por año. “Sin movilizar recursos de fuera de la región, es muy difícil crecer”, sostuvo, y valoró que Argentina cuenta con rutas, capacidad nuclear y satélites, aunque insistió en la necesidad de fortalecer la inversión pública.

Por último, el vicepresidente de la CAF analizó el vínculo entre política, economía y desarrollo. Consideró que el Gobierno argentino logró transmitir confianza al mercado sobre el pago de la deuda hasta 2026, aunque el contexto electoral puede modificar el escenario. Además, advirtió que el resultado de las elecciones de medio término en Estados Unidos tendrá impacto en toda la región y especialmente en Argentina, dada la actual relación entre la administración de Javier Milei y la Casa Blanca.

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Este compromiso con la sostenibilidad es especialmente relevante para los atletas, quienes a menudo buscan estilos de vida que reflejen sus valores de salud y bienestar. Al optar por el gas natural, no solo están eligiendo una opción segura y eficiente, sino también una que es más amigable con el planeta.

La elección del gas natural para un hogar eficiente

Para un atleta, alcanzar el máximo rendimiento no solo depende del entrenamiento y la dedicación, sino también de contar con un hogar que funcione de manera eficiente y sin interrupciones. El gas natural, con su servicio continuo y seguro, se convierte en un elemento clave para garantizar la tranquilidad y el confort en el hogar, permitiendo a los deportistas concentrarse en lo que realmente importa: alcanzar sus metas.

NATURGY ha demostrado ser un proveedor confiable de gas natural, ofreciendo un servicio que combina eficiencia energética, seguridad y sostenibilidad. Así, elegir NATURGY para el suministro de gas natural en el hogar no solo es una decisión inteligente, sino también un paso hacia un estilo de vida más equilibrado y enfocado en el bienestar.

Vaca Muerta llevó a Neuquén a un nuevo récord de producción hidrocarburífera, con 628.924 barriles diarios en abril de 2026. De esta manera, la segunda mayor formación de gas y la cuarta de petróleo en el mundo representa el 67% del petróleo argentino y el 58% del gas. En el primer caso, esto equivale a dos de cada tres barriles de crudo.

Según los datos que compartió la provincia de Neuquén en base a información de la Secretaría de Energía, la producción neuquina creció 3,13% frente a marzo y 36,18% frente a abril de 2025. En el acumulado de enero a abril, la suba fue de 32,37% interanual.

Este avance coincidió con un salto de las exportaciones energéticas. Los combustibles y la energía sumaron USD 1.554 millones en abril, un alza interanual de 85,9%, y explicaron buena parte de un superávit comercial récord, de acuerdo con el informe de Intercambio Comercial Argentino del Indec. De hecho, la balanza energética representó el 52% del saldo positivo en el intercambio comercial de abril.

La producción no convencional ya es casi total en la provincia. En petróleo, ese segmento llegó a 610.664 barriles diarios, equivalentes al 97,10% del total provincial, mientras que en gas alcanzó 91,65 millones de metros cúbicos por día, el 90,57% del total, de acuerdo con datos oficiales de Neuquén.

Empresas y áreas líderes

El aumento mensual del crudo estuvo impulsado por mayores volúmenes en las áreas El Trapial Este, La Angostura Sur I, Bajada del Palo Este, La Amarga Chica y Narambuena. El crecimiento acumulado entre los meses de abril de 2025 y 2026 llegó a 34,10 por ciento.

Por empresa, YPF lideró la producción con 319,7 Mbbl/d, seguida por Vista con 79,2 Mbbl/d, otras compañías con 60,3 Mbbl/d, Shell con 33,0 Mbbl/d, Pan American Energy con 27,0 Mbbl/d, Pluspetrol con 26,0 Mbbl/d, Petrolc con 23,4 Mbbl/d y Pampa Energía con 21,0 Mbbl/d, según los datos provinciales.

El gas neuquino también rompe récords

La producción de gas de la provincia alcanzó 101,19 millones de metros cúbicos diarios en abril de 2026, una baja de 0,08% respecto de marzo, pero una mejora de 10,91% frente a abril de 2025, según la subsecretaría de Hidrocarburos. El acumulado anual mostró una suba de 5,94 por ciento.

Dentro de la producción no convencional, el shale gas aportó 82,75 millones de metros cúbicos diarios, equivalentes al 81,78% del total provincial, y el tight gas sumó 8,90 millones, con una participación de 8,79%, de acuerdo con los datos oficiales.

En gas acumulado por área dentro de Vaca Muerta, Fortín de Piedra lideró con 40.650 MMm³, seguido por Aguada Pichana Este con 19.067 MMm³, La Calera con 12.698 MMm³ y Aguada Pichana Oeste con 12.534 MMm³.

La balanza energética explicó 52% del superávit comercial de abril

El avance de la producción también se reflejó en el frente externo. Las exportaciones de bienes de Argentina llegaron a USD 8.914 millones en abril de 2026, 33,6% más que un año antes, y la balanza comercial cerró con un superávit de USD 2.711 millones, el más alto para ese mes, según el Indec.

El intercambio comercial total sumó USD 15.118 millones, con una suba interanual de 15,1%. Las importaciones fueron de USD 6.204 millones, 4,0% menos que en abril de 2025, y la balanza energética explicó el 52% del saldo positivo del mes.

El Indec señaló que el crecimiento exportador respondió a “un alza de 20,6% en las cantidades exportadas y de 10,8% en los precios”. Sobre las importaciones, el organismo indicó: “Esta baja se atribuyó a la disminución de las cantidades vendidas de 7,7%, ya que los precios aumentaron 4,1%”.

Según el análisis del economista Nadin Argañaraz, la balanza de dólares de la energía arrojó en abril un resultado favorable de USD 1.402 millones, sostenido por exportaciones por USD 1.554 millones e importaciones por USD 152 millones.

En el primer cuatrimestre, el saldo comercial mostró una mejora de USD 1.175 millones frente al mismo período de 2025, impulsada por un aumento de USD 802 millones en las ventas externas y una caída de USD 372 millones en las compras al exterior.

El experto en hidrocarburos Erick García analizó la situación durante una entrevista con ATV Noticias y explicó que la propuesta del Ejecutivo apunta a darle mayores herramientas a Indecopi para intervenir frente a incrementos irregulares en los precios. Además, advirtió que la crisis internacional de combustibles y la dependencia peruana de productos importados continúan impactando directamente en el mercado local.

Erick García explica por qué el Gobierno alista un decreto de emergencia

Durante la entrevista televisiva, García detalló que el Ejecutivo busca declarar en emergencia el sector hidrocarburos para reforzar la supervisión del mercado de combustibles ante posibles irregularidades en la comercialización.

El especialista indicó que existen distribuidores y establecimientos que podrían aprovechar la coyuntura internacional para incrementar los precios por encima de lo normal o restringir la venta de combustibles.

“Hay algunos locales que aprovechan la coyuntura y pueden subir más de lo normal o acaparar”, sostuvo.

García recordó además que el sector hidrocarburos funciona bajo libre competencia, por lo que los precios pueden variar dependiendo de la empresa y la ubicación. Como ejemplo, mencionó que a través de la plataforma Facilito se pueden encontrar balones desde 46 soles con algunas marcas, mientras otras distribuidoras venden el mismo producto entre 55 y 56 soles.

“El sector hidrocarburos es un mercado de libre competencia”, explicó.

Crisis internacional y efectos en hogares y negocios

Durante la conversación, el experto también vinculó el incremento del precio del GLP y la gasolina con el contexto internacional y la dependencia peruana de combustibles importados.

“Perú, pese a ser un productor y tener estos recursos naturales, compra al extranjero”, afirmó.

Según indicó, la crisis en Medio Oriente y la volatilidad internacional continúan presionando el mercado energético, generando nuevos incrementos que terminan impactando directamente en el consumidor final.

El aumento del balón de gas ya viene afectando a miles de familias, que deben destinar más dinero para cocinar y cubrir gastos básicos. Además, negocios que utilizan balones industriales, como restaurantes y lavanderías, también enfrentan mayores costos operativos y, en muchos casos, trasladan parte del incremento a sus clientes mediante el aumento de precios.

Subsidios focalizados y expansión del gas natural

Consultado sobre posibles medidas para reducir el impacto económico, García señaló que cualquier subsidio debe ser focalizado y dirigido directamente a los sectores más afectados.

En el caso del diésel, utilizado principalmente por el transporte de carga interprovincial, explicó que el apoyo debería beneficiar directamente a transportistas y unidades vehiculares.

“El Ministerio de Economía está viendo la devolución del selectivo, un porcentaje, y eso les va a ayudar directamente a los transportistas”, comentó.

Respecto al GLP doméstico, recordó que actualmente existe el programa FISE, mediante el cual el Estado entrega vales de descuento para familias vulnerables.

El especialista también destacó que Lima y Callao concentran cerca del 50% de la demanda nacional de GLP pese a contar con acceso al gas natural, una alternativa considerablemente más económica.

Sin embargo, cuestionó que en varios distritos todavía no avance la masificación del servicio debido a restricciones para la instalación de redes.

“Hay muchos distritos donde lamentablemente no se masifica el gas natural porque algunos alcaldes no quieren que se hagan redes”, afirmó.

Según explicó, el gas natural puede costar hasta la mitad de lo que actualmente pagan muchas familias peruanas por el balón de GLP.

Un mensaje publicado por el presidente Gustavo Petro en redes sociales alertó sobre una de las crisis políticas más intensas de su mandato. El jefe de Estado acusó a su ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, de “traición al progresismo” por la adjudicación de una nueva planta de gas cerca de la llamada “línea negra” en la Sierra Nevada de Santa Marta. El mandatario calificó la decisión como una “afrenta a la vida” y sugirió que pudo existir intervención de intereses económicos, exigiendo respuestas inmediatas.

El conflicto surgió por la adjudicación de esta planta en una zona que, por decreto presidencial, es de especial protección ambiental y considerada sagrada por comunidades indígenas. La controversia enfrenta al Gobierno frente a acusaciones de favorecer intereses empresariales y generó polémica sobre los criterios de transparencia, lo que dejó en el centro del escándalo a un empresario cartagenero, responsable de las compañías beneficiadas en la subasta.

En el mensaje, Petro afirmó: “Eso es una traición al progresismo colombiano, a la vida y a la humanidad”. Cuestionó la decisión de ubicar la planta a solo 500 metros de la “línea negra”. Señaló que “el ministro de Energía debe responder por esta afrenta a la vida. No necesitamos más gas sino disminuir el gas en nuestra economía. Alguien pagó un dinero para realizar tan alta traición en el Gobierno”.

Desde el Ministerio de Minas y Energía, fuentes consultadas por El Tiempo aclararon que la subasta no fue gestionada de manera directa por el ministro, sino convocada por la compañía Greg y auditada por XM, bajo estándares técnicos rigurosos definidos por software, que consideran demanda y cumplimiento estricto de licencias ambientales.

El ministro Edwin Palma respondió y asumió la responsabilidad política. Señaló: “Señor presidente, yo respondo políticamente por la subasta y sus resultados. Que son exitosos para el sistema energético del país de cara al próximo gobierno porque es energía para años 2029 y 2030. Entre 2011 y 2019 no se realizó ni una sola subasta. Este gobierno ha hecho el mayor número de subastas de los últimos tiempos: tres de reconfiguración, dos de expansión y, antes que termine su Gobierno, una de renovables que será un gran legado”.

Palma descartó que el ministerio autorice proyectos individuales: “El Ministerio de Minas y Energía no autoriza ni aprueba proyectos. Menos en una subasta. Y menos proyectos de gas”. Además, calificó de extraño que, mediante cuentas inexistentes y datos inexactos, se intente sembrar dudas sobre la licitación.

Reunión a puerta cerrada

La controversia superó el ámbito ministerial y alcanzó al núcleo del Ejecutivo. Fuentes de Casa de Nariño confirmaron una reunión a puerta cerrada entre Petro y Palma la misma semana, en medio de la crisis interna, según el medio.

En redes sociales, el pastor Alfredo Saade, embajador en Brasil y referente del progresismo, se sumó a la discusión y advirtió: “Ojo están traicionando el proyecto progresista. Ministro Edwin Palma, ¿quién autorizó esto? Presidente Gustavo Petro, urgente revertir esta barbaridad”.

Algunas voces desde la administración acusaron a sectores cercanos a la campaña de Iván Cepeda de fomentar “fuego amigo” y exacerbar las fricciones en redes. La disputa evidenció tensiones dentro del Pacto Histórico, lo que reveló cruces de responsabilizaciones y pedidos de esclarecimiento público sobre la transparencia del proceso.

El Ministerio de Minas reiteró que la coordinación de la subasta recae en gestores técnicos independientes y no es influida desde la dirección política, mientras crecen las demandas internas para clarificar el origen y los criterios de adjudicación.

De igual forma, desde la cartera reiteraron la transparencia y el control auditado de la subasta, mientras criticaron la circulación de información “inexacta y antitécnica”.

El perfil y negocio de George Castellanos

Detrás de la adjudicación aparece el empresario cartagenero Jorge Manuel Urbano del Cristo Castellanos Gómez, conocido también como George Castellanos, de 71 años. Según documentación revisada por El Tiempo, es representante legal y accionista principal de Nodo Energético del Norte de Colombia SA ESP (Nencol), constituida en febrero de 2016 para la generación y comercialización de energía eléctrica. Además, Nencol reporta en la actualidad $67.000.000 en activos.

Entre sus accionistas destacan firmas inmobiliarias con influencia regional:

• Cassego SAS, de la cual Castellanos también es representante legal, dispone del 15% de las acciones.
• Zeuzcorp SAS posee el 25%.
• Jucajo SAS, Ininfinco SAS y Finanbank SAS cuentan cada una con el 20%.
• La sociedad adjudicataria de la planta térmica, Termoinduenergy Power Corporation SAS, figura en los registros como creada en septiembre de 2025 con un capital de $10.000.000, y con Castellanos como único accionista. No obstante, la fecha señalada representa una aparente anomalía temporal.

De su trayectoria se sabe que Castellanos fue directivo en Termocol, empresa sancionada por la Contraloría General de la República debido a incumplimientos contractuales y sometida a una sanción económica relevante.

A pesar de las reiteradas consultas hechas por el medio, Castellanos no ofreció respuesta directa sobre las acusaciones relativas a posibles pagos indebidos vinculados a la adjudicación.

Distorsiones en la formación de precios del gas natural Colombia repercuten en millones de usuarios residenciales y pequeñas empresas, con incrementos considerables frente al índice internacional. Así lo indicó, el 25 de mayo de 2026, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios por medio de un informe denominado “Análisis de Formación de Precios del Gas Natural en Colombia: Mercados Primario, Secundario y Minorista”.

En el documento, el organismo sostiene que la estructura del mercado nacional y la creciente dependencia del gas natural importado trasladan los sobrecostos a los hogares y las pequeñas y medianas empresas (pymes), lo que motiva respuestas regulatorias para proteger a los sectores más vulnerables.

La entidad advirtió que los precios del gas natural en el país son considerablemente superiores al referente internacional Henry Hub, como resultado de distorsiones estructurales en la formación de precios. El análisis oficial señala que los valores internos sobrepasan este índice en un 199%, impacto que recae, sobre todo, sobre trabajadores, familias y empresas reguladas. Frente al escenario, la entidad recomienda una reforma regulatoria para garantizar equidad y transparencia en el acceso al servicio.

El informe, elaborado con datos del Gestor del Mercado de Gas Natural de Colombia y 18 agentes productores para el periodo 2020–2026, determina que el mercado funciona bajo esquemas de libertad vigilada y negociación bilateral. Se fundamenta en referencias internacionales y no en los costos efectivos de producción o inversión nacional, elemento que amplifica las diferencias de precio.

Además, explica que dichas prácticas mantienen precios internos hasta 199% superiores al del Henry Hub, lo que afecta a la demanda regulada. Frente a esto, el superintendente de Servicios Públicos Domiciliarios, Felipe Durán Carrón, expuso que “la Superservicios identificó que los precios en el mercado secundario superan sistemáticamente los del mercado primario. Ello revela que son los usuarios más vulnerables quienes absorben las señales de escasez del mercado mayorista”.

El funcionario sostuvo que, además, el diseño normativo traslada las señales de escasez esencialmente hacia los que tienen menor capacidad de negociación. La dinámica repercute en el gasto cotidiano de las familias y pymes.

Advirtió que, ante la persistente brecha, Colombia deberá promover ajustes legales y regulatorios. “La regulación tiene que avanzar hacia un modelo con mayor equidad y protección de los usuarios, no debería haber tanta discrecionalidad en la fijación de precios en el mercado”, puntualizó el superintendente. Añadió que “los precios deben estar, además, como lo he dicho el presidente de la República, atados a los costos de producción”.

Diferencias de precios y cifras del mercado de gas en Colombia

El análisis técnico de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios expone que, en 2026, los contratos interrumpibles en el mercado secundario alcanzaron un precio promedio de USD13,08 por millón de unidades térmicas británicas (mbtu). Los contratos firmes en el mismo segmento promediaron USD10,73 por mbtu.

En contraste, dentro del mercado primario, los interrumpibles tuvieron un precio medio de USD8,06 por mbtu, mientras que los firmes se situaron en USD8,60 mbtu.

La brecha afecta tanto a los distintos mercados como a los segmentos de consumidores. En 2025, la demanda regulada pagó en promedio un 48,9% más por el suministro de gas natural que la demanda no regulada. Aunque la diferencia disminuyó al 21,6% en 2026, la desigualdad se mantiene, lo que refleja problemas en el acceso y la metodología de formación de precios.

La autoridad recalca la necesidad de ajustar y transparentar los procesos de fijación de precios para que estos respondan realmente a las condiciones de producción nacional, limitando los sobrecostos para los usuarios esenciales.

Seguimiento específico de la Superintendencia al mercado de gas

La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios anunció acciones de seguimiento puntual, que incluyen:

• Evolución del diferencial de precios entre los mercados primario, secundario y minorista y su impacto sobre los costos de abastecimiento de la demanda regulada.
• Mecanismos de formación de precios utilizados por los agentes productores, con énfasis en la coherencia entre las referencias empleadas y los costos reales de producción e inversión nacional.
• Concentración del mercado y la participación de los principales agentes —en particular Ecopetrol (63,15% de la producción), Hocol (14,66%) y Cneog (5,79%)— en la determinación de los precios mayoristas.
• Operación y los márgenes financieros de los comercializadores en el mercado secundario, identificando prácticas que puedan generar distorsiones en la formación de precios en detrimento de la demanda regulada.
• Disponibilidad efectiva de capacidad de importación de la terminal de la Sociedad Portuaria El Cayao (Spec LNG) para la atención de la demanda esencial, frente a la actual concentración de su capacidad en la asistencia de la generación térmica.
• Cumplimiento en la calidad y oportunidad del reporte de información al Sistema Único de Información (SUI) y al Gestor del Mercado de Gas Natural en Colombia por parte de los agentes, incluidos los productores que no respondieron oportunamente a los requerimientos de la Superintendencia.
• Evolución de la contratación bajo modalidades interrumpibles y su efecto sobre la estabilidad y continuidad del suministro para los usuarios finales.

Recomendaciones regulatorias de la Superservicios

Sobre estos hallazgos, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios formuló a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) y a las entidades pertinentes del sector las siguientes recomendaciones regulatorias:

1. Establecer mecanismos regulatorios de formación de precios costo-eficientes para el gas de producción nacional, que incorporen criterios de inversión, producción y operación, reduciendo la dependencia de referencias internacionales desconectadas de la realidad del mercado interno.
2. Crear instrumentos de contención o techo de precios en el mercado secundario para la demanda regulada, de modo que los excedentes contractuales no se transen a precios que trasladen señales de escasez a los usuarios más vulnerables.
3. Ampliar la disponibilidad efectiva de capacidad de la terminal Spec LNG para la atención de la demanda esencial —residencial, comercial e industrial—, limitando la concentración de infraestructura en el respaldo de unos pocos agentes del sector termoeléctrico.
4. Incorporar el gas destinado a refinerías dentro de las declaraciones oficiales de producción y del mercado primario, con el objetivo de incluir al sistema volúmenes que en la actualidad están gestionados fuera del mercado regulado y así aliviar la presión sobre la demanda esencial.
5. Fortalecer la transparencia y competencia en el mercado mayorista, con el refuerzo de los indicadores del Gestor del Mercado de Gas Natural en Colombia y al promover metodologías de precio verificables, auditables y coherentes con los principios de suficiencia financiera y eficiencia económica definidos en el régimen de servicios públicos domiciliarios.
6. Impulsar el desarrollo de nueva infraestructura de importación de GNL —incluidos proyectos de Ecopetrol en Buga, Coveñas y La Guajira— y la reactivación de conexiones de transporte con Venezuela, con el fin de diversificar las fuentes de abastecimiento y reducir la dependencia de un solo punto de ingreso.
7. Promover la eficiencia energética en grandes consumidores industriales y en el sector termoeléctrico, lo que favorece la sustitución del gas natural donde sea técnicamente viable, como estrategia para reducir la presión sobre la demanda agregada del sistema gasífero.
8. Establecer mecanismos que aseguren que los agentes productores con participación relevante respondan de manera oportuna a los requerimientos de información de los organismos de inspección, vigilancia y control.
9. Crear esquemas de protección y priorización explícita para la demanda esencial —usuarios residenciales, comerciales y pequeños industriales regulados— tanto en el acceso a la molécula como en las condiciones de precio, de modo que, en escenarios de oferta limitada, el segmento tenga mecanismos que garanticen el suministro prioritario y en condiciones tarifarias costo-eficientes. Con esto se puede evitar que sean los primeros en absorber señales de escasez del mercado mayorista o enfrentar restricciones al abastecimiento por la prioridad de otros segmentos de mayor capacidad contractual.

Aumento de importaciones de GNL y concentración de infraestructura

El diagnóstico de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios advierte que la autosuficiencia energética de Colombia se redujo, con un factor de autosuficiencia de 5,9 años para 2024.

La situación incrementó de manera abrupta las importaciones de GNL al país:

• En 2023, las compras externas de GNL aumentaron 2.546% respecto a 2022. El incremento fue del 164,6% en 2024, con una reducción estimada de 20,7% para 2025, determinada por el comportamiento de las lluvias.
• La infraestructura actual de importación se concentra en la terminal Spec LNG de Cartagena, que destina aproximadamente el 85 % de su capacidad al respaldo de tres centrales termoeléctricas: Tebsa, Termocandelaria y Termoflores.
• Por esta razón, solo 75.000 millones de unidades térmicas británicas (gbtud) quedan disponibles para la demanda esencial, lo que pone en riesgo la seguridad energética de hogares y pequeños comercios.

La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios mantiene un monitoreo estricto sobre eventuales prácticas contrarias a los principios de eficiencia económica y suficiencia financiera en el sector. Si detecta irregularidades, el organismo ejercerá todas las facultades administrativas a su disposición para restablecer la equidad y la protección de los usuarios regulados.

Actualmente, el balón de gas doméstico de 10 kilos ya se comercializa en alrededor de 64 soles puesto en casa, mientras que el balón industrial de 45 kilos alcanza los 230 soles. Solo durante la última semana, el precio del GLP doméstico subió aproximadamente un sol, mientras que el industrial registró incrementos de entre cuatro y cinco soles. El Ejecutivo busca contener el impacto económico y reforzar la supervisión del mercado ante posibles casos de especulación y acaparamiento.

Gobierno prepara decreto de emergencia por alza del precio del gas y combustibles

El avance del decreto de emergencia se da en un contexto de constantes aumentos en los combustibles, que según especialistas ya registran incrementos de hasta 78% en algunos casos. La propuesta del Ejecutivo busca declarar en emergencia el sector hidrocarburos para implementar medidas extraordinarias de supervisión y control.

Entre las principales acciones contempladas está el fortalecimiento de las capacidades de Indecopi para monitorear posibles prácticas irregulares en la cadena de comercialización, como especulación en precios o retención de productos. El objetivo es evitar que el incremento internacional de la materia prima termine trasladándose de manera desproporcionada al consumidor final.

El alza del precio del balón de gas ya comienza a generar efectos en diversos sectores. En los hogares, las familias deben destinar más dinero a la compra semanal del GLP, mientras que restaurantes, lavanderías y talleres que utilizan balones industriales enfrentan mayores costos operativos.

Muchos de estos negocios ya vienen trasladando parte del incremento a los consumidores mediante el aumento de precios en menús y servicios. A esto se suma la reducción de márgenes para distribuidores, quienes aseguran que no siempre pueden aplicar el total del reajuste debido a la competencia y la caída de la demanda.

Especialistas en energía recuerdan que el mercado peruano funciona bajo libre competencia, por lo que existen diferencias de precios según la marca y distribuidora. Actualmente, algunas empresas comercializan balones desde 46 soles, mientras otras superan los 55 o 60 soles dependiendo de la zona y el servicio de entrega.

El Ejecutivo también evalúa medidas complementarias para reducir el impacto económico en sectores estratégicos. En el caso del diésel, utilizado principalmente por el transporte de carga interprovincial, el Ministerio de Economía y Finanzas analiza mecanismos de devolución parcial del impuesto selectivo al consumo.

Para el caso del GLP doméstico, el Estado mantiene vigente el programa FISE, que entrega vales de descuento a familias vulnerables para la compra de gas. Sin embargo, especialistas advierten que Lima y Callao concentran gran parte de la demanda nacional, mientras que en distintos distritos todavía no avanza la masificación del gas natural por falta de infraestructura y permisos municipales.

Noticia en desarrollo.

Colombia afronta una probabilidad superior al 90% de que el fenómeno de El Niño se consolide entre el segundo semestre y finales de 2026, con proyecciones de alcanzar una intensidad fuerte, según las advertencias emitidas por las autoridades nacionales.

De acuerdo con la información del Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (Ideam), la situación climática podría provocar impactos directos en sectores estratégicos como el energético, el agrícola y el sanitario. Las alertas advierten sobre el riesgo de una crisis energética, ya que la mayor parte de la electricidad del país depende de las hidroeléctricas y los embalses.

La reducción de las precipitaciones obligaría a recurrir con mayor frecuencia a plantas termoeléctricas, alimentadas por gas y carbón, lo que elevaría el costo de producción y las tarifas para los usuarios, reportó la entidad. Las autoridades recalcaron la importancia de que los gobiernos locales implementen planes de contingencia ante posibles escenarios de racionamiento.

Incluso el sector agrícola enfrenta también amenazas relevantes por la disminución de las lluvias, lo que afectaría la oferta de alimentos y presionaría al alza los precios de la canasta familiar, con efectos directos sobre la inflación. Y en el ámbito de la salud pública, las variaciones térmicas asociadas al fenómeno pueden facilitar la propagación de virus, epidemias y un incremento de enfermedades respiratorias.

Ante esto, el Gobierno nacional instó a los alcaldes y gobernadores a activar medidas preventivas para proteger a las poblaciones vulnerables y contrarrestar los impactos económicos.

Por qué actuó tarde el Gobierno Petro

No obstante, todo parece indicar que el Gobierno Petro empezó a actuar tarde para contrarrestar la situación. Por lo menos, así lo dejó entrever el exministro de Minas y Energía Amylkar Acosta, expresidente del Senado de la República.

El exfuncionario mostró preocupación porque la categoría del fenómeno está entre fuerte o muy fuerte. Además, se pasó de ser una “posibilidad” a ser una “certeza”, que fue el término que utilizó la directora del Ideam

Recordó que se preveía que el mismo podía llegar hacia septiembre, pero se adelantó y ahora se espera que a partir de junio ya se sienta, por lo que expresó que el país no está preparado para afrontarlo.

“La verdad es que el país no está preparado y, sobre todo, este sector energético no está preparado para enfrentar ese fenómeno. No está preparado por múltiples razones. La primera y más importante es que este sector energético ha estado sumido en una gran crisis, crisis que se manifiesta en situaciones como el déficit que tenemos de oferta de energía en firme”, afirmó.

Preocupa más debido a que, de acuerdo con el operador del Sistema Interconectado Nacional XM, se está hablando de un déficit de energía de 2,7%, a diferencia del anterior fenómeno de El Niño que se tuvo en 2023 y 2024, que se tuvo cierta holgura.

La capacidad de las hidroeléctricas

“XM, de cara al fenómeno de El Niño, recomendó que las hidroeléctricas debían estar hacia el 80% para el mes de septiembre, que era cuando se esperaba que llegara el fenómeno de El Niño. Pero ahora que sabemos que va a llegar en junio, el espacio de tiempo para llegar a ese ochenta por ciento se reduce, porque el agregado de los embalses está alrededor del 64″ o 68%”, precisó.

Según dijo, para que las hídricas puedan llegar a ese 80%, es indispensable que dejen de generar energía, pero la energía que dejan de generar las hídricas la tiene que suplir el parque térmico de generación. Y si bien el parque térmico, según lo apuntaron los gremios del sector, está listo para operar, las plantas no pueden operar sin el combustible que es el gas natural.

Asimismo, el exministro Acosta se refirió a la situación del gas en Colombia. Lamentó que en este momento se tiene una escasez y se importa desde diciembre de 2024 y solo hay una única regasificadora para importarlo y está operando al límite.

“Cuando las plantas térmicas pasen del 15%, que es el promedio en que ellas operan normalmente, y lleguen hasta un 55%, que fue al que llegó en el pasado fenómeno de El Niño, va a requerir consumir mucho más combustible. No hay capacidad para mayores importaciones porque, desafortunadamente, por políticas del Gobierno, no disponemos de otras facilidades de importación”, apuntó el exfuncionario.

Decisiones del Ministerio de Minas

Acosta responsabilizó al Gobierno Petro por esa falta de capacidad de importación al recordar decisiones de los ministros de turno. Incluso, confirmó que en un informe se manipularon cifras.

Señaló primero a la hoy ministra encargada de Ambiente, Irene Vélez. Esto debido a que cuando fungió como ministra de Minas y Energía, “mandó a elaborar en la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) un informe manipulando las cifras, que la llevó a concluir que aquí no había nada de qué preocuparnos en materia de gas, porque gas teníamos hasta después del año 2040″.

Y en segundo lugar, apuntó contra el exministro Andrés Camacho, que la reemplazó, y “la respuesta a los gremios y a quienes sosteníamos que ya teníamos una escasez de gas en el país, que teníamos un déficit de gas, fue que aquí no había ninguna escasez, ningún déficit, que aquí lo que había era un acaparamiento por parte de algunas empresas del gas. Y si no había escasez ni déficit, pues no había necesidad de importarlo. Y por eso no se decidió oportunamente ampliar la capacidad de importación”.

Destacó que, a pesar de las aseveraciones del ministro Camacho, siendo todavía el ministro, Colombia empezó a importar gas para satisfacer la demanda esencial desde diciembre de 2024.

Gestión del Gobierno Petro

Ante esto, criticó la forma en que el Gobierno gestionó la situación.

Dijo que se pudo haber tomado la decisión oportunamente de montar otras plantas regasificadoras que ya estarían entrando a operar. “Pero perdimos casi tres años en ese negacionismo y cuando por fin dieron su brazo a torcer, ya finalizando el año anterior (2025), y admitieron que sí, que teníamos que seguir importando gas y que tenemos que importar cantidades cada vez mayores y que había que ampliar la capacidad de importación con otras plantas regasificadoras, ya es tarde”.

Según él, ninguna de ellas, incluso la primera que se contrató, que fue la de Ecopetrol en el Pacífico, entrará antes de finalizar 2026. Y criticó que las otras, como la que lidera el Grupo de Energía de Bogotá y otra que lidera Ecopetrol en Cartagena, no van a estar antes del primer o segundo trimestre de 2027.

El gas volvió a llamar la atención de hogares y empresas argentinas a raíz del aumento de las facturas por mayor consumo estacional y tarifas más caras, el proyecto oficial de cambio al régimen de Zonas Frías y los cortes de suministro a empresas fabriles que también afrontan un fuerte aumento de costos.

De aprobarse en el Senado, el cambio al régimen de Zonas Frías, que ya tiene media sancion de Diputados, significará un aumento adicional a gran parte de los usuarios que habían sido beneficiados por la ampliación que en 2021 llevó de unos 950.000 a cerca de cuatro millones el número de beneficiarios.

Argentina es un país abundante en gas, pero en los meses de invierno, por el fuerte aumento del consumo domiciliario, debe importar una parte, mayormente en forma de Gas Natural Licuado (GNL) que llega en barcos metaneros a un precio que este año tuvo un fuerte salto por la guerra en Medio Oriente y las restricciones de tránsito en el Estrecho de Ormuz.

El Gas Natural Licuado (GNL) llega en invierno en barcos metaneros a un precio que este año tuvo un fuerte salto por la guerra en Medio Oriente y las restricciones de tránsito en el Estrecho de Ormuz

Ya en mayo, según un reporte del Observatorio de Tarifas y Subsidios UBA-Conicet, el costo de la canasta de servicios públicos aumentó 17,5%, a $249.834 para un hogar promedio del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). La factura que más aumentó respecto de abril fue la del gas, a $49.972, porque al aumento de 4% del cargo fijo y 3,3% del variable se sumó la estacionalidad del consumo, que explota al quedar atrás el período de menor demanda del año. Ese efecto se estima se intensificará en los próximos meses.

Recortes y desafíos a la industria

Las restricciones en el suministro de gas ya alcanzaron a unas 130 fábricas principalmente en Córdoba, el litoral y el NOA (por insuficiencias de la infraestructura de transporte) y el sector industrial pidió al Gobierno evitar una profundización del problema. La Unión Industrial de Córdoba (UIC) emitió un comunicado advirtiendo que “la industria no puede producir bajo incertidumbre diaria ni absorber sobrecostos extraordinarios derivados del uso forzado de combustibles alternativos” y resaltó que las restricciones de suministro afectan incluso a empresas con contratos firmes y semi-firmes, es decir, empresas que pagan por el gas más que aquellas con contratos “interrumpibles”.

“La situación resulta especialmente alarmante porque ocurre antes del período de mayor demanda invernal”, subrayó la UIC. Fuentes de la UIA plantearon a Economía que las industrias afronten el costo del GNL importado, pero sin el “efecto de la guerra”.

La necesidad de importar GNL y los cortes a la industria están ligadas al aumento de la demanda domiciliaria.

Incluso cuando debido a importantes proyectos de aumento de la producción Argentina se convierta en un fuerte exportador de GNL, el país tal vez deberá seguir importando GNL porque la inversión en infraestructura de transporte para abastecer picos de unos pocos días no tendría sentido económico, explicó Juan Bosch, CEO de Saesa, una comercializadora de energía.

“Argentina puede reducir la importación de GNL sensiblemente, pero todavía importar algo, porque en invierno la demanda domiciliaria pasa de 20 millones de metros cúbicos por día (Mm3d) a 80 o hasta 90 Mm3d. Si este swing ocurre, tal vez haya que importar GNL por unos pocos días y en cantidades muy inferiores, pero con superávit en petróleo y también en gas. Estamos en una posición muy robusta”, dijo Bosch a Infobae.

El experto también defendió las limitaciones al Régimen de Zonas Frías, que enfrentará una fuerte resistencia de las provincias en el Senado.

El régimen era prudente y razonable, pero se fue desvirtuando al incluir zonas y usuarios que no requerían protección especial (Bosch)

“El régimen era prudente y razonable, pero se fue desvirtuando al incluir zonas y usuarios que no requerían protección especial. En su origen incluía un impuesto del 7,5% que ya violaba la ley 24.076 (marco regulatorio del gas, de junio de 1992, que prohíbe los subsidios cruzados), pero como no alcanzó, se recurrió a rentas generales. Así, el habitante del Chaco o de La Matanza que no tiene gas de red, también paga los subsidios a los beneficiarios del régimen de Zonas Frías. Un hotel 5 estrellas en Zona Fría que pone sus habitaciones a 26 grados, ¿tiene que recibir subsidio? Yo creo que no, sobre todo porque lo pagan muchos a quienes no les sobra nada”, dijo Bosch.

El ejecutivo recordó que en 2002 se rompieron los contratos y el esquema económico del gas y recién ahora se está superando el nivel de producción de principios de siglo.

Bosch destacó: “Hemos dilatado las inversiones en producción y transporte. Hicimos una política anti-industrial: pagábamos el gas importado hasta 6 o 7 veces que al productor local: el dinero argentino iba a desarrollar industrias hidrocarburíferas en el extranjero. De haber llegado a importar 100 barcos de GNL, vamos a importar unos 25 este año. La gestión de compra es de Enarsa, pero todo el GNL que se compró para junio ya está vendido a USD 21,17 el millón de BTU. Es más caro que el gas local, pero siempre fue así. Lo bueno es que lo paga el sector privado, que lo usa, y es un incentivo para que se produzca más acá y reducir la dependencia del gas importado”.

El potencial de Vaca Muerta y el debate por los subsidios

La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) proyectó que en un escenario “moderado” Argentina producirá 213 millones de metros cúbicos de gas diarios en 2030 y que en escenarios de “expansión” o “aceleración” superará la línea de los 280 millones hacia 2030 y la de los 300 millones en 2025, casi duplicando su nivel de consumo actual.

Para entonces, calculó Saesa en base a datos de Cammesa y la Secretaría de Energía, Argentina exportará tantas cargas de buques con GNL como las que debió en 2014, cuando la Argentina pagaba carísimo el gas importado y con precios muy inferiores desalentaba la producción local hasta llegar a picos de subsidio, importación y déficit energéticos.

Un precio del gas local muy inferior al internacional (en este momento, la mitad, aunque insuficiente para abastecer el pico de consumo invernal y todavía sin infraestructura para exportación masiva) implica a su vez la potencialidad de agregar valor industrializando el gas “aguas arriba” o “aguas abajo”. El caso más obvio es la industria petroquímica y, en particular, la producción de fertilizantes, del que la Argentina es un fuerte importador.

Un precio del gas local muy inferior al internacional (en este momento, la mitad) implica a su vez la potencialidad de agregar valor industrializando el gas “aguas arriba” o “aguas abajo”

Es el primer y más obvio sector al que podría aplicarse el Super RIGI que anunció, pero todavía no presentó, el Gobierno, dijo Fernando Navajas, economista jefe de FIEL especializado en energía en la presentación del “Observatorio de la Transición Energética” de la Fundación Torcuato di Tella, que en un informe había adelantado el crecimiento de la actividad industrial de marzo que el jueves confirmó el Indec.

En base a datos de Cammesa, un informe del Observatorio ya había detectado que ese mes la demanda total de energía eléctrica aumentó 2,8% interanual, pero mientras la demanda residencial había aumentado 1%, la de los grandes usuarios del Mercado Mayorista Eléctrico (esto es, grandes industrias) lo había hecho un 12,8 por ciento.

Según Jorge Vasconcelos, economista jefe del Ieral de Fundación Mediterránea, la industria argentina aún no experimentó a pleno el efecto multiplicador de Vaca Muerta, cuyo potencial va mucho más allá del efecto sobre el sector externo, como mostró la experiencia de Estados Unidos con el “shale”.

En Argentina, el efecto multiplicador sobre los proveedores de bienes y servicios “aguas arriba” ya se constató, aunque no hay mediciones precisas al respecto, pero el efecto multiplicador “aguas abajo” recién está comenzando, y tiene que ver más con gas que con petróleo: la fluidez de esta fuente energética es un factor de competitividad de primer orden para actividades industriales intensivas en el uso del gas y apunta a ser una ventaja comparativa relevante en relación al resto de los países de la región, dijo Vasconcelos, aunque aclarando que las inversiones industriales capaces de aprovechar esa oportunidad “son en general proyectos de lento recupero, por lo que el nivel de riesgo país y otros factores institucionales pesan a la hora de decidir la inversión”.

En una investigación, Vasconcelos destacó que a partir de la irrupción del “shale gas” en Estados Unidos cambió la pendiente de la evolución industrial. Por caso, ejemplificó, mientras de 1997 a 2007, cuando el shale apenas se iniciaba, la industria manufacturera de ese país perdió 384.000 puestos de trabajo, mientras que de 2011 a 2013, con el fenómeno del shale ya consolidado, recuperó 159.000 empleos. El cambio fue abrupto para sectores industriales particulares, como la producción de bienes durables, que de perder 217.000 en el período pre-shale pasó a ganar 146.000 gracias al boom del shale, y dentro de durables el empleo en el rubro “metales fabricados” pasó de perder 17.000 a ganar 49.000 empleos, casi el triple de los que había perdido, y la de Maquinaria pasó de perder 34.000 a ganar 36.000 puestos.

En Estados Unidos la producción de bienes durables pasó de perder 217.000 en el período pre-shale a ganar 146.000 gracias al boom del shale (Vasconcelos)

El vuelco más impresionante se dio en producción de bienes para Transporte, que de perder 38.000 empleos entre 1997 y 2007 pasó a ganar 61.000 entre 2011 y 2013, gracias a que el boom del shale gas proveyó a ese sector de una fuente de energía abundante y barata.

Lo mismo podría suceder en Argentina, si antes supera el aumento abrupto de costos, por el gas importado y el aumento del consumo domiciliario durante los meses de invierno.

Modificaciones al régimen y el impacto en los subsidios

En caso que se apruebe en el Senado el proyecto para restringir el subsidio al gas del Régimen de Zonas Frías, el subsidio se limitará a regiones con clima severo y a hogares vulnerables, apuntando a un ahorro fiscal de poco más de $270.000 millones anuales, una reducción de casi 56% del costo fiscal del actual sistema, de unos $485.000 millones.

La nueva norma dejaría fuera del beneficio a 1,2 millones de hogares en provincias como Buenos Aires, Córdoba, Santa Fe, La Pampa y San Luis, manteniendo el subsidio pleno solo en la Región Patagónica, el departamento Malargüe en Mendoza y la Puna. En el resto de las zonas sumadas en 2021, el subsidio continuará exclusivamente para usuarios residenciales que cumplan con los criterios de ingresos del Subsidio Energético Focalizado (SEF), menores a tres Canastas Básicas Totales, poseedores del Certificado de Vivienda Familiar (ReNaBaP), veteranos de Malvinas o titulares del Certificado Único de Discapacidad.

Además, el subsidio ya no abarcará toda la factura, sino solo el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), dejando afuera el “Valor Agregado de Distribución” que regulan los organismos provinciales.

El viernes, en un comunicado, la Confederación Argentina de la Mediana Empresa (CAME) señaló que los cambios propuestos “alteran la lógica histórica del régimen compensatorio” y que “limitar el alcance del beneficio exclusivamente al valor del gas en boca de pozo implica trasladar a los usuarios costos crecientes de transporte, distribución e impuestos, generando incrementos tarifarios que podrían superar ampliamente la capacidad de pago de miles de familias patagónicas”. Una presión tarifaria adicional, dice el documento, “profundizará la desaceleración económica y afectará directamente la capacidad de sostener puestos de trabajo”.

El subsidio ya no abarcará toda la factura, sino solo el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), dejando afuera el “Valor Agregado de Distribución” que regulan los organismos provinciales

La revisión excluye expresamente a 55 departamentos de Buenos Aires, 13 de Córdoba, 12 de La Pampa, 8 de San Luis y 8 de Santa Fe. Un estudio del Ieral calculó que la factura de un hogar de Bahía Blanca que consuma 118 metros cúbicos mensuales pasará de $19.945 a $39.890, un aumento del 100%, mientras los hogares que califiquen para el SEF con los nuevos criterios en esa misma ciudad pagarán 22% más y en la zona fría histórica el aumento será del 20%, sobre una canasta de servicios que, como se precisó al inicio de esta nota, ya en mayo aumentó 17,5 por ciento.

Así, según los analistas, para acceder a los beneficios del gas propio y abundante (creciente superávit comercial, industrialización, nuevos empleos y eventualmente consumo más barato), antes hay que pasar el invierno, frase vieja y repetida de la historia económica argentina.

El régimen chino puso en marcha una investigación “sin concesiones” sobre la explosión en una mina de carbón que se ha cobrado la vida de al menos 90 personas, y se ha comprometido a castigar a los responsables, según informaron este sábado los medios estatales.

“En respuesta al accidente por explosión de gas en la mina de carbón de Liushenyu, propiedad del Grupo Shanxi Tongzhou, el equipo de investigación de accidentes del Consejo de Estado llevará a cabo una investigación rigurosa e intransigente”, afirmó la agencia estatal de noticias Xinhua.

“Los responsables serán severamente castigados de conformidad con las leyes y normativas”, añadió.

Al menos 90 personas han muerto y en torno a una decena más continúan atrapadas bajo tierra tras una explosión de gas ocurrida este viernes en la mina de carbón de Liushenyu, en el norte de China, con más de 250 trabajadores en su interior, en lo que se trata del siniestro más grave para la minería del país desde 2009.

La agencia oficial de noticias china Xinhua había informado que, hasta las 06.00 horas (hora local) de este sábado, un total de 201 mineros habían sido trasladados a superficie de forma segura, aunque las autoridades han avisado de que todavía no existe una cifra exacta de los trabajadores que estaban en el interior de la mina en el momento de la explosión.

En el momento del incidente, en torno a las 19.29 horas (hora local) de este viernes, los niveles de monóxido de carbono en el interior la mina “superaban ampliamente los límites permitidos en una mina de carbón en la ciudad”, de acuerdo con las primeras evaluaciones de lo ocurrido. Un responsable de la operadora de la mina, el Grupo Shanxi Tongzhou, ya está bajo custodia de las autoridades para someterse a un interrogatorio.

El presidente chino, Xi Jinping, ha dado “importantes instrucciones” a los equipos desplegados sobre el terreno, a los que ha instado a hacer “todo lo posible” por encontrar y rescatar a las personas que continúan en paradero desconocido, así como a atender a todos los heridos.

“Hay que realizar todos los esfuerzos posibles para atender a los heridos, organizar de manera científica las operaciones de búsqueda y rescate, y gestionar adecuadamente las consecuencias”, según el comunicado enviado por la Secretaría General del Partido Comunista de China en relación al que se ha convertido en el siniestro más grave desde la explosión de 2009 en la mina de Heilongjiang, en el extremo norte del país, que dejó 108 muertos.

Los equipos de rescate continuaban este sábado las labores de búsqueda en la mina Liushenyu, en la provincia china de Shanxi (centro).

Las cifras aumentaron con rapidez a lo largo del sábado: en un primer recuento divulgado por la mañana, las autoridades informaron de 8 fallecidos, 201 personas evacuadas con vida y 38 atrapadas bajo tierra; después, medios estatales elevaron el número de muertos primero a “más de 50”, luego a 82 y finalmente a 90, según la cadena estatal CCTV.

Las autoridades no han detallado por ahora las circunstancias concretas en las que se produjo la explosión, aunque sí indicaron que las tareas de rescate seguían en marcha.

En paralelo, Xinhua informó de que una persona responsable de la empresa propietaria de la mina quedó “bajo control de las autoridades”, una fórmula habitual en China para aludir a una detención por parte de los órganos de seguridad.

Tras conocerse el accidente, el presidente chino, Xi Jinping, pidió intensificar las tareas de búsqueda, atender a los heridos, investigar las causas del suceso y exigir responsabilidades.

El viceprimer ministro Zhang Guoqing se desplazó al lugar para supervisar las labores de rescate y la gestión posterior al accidente.

“Un olor como a azufre”

Uno de los primeros testimonios sobre lo ocurrido fue difundido por CCTV, que entrevistó a un trabajador superviviente identificado como Wang Yong.

El minero explicó que se encontraba en el frente de trabajo 311 cuando comenzó a percibir humo, sin haber escuchado antes “ningún ruido”.

“Entonces olí algo como azufre, como cuando hay una voladura”, señaló Wang, que afirmó que en ese momento empezó a avisar a otros compañeros para que corrieran hacia la salida.

Durante la huida, el trabajador aseguró que vio a personas afectadas por el humo y que él mismo perdió el conocimiento.

“Vi a gente ahogada por el humo. Yo también me desmayé. Después de estar tumbado más de una hora, me desperté solo, desperté también a la gente que tenía al lado y salimos de la mina”, relató Wang.

La cadena estatal informó además de que los heridos han sido trasladados a hospitales, donde reciben tratamiento por exposición a gases tóxicos, principalmente mediante oxigenoterapia hiperbárica.

Los centros médicos han destinado también psicólogos para atender a los supervivientes.

La Comisión Nacional de Salud envió al lugar a responsables y funcionarios para coordinar la atención de emergencia, organizó consultas remotas multidisciplinares con especialistas en traumatología, cuidados intensivos y neumología de hospitales de Pekín y desplazó a tres expertos de la capital provincial, Taiyuan, para apoyar el tratamiento de los heridos, según Xinhua.

Una provincia de larga tradición minera

Shanxi, con una población de unos 34 millones de habitantes repartidos en una superficie similar a la de la isla de Gran Bretaña, es una de las grandes provincias carboníferas de China y ha sido descrita tradicionalmente en la prensa local como la “capital del carbón” del país.

Según datos citados por medios locales, la provincia acumula reservas probadas de 266.400 millones de toneladas de carbón, equivalentes al 22,6 % del total nacional, y su superficie carbonífera cubre unos 65.000 kilómetros cuadrados, cerca del 40 % de su territorio.

En 2024 produjo 1.270 millones de toneladas de carbón bruto, solo por detrás de Mongolia Interior, y sigue teniendo un papel central en el suministro energético chino.

Las minas de carbón, material con el que China genera en torno a un 60 % de su energía, siguen registrando una alta siniestralidad, aunque en los últimos años el número de accidentes mortales se ha reducido de forma significativa.

El sector minero chino registró más de 3.000 muertes entre 2018 y 2023, cifra que supuso un descenso del 53,6 % con respecto al lustro anterior, según datos oficiales.

(Con información de Europa Press y EFE)

Colombia atraviesa una coyuntura de precios internacionales del barril de Brent en niveles sin precedentes, una disminución en la producción de petróleo y un aumento notable en la importación de gas, según el último informe de la Cámara Colombiana de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol), que advierte sobre desafíos regulatorios y laborales para el sector energético nacional.

El documento detalla que en abril de 2026, el precio internacional del Brent alcanzó los USD117,3 por barril, lo que supone un incremento anual del 72,2%. La producción promedio diaria de petróleo fiscalizado para marzo fue de 740.500 barriles, lo que representa una baja interanual del 1%. Además, la producción nacional de gas cayó un 14,7% para este periodo, lo que agudizó la dependencia del gas importado.

De acuerdo con el mismo, abril estuvo marcado por una presión alcista global en los precios del crudo, impulsada por tensiones geopolíticas en Oriente Medio y un déficit global de oferta de 8,6 millones de barriles diarios. El precio del Brent, que se mantuvo por encima de los cien dólares por segundo mes consecutivo, es el promedio mensual más alto desde junio de 2022.

A nivel local, la producción comercializada de gas se ubicó en 700 millones de pies cúbicos diarios (mpcd), cifra que representa una caída de 14,7% respecto a marzo de 2025. Campetrol precisa que la combinación de menor producción local y precios internacionales elevados agrava el equilibrio energético del país.

Exportaciones de petróleo y dinámica de importación de gas

Durante el primer trimestre de 2026, las exportaciones de petróleo y derivados ascendieron a USD3.438 millones, un incremento del 0,8% frente al mismo periodo de 2025. Solo en marzo, las ventas externas alcanzaron USD1.564 millones, lo que supone una subida anual del 7,2% y un repunte mensual del 78,8%, favorecido por los altos precios internacionales.

El informe también muestra la creciente participación del gas importado en el mercado colombiano. En marzo, las importaciones de gas totalizaron 202,5 millones de pies cúbicos diarios, equivalentes al 22,4% del abastecimiento nacional. Además, el documento alerta que el fenómeno de El Niño, previsto para el segundo semestre de 2026, podría incrementar la demanda de generación térmica y, por tanto, la necesidad de importaciones adicionales.

Operación de taladros y conflictos regionales

Otro dato que reveló el informe es que Colombia registró en abril 113 equipos activos, de los cuales 33 se destinaron a perforación y 80 a mantenimiento de pozos. Esto representa una disminución del 3,4% frente a marzo, aunque supone un aumento del 1,8% en comparación con abril de 2025.

También se evidenciaron conflictos laborales y sociales en regiones como Arauca, Bolívar, Meta y Santander, principalmente por bloqueos y desinversión. En el Meta, la interrupción de 16 equipos de mantenimiento afectó a más de 1.200 trabajadores directos, además de perjudicar a proveedores y la seguridad en las operaciones industriales.

Polémica por el nuevo decreto de gas natural

El sector energético colombiano enfrenta incertidumbre por el proyecto de decreto que modifica el marco de comercialización del gas natural, presentado por el Ministerio de Minas y Energía. Campetrol advirtió que la falta de definiciones sobre el “estado de estrechez” y la exclusión de las refinerías de la demanda esencial generan inseguridad jurídica, lo que pone en riesgo la inversión y el suministro del país.

Frente a esto, el presidente ejecutivo de Campetrol, Nelson Castañeda, dijo que “en un momento en que Colombia necesita urgentemente atraer inversión y garantizar el suministro, modificar las reglas de contratos ya firmados, dejar sin definición clara el estado de estrechez y excluir a las refinerías de la demanda esencial son decisiones que generan incertidumbre donde se necesita confianza”.

Coyuntura favorable para Colombia

A propósito de los desafíos del sector, Castañeda aseguró que “los precios internacionales del petróleo muestran una coyuntura favorable que Colombia debería aprovechar para fortalecer la actividad del sector, impulsar nuevos proyectos y aumentar la producción nacional”.

También explicó que “por ello, es fundamental avanzar en condiciones que promuevan mayor inversión, competitividad y continuidad de las operaciones”.

El dirigente insistió en hacer un llamado al Gobierno nacional a revisar el proyecto de decreto sobre gas natural. Destacó que “la seguridad energética es una responsabilidad compartida que exige certeza regulatoria y una evaluación de impacto intersectorial”.

Cada vez que llegan las bajas temperaturas, cosa que estadísticamente sabemos que ocurre cada año desde el inicio de los tiempos, Argentina enfrenta el fantasma de faltantes y cortes de energía. Pero este no es cualquier invierno, tiene una particularidad que no se ha visto en años anteriores.

La guerra en Medio Oriente y el consecuente bloqueo del estrecho de Ormuz plantean un nuevo escenario. Por ese canal de solo tres kilómetros de ancho circulan a diario unos 20 millones de barriles de petróleo crudo. Cuando se bloquea, las consecuencias repercuten en el tránsito mundial y alteran la economía a nivel planetario. Aunque la guerra, aparentemente, haya bajado la escalada, la economía global ya se prepara para una inflación más alta, y Argentina también.

Antes de la guerra, los futuros del crudo cotizaban a menos de US$ 70 y ahora superan los US$ 100. La prolongación del enfrentamiento, que en principio iba a durar un par de semanas y ya lleva casi 3 meses, impacta directamente en la política energética argentina.

Si bien la política favorable a expandir las exportaciones es acertada, la falta de una infraestructura adecuada a nivel local hace que la posibilidad de faltantes y aumentos de costos se vea como una realidad cercana. El gobierno ya anunció reducciones de suministros para las industrias y estaciones de GNC y se teme que la restricción también llegue a los hogares a medida que las marcas térmicas van a la baja.

Una política energética no puede ser soplar y hacer botellas. O, dicho en otros términos, exportar y listo. La situación no es tan sencilla y reviste sus complejidades. Los exportadores pueden generar mayores ganancias, pero puertas adentro la ecuación no resulta tan conveniente.

El crudo representa el 40% del precio final de los combustibles. Si aumenta el costo del barril es inevitable que este aumento llegue a los surtidores y los medidores de consumo. Este incremento repercute en toda la cadena de producción, que depende de este insumo no solo para producir sino para transportar sus mercancías. Además, impacta directamente en el presupuesto de las familias.

Ante la llegada de los primeros fríos podemos esperar nuevos aumentos de las tarifas de energía para hogares e industrias y un alto riesgo de cortes de luz y gas durante los días más fríos. Las boletas hogareñas llegarían con un aumento de entre el 10% y el 15%.

Por el lado de la industria, el alza sería aún mayor. Las empresas pasarán de pagar $ 59.200 por cada megavatio-hora a $ 111.350, un salto de 88% en el precio mayorista de la energía. Este aumento no evita que el riesgo de corte en la industria llegue al 34%.

Si bien los gasoductos construidos en Vaca Muerta para la exportación pondrán a Argentina entre los grandes proveedores de energía, no debemos olvidar el abastecimiento local. Hoy en día, gran parte del NOA utiliza garrafas para cubrir sus necesidades energéticas. Abandonar la producción en downstream, el último eslabón de la cadena energética, fue un error serio. Afecta el abastecimiento y la generación de empleo en regiones clave del país, como las provincias de Mendoza, Salta, La Pampa o Tierra del Fuego.

Enfrentamos un escenario singular. Por un lado, tenemos la posibilidad de exportar energía y generar los dólares que tanto le hacen falta a la economía. Pero, por otro lado, una política energética errática y la falta de infraestructura juegan en contra de esas ventajas competitivas.

Para hacer posible esta ventaja que nos dan nuestros recursos naturales, necesitamos tener un proyecto de país que tenga en cuenta tanto la demanda local, la industria y los trabajadores, y no solamente los mercados internacionales.

Tras intensas negociaciones con los gobernadores, la Cámara de Diputados le dio media sanción al recorte de subsidios al gas natural por Zonas Frías, una medida que permitirá un ahorro fiscal cercano a $300 mil millones. El proyecto, que modifica cuáles son las regiones que pueden acceder a la subvención estatal, fue aprobado por 132 votos a favor, 105 en contra y 4 abstenciones.

De acuerdo a las fuentes consultadas por Infobae, las discusiones con las provincias se extendieron durante toda la tarde, y algunos diputados mantuvieron en reserva su decisión hasta último momento. Desde el oficialismo explicaron que los mandatarios provinciales solicitaron múltiples garantías para sus distritos antes de definir su acompañamiento.

Producto del tira y afloje, el acuerdo incluyó una “compensación” para provincias del norte a través de subsidios a la energía eléctrica. Las potenciales beneficiadas serían Misiones, Santa Fe, Jujuy, Salta, Catamarca y Tucumán. No obstante, los mandatarios provinciales exigieron seguridades para evitar incumplimientos futuros por parte del Poder Ejecutivo.

De ser aprobada, la iniciativa limitaría la bonificación de hasta el 50% en la tarifa de gas a la Patagonia, Malargüe (Mendoza) y la Puna. Además, quedarían excluidas las provincias que se habían sumado en la ampliación de 2021, como Buenos Aires, Córdoba, Santa Fe y San Luis. En esa modificación previa, impulsada por el diputado Máximo Kirchner, el universo de beneficiarios había pasado de 950.000 a 4 millones de hogares, casi la mitad de los usuarios residenciales conectados a la red de gas.

Con el cambio aprobado, según la Secretaría de Energía, se prevé un ahorro fiscal de $272.099 millones, y quedarán fuera del régimen 55 departamentos en Buenos Aires, 3 en Catamarca, 13 en Córdoba, 12 en La Pampa, 3 en La Rioja, 6 en Mendoza, 8 en Salta, 11 en San Juan, 8 en San Luis, 8 en Santa Fe y 1 en Tucumán.

Pese a las críticas, el oficialismo aseguró que “ninguna persona que la necesite perderá la ayuda estatal”, ya que los hogares con ingresos iguales o inferiores a tres Canastas Básicas Totales (CBT) podrán inscribirse en el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), al igual que quienes cuenten con Certificado de Vivienda Familiar (ReNaBaP), ex combatientes de Malvinas y personas con Certificado Único de Discapacidad.

Por último, el proyecto también contemplará que las distribuidoras y transportistas eléctricas de jurisdicción federal que sufrieron el congelamiento de tarifas en años recientes puedan utilizar el crédito fiscal generado para saldar deudas con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA). No obstante, será requisito que desistan de presentar reclamos judiciales o administrativos vinculados.

Quiénes votaron a favor

• Aguero, Guillermo Cesar (UCR - Chaco).
• Ajmechet, Sabrina (La Libertad Avanza - CABA).
• Almena, Carlos Alberto (La Libertad Avanza - San Luis).
• Almiron, Lisandro (La Libertad Avanza - Corrientes).
• Andreussi, Barbara (La Libertad Avanza - Jujuy).
• Ansaloni, Pablo (La Libertad Avanza - Buenos Aires).
• Arabia, Damian (La Libertad Avanza - CABA).
• Ardohain, Martin (PRO - La Pampa).
• Arrieta, Lourdes Micaela (Provincias Unidas - Mendoza).
• Arrua, Alberto (Innovación Federal - Misiones).
• Avico, Belén (La Libertad Avanza - Córdoba).
• Ávila, Jorge Antonio (Provincias Unidas - Chubut).
• Basualdo, Atilio (La Libertad Avanza - Formosa).
• Becerra, Monica (La Libertad Avanza - San Luis).
• Benedit, Beltran (La Libertad Avanza - Entre Ríos).
• Benegas Lynch, Bertie (La Libertad Avanza - Buenos Aires).
• Bianchetti, Emmanuel (PRO - Misiones).
• Bongiovanni, Alejandro (La Libertad Avanza - Santa Fe).
• Bornoroni, Gabriel (La Libertad Avanza - Córdoba).
• Brizuela, Adrian (La Libertad Avanza - Catamarca).
• Bruno, Eliana (La Libertad Avanza - Salta).
• Campero, Mariano (La Libertad Avanza - Tucumán).
• Capozzi, Sergio Eduardo (Provincias Unidas - Río Negro).
• Carrancio, Alejandro (La Libertad Avanza - Buenos Aires).
• Castelnuovo, Giselle (La Libertad Avanza - Buenos Aires).
• Chiconi, Abel (La Libertad Avanza - San Juan).
• Cipolini, Gerardo (UCR - Chaco).
• Correa Llano, Facundo (La Libertad Avanza - Mendoza).
• De Andreis, Fernando (PRO - CABA).
• De Sensi, Maria Florencia (PRO - Buenos Aires).
• Diez, Romina (La Libertad Avanza - Santa Fe).
• Emma, Nicolas (La Libertad Avanza - CABA).
• Falcone, Eduardo (MID - Buenos Aires).
• Fargosi, Alejandro (La Libertad Avanza - CABA).
• Fernández, Elia Marina (Independencia - Tucumán).
• Fernández Molero, Daiana (PRO - CABA).
• Ferreyra, Alida (La Libertad Avanza - CABA).
• Figliuolo, Sergio (La Libertad Avanza - Buenos Aires).
• Finocchiaro, Alejandro (PRO - Buenos Aires).
• Flores, Maria Gabriela (La Libertad Avanza - Salta).
• Fregonese, Alicia (PRO - Entre Ríos).
• Frías, Maira (La Libertad Avanza - Chubut).
• Gallardo, Maria Virginia (La Libertad Avanza - Corrientes).
• García, Álvaro (La Libertad Avanza - Buenos Aires).
• García, Carlos (La Libertad Avanza - Chaco).
• Garrido, Jose Luis (Por Santa Cruz).
• Giampieri, Antonela (PRO - CABA).
• Giudici, Silvana (La Libertad Avanza - CABA).
• Goitia, Rosario (La Libertad Avanza - Chaco).
• Gonzales, Alfredo (La Libertad Avanza - Jujuy).
• Gonzalez, Alvaro (PRO - CABA).
• Gonzalez, Diogenes Ignacio (UCR - Corrientes).
• Gonzalez, Gerardo Gustavo (Innovación Federal - Formosa).
• Gonzalez Estevarena, Maria Luisa (La Libertad Avanza - Buenos Aires).
• Gruber, Maura (La Libertad Avanza - Misiones).
• Guzmán, Jairo (La Libertad Avanza - Santa Cruz).
• Hartfield, Diego (La Libertad Avanza - Misiones).
• Herrera Ahuad, Oscar A. (Innovación Federal - Misiones).
• Holzman, Patricia (La Libertad Avanza - CABA).
• Huesen, Gerardo (La Libertad Avanza - Tucumán).
• Humenuk, Gladys (La Libertad Avanza - Buenos Aires).
• Ibáñez, María Cecilia (La Libertad Avanza - Córdoba).
• Jaime Quiroga, Carlos Gustavo (Producción Y Trabajo - San Juan).
• Laumann, Andres Ariel (La Libertad Avanza - Entre Ríos).
• Lemoine, Lilia (La Libertad Avanza - Buenos Aires).
• Leone, Andres (La Libertad Avanza - CABA).
• Llano, Mercedes (La Libertad Avanza - Mendoza).
• Lluch, Enrique (La Libertad Avanza - Córdoba).
• Longo, Johanna Sabrina (La Libertad Avanza - Buenos Aires).
• Macyszyn, Lorena (La Libertad Avanza - Buenos Aires).
• Martínez, Álvaro (La Libertad Avanza - Mendoza).
• Massot, Nicolas (Encuentro Federal - Buenos Aires).
• Maureira, Karina (La Neuquinidad - Neuquén).
• Mayoraz, Nicolas (La Libertad Avanza - Santa Fe).
• Medina, Gladys (Independencia - Tucumán).
• Metral Asensio, Julieta (La Libertad Avanza - Mendoza).
• Molinuevo, Soledad (La Libertad Avanza - Tucumán).
• Mondaca, Soledad (La Libertad Avanza - Neuquén).
• Montenegro, Guillermo (La Libertad Avanza - Buenos Aires).
• Montenegro, Juan Pablo (La Libertad Avanza - Santa Fe).
• Morchio, Francisco (La Libertad Avanza - Entre Ríos).
• Moreno Ovalle, Julio (La Libertad Avanza - Salta).
• Muñoz, Gabriela Luciana (La Libertad Avanza - Neuquén).
• Nieri, Lisandro (UCR - Mendoza).
• Niveyro, Miriam (La Libertad Avanza - Buenos Aires).
• Noguera, Javier (Independencia - Tucumán).
• Ojeda, Joaquín (La Libertad Avanza - Buenos Aires).
• Outes, Pablo (Innovación Federal - Salta).
• Pareja, Sebastián (La Libertad Avanza - Buenos Aires).
• Patiño Brizuela, Marcos (La Libertad Avanza - Córdoba).
• Pauli, Santiago (La Libertad Avanza - Tierra del Fuego).
• Pellegrini, Agustín (La Libertad Avanza - Santa Fe).
• Pellici, Federico Agustín (La Libertad Avanza - Tucumán).
• Peluc, Jose (La Libertad Avanza - San Juan).
• Petri, Luis (La Libertad Avanza - Mendoza).
• Petrovich, Maria Lorena (La Libertad Avanza - Buenos Aires).
• Picat, Luis Albino (La Libertad Avanza - Córdoba).
• Picon Martinez, Nancy Viviana (Producción Y Trabajo - San Juan).
• Ponce, Maria Celeste (La Libertad Avanza - Córdoba).
• Quintar, Manuel (La Libertad Avanza - Jujuy).
• Ravera, Valentina (La Libertad Avanza - Santa Fe).
• Ravier, Adrian (La Libertad Avanza - La Pampa).
• Razzini, Veronica (La Libertad Avanza - Santa Fe).
• Reichardt, Karen (La Libertad Avanza - Buenos Aires).
• Riesco, Gaston (La Libertad Avanza - Neuquén).
• Ritondo, Cristian A. (PRO - Buenos Aires).
• Roca, Gonzalo (La Libertad Avanza - Córdoba).
• Rodríguez, Miguel (La Libertad Avanza - Tierra del Fuego).
• Rodríguez Machado, Laura Elena (La Libertad Avanza - Córdoba).
• Ruiz, Yamila (Innovación Federal - Misiones).
• Sánchez Wrba, Javier (PRO - Buenos Aires).
• Santillan Juarez Brahim, Juliana (La Libertad Avanza - Buenos Aires).
• Santurio, Santiago (La Libertad Avanza - Buenos Aires).
• Schneider, Dario (UCR - Entre Ríos).
• Soldano, Laura (La Libertad Avanza - Córdoba).
• Tomassoni, Yamile (La Libertad Avanza - Santa Fe).
• Torres, Ruben Dario (La Libertad Avanza - Buenos Aires).
• Tortoriello, Aníbal (La Libertad Avanza - Río Negro).
• Tournier, Jose Federico (La Libertad Avanza - Corrientes).
• Treffinger, Cesar (La Libertad Avanza - Chubut).
• Urien, Hernan (La Libertad Avanza - Buenos Aires).
• Vancsik, Daniel (Innovación Federal - Misiones).
• Vásquez, Patricia (La Libertad Avanza - Buenos Aires).
• Vega, Yolanda (Innovación Federal - Salta).
• Vera, Andrea Fernanda (La Libertad Avanza - Buenos Aires).
• Verasay, Pamela Fernanda (UCR - Mendoza).
• Villaverde, Lorena (La Libertad Avanza - Río Negro).
• Visconti, Gino (La Libertad Avanza - La Rioja).
• Yeza, Martin (PRO - Buenos Aires).
• Zago, Oscar (MID - CABA).
• Zapata, Carlos Raul (La Libertad Avanza - Salta).
• Zigaran, Maria Ines (Provincias Unidas - Jujuy).

Quiénes votaron en contra

• Aguirre, Hilda (Unión por la Patria - La Rioja).
• Ali, Ernesto “Pipi” (Unión por la Patria - San Luis).
• Alvarez, Claudio (Innovación Federal - San Luis).
• Andino, Cristian (Unión por la Patria - San Juan).
• Andrade, Javier (Unión por la Patria - CABA).
• Araujo Hernández, Jorge Neri (Unión por la Patria - Tierra del Fuego).
• Aveiro, Martín (Unión por la Patria - Mendoza).
• Banfi, Karina (Adelante Buenos Aires).
• Barbur, Marcelo (Unión por la Patria - Santiago del Estero).
• Basterra, Luis Eugenio (Unión por la Patria - Formosa).
• Basualdo, Carolina (Provincias Unidas - Córdoba).
• Biella, Bernardo (Innovación Federal - Salta).
• Bordet, Gustavo (Unión por la Patria - Entre Ríos).
• Borgatta, Alejandrina (Unión por la Patria - Santa Fe).
• Bregman, Myriam (PTS - Frente de Izquierda y de Trabajadores Unidad - CABA).
• Brugge, Juan Fernando (Provincias Unidas - Córdoba).
• Cafiero, Santiago (Unión por la Patria - Buenos Aires).
• Campitelli, Celia (Unión por la Patria - Santiago del Estero).
• Campo, Julieta Marisol (Unión por la Patria - Chaco).
• Campora, Lucia (Unión por la Patria - CABA).
• Carignano, Florencia (Unión por la Patria - Santa Fe).
• Casas, Sergio Guillermo (Unión por la Patria - La Rioja).
• Castagneto, Carlos Daniel (Unión por la Patria - Buenos Aires).
• Chica, Jorge (Unión por la Patria - San Juan).
• Cisneros, Carlos (Unión por la Patria - Tucumán).
• De La Rosa, Maria Graciela (Unión por la Patria - Formosa).
• De La Sota, Natalia (Defendamos Córdoba).
• Del Caño, Nicolás (PTS - Frente de Izquierda y de Trabajadores Unidad - Buenos Aires).
• Del Pla, Romina (PTS - Frente de Izquierda y de Trabajadores Unidad - Buenos Aires).
• Díaz, Fernanda (Unión por la Patria - Buenos Aires).
• Dolce, Sergio (Unión por la Patria - Chaco).
• Estevez, Gabriela Beatriz (Unión por la Patria - Córdoba).
• Farias, Pablo (Provincias Unidas - Santa Fe).
• Félix, Emir (Unión por la Patria - Mendoza).
• Fernández, Jorge (Primero San Luis).
• Ferran, Abelardo (Unión por la Patria - La Pampa).
• Freites, Andrea (Unión por la Patria - Tierra del Fuego).
• Galmarini, Sebastián (Unión por la Patria - Buenos Aires).
• García, María Teresa (Unión por la Patria - Buenos Aires).
• García Aresca, Ignacio (Provincias Unidas - Córdoba).
• Giuliano, Diego A. (Unión por la Patria - Santa Fe).
• Glinski, Jose (Unión por la Patria - Chubut).
• Gómez, José (Unión por la Patria - Santiago del Estero).
• Grabois, Juan (Unión por la Patria - Buenos Aires).
• Gutiérrez, Carlos (Provincias Unidas - Córdoba).
• Hadad, Raúl (Unión por la Patria - Corrientes).
• Hagman, Itai (Unión por la Patria - CABA).
• Ianni, Ana María (Unión por la Patria - Santa Cruz).
• Juliano, Pablo (Provincias Unidas - Buenos Aires).
• Lanesan Sancho, Moira (Unión por la Patria - Santa Cruz).
• Leiva, Aldo (Unión por la Patria - Chaco).
• López, Jimena (Unión por la Patria - Buenos Aires).
• López Pasquali, Cecilia (Unión por la Patria - Santiago del Estero).
• Luque, Juan Pablo (Unión por la Patria - Chubut).
• Mango, Marcelo (Unión por la Patria - Río Negro).
• Manrique, Mario (Unión por la Patria - Buenos Aires).
• Marclay, Marianela (Unión por la Patria - Entre Ríos).
• Marin, Varinia Lis (Unión por la Patria - La Pampa).
• Marino, Juan (Unión por la Patria - Buenos Aires).
• Martínez, German Pedro (Unión por la Patria - Santa Fe).
• Michel, Guillermo (Unión por la Patria - Entre Ríos).
• Miño, Fernanda (Unión por la Patria - Buenos Aires).
• Molina, Juan Carlos (Unión por la Patria - Santa Cruz).
• Molle, Matías (Unión por la Patria - Buenos Aires).
• Monzón, Roxana (Unión por la Patria - Buenos Aires).
• Moreau, Cecilia (Unión por la Patria - Buenos Aires).
• Moyano, Hugo Antonio (Unión por la Patria - Buenos Aires).
• Mukdise, Jorge (Unión por la Patria - Santiago del Estero).
• Neder, Estela Mary (Unión por la Patria - Santiago del Estero).
• Olmos, Kelly (Unión por la Patria - CABA).
• Osuna, Blanca Inés (Unión por la Patria - Entre Ríos).
• Palazzo, Sergio Omar (Unión por la Patria - Buenos Aires).
• Palladino, Claudia María (Unión por la Patria - Catamarca).
• Parola, Maria Graciela (Unión por la Patria - Formosa).
• Paulon, Esteban (Provincias Unidas - Santa Fe).
• Pedrali, Gabriela (Unión por la Patria - La Rioja).
• Penacca, Paula Andrea (Unión por la Patria - CABA).
• Pietragalla Corti, Horacio (Unión por la Patria - Buenos Aires).
• Pitrola, Nestor (PTS - Frente de Izquierda y de Trabajadores Unidad - Buenos Aires).
• Pokoik, Lorena (Unión por la Patria - CABA).
• Potenza, Luciana (Unión por la Patria - Buenos Aires).
• Propato, Agustina Lucrecia (Unión por la Patria - Buenos Aires).
• Rauschenberger, Ariel (Unión por la Patria - La Pampa).
• Roberto, Santiago Luis (Unión por la Patria - CABA).
• Rossi, Agustin Oscar (Unión por la Patria - Santa Fe).
• Salzmann, Marina Dorotea (Unión por la Patria - Buenos Aires).
• Sand, Nancy (Unión por la Patria - Corrientes).
• Scaglia, Gisela (Provincias Unidas - Santa Fe).
• Selva, Sabrina (Unión por la Patria - Buenos Aires).
• Serquis, Adriana Cristina (Unión por la Patria - Río Negro).
• Siley, Vanesa Raquel (Unión por la Patria - Buenos Aires).
• Strada, Julia (Unión por la Patria - Buenos Aires).
• Taiana, Jorge (Unión por la Patria - Buenos Aires).
• Tailhade, Rodolfo (Unión por la Patria - Buenos Aires).
• Tepp, Caren (Unión por la Patria - Santa Fe).
• Tita, Paulo Agustín (Unión por la Patria - Tierra del Fuego).
• Todero, Pablo (Unión por la Patria - Neuquén).
• Torres, Alejandra (Provincias Unidas - Córdoba).
• Trotta, Nicolas Alfredo (Unión por la Patria - Buenos Aires).
• Valdes, Eduardo Felix (Unión por la Patria - CABA).
• Velázquez, M. Elena (Unión por la Patria - Buenos Aires).
• Volnovich, Luana (Unión por la Patria - Buenos Aires).
• Yedlin, Pablo Raul (Unión por la Patria - Tucumán).
• Zaracho, Natalia (Unión por la Patria - Buenos Aires).
• Zulli, Christian Alejandro (Unión por la Patria - Corrientes).

Las abstenciones

• Ávila, Fernanda (Elijo Catamarca).
• Ferraro, Maximiliano (Coalición Cívica por la Ciudad de Buenos Aires).
• Monguillot, Fernando (Elijo Catamarca).
• Noblega, Sebastián (Elijo Catamarca).

El proyecto para restringir el subsidio de gas en el régimen de Zona Fría está en pleno debate en el Congreso y obtuvo media sanción de la Cámara de Diputados.

En caso de que se aprueben en el Senado las modificaciones a la norma que busca el Gobierno, se reduciría el alcance del subsidio, de manera que este se focalizará únicamente en regiones con clima severo y en ciertos hogares vulnerables. El objetivo es reducir el gasto público, con un ahorro fiscal estimado en $272.099 millones.

Según pudo saber Infobae, la norma vigente —que rige hasta 2031— genera actualmente un déficit de $485.000 millones. El régimen demanda transferencias del Tesoro Nacional debido a que, según la versión oficial, el fondo fiduciario nutrido por un recargo del 7,5% sobre el gas resulta insuficiente para cubrir los subsidios otorgados. Entonces, en caso de ser aprobada, la nueva norma modificaría el acceso al beneficio para 1,2 millones de hogares en provincias como Buenos Aires, Córdoba, Santa Fe, La Pampa y San Luis, que quedarían excluidos del esquema preferencial habilitado por la ampliación de 2021.

La propuesta oficial, enviada por el Poder Ejecutivo al Congreso, mantiene la bonificación plena solo en la Región Patagónica, el departamento Malargüe en Mendoza y la Puna. En el resto de las zonas sumadas en 2021, el subsidio continuará exclusivamente para usuarios residenciales que cumplan con los criterios de ingresos del Subsidio Energético Focalizado (SEF), es decir, ingresos menores a tres Canastas Básicas Totales, poseedores del Certificado de Vivienda Familiar (ReNaBaP), veteranos de Malvinas o titulares del Certificado Único de Discapacidad. Para la mayoría de los usuarios de la zona ampliada que no califiquen bajo estos requisitos, el beneficio será eliminado y recibirán la factura plena.

El cálculo de la bonificación también se modifica. En caso de sancionarse, el subsidio ya no abarcará toda la factura, sino solo el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), lo que reduce su impacto. El actual descuento oscila entre el 30% y 50%, aunque varía dependiendo de la región.

La revisión excluye en concreto a 55 departamentos de Buenos Aires, 13 de Córdoba, 12 de La Pampa, 8 de San Luis y 8 de Santa Fe del régimen preferencial, una redefinición que —según IERAL— impacta principalmente en los hogares considerados de mayores ingresos en las regiones sumadas durante 2021. Para los usuarios de la zona fría histórica, en cambio, el subsidio persistirá, pero sobre una base menor, lo que igualmente implica un aumento, aunque más contenido que para el resto.

Impacto tarifario

El informe modeló el efecto de la reforma con ejemplos de usuarios residenciales de categoría R2-2. En Bahía Blanca, por ejemplo, un hogar con consumo promedio de 118 m³ mensuales vería incrementarse su factura de $19.945 a $39.890, un salto del 100 por ciento. En el caso de los hogares que califiquen para el SEF bajo los nuevos criterios en esa misma ciudad, la suba sería del 22 por ciento. En la zona fría histórica, representada por ciudades como Neuquén, los aumentos anticipados serían del 20 por ciento. Para la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, donde el régimen nunca fue aplicado, las tarifas se mantendrán sin cambios.

Esta reestructuración segmenta a los usuarios en cuatro grupos:

• Usuarios vulnerables de la zona ampliada (que acceden al SEF): mantendrán una bonificación parcial, menor a la actual, ya que solo se aplicará sobre el PIST.
• Usuarios de la zona ampliada (que no acceden al SEF): experimentarán los mayores incrementos, llegando a duplicar el monto mensual abonado.
• Usuarios de la zona fría histórica: seguirán recibiendo el subsidio, pero sobre una base menor, lo que implica un aumento más moderado.
• Usuarios fuera de ambos regímenes: no tendrán cambios, ya que no reciben subsidio y su consumo promedio es menor.

Reducción del gasto público y protección social focalizada

El régimen de Zona Fría fue creado en 2002 para compensar tarifariamente a quienes habitan en regiones de bajas temperaturas, facilitando el acceso al gas natural. La ampliación impulsada en 2021 por el diputado Máximo Kirchner, multiplicó el número de beneficiarios de 950.000 a 4 millones de hogares, lo cual representó casi la mitad de los usuarios de gas por red del país. El Gobierno actual, en su mensaje enviado al Congreso, juzgó que tal expansión abarcó zonas sin condiciones climáticas extremas, con Buenos Aires, Córdoba y Santa Fe como casos ejemplares, y calificó el esquema como “fiscalmente insostenible”.

El proyecto en tratamiento persigue dos ejes: reducir el gasto del Estado y reformular los subsidios para que reflejen mejor los costos reales del sistema energético. Según el informe de IERAL, “la transición al nuevo régimen podría generar aumentos abruptos en las tarifas para algunos usuarios”, por lo cual se recomienda la implantación de mecanismos de gradualidad y reglas claras que acompañen a los grupos vulnerables. El estudio destaca la necesidad de combinar criterios de clima, ingresos y consumo a la hora de definir la elegibilidad, para evitar injusticias y exclusiones indebidas.

A fin de conseguir la media sanción al proyecto que introduce cambios en el sistema de subvenciones de la Ley de Zona Fría, el Gobierno negoció con las provincias del norte el otorgamiento de un subsidio en la boleta de luz por “Zona Cálida”, que implica un mayor gasto público y complica el ajuste que se pretendía inicialmente. Sin embargo, parte de la oposición no dialoguista alertó que la medida se implementará por una Resolución del Ministerio de Economía y que podría no cumplirse.

A pesar de que el objetivo de la iniciativa era recortar el gasto público, durante la negociación política en la Cámara de Diputados, la administración libertaria ofreció una contrapartida para sumar votos: prometió a varias provincias del norte y centro del país como Jujuy, Catamarca, Tucumán, Salta, Misiones y Santa Fe la creación de subsidios para la electricidad en zonas muy cálidas y cálidas, con un costo fiscal estimado de entre USD 71 millones y USD 95 millones anuales. La implementación de este beneficio quedaría bajo una Resolución del Ministerio de Economía, lo que genera incertidumbre sobre su cumplimiento.

El documento que el oficialismo entregó a los diputados se tituló “Resolución Bonificaciones y Bloques adicionales de verano y primavera para zonas bioambientales Ia, Ib y IIb (muy cálidas y cálidas)”. En ese texto, el Gobierno planteó un aumento de los bloques de subsidios en los meses de noviembre y marzo, al menos. Para la Zona muy Cálida (Ia y Ib), el bloque adicional sería de 300 kW/h; en la Zona Cálida (IIb), de 200 kW/h. Este mecanismo supondría un aumento en la transferencia de recursos estatales hacia las provincias involucradas.

Según pudo saber Infobae, actualmente Zona Fría genera un déficit de 485.000 millones de pesos. En tanto, de aprobarse la ley, el ahorro para las arcas del Estado sería de 272.099 millones de pesos. Según fuentes oficiales de la Secretaría de Energía, la cifra mencionada no incluye el gasto adicional de los subsidios otorgados en la boleta de gas durante la negociación, que oscila entre USD 71 millones y USD 90 millones anuales. Al tipo de cambio mayorista de $1.400, esto representa $126.000 millones, es decir, la mitad del ahorro que se buscaba.

El oficialismo impulsó un proyecto que propuso la sustitución del artículo 75 de la Ley 25.565 y del artículo 148 de la Ley 11.672, con el foco en restringir el Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos de Gas. El texto estableció que el fondo solo financie compensaciones a empresas proveedoras por ventas de gas natural y gas licuado de petróleo en la Patagonia, el departamento de Malargüe en Mendoza y la región de la Puna. Además, incluyó la venta de cilindros, garrafas y gas propano a granel en esas áreas.

El proyecto determinó que el recargo para financiar el fondo podrá alcanzar hasta el 7,5% sobre el precio del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte, aplicándose a todos los metros cúbicos comercializados por redes a nivel nacional, salvo los exportados o los inyectados por GNL importado y regasificado. También redefinió el universo de beneficiarios del régimen de Zona Fría, limitando la ayuda a las regiones históricas, como la Patagonia, Malargüe y la Puna, y dejando afuera a provincias que ingresaron con la ampliación de 2021: Buenos Aires, Córdoba, Santa Fe, San Luis y otras.

Es que en la extensión de 2021, el Congreso amplió el criterio a partir de parámetros bioambientales, lo que llevó el número de beneficiarios de 950.000 a 4 millones de hogares, casi la mitad de los usuarios residenciales con acceso a gas por red. El fuerte crecimiento de beneficiarios tensionó el Fondo Fiduciario y llevó al Gobierno a revisar el esquema de financiamiento, con el objetivo de ajustar el gasto público y redefinir quiénes reciben el subsidio por zona fría.

El debate

La negociación política giró así sobre la base de promesas que, hasta el momento, solo existen en documentos internos y en la palabra de los funcionarios. El diputado Esteban Paulon cuestionó con dureza el procedimiento durante la sesión: “Salieron a revolear la ‘Zona cálida’, que no existe. Es un papelito, una hojita de Word que dice: ‘Zona cálida’, si acá hay gente que dio quórum pensando que en algún momento va a llegar la ‘Zona cálida’ a su provincia, suerte; si hay un gobierno mal pagador de los compromisos, es este”.

El trasfondo de la discusión muestra el dilema entre el objetivo oficial de ajustar el gasto público y la presión de los diputados -ergo sus gobernadores- para mantener o expandir los beneficios energéticos. La redefinición del Fondo Fiduciario y la limitación a las zonas históricas buscó recortar el universo de beneficiarios y aliviar el peso fiscal, pero la necesidad de obtener acuerdos en la Cámara de Diputados forzó al Gobierno a prometer nuevos subsidios para las provincias del norte.

El resultado dejó un esquema de subsidios segmentado: por un lado, zonas históricas que conservaron el beneficio en el gas a través del Fondo Fiduciario; por otro, regiones del norte que esperan la instrumentación de subsidios eléctricos, condicionados a una resolución administrativa cuya emisión y alcance todavía no están garantizados.

El oficialismo se anotó este miércoles varias victorias en la Cámara de Diputados. Tras frenéticas negociaciones con un grupo de gobernadores, los libertarios lograron darle media sanción al recorte de subsidios al gas natural por Zonas Frías que permitirá un ahorro fiscal de casi $300 mil millones. Fue por 132 votos a favor, 105 en contra y 4 abstenciones. Además, La Libertad Avanza y sus aliados aprobaron la denominada Ley Hojarasca -que elimina leyes obsoletas- y una decena de tratados internacionales. Por otro lado, bloquearon sin mayores sobresaltos la convocatoria de la oposición para interpelar al jefe de Gabinete Manuel Adorni a raíz de las denuncias en su contra por enriquecimiento ilícito.

El proyecto para modificar el régimen de Zonas Frías era el verdadero plato fuerte de la jornada y quedó como último punto del temario. Las negociaciones con las provincias continuaron durante toda la tarde y algunos diputados evitaron adelantar su voto hasta último momento. “Estuvieron pidiendo de todo, como siempre”, explicaron desde las filas libertarias.

Ayer por la tarde trascendió que la prenda de negociación que garantizó los votos fue una “compensación” para las provincias del norte por vía de subsidios a la energía eléctrica. Entre las potenciales beneficiadas por “zona cálida” se destacaban Misiones, Santa Fe, Jujuy, Salta, Catamarca y Tucumán. Pero los gobernadores exigían garantías porque temían que la Casa Rosada luego no cumpliera con su palabra.

La votación terminó con 132 votos a favor, 105 en contra y 4 abstenciones. Los libertarios contaron con el apoyo del PRO, la UCR, el MID, casi todos los integrantes de Innovación Federal (un salteño se opuso), las dos sanjuaninas de Producción y Trabajo, la diputada del monobloque La Neuquinidad, los tres tucumanos de Independencia, la ex libertaria Lourdes Arrieta y los jujeños Jorge Rizzoti y María Inés Zigarán. Los tres diputados de Elijo Catamarca se abstuvieron.

Ahora el proyecto será girado al Senado, donde las provincias tienen aún más poder y continuarán las negociaciones con la Casa Rosada.

Qué propone la modificación del régimen de Zonas Frías

La iniciativa oficial restringe la bonificación de hasta el 50% de la tarifa de gas únicamente a la Patagonia, Malargüe (Mendoza) y la Puna. Por lo tanto, excluye a las provincias que ingresaron en la ampliación de 2021, por ejemplo, Buenos Aires, Córdoba, Santa Fe y San Luis. En esa reforma impulsada por Máximo Kirchner, el Congreso había extendido el criterio de “zona fría” a partir de parámetros bioambientales, llevando el número de beneficiarios de 950.000 a 4 millones de hogares, casi la mitad de los usuarios residenciales con acceso a gas por red.

Desde la Casa Rosada aseguran que “ninguna persona que la necesite perderá la ayuda estatal” ya que los hogares con ingresos inferiores o iguales a tres Canastas Básicas Totales podrán registrarse en el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) para mantener el subsidio. También podrán inscribirse beneficiarios con Certificado de Vivienda Familiar (ReNaBaP), ex combatientes de Malvinas y personas con Certificado Único de Discapacidad.

Según datos de la Secretaría de Energía, volver al esquema original representará un ahorro fiscal de $272.099 millones. En total, quedarán fuera del régimen 55 departamentos en Buenos Aires, 3 en Catamarca, 13 en Córdoba, 12 en La Pampa, 3 en La Rioja, 6 en Mendoza, 8 en Salta, 11 en San Juan, 8 en San Luis, 8 en Santa Fe y 1 en Tucumán.

Además, el proyecto permitirá que las distribuidoras y transportistas eléctricas de jurisdicción federal que se vieron afectadas durante los últimos años por el congelamiento de tarifas puedan aplicar ese crédito para cancelar deudas con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA), a condición de que abandonen todos los reclamos judiciales o administrativos vinculados.

Al inicio del debate, el presidente de la Comisión de Energía, el libertario Facundo Correa Llano aseguró que “durante años la política argentina se construyó sobre subsidios indiscriminados, sobre distorsiones, sobre privilegios”. “Eso nos llevó a confundir lo que es la sensibilidad social con desorden, subsidios con privilegios, y política energética con populismo tarifario. Los resultados están a la vista: desinversión, atraso, subsidios mal asignados y millones de argentinos pagando un sistema injusto. Ese modelo fracasó, eso es lo que hoy venimos a corregir”, explicó.

Por su parte, desde la oposición calificaron la medida como un “tarifazo” disfrazado porque representará un fuerte aumento en las boletas de las zonas que quedarán fuera del régimen. Por otro lado, señalaron que también significará un aumento para la provincias que quedaron incluídas en el régimen porque “se cambia la base del cálculo del subsidio y se deja afuera la distribución y el transporte del gas”.

A modo de ejemplo, la diputada bonaerense Marina Salzmann mostró una boleta de gas de una jubilada de Marcos Paz, que en abril pagó $26 mil y sin el subsidio pasaría a pagar $45.500 mil, “lo que significa el 11% de sus ingresos como jubilada de la mínima”. “El único que se beneficia es el ministro de Economía que quiere que le cierren las cuentas”, fustigó.

“Tómense el trabajo de leer. Si cobran hasta tres canastas básicas, si hay una persona con discapacidad, si tienen el certificado de vivienda única, van a mantener el subsidio. Quienes más lo necesiten van a recibir el subsidio. Dejen de mentir”, retrucó la sanjuanina Nancy Picón Martínez, que responde al gobernador Marcelo Orrego.

La pelea reglamentaria al inicio de la sesión

La sesión comenzó pasadas las 10 con la presencia de LLA, el PRO, la UCR, el MID, la radical disidente Karina Banfi, Innovación Federal, las dos sanjuaninas de Producción y Trabajo, la diputada del monobloque La Neuquinidad, los tres tucumanos de Independencia, la ex libertaria Lourdes Arrieta y la radical jujeña María Inés Zigarán que contribuyeron a conseguir el quórum de 129 presentes.

El inicio del debate transcurrió en un clima de tensión y hubo fuertes cruces entre la oposición y Martín Menem por una disputa reglamentaria, ya que la oposición también había convocado a una sesión pero a las 11 con el objetivo de interpelar al jefe de Gabinete, para que brinde explicaciones sobre sus viajes y patrimonio.

Por eso, el peronismo propuso someter a votación una moción para que se pase a cuarto intermedio a las 11, lo que habilitaría el comienzo de la sesión opositora. Pero el libertario Nicolás Mayoraz contestó que era sabido que el oficialismo planeaba sesionar este miércoles por lo que rechazó que se haya tratado de una maniobra para obstruir la convocatoria de la oposición. En ese sentido, señaló que resulta “imposible” suspender una sesión en curso para iniciar otra.

“No hay un solo antecedente de que una sesión especial interrumpa otra en toda la historia de la Cámara”, concluyó Martín Menem. Tras un acalorado intercambio de acusaciones, finalmente el jefe del bloque peronista, Germán Martínez, cambió su moción y propuso concluir la sesión vigente. Esa moción fue rechazada por 131 votos negativos contra 111 positivos, por lo que los libertarios pudieron continuar con su temario.

La ley Hojarasca que impulsó Sturzenegger

El primer proyecto de la orden del día fue la denominada ley Hojarasca, una iniciativa impulsada por Federico Sturzenegger, Ministro de Desregulación y Transformación del Estado. Su objetivo es eliminar 58 leyes, modificar artículos de otras ocho y derogar dos decretos porque, según el Gobierno, fueron superadas por normativas posteriores, quedaron obsoletas por el avance tecnológico o el paso del tiempo, afectan libertades individuales, generan burocracia innecesaria, refieren a organismos ya disueltos u organismos financiados con fondos nacionales sin actividad real.

Al momento de la votación, la norma obtuvo 139 votos positivos, 96 en contra y 9 abstenciones. Junto con los libertarios votaron a favor el PRO, la UCR, el MID, Innovación Federal, Elijo Catamarca, Independencia, Producción y Trabajo, La Neuquinidad y cinco diputados de Provincias Unidas (Lourdes Arrieta, Jorge Ávila, José Núñez, Gisela Scaglia y Alejandra Torres).

Luego se aprobaron por amplia mayoría una serie de convenios y tratados internacionales: para el convenio sobre cobro internacional de alimentos para los niños y otros miembros de la familia, suscripto en La Haya, Países Bajos, el 23 de noviembre de 2007; el tratado de extradición entre la República Argentina y la República de Polonia, suscripto en Buenos Aires, el 5 de diciembre de 2019; el tratado de extradición entre la República Argentina y la República de Costa Rica, suscripto en Buenos Aires, el 21 de marzo de 2019; el tratado sobre traslado de personas condenadas o sujetas a medidas de seguridad entre la República Argentina y la República Italiana, suscripto en Buenos Aires el 8 de mayo de 2017; el tratado sobre asistencia jurídica mutua en materia penal entre la República Argentina y la República de Serbia, suscripto en Belgrado, Serbia, el 14 de octubre de 2019; el tratado sobre Asistencia Jurídica Mutua en Materia Penal entre la República Argentina y la República de Cuba, celebrado en Buenos Aires, el 19 de noviembre de 2021; el tratado de extradición entre la República Argentina y la República de Chile, suscripto en Santiago, Chile, el 5 de diciembre de 2023; el convenio internacional de Nairobi sobre la remoción de restos de naufragio, 2007, celebrado en Nairobi, Kenia, el 18 de mayo de 2007; el tratado relativo a la transmisión electrónica de solicitudes de cooperación jurídica internacional entre Autoridades Centrales (Tratado de Medellín), celebrado en Medellín, Colombia, el 24 y 25 de julio de 2019, y su Reglamento de Financiación, aprobado el 14 de febrero de 2022, y finalmente el acuerdo marco entre la República Argentina y la Secretaría del Convenio de Basilea sobre el control de los movimientos transfronterizos de los desechos peligrosos, suscripto en Ginebra, Suiza, el 2 de noviembre de 2016.

También se le concedió la medalla “La Nación Argentina al Valor en Combate” al Brigadier (R) “VGM” Jorge Francisco Martínez, por su actuación en la Guerra de Malvinas.

El Gobierno busca restringir el subsidio de gas del régimen de Zona Fría a las regiones con clima severo, una medida que modificaría el acceso al beneficio para 1,2 millones de hogares y permitiría un ahorro fiscal de $272.099 millones. La reforma se debate en la Cámara de Diputados, junto con un paquete legislativo que también incluye la ley Hojarasca. Según el mensaje que envió el Gobierno al Congreso, el fondo fiduciario sustentado en un recargo del 7,5% sobre el gas resulta insuficiente para costear los subsidios, lo que obligó al Tesoro Nacional a realizar aportes adicionales.

El régimen se creó en 2002 con el objetivo de compensar las asimetrías tarifarias en las regiones con temperaturas más bajas y garantizar el acceso al servicio de gas natural a los usuarios residenciales de esas zonas. Sin embargo, su ampliación, sancionada en 2021 por iniciativa del diputado Máximo Kirchner, multiplicó el número de beneficiarios de 950.000 a 4 millones de hogares, casi la mitad de los usuarios residenciales de gas por red. Este crecimiento abarcó zonas que, según la narrativa del Ejecutivo, carecen de condiciones climáticas extremas—como Buenos Aires, Córdoba y Santa Fe—, lo que llevó al Gobierno actual a calificar el esquema como “fiscalmente insostenible”.

El proyecto oficial plantea excluir a las provincias incorporadas en esa última extensión y limitar la asistencia a la Patagonia, Malargüe (Mendoza) y la Puna, en línea con el criterio original del régimen. Actualmente, los descuentos oscilan entre el 30% y el 50%, aunque el porcentaje depende de cada región. La normativa actual está vigente hasta finales de 2031.

El secretario de Energía Daniel González afirmó durante la Jornada de Energía ON, organizada por Diario de Río Negro, que el objetivo oficial es “normalizar el sector energético”, eje de la política de desregulación promovida por el Poder Ejecutivo en hidrocarburos, gas y electricidad. González señaló respecto al régimen de zona fría: “Lo que está vigente es una aberración. Hay zonas incluidas dentro del régimen que en verdad son templadas y donde el resto del sistema que no tiene zonas frías subsidiadas, independientemente del tipo de consumidor”.

Remarcó que la propuesta es “volver a la zona fría original patagónica y subsidiar el consumo”, a la vez que resaltó: “No vamos a subsidiar ni los impuestos ni el cargo fijo, sino el metro cúbico efectivamente consumido”. El funcionario anticipó un “ahorro importante para el fisco” si el Congreso aprueba los cambios.

Según pudo saber Infobae, actualmente la norma genera un déficit de $485.000 millones. En tanto, de aprobarse la ley, el ahorro para las arcas del Estado sería de $272.099 millones.

La exclusión afectaría a 1,2 millones de hogares

La modificación de la norma excluiría a un total de 1,2 millones de hogares de Buenos Aires, Córdoba, Santa Fe y San Luis, entre otras provincias que fueron incluidas en 2021.

Hay quienes aseguran que la provincia más damnificada por la modificación de la regulación será Córdoba. En diálogo con Infobae al Regreso, Martín Llaryora advirtió que la reforma pondría en riesgo el subsidio para “600 mil hogares”, equivalente a “casi 2 millones de habitantes” de la provincia.

En este sentido, Llaryora calificó la iniciativa como un “daño tremendo” no solo para Córdoba, sino también para Buenos Aires, Santa Fe, San Juan, San Luis, Salta, La Rioja, Catamarca y Jujuy. El mandatario estimó que el ajuste representaría “casi $12.000 millones de transferencia directa desde las familias de clase media y hogares de trabajadores”. Finalmente, solicitó: “No nos saquen la zona fría, que fue una conquista de años”, a la vez que propuso ampliar el alcance del beneficio en lugar de restringirlo.

De aprobarse la nueva norma, los usuarios que residan en las zonas ampliadas perderán el beneficio, excepto quienes se inscriban en el Subsidio Energético Focalizado (SEF). Según el texto oficial del proyecto y fuentes oficiales, podrán continuar percibiendo el subsidio quienes acrediten ingresos por debajo de tres Canastas Básicas Totales, así como hogares con Certificado de Vivienda Familiar (ReNaBaP), veteranos de Malvinas o titulares de Certificado Único de Discapacidad.

Esta redefinición excluye de la Zona Fría a 55 departamentos en Buenos Aires, 13 en Córdoba, 12 en La Pampa, 8 en San Luis y 8 en Santa Fe, entre otras áreas. En este escenario, se analizaron “compensaciones” para provincias “cálidas” —como Misiones, Jujuy, Salta, Catamarca y Tucumán— que recibirán asistencia mediante subsidios eléctricos durante el verano, considerando el consumo energético elevado por calor extremo registrado en el norte del país.

Cambios en el esquema de financiamiento y tarifas

El proyecto impulsado por el Gobierno responde a la dificultad para sostener el fondo fiduciario con el recargo actual del 7,5%. Según la consultora CEPA, la ampliación de 2021 incrementó el costo fiscal sin respetar el criterio climático que justificaba la creación original del régimen, ya que incorporó regiones con consumos considerablemente menores a los de la Patagonia. La reforma propuesta limita el beneficio a hogares vulnerables incluidos en el SEF y residentes en zonas efectivamente frías, aunque no detalla si el fondo fiduciario será suficiente ni define el monto exacto del subsidio, aspectos que quedarán en manos del Poder Ejecutivo.

A modo de ejemplo, según estimó un estudio de IERAL Fundación Mediterránea, un usuario residencial de Bahía Blanca que quede fuera del SEF afrontará un aumento en la factura del gas de hasta el 100%. Aquellos incluidos en el sistema focalizado mantendrán el subsidio, aunque igualmente serán alcanzados por aumentos debido al cambio en la base de cálculo. El informe sostiene que las subas más significativas recaerán sobre los hogares de las zonas ampliadas que, por sus ingresos, no califiquen para conservar el beneficio.

El Poder Ejecutivo no precisó cómo afectará la reforma a entidades de bien público, como clubes y parroquias, ni comprometió la ejecución de nuevas obras de infraestructura vinculadas al acceso al gas. Además, el monto final del subsidio no será fijado por ley, sino ajustado por el Poder Ejecutivo.

De esta manera, en caso de aprobarse la reforma, solo se subsidiará el consumo de gas efectivo en sectores identificados como vulnerables y localizados geográficamente en zonas de clima severo.

Royón aclaró, en primer lugar, que la actual situación energética no afecta a los usuarios residenciales, que es la demanda prioritaria e incluye casas, hospitales, escuelas y comercios. La ex funcionaria detalló que la obra de reversión del Gasoducto Norte aún no se encuentra finalizada, lo que impide transportar el volumen necesario de gas hacia la región.

Recordó que el gasoducto construido bajo el liderazgo de Sergio Massa, inicialmente llamado Néstor Kirchner y luego renombrado Perito Moreno, se completó en julio de 2023. Posteriormente, las plantas compresoras se terminaron durante la gestión de Javier Milei.

El gasoducto, que originalmente transportaba gas desde Bolivia y la cuenca norte de Salta hacia el centro del país, necesitaba una reversión en el sentido del flujo porque “Bolivia ya en el 2023 manifestaba que no iba a cumplir el contrato con Argentina, lo que finalmente terminó pasando”. Como consecuencia, todo el norte quedó sin gas y también sin energía eléctrica, debido a que la generación eléctrica en esa región depende del gas.

Royón indicó que la segunda etapa del gasoducto es prioritaria, y afirmó que la reversión solo se completó de manera parcial y las plantas compresoras presentan una demora superior a un año. “El plan original era para el invierno del 2024, después fue el invierno de 2025 y en 2026 aún no ha podido ser terminado”.

Explicó que, al modificar el sentido del flujo, la Secretaría de Energía debió reasignar la capacidad de transporte, que actualmente resulta insuficiente por la falta de obras. “En esa reasignación, el suministro de gas para Salta y Tucumán sufre una restricción importante, una baja del 35%. Entonces, ¿qué va a pasar los días de mucho frío? Hay que priorizar el gas para la demanda prioritaria, y la industria tiene una probabilidad de corte de 80 días", advirtió.

“Hoy la industria del norte se está planteando la conveniencia de no trabajar, porque los días de probabilidad de corte son demasiados”, señaló.

Royón agregó que el problema se agrava porque en el norte existen industrias de carácter estacional, como la zafra de azúcar y la producción cerámica. “Una vez que arrancaste, no se puede parar porque, en el caso de la cerámica, calentar un horno demora, por lo menos, 10 días”.

Finalmente, Royón subrayó el contraste entre la crisis actual y el potencial energético del país: “La verdad que lo más triste de esta situación es que Argentina tiene la segunda reserva de gas no convencional del mundo, lo que nos falta es infraestructura. A esta altura deberíamos tener la reversión terminada, y no deberíamos estar pensando en importar GNL. Con el agravante, por supuesto, del conflicto bélico que hizo el precio del GNL se disparara”.

Además, advirtió sobre el impacto de los precios: “La industria hoy también se plantea el tema de costo, porque claramente el gas está mucho más caro en el invierno”.

Por otra parte, Royón se refirió a la propuesta del Gobierno de modificar el esquema de subsidios energéticos y la cobertura para zonas frías. Destacó: “Yo comparto que los subsidios tienen que ir a que realmente lo necesitan, no tenemos por qué estar subsidiándole la pileta climatizada a alguien que vive en Cariló”, señaló.

Y detalló cómo funciona el régimen: “Todos pagamos un poco más, en un principio, 5%, después se sube al 7,5%, y el proyecto de ley habilita hasta el 11,5% para que vaya a un fondo, y de ese fondo se subsidie a esta zona”.

Royón advirtió que la iniciativa habilita la suba de la alícuota que financia el fondo y no especifica el destino de un posible superávit.

Agregó que quienes residen en zonas ampliadas no pasarán de inmediato a pagar el costo pleno, pero subrayó la necesidad de ajustar el sistema: “Si se bajan los beneficiarios, tiene que bajar el aporte que hacemos entre todos a ese fondo e indicar qué pasa con el excedente que puede haber en ese fondo”.

Por último, recordó que durante su gestión se reorientaron los subsidios cruzando información sobre bienes y consumos para que llegaran solo a quienes correspondía. “Antes era difícil, pero hoy el Estado puede ser más eficiente y focalizar mejor la ayuda gracias a mejores datos”, concluyó.

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A poco menos de 24 horas para la sesión en la Cámara de Diputados, los libertarios se mostraban confiados de tener los votos suficientes para darle media sanción al recorte de subsidios al gas por Zonas Frías. “Estamos bastante justos, pero va a haber concesiones en materia energética a varias provincias”, resumió un vocero del oficialismo.

El proyecto libertario restringe el universo de beneficiarios del régimen de Zona Fría únicamente a la Patagonia, Malargüe (Mendoza) y la Puna, mientras que excluye a las provincias que ingresaron en la ampliación de 2021, por ejemplo, Buenos Aires, Córdoba, Santa Fe y San Luis. En esa reforma impulsada por Máximo Kirchner, el Congreso había extendido el criterio de “zona fría” a partir de parámetros bioambientales, llevando el número de beneficiarios de 950.000 a 4 millones de hogares, casi la mitad de los usuarios residenciales con acceso a gas por red.

Sin embargo, los libertarios aseguran “ninguna persona que la necesite perderá la ayuda estatal” ya que los hogares con ingresos inferiores o iguales a tres Canastas Básicas Totales podrán registrarse en el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) para mantener el subsidio. También podrán inscribirse beneficiarios con Certificado de Vivienda Familiar (ReNaBaP), ex combatientes de Malvinas y personas con Certificado Único de Discapacidad.

Según fuentes oficiales, volver al esquema original representará un ahorro de entre $200 y $460 mil millones. En total, quedarán fuera del régimen 55 departamentos en Buenos Aires, 3 en Catamarca, 13 en Córdoba, 12 en La Pampa, 3 en La Rioja, 6 en Mendoza, 8 en Salta, 11 en San Juan, 8 en San Luis, 8 en Santa Fe y 1 en Tucumán. Por lo tanto, la negociación con los gobernadores será determinante.

Los diputados libertarios aclararon que el texto no sufrirá nuevas modificaciones más allá de las que se hicieron a la hora de firmar el dictamen. Por lo tanto, las “compensaciones” que negoció el ministro de Interior Diego Santilli con un grupo clave de provincias “cálidas” se harán por vía de subsidios a la energía eléctrica. Para esto se necesitará solamente una resolución del Ministerio de Economía. Entre las beneficiadas se destacan Misiones, Santa Fe, Jujuy, Salta, Catamarca y Tucumán.

“Varias provincias plantearon que no podía mirarse solamente la lógica de ‘zona fría’, porque en el norte existe un consumo energético altísimo por calor extremo. Ahí aparecieron compensaciones vinculadas a ‘zonas calientes’”, detallaron desde el oficialismo.

En la previa de la sesión, el bloque Provincias Unidas dejó trascender que no daría quórum complicando el panorama para el oficialismo. En especial los diputados de Córdoba, que responden al gobernador Martín Llaryora, se mostraron muy activos en las redes sociales para criticar el proyecto libertario.

“Sin ellos tenemos lo necesario para el quórum”, advirtieron desde La Libertad Avanza. Sin embargo, reconocieron que el verdadero desafío será sostener los 129 diputados presentes durante toda la sesión, ya que Zonas Frías será el último punto del temario.

Por otro lado, el proyecto permitirá que las distribuidoras y transportistas eléctricas de jurisdicción federal que se vieron afectadas durante los últimos años por el congelamiento de tarifas puedan aplicar ese crédito para cancelar deudas con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA), a condición de que abandonen todos los reclamos judiciales o administrativos vinculados.

Además, el temario oficialista incluirá la denominada ley Hojarasca, que busca eliminar 70 normas que, según el Gobierno, generan costos inútiles a los contribuyentes, se volvieron obsoletas o afectan libertades individuales. También se debatirán tratados internacionales de extradición y asistencia jurídica mutua con Polonia, Costa Rica, Chile, Serbia e Italia, el Convenio de La Haya sobre cobro internacional de alimentos para niños, el Convenio Internacional de Nairobi sobre remoción de restos de naufragio y una condecoración a un veterano de Malvinas.

La semana pasada, un sector de la oposición había convocado a una sesión para comenzar el largo camino legislativo para interpelar, y eventualmente remover de su cargo, al jefe de Gabinete, Manuel Adorni.

El objetivo era emplazar a las comisiones de Asuntos Constitucionales y Poderes, Peticiones y Reglamento para obligar a los libertarios -que controlan ambas comisiones- a tratar todos los pedidos de interpelación contra Adorni. Pero la oposición quedó lejos de llegar al quórum por la reticencia de los gobernadores a confrontar con la Casa Rosada. Por eso, pidieron postergar la convocatoria para este miércoles.

Ante ese escenario, La Libertad Avanza recurrió a una conocida maniobra de la Cámara de Diputados: convocó a una sesión para el mismo día pero una hora antes. Entonces, si los libertarios consiguen el quórum, quedará virtualmente bloqueada la convocatoria de la oposición.

La eliminación de subsidios y el ajuste de los precios relativos provocaron un aumento significativo en el costo de los servicios públicos para los hogares. Pero el efecto no fue uniforme: en ciertas provincias, el incremento en las tarifas eléctricas y gas fue más pronunciado. Sumado a las particularidades de cada región, esto produce diferencias significativas en los montos de las facturas en todo el país.

En cuanto a la energía eléctrica, un informe del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP) de la UBA y el Conicet aclaró que actualmente rige en todo el país la Resolución 109/26, que fija los precios estacionales de la energía desde el 1° de mayo. Además, el ritmo de los aumentos tarifarios asociados al Valor Agregado de Distribución (VAD) varía según la provincia.

En paralelo, algunas jurisdicciones continúan adaptando sus cuadros tarifarios, pasando del esquema de Segmentación anterior al nuevo sistema de Subsidios Energéticos Focalizados.

Entre los usuarios con subsidio, las tarifas eléctricas más altas del país en mayo se registraron en Neuquén, con una factura promedio de $88.924; Río Negro, con $84.549; Puerto Madryn, con $76.823; y Salta, con $69.343.

En contraste, las boletas más bajas para este segmento correspondieron a Formosa, con $25.321; La Rioja, con $27.191; el área de Edesur en el AMBA, con $28.281; y Edenor en el AMBA, con $28.569.

En tanto, entre los usuarios sin subsidio, Neuquén volvió a encabezar el ranking de mayores costos, con facturas promedio de $153.580, seguida por Río Negro, con $115.282; Puerto Madryn, con $109.618; y Santa Fe, con $101.213.

Del lado opuesto, las tarifas más bajas se observaron en Tierra del Fuego, con $49.727; Edenor en el AMBA, con $53.224; Edesur en el AMBA, con $54.705; y La Rioja, con $55.397.

En lo que respecta al gas por red, el IIEP destacó que en mayo se sancionaron nuevos cuadros tarifarios que identifican dos segmentos de usuarios: uno sin subsidios que paga el costo pleno de abastecimiento del gas y otro con subsidios que recibe una bonificación del 50% más un 25% adicional, hasta un umbral de consumo por región, sobre el costo de abastecimiento del gas.

A su vez, la asignación de la carga del precio PIST entre categorías, zonas y subzonas implica que existan usuarios que paguen por encima o por debajo del Precio Anual Uniforme (PAU).

Con la actualización de los valores, la factura mensual promedio para un usuario sin subsidios asciende a $71.732, considerando la estacionalidad. En el caso de los usuarios que mantienen subsidios, el monto promedio de la factura se ubica en $52.040.

Entre los usuarios sin subsidio, las facturas de gas más elevadas en mayo se registraron en Tierra del Fuego, con boletas promedio de $209.502; Santa Cruz, con $200.941; Chubut Sur, con $128.359; y Neuquén, con $104.503.

En el otro extremo, las tarifas más bajas correspondieron a Tucumán, con $36.979; el norte de la provincia de Buenos Aires, con $41.660; Salta, con $44.004; y La Puna, con $44.174.

Para los usuarios con subsidio, las mayores facturas también se concentraron en la Patagonia: Tierra del Fuego encabezó el ranking con $127.893, seguida por Santa Cruz, con $123.423; Chubut Sur, con $82.665; y Neuquén, con $82.564.

En contraste, los menores valores se observaron en Tucumán, con $30.148; Bahía Blanca, con $31.228; Salta, con $32.429; y el norte de la provincia de Buenos Aires, con $34.104.

El IIEP detalló también que “los datos indican que para los usuarios sin subsidio la composición promedio de la factura final es del 47% para el precio del gas, 31% para el VAD y 22% para los impuestos. Mientras que para los usuarios con subsidios estas proporciones son 27%, 51% y 22%, respectivamente”.

Tras el pedido para ingresar al Régimen de Incentivos par Grandes Inversiones (RIGI) por un megaproyecto de USD 25.000 millones para el desarrollo de Vaca Muerta, el presidente de YPF, Horacio Marín, anticipó exportaciones por más de USD 100.000 millones y reveló que busca que tanto el Estado como los accionistas privados cobren dividendos a partir de 2028.

A propósito de la inversión millonaria que busca ingresar al RIGI, Marín señaló que “era parte de nuestro programa de desarrollo total de Vaca Muerta”. “Este año vamos a estar en más de 250.000 barriles propios. El año que viene va a ser muy alta la producción y vamos a seguir creciendo hasta llegar a 600.000/700.000 barriles. Estamos hablando de USD 7.000 millones anuales que se van a generar en divisas”, proyectó Marín en diálogo con Infobae Al Regreso.

Megainversión en Vaca Muerta

YPF solicitó formalmente sumarse al RIGI con el objetivo de desarrollar LLL Oil, un proyecto considerado clave para la exportación de petróleo en el país. La petrolera calcula que la inversión necesaria rondará los USD 25.000 millones en un plazo de 15 años, constituyéndose como la propuesta de mayor envergadura hasta ahora en el marco del RIGI.

La compañía detalló que el plan contempla la perforación de 1.152 pozos y proyecta alcanzar una producción sostenida de 240.000 barriles de petróleo por día a partir de 2032. Según la documentación presentada, el total de la producción se orientará al mercado internacional. Además, el desarrollo prevé la producción de unos 10 millones de metros cúbicos diarios de gas, volumen que se destinará al consumo interno.

YPF estima que LLL Oil generará exportaciones por aproximadamente USD 6.000 millones al año para 2032 y la creación de cerca de 6.000 empleos directos durante la etapa de construcción y operación. “En estas áreas pasamos de 2.000 a 55.000 barriles en 18 meses. Con todo el desarrollo que vamos a hacer, la idea es llevarlo a 240.000 y generar exportaciones por USD 100.000 millones”, afirmó Marín en Infobae en Vivo.

En tanto, previó que hacia 2045, la Argentina exportará USD 20.000 millones a través del proyecto LNG. Esta iniciativa, acordada con la italiana ENI y el gigante árabe XRG, destinará USD 20.000 millones a obras de infraestructura y otros USD 10.000 millones al desarrollo de pozos petroleros, además de generar hasta 50.000 empleos en el pico de actividad.

En tal sentido, el entrevistado adelantó que el próximo mes presentarán la solicitud para que canalizar LNG a través del RIGI. “Todo este desarrollo va a generar muchos puestos de trabajo. Hay muchas obras y mucho trabajo de metalmecánica, no es solamente en Neuquén”, expresó.

Seguridad jurídica y dividendos

“Cuando aprendés a trabajar a lago plazo, no importa lo que pasa hoy, mañana o pasado. Es ruido. Lo que hay que ver es cuán sólido es el proyecto y qué sólida es la legislación. Sin RIGI, todas estás cosas no hubieran podido hacerse. Porque da la seguridad jurídica y cambiaria. Por eso vienen los inversores extranjeros y también porque hay un gobierno que es business friendly", apuntó el directivo de YPF.

A la vez, el CEO de la firma energética informó que a partir de 2028 quieren dar dividendos a sus acciones y anticipó que el objetivo es que el Estado también cobre dividendos por su participación accionaria de 51% en YPF.

“A partir del 2028 es nuestro objetivo es tratar de empezar a dar dividendos y que el Estado vaya a cobrar dividendos de YPF”, detalló y agregó que “lo que el presidente Milei me pidió es que genere valor para los accionistas, que somos todos”.

Cuando una empresa comienza a pagar dividendos a sus accionistas, implica que decide distribuir una parte de sus ganancias entre quienes poseen acciones de la compañía. Los dividendos suelen entregarse en efectivo, aunque también pueden abonarse en acciones adicionales.

Suba de la acción y precios en surtidor

Luego de que se conociera la noticia de que el reconocido inversor de Wall Street, Stanley Druckenmiller, adquirió más de tres millones de títulos de la petrolera estatal por un monto aproximado de USD 150 millones, la acción de YPF ganó un 8,8% en Wall Street, a USD 47,49, un máximo histórico. Se trata del máximo desde los USD 52,18 el 14 de marzo de 2011, previo a la expropiación de la firma en 2012.

“Esa inversión es mucho más importante de lo que todo el mundo cree. Esa persona es muy influyente en la bolsa de Nueva York y apostó. Eligió YPF. Una vez que fui a Nueva York, estuve con él reunido y me hizo millones de preguntas y se las contesté“, celebró Horacio Marín.

Al ser consultado sobre el amortiguador de precios que fijó la compañía por otros 45 días para evitar un mayor traspaso de la volatilidad de los valores del petróleo por la guerra en Medio Oriente, Marín explicó que se trata de un sistema de compensación.

Al terminar el plazo establecido y cuando finalice el conflicto en Irán, en YPF los precios de los combustibles se mantendrán sin cambios. Esta decisión busca compensar el ingreso que la empresa dejó de percibir por no haber ajustado los valores según las variaciones del Brent durante este período.

“Plancho un precio, no genero roturas bárbaras y el mercado está estable. El accionista no tiene ningún problema ni ninguna pérdida”, resumió el directivo.

Por la magnitud de sus beneficios, el Régimen de Incentivo para las Grandes Inversiones (RIGI) es tal vez el mayor compromiso fiscal asumido por el Gobierno para la promoción de proyectos. Suponiendo un escenario de máxima actividad, el costo anual para las arcas públicas podría exceder los USD 1.000 millones, según estimaciones del Centro de Economía Política Argentina (CEPA). El costo fiscal podría variar entre USD 786 y USD 1.395 millones por año, dependiendo del volumen de exportaciones alcanzado en la próxima década.

De acuerdo con el análisis de CEPA, la reducción de la alícuota del Impuesto a las Ganancias del 35% al 25% constituye el principal factor de resignación tributaria, equivalente a USD 545 millones anuales en el escenario base. A esto se agrega la renuncia a cobrar retenciones sobre exportaciones por USD 107 millones cada año, con especial impacto en el sector minero de litio y plata. Sectores como petróleo, gas y oro ya contaban con derechos de exportación en 0% antes de la implementación del régimen.

Durante la llamada fase de construcción, que se extenderá entre 2026 y 2028, el costo fiscal anual proyectado asciende a USD 430 millones, principalmente por la exención de aranceles y la devolución anticipada del IVA, informó el CEPA. Hasta mayo de 2026 -fecha de elaboración del informe-, había 12 proyectos de inversión aprobados bajo el régimen, por una suma total de USD 26.680 millones y proyección de exportaciones anuales por USD 28.141 millones. La mayoría de estas iniciativas corresponde a energía renovable, hidrocarburos, gas natural licuado (GNL), minería y siderurgia.

En la estructura de inversiones que relevó CEPA, YPF ocupa un rol preponderante. Según el estudio, la petrolera de mayoría estatal concentra 68,5% del financiamiento total comprometido dentro del régimen.

Si bien el informe es previo al último anuncio de la petrolera de mayoría estatal, el pasado viernes YPF presentó el mayor proyecto en valor del régimen. Se trata de una inversión de USD 25.000 millones para LLL Oil, uno de los proyectos de exportación de petróleo más relevantes en la historia argentina, según definió la compañía. La empresa informó que LLL Oil prevé la perforación de 1.152 pozos, con la expectativa de alcanzar un plateau de producción de 240.000 barriles diarios de petróleo a partir de 2032. Según consignó el CEO y presidente de la firma, Horacio Marín, el crudo “estará destinado 100% al mercado de exportación y será evacuado a través de VMOS”.

Debate sobre la eficiencia fiscal

El informe de CEPA revela que, aunque actualmente hay 16 proyectos aprobados, al menos siete de ellos fueron anunciados, avanzados o estaban en ejecución previo a la sanción del RIGI, lo que genera críticas al considerar que las exenciones fiscales podrían haberse otorgado a iniciativas que igualmente se habrían materializado. “El RIGI otorga beneficios fiscales extraordinarios a inversiones que probablemente se hubieran realizado de todas formas”, consignó el documento.

A pesar de esta conclusión, hay quienes aseguran en la industria que muchos proyectos, sobre todo los energéticos, hubieran sido imposibles de ubicar en el país. El RIGI, tanto entre el empresariado local, como desde el punto de vista de quienes residen en el exterior y miran con atención a la Argentina, es uno de los principales motivos por los que muchas empresas decidieron apostar por el país y no por otras plazas.

De hecho, el régimen ya esta generando tensiones del otro lado de la Cordillera de los Andes. Frente al desafío de captar inversiones en la nueva era global de los minerales críticos, líderes empresariales chilenos nucleados bajo la Cámara Minera de Chile, reclamaron a la administración del presidente José Antonio Kast adoptar una estrategia de desarrollo más ágil y ambiciosa, o arriesgarse a quedar rezagados en el denominado “siglo del cobre sudamericano”.

“Milei hizo en 18 meses lo que en Chile no hemos logrado en 10 años. El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones es un instrumento de política pública notable y Chile tiene que tomarlo como referencia”. La comparación expuesta en el comunicado señala la diferencia de escala: en menos de dos años, Argentina aprobó 12 proyectos con inversiones por USD 26.000 millones, mientras que Chile priorizó proyectos por USD 62 millones.

La estructura del régimen incluye incentivos como la exención de aranceles en la importación de bienes de capital, la devolución anticipada de IVA mediante Certificados de Crédito Fiscal, la posibilidad de computar el total del impuesto a los créditos y débitos bancarios, y la reducción de la alícuota sobre dividendos para no residentes. Además, los proyectos cuentan con estabilidad fiscal, aduanera y cambiaria garantizada por 30 años y acceso gradual a la libre disponibilidad de divisas.

Ya son 16 los proyectos aprobados

A comienzos de la semana, el Gobierno sumó cuatro nuevas iniciativas al régimen, alcanzando los 16 proyectos aprobados por casi USD 30.000 millones, según informó Luis Caputo, ministro de economía, en su cuenta de X. Caputo precisó que existen “otros 20 en evaluación”.

Entre los recientes aprobados destaca el yacimiento de cobre de Minera San Jorge, la ampliación de Caucharí Olaroz para el litio y la expansión del gasoducto Perito Moreno —con una inversión de USD 550 millones a cargo de Transportadora de Gas del Sur (TGS)—, cuya obra añadirá 12 millones de metros cúbicos diarios de gas al sistema de Buenos Aires en 2027 y generará 7.535 empleos durante la construcción.

En paralelo, la minera canadiense AbraSilver obtuvo el visto bueno para desarrollar el proyecto Diablillos, con una inversión inicial de USD 481 millones —ampliable hasta USD 764 millones— en una mina de oro y plata emplazada entre Salta y Catamarca, que proyecta 2.013 puestos de trabajo y USD 417 millones en potencial exportador, según los datos del ministerio.

La producción de petróleo en la Argentina se acerca a un récord histórico y arrastra consigo una demanda laboral de escala inédita. Vaca Muerta, la formación de hidrocarburos no convencionales de la Cuenca Neuquina, genera ya el 70% del crudo y el gas del país, concentra inversiones que en 2026 podrían superar los USD 12.000 millones.

Esta estructura proyecta una necesidad de unos 40.000 puestos de trabajo netos en los próximos cuatro años, según estimó Horacio Marín, presidente de YPF, durante una charla en la Feria del Libro. La pregunta que se instala en la región no es si habrá trabajo, sino si habrá trabajadores para cubrir la demanda.

Los números respaldan la urgencia. Según un informe de la Bolsa de Comercio de Rosario (BCR), la producción de crudo podría alcanzar este año 54,5 millones de metros cúbicos, un 16% más que en 2025 y 11% por encima del pico histórico de 1998. El promedio diario de producción ya rozó 900.000 barriles en enero de 2026, con proyecciones que apuntan al superar esa cifra antes de fin de año. Hace apenas una década, el número era prácticamente la mitad.

El avance del petróleo no convencional explica esa transformación. En 2015, representaba menos del 5% de la producción nacional; hoy ronda el 70%. La producción convencional, mientras tanto, cayó 41% respecto a 2016. El resultado neto es que la Argentina no solo recuperara terreno, sino que se posicionara como uno de los actores energéticos más relevantes de la región.

Estos cuatro años vamos a demandar alrededor de 40.000 puestos de trabajo y creo que nos quedamos cortos (Marín)

En 2025, el país revirtió su histórico déficit de divisas en la balanza comercial energética, cerró con un superávit récord de USD 7.815 millones, según datos de la Secretaría de Energía.

Marín describió la dimensión del proceso con precisión: “Estos cuatro años vamos a demandar alrededor de 40.000 puestos de trabajo y creo que nos quedamos cortos”. El ejecutivo enumeró los proyectos en marcha -la etapa final del Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), una planta de GNL, el gasoducto de SESA y el mayor poliducto de la historia de YPF- y anticipó que la magnitud de la obra podría requerir trabajadores de países limítrofes.

Demanda de empleo y oferta salarial

La demanda laboral no se concentra solo en los grandes proyectos de infraestructura. En las ciudades del interior productivo -Rincón de los Sauces, Plaza Huincul, Cutral Co y Añelo-, la actividad diaria genera una necesidad constante de perfiles técnicos y operativos. Los roles más buscados incluyen ingenieros de perforación y reservorio, operadores de fractura (fracking), técnicos en mantenimiento mecánico, eléctrico y electromecánico, soldadores certificados, especialistas en seguridad, higiene y medio ambiente (HSE), instrumentistas y personal de obra e infraestructura.

Los salarios reflejan esa presión. Según datos de ManpowerGroup, los técnicos sin diagrama perciben entre $2.900.000 y $4.200.000 mensuales netos, mientras que los operadores con diagrama llegan a $7.000.000. Los perfiles de ingeniería y especialistas pueden alcanzar $14.000.000 mensuales, y los mandos medios con diagrama se ubican entre 7 y 11 millones de pesos.

La consultora Michael Page, que elaboró su Guía Salarial 2026 con datos de más de 1.900 empresas y profesionales, detectó rangos similares: los gerentes de planta en grandes compañías cobran entre 11 y 14 millones de pesos brutos más bonos de hasta cinco salarios anuales, y los gerentes de ventas B2B se encuentran entre los mejor remunerados del sector.

Las empresas siguen enfocadas en la compensación monetaria, pero el talento valora cada vez más el crecimiento profesional y la personalización de los beneficios (Parker)

“Las empresas siguen enfocadas en la compensación monetaria, pero el talento valora cada vez más el crecimiento profesional y la personalización de los beneficios”, señaló Álvaro Parker, Managing Director de PageGroup para Argentina, Chile y Perú.

Según la consultora, el 94% de los candidatos exige propuestas que incluyan beneficios en salud, modalidad de trabajo y bonos personalizados, pero el 71% de las empresas ofrece paquetes estandarizados. A eso se suma la dolarización parcial de paquetes para posiciones críticas, una práctica que crece en el sector.

El problema estructural persiste: el 64% de los empleadores en Argentina reporta dificultades para cubrir posiciones, y el sector energético figura entre los más afectados, de acuerdo con ManpowerGroup. Para compensar ese déficit, las compañías recurren a relocalización, capacitación acelerada y esquemas rotativos más flexibles.

El desafío de Neuquén y la respuesta educativa

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, fue directo sobre las prioridades de la provincia. “En Neuquén no sobra trabajo. Hemos planificado de qué manera vamos a crecer a medida que se vayan generando nuevos puestos de trabajo. Mi deber es darle oportunidad primero a los neuquinos", dijo en su paso por la Feria del Libro.

Solo en 2025, la provincia sumó 21.000 habitantes de otras zonas, lo que obligó a inaugurar 160 aulas. Figueroa reconoció que, durante años, las empresas llegaban con personal de otras provincias porque no había capital formado localmente. “Nuestra gente tiene que tomar ese espacio”, subrayó.

También destacó una asimetría fiscal que condiciona la inversión provincial: de la ganancia total generada en Neuquén, el 42% va al Estado nacional y apenas el 1,2% retorna a la provincia vía coparticipación federal de impuestos.

Instituto Vaca Muerta: capacitación gratuita y cupos abiertos

La formación técnica es la respuesta que el sector construyó de manera colectiva. El Instituto Vaca Muerta (IVM) nació como una iniciativa de YPF y se consolidó como una alianza de 14 compañías -entre ellas Vista Energy, PAE, Pluspetrol, Tecpetrol, Pampa Energía, Shell, Chevron y TotalEnergies- con sede en el Polo Científico Tecnológico de Neuquén. El objetivo: estandarizar las competencias técnicas y de seguridad que demanda el desarrollo no convencional hacia 2030.

Horacio Marín precisó que este año YPF planea certificar la capacitación de 2.500 trabajadores, cifra que subirá a 3.000 anuales desde 2027, con una meta de 15.000 técnicos calificados formados en el IVM. En la primera convocatoria del instituto se registraron 17.000 interesados.

Cómo inscribirse a los cursos gratuitos del IVM

En su página web, el IVM tiene abierta una convocatoria con inscripción gratuita y fecha límite el 20 de mayo. Los cursos disponibles para operadores son de: fractura, instrumentación; mantenimiento eléctrico; mantenimiento mecánico; perforación; plantas de tratamiento de agua y crudo; plantas de tratamiento de gas; y producción.

La mayoría de los cursos tiene una duración de 340 horas, con modalidad presencial y continua, y evaluaciones parciales individuales y grupales

La mayoría tiene una duración de 340 horas. La modalidad es presencial y continua, con evaluaciones parciales individuales y grupales, y una integración final individual.

Para obtener la certificación, cada módulo exige un mínimo del 70% de asistencia y una nota de al menos 6 sobre 10. Existe la posibilidad de recuperatorio para quienes no aprueben o falten con justificación. Al completar todos los módulos, el egresado recibe una certificación final que acredita las horas cursadas y las competencias alcanzadas.

Un buque mercante con un cargamento de 20.000 toneladas métricas de gas licuado de petróleo (GLP) llegó al puerto de Kandla de la India, en el estado occidental de Gujarat, tras lograr cruzar el estratégico estrecho de Ormuz en plena crisis bélica en Oriente Medio.

“El navío MV SYMI, con bandera de las Islas Marshall, inició su travesía en Catar y atracó en la Autoridad Portuaria de Deendayal el sábado alrededor de las 23:30 hora local (18:00 GMT), tras haber cruzado el paso marítimo el pasado 13 de mayo”, informaron fuentes portuarias a la agencia de noticias india PTI.

Desde principios de marzo, un total de trece buques con bandera india, entre ellos doce petroleros de GLP y un buque cisterna de crudo, han logrado atravesar el estrecho de Ormuz, una arteria fundamental para el comercio energético mundial.

El pasado lunes, el primer ministro de la India, Narendra Modi, urgió a sus ciudadanos a reducir drásticamente el consumo de gasolina y a limitar las importaciones domésticas, en un intento por blindar la economía de la mega nación frente al descontrol de los precios causado por la guerra en Oriente Medio.

Irán acusó este domingo a Estados Unidos e Israel de haber provocado la actual inseguridad en las rutas energéticas internacionales y denunció que ahora buscan justificar una nueva ofensiva contra Teherán bajo el argumento de proteger la paz y la estabilidad de los mercados globales.

Las negociaciones entre Teherán y Washington, mediadas por Pakistán, permanecen bloqueadas tras el rechazo estadounidense a la última propuesta iraní, calificada por Trump como un “pedazo de basura”.

Por ahora sigue vigente el alto el fuego acordado entre las partes el 8 de abril, aunque Trump dijo hace una semana que la tregua era “increíblemente frágil”, mientras ambas partes mantienen su bloqueo en el estrecho de Ormuz.

Ataque a un buque indio

La India denunció el pasado jueves un ataque a un buque de bandera india mientras navegaba frente a las costas de Omán el miércoles sin señalar ningún autor.

“El ataque contra un buque con bandera india frente a las costas de Omán ayer es inaceptable y deploramos que los buques mercantes y los marineros civiles sigan siendo blanco de ataques”, declaró en un comunicado el Ministerio de Exteriores indio.

Según la nota oficial, todos los marineros se encuentran a salvo, aunque el Ejecutivo indio ha urgido a cesar los ataques contra civiles inocentes y a poner fin a cualquier tipo de bloqueo de navegación y comercio.

Nueva Delhi ha evitado señalar directamente un responsable del incidente.

El incidente coincide con la presencia del ministro de Exteriores iraní, Abás Araqchí, en Nueva Delhi para la cumbre de cancilleres del los BRICS, en los que ha instado a sus miembros a condenar las violaciones del derecho internacional por parte de los “agresores” EE.UU e Israel.

(con información de EFE)

Petróleos Mexicanos (Pemex) descartó este sábado 16 de mayo que los videos difundidos en redes sociales sobre una supuesta fuga de gas frente a las costas de Sánchez Magallanes, Tabasco, correspondan a su infraestructura.

La empresa aclara que las instalaciones que aparecen en las imágenes no pertenecen a Pemex y que todas sus plataformas operan con normalidad.

La aclaración ocurre luego de que residentes de la zona señalaran un fuerte olor a gas, lo que motivó la amplia circulación de los videos y preocupó a la población.

Pemex reitera que las imágenes no reflejan la situación de sus operaciones y su infraestructura marítima no presenta incidentes.

Los videos comenzaron a compartirse la mañana del sábado 16 de mayo. Personal de Pemex revisa permanentemente el estado de sus plataformas en Tabasco, conforme a los protocolos de seguridad de la empresa.

Un proyecto de USD 25.000 millones a desembolsar en 15 años, más de mil pozos a perforar y una producción destinada íntegramente al mercado externo. Eso es, en términos generales, LLL Oil, la iniciativa que YPF presentó este jueves ante el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y que la compañía define como el programa de exportación de petróleo más importante de la historia argentina.

El presidente de la petrolera estatal, Horacio Marín, fue el primero en difundir la novedad a través de su cuenta en X. En la publicación, anticipó que el proyecto tendrá un impacto que va más allá de la inversión inicial: “En toda la vida del proyecto va a generar más USD 100.000 millones en exportaciones”, escribió.

“Esto es mucho más que una inversión. Es el inicio de una nueva etapa. Todo lo que hicimos hasta ahora no tiene comparación con lo que viene en los próximos dos años”, agregó.

Qué es LLL Oil y cómo funciona

LLL Oil es un proyecto desarrollado por YPF que apunta al desarrollo integrado de áreas geográficamente contiguas dentro de la formación de Vaca Muerta. La lógica detrás de su diseño es la de aprovechar economías de escala: las distintas zonas que lo conforman compartirán instalaciones de superficie, equipos de perforación, sets de fractura y toda la logística vinculada al suministro de arena y agua.

Ese esquema de recursos compartidos es, según la empresa, lo que permite proyectar niveles de eficiencia y competitividad a escala internacional. En términos operativos, el plan contempla la perforación de 1.152 pozos a lo largo de los próximos 15 años, con una inversión total estimada en USD 25.000 millones. Se trata, hasta la fecha, de la solicitud de mayor envergadura presentada bajo el RIGI.

La producción: petróleo para afuera, gas para adentro

Uno de los rasgos que distingue a LLL Oil de otros proyectos es la separación que establece entre los destinos de sus dos productos principales. El crudo que se extraiga tendrá como destino exclusivo el mercado de exportación: el ciento por ciento de la producción de petróleo será evacuada a través de Vaca Muerta Oil Sur (Vmos), el consorcio que integran YPF junto a Pan American Energy, Vista, Pampa Energía, Pluspetrol, Chevron, Tecpetrol y Shell.

Ese esquema de transporte incluye un oleoducto con capacidad para mover hasta 550.000 barriles por día, con posibilidad de escalar hasta 700.000 barriles diarios. La inversión prevista para esa infraestructura asciende a USD 3.000 millones.

El gas, en cambio, tendrá otro recorrido. El proyecto prevé una producción de aproximadamente 10 millones de metros cúbicos diarios de ese combustible, que se destinarán al abastecimiento del mercado local argentino.

Las metas para 2032

El horizonte temporal central del proyecto es 2032. Para ese año, YPF proyecta que LLL Oil habrá alcanzado su nivel de producción sostenida —lo que en la industria se denomina plateau— de 240.000 barriles diarios de petróleo. En paralelo, se estima que las exportaciones generadas por el proyecto rondarán los USD 6.000 millones anuales.

En materia de empleo, la compañía calcula que durante el desarrollo de la iniciativa se crearán aproximadamente 6.000 puestos de trabajo directos.

El RIGI como marco legal

Para que un proyecto de estas dimensiones resulte viable, YPF recurrió al RIGI, el régimen de incentivos que el Gobierno nacional habilitó para atraer inversiones de gran escala. La compañía describió ese marco legal como “un catalizador clave” para hacer posible una iniciativa de esta magnitud.

Cabe recordar, que la adhesión al RIGI otorga a los proyectos beneficios impositivos, aduaneros y cambiarios durante un período extendido, con el objetivo de brindar previsibilidad a inversores que comprometenen capital a largo plazo. En el caso de LLL Oil, esa previsibilidad resulta central dado que el horizonte de inversión se extiende por década y media.

Otro megaproyecto en marcha

LLL Oil no es la única apuesta de gran escala que tiene YPF en desarrollo. A comienzos de 2026, la petrolera estatal formalizó un acuerdo con la italiana ENI y la árabe XRG para avanzar con Argentina GNL, un proyecto orientado a la producción y exportación de gas natural licuado.

Esa iniciativa contempla la instalación de dos unidades flotantes de licuefacción con una capacidad conjunta de 12 millones de toneladas por año. La inversión total proyectada asciende a USD 30.000 millones: USD 20.000 millones destinados a infraestructura y otros USD 10.000 millones al desarrollo de pozos. La decisión final de inversión está prevista para la segunda mitad de 2026, y las exportaciones comenzarían cuatro años después de esa definición.

En cuanto al empleo, la fase inicial de Argentina GNL generaría cerca de 40.000 puestos de trabajo, con posibilidad de llegar a 50.000 si el consorcio decide ampliar la capacidad instalada hasta los 18 millones de toneladas anuales. El financiamiento del proyecto, por su parte, podría situarse entre USD 15.000 y USD 17.000 millones, de acuerdo con declaraciones del propio Marín.

Con LLL Oil y Argentina GNL en simultáneo, YPF avanza en la construcción de lo que sus propias autoridades describen como un "nuevo perfil exportador para el país", con Vaca Muerta como eje central de esa transformación.

La mayor crisis de suministro de petróleo de la historia se agrava rápidamente. Ya se han perdido unos 2.000 millones de barriles, o el 5% del suministro mundial anual de petróleo, debido al cierre del estrecho de Ormuz. Cada día que permanece cerrado, el déficit aumenta en 14 millones de barriles. Dado que las conversaciones de paz entre Estados Unidos e Irán se han estancado, la reapertura aún parece estar muy lejos.

Sin embargo, los mercados petroleros presentan una calma inusual. Los futuros del crudo Brent, a 105 dólares el barril, han caído desde los máximos de abril, que rondaban los 120 dólares. Se mantienen por debajo del pico de 129 dólares alcanzado en 2022, tras la invasión rusa de Ucrania. Los precios al contado han descendido aún más, lo que sugiere que el petróleo crudo es más abundante que al inicio de la guerra. Este sorprendente exceso de oferta es real, pero no hay que confiarse demasiado. Un desastre energético de grandes proporciones podría estar a la vuelta de la esquina.

Dos inesperados salvadores protegen al mundo de la catástrofe. Uno de ellos es Estados Unidos. Sus exportaciones de crudo y productos refinados, descontando las importaciones, se han disparado hasta los 9 millones de barriles diarios (b/d), casi 4 millones de b/d por encima del nivel registrado en la misma época del año anterior. Esto refleja la agilidad de las empresas energéticas estadounidenses, que han aprovechado sus reservas, refinerías y terminales para abastecer a un mayor número de clientes de alto poder adquisitivo en el extranjero. Asimismo, confirma la utilidad de la Reserva Estratégica de Petróleo de Estados Unidos, que el gobierno comenzó a utilizar en marzo. Estos barriles adicionales permitieron aumentar los envíos al extranjero sin afectar la oferta nacional.

El segundo héroe inesperado es China, que importa 4,5 millones de barriles diarios menos de crudo que hace un año. Esto refleja una menor demanda de combustible más caro por parte de los consumidores. También se deriva de las decisiones del gobierno. Al comienzo de la guerra, prohibió a las refinerías exportar productos y las autorizó a utilizar sus reservas. Esto redujo la demanda de petróleo extranjero por parte de las refinerías.

Esto, sumado al racionamiento que destruye la demanda en los países pobres, explica la tranquilidad de los mercados de crudo. Sin embargo, si el estrecho de Ormuz permanece cerrado, se avecina una tormenta, y entonces los gobiernos deberán evitar políticas que la hagan más destructiva.

El mundo entró en la guerra con reservas de petróleo cercanas a máximos de los últimos diez años. A medida que los importadores recurren a sus reservas para compensar la pérdida de suministro en el Golfo, estas podrían agotarse más que nunca para junio. El colchón de petróleo almacenado en alta mar, que alcanzó volúmenes casi récord —disponible en parte gracias al aumento de las exportaciones del Golfo antes de la guerra—, se ha agotado en gran medida. Ni siquiera las reservas nacionales de Estados Unidos y China durarán para siempre, y mucho menos las escasas reservas de los países pobres.

Pronto, por lo tanto, las reservas privadas en los países ricos comenzarán a agotarse. Los precios podrían entonces dispararse, reflejando tanto el bajo nivel absoluto de inventarios como su distribución geográfica desigual. Los productos refinados serán los primeros afectados. Las exportaciones atrapadas en los Golfos y los recortes en la producción de refinerías en otros lugares ya han agotado las reservas de diésel, gasolina y combustible para aviones, lo que ha disparado los precios mucho más rápido que los del crudo. A medida que las reservas desaparezcan, los precios tendrán que subir aún más para equilibrar la oferta y la demanda.

La crisis se intensificará si China empieza a comprar más crudo. Con casi 1200 millones de barriles en reserva, en teoría podría evitar las costosas importaciones durante meses. Pero también querrá mantener una reserva, por lo que podría volver al mercado.

El otro riesgo es que Donald Trump pierda los nervios. Él y otros populistas del movimiento “Estados Unidos Primero” se indignarán ante el aumento vertiginoso de las exportaciones mientras las reservas nacionales disminuyen, especialmente si esto eleva el precio de la gasolina por encima de los 5 dólares el galón. En 2022, tales aumentos de precios perjudicaron tanto el bolsillo de los conductores como los índices de aprobación de Joe Biden como presidente. La administración Trump ya está debatiendo una posible prohibición de las exportaciones. Si la implementara, los precios mundiales subirían rápidamente. Las costas estadounidenses, que dependen de las importaciones, se verían perjudicadas por los precios más altos de las importaciones y cualquier represalia de otros exportadores. Sus refinerías, al ver reducidos sus márgenes, recortarían la producción.

La economía mundial ha encontrado cierta calma en el ojo de la tormenta energética. Pero está lejos de ser un puerto seguro. Una decisión imprudente de Estados Unidos podría fácilmente hacerla naufragar.

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El oficialismo y sus aliados avanzaron este miércoles en la Cámara de Diputados con el dictamen de mayoría del proyecto para reducir las zonas incluídas en el régimen de Zonas Frías. Según explicaron fuentes de La Libertad Avanza, el objetivo es incluir el recorte de subsidios en una sesión que será convocada para el próximo miércoles 20 de mayo.

El proyecto restringe el universo de beneficiarios del régimen de Zona Fría únicamente a la Patagonia, Malargüe (Mendoza) y la Puna, mientras que excluye a las provincias que ingresaron en la ampliación de 2021, por ejemplo, Buenos Aires, Córdoba, Santa Fe y San Luis. En esa reforma impulsada por Máximo Kirchner, el Congreso había extendido el criterio de zona fría a partir de parámetros bioambientales, llevando el número de beneficiarios de 950.000 a 4 millones de hogares, casi la mitad de los usuarios residenciales con acceso a gas por red.

A su vez, el proyecto establece que el subsidio por Zona Fría quedará reservado a los usuarios registrados en el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF). Este padrón incluye hogares con ingresos inferiores o iguales a tres Canastas Básicas Totales, que cuenten con Certificado de Vivienda Familiar y los beneficiarios de pensión vitalicia a veteranos. Por lo tanto, solo los hogares vulnerables empadronados en el SEF podrán mantener el adicional por zona fría en las áreas que perderán la cobertura ampliada.

En total, quedarán fuera del régimen 55 departamentos en Buenos Aires, 3 en Catamarca, 13 en Córdoba, 12 en La Pampa, 3 en La Rioja, 6 en Mendoza, 8 en Salta, 11 en San Juan, 8 en San Luis, 8 en Santa Fe y 1 en Tucumán.

Desde el oficialismo explicaron que con la alícuota vigente del 7,5% sobre el precio del gas natural, el Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos de Gas ya no alcanza para financiar el régimen.

La secretaria de Energía, María Carmen Tettamanti, explicó ante la comisión que el Gobierno considera que “los recursos son escasos y que la forma justa de utilizarlos es destinarlos exclusivamente a la gente que más lo necesita”.

“No le estamos sacando ningún subsidio a la gente que lo necesita. Pero en el resto del país estamos focalizando lo que se recauda con la alícuota del 7,5% en los usuarios que más lo necesitan. Lo que queremos es que la gente que pueda pagar la energía, la pague. Y focalizar en los que más necesitan”, detalló.

Por otro lado, la iniciativa aborda la deuda histórica del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Si se modifica el régimen, el Estado calculará las diferencias de ingresos que las distribuidoras y transportistas eléctricas de jurisdicción federal dejaron de percibir durante los años de emergencia tarifaria (congelamiento de tarifas). Ese crédito se aplicará a cancelar las deudas que esas empresas mantienen con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA), a condición de que abandonen todos los reclamos judiciales o administrativos vinculados.

“Lo que proponemos es evaluar cuáles son los ingresos que las empresas no percibieron y en caso de que esos activos regulatorios superen la deuda con CAMMESA, se les condonaría la deuda. Pero van a tener que renunciar a hacerles nuevos reclamos judiciales al Estados Nacionales”, explicó Tettamanti.

El oficialismo apunta a incluir este proyecto en la sesión del próximo miércoles 20 de mayo, cuando también se tratará la Ley Hojarasca, que elimina 70 normas que “generan costos inútiles a los contribuyentes, se volvieron obsoletas o afectan libertades individuales”.

Con el fin de evitar aumentos abruptos en las tarifas que puedan incrementar la inflación, el Gobierno subsidiará el costo de las importaciones de gas natural licuado (GNL) que abastecerán a hogares, hospitales, escuelas y otros servicios prioritarios durante el invierno. Este mecanismo permitirá aplanar las facturas de gas durante los meses de frío, de manera que los usuarios residenciales afrontarán la diferencia a partir de noviembre, en cuotas distribuidas a lo largo de seis meses.

De acuerdo con la resolución del ministerio de Economía publicada en el Boletín Oficial, esta decisión implica que la diferencia entre el costo internacional del Gas Natural Licuado (GNL) —estimado en USD 20 por millón de BTU— y el precio local de abastecimiento —promediado en USD 3,79— será solventada inicialmente por el Estado.

Según calculó el medio especializado Econojournal, el monto financiado fluctuaría entre USD 150 y USD 200 millones y recién será trasladado a los usuarios finales una vez que pase el pico de demanda invernal.

Esta modalidad, conocida como Diferencias Diarias Acumuladas (DDA), constituye un instrumento regulatorio que evita grandes saltos en los servicios, permitiendo que la diferencia entre el costo real del gas importado y el valor que pagan los usuarios se ajuste en los períodos siguientes. Según la norma, el DDA se calcula para cada mes del invierno y se acumula hasta el último día hábil de cada ciclo estacional, asegurando que las empresas distribuidoras no registren pérdidas y los usuarios no sufran subas repentinas en sus boletas.

Esta novedad refleja un cambio de lógica respecto al modelo vigente en décadas anteriores, cuando el Estado cubría también el costo del gas importado utilizado por las grandes industrias. De hecho, hasta el año pasado, la importación se realizaba a través de la empresa estatal Enarsa, que subsidiaba el precio internacional —de entre USD 15 y USD 17 por millón de BTU— y lo revendía localmente a un precio cercano a USD 2,7. Ahora, la Secretaría de Energía dispone que, a partir de este invierno, solo los hogares y servicios prioritarios serán beneficiados por el subsidio en las tarifas reguladas, mientras que las industrias deberán asumir el costo pleno.

La industria enfrentará precios internacionales del gas en el invierno

Este invierno supondrá un cambio estructural para las grandes compañías con alto consumo energético que no recibirán subsidio estatal para el GNL que utilicen. El sector deberá informar anticipadamente a la Secretaría de Energía, bajo la conducción de María Tettamanti, qué volúmenes de gas están dispuestos a adquirir a valores internacionales. De no confirmarse dicha compra previa, las industrias que cuenten con contratos interrumpibles enfrentarán la posibilidad concreta de quedarse sin abastecimiento en jornadas de bajas temperaturas.

El conflicto en Medio Oriente encareció notablemente el valor internacional del GNL, lo que ya generó decisiones visibles en el sector productivo argentino. Esta semana se supo que el horno principal de Loma Negra en Olavarría permanecerá apagado hasta noviembre de 2026. Según pudo saber Infobae, la empresa atribuyó su decisión tanto al alza en el costo del gas durante el invierno como al exceso de stock de clínker acumulado tras una sobreproducción en verano.

En este sentido, altas fuentes industriales consultadas por este medio sostuvieron que el encarecimiento internacional vuelve casi inviable para ciertos rubros —como fabricantes de ladrillos o productos cerámicos— consumir gas a precios internacionales, lo que podría derivar en suspensión temporal, adelanto de producción o directamente no consumir GNL si no resultara indispensable para la continuidad del negocio.

El sistema argentino prioriza el abastecimiento residencial y de servicios esenciales, donde se utiliza el gas principalmente para calefacción y agua caliente. En contraste, la industria lo emplea como insumo insustituible para procesos continuos en ramas como la siderurgia, la petroquímica y la alimentación. Al quedar expuestas al mercado internacional y sin subsidios, estas empresas enfrentarán la decisión de asumir un mayor costo o reducir su actividad.

El GNL importado seguirá siendo imprescindible para la demanda argentina

Durante el primer trimestre del año, la Argentina alcanzó un superávit energético de USD 2.405 millones, el mayor registrado en los últimos años. Pese a ello, el país debe recurrir a la importación de GNL en invierno por la incapacidad estructural de la red de transporte para cubrir la explosión estacional de la demanda, especialmente en el sector residencial. El GNL importado se perfila de este modo no solo como recurso para garantizar el suministro domiciliario, sino sobre todo para sostener los procesos productivos, que concentran la mayor parte del consumo importado.

Dadas las normas vigentes, la prioridad de abastecimiento corresponde a los usuarios clasificados como “demanda prioritaria” —hogares y servicios públicos esenciales—, mientras que los contratos interrumpibles podrán ver afectado su suministro, dependiendo del volumen disponible y las temperaturas.

De acuerdo con declaraciones de actores del sector a Infobae, el precio final del GNL será determinante para la operatoria de múltiples industrias este invierno. Mientras algunas compañías estarán dispuestas a pagar valores elevados, otras anticipan que “no vamos a consumir ese gas“, en palabras de referentes empresariales citados. Esa dinámica dependerá del balance entre el costo del gas, la stockeabilidad de insumos y la demanda de producto en un contexto de actividad deprimida.

El principal horno de Loma Negra en la ciudad bonaerense de Olavarría se apagará hasta noviembre de 2026. La noticia se conoció justo en un momento en el que la industria y la construcción repuntaron su actividad en marzo, según el Indec, por primera vez en el año. El despacho de cemento, sin embargo, cayó en abril y la falta de seguridad acerca de la provisión de gas para la industria genera mayor incertidumbre en el sector.

La pausa, que la empresa describe como una medida programada para ajustar la producción al contexto actual de costos energéticos y sobreabundancia de insumos, responde a dos factores: el impacto directo del alto costo del gas durante los meses de invierno y el excesivo stock de clínker (el componenete activo del cemento portland) acumulado, resultado de una sobreproducción registrada en el verano.

La decisión de Loma Negra marcó una diferencia con los ciclos habituales de paradas técnicas, que suelen extenderse por poco más de un mes. El secretario general del sindicato minero AOMA Olavarría, Alejandro Santillán, explicó que las interrupciones programadas por mantenimiento generalmente duran unos 40 días, pero advirtió que “la extensión anunciada para este año no tiene precedentes”. Según datos del sindicato, en L’Amalí se almacenan actualmente más de 700.000 toneladas de clínker por fuera de los silos, un volumen considerable que permitirá mantener activa la producción de cemento de Loma Negra en la localidad bonaerense.

La planta de la cementera en Olavarría opera con dos hornos principales. En esta oportunidad, uno de ellos permanecerá detenido durante seis meses, mientras que el segundo cesará actividades en mayo y junio, con expectativas de reactivación en julio de acuerdo con las proyecciones empresariales. El gremio sostiene que las tareas de mantenimiento podrían concretarse en algunas semanas, pero, tal como señalaron fuentes de AOMA, la elección de prolongar el cese hasta fin de año responde a la caída en la construcción y el fin de la obra pública.

El clínker, elemento fundamental para la fabricación de cemento portland, se produce en hornos donde la piedra se cocina antes de ser molida y mezclada con piedra caliza en una proporción de 60% a 40%. El parate coincide con un momento crítico del sector: los datos del Índice Construya (IC) reflejaron en abril una suba mensual del 4,98% desestacionalizada, pero se ubica un 4,7% por debajo del mismo mes de 2025. En el primer cuatrimestre de 2026, los despachos de productos para la construcción estuvieron apenas un 0,6% por encima del período enero-abril del año anterior.

Esta tendencia descendente también se observa en la venta de cemento: la Cámara Argentina de la Construcción (Camarco) informó que en abril de 2026 se despacharon 639.100 toneladas de cemento portland, marcando una baja frente a marzo de 2026 en 134.200 toneladas y en comparación con abril de 2025 en 183.120 toneladas. La actividad de la construcción repuntó en marzo, pero se mantiene en un nivel bajo de actividad en términos históricos.

Cambios de control y estrategia energética

La pausa en la producción de Loma Negra se produce semanas después del traspaso de control accionario. Tras la salida del grupo brasileño Camargo Correa, el empresario Marcelo Mindlin tomó el mando de InterCement y de la cementera, en un movimiento que devolvió a la compañía la presencia local tras dos décadas de capital extranjero.

Según la carta que la propia compañía envió a la Comisión Nacional de Valores, la nueva estructura accionaria quedó conformada por Latcem LLC (38,7%), liderada por Mindlin, Redwood Capital Management (26,7%) y Moneda Patria Investments (24%). El propio Mindlin fue designado presidente de InterCement y de Loma Negra, mientras que Sergio Faifman mantuvo la dirección ejecutiva.

El gas, el principal desafío de la industria en 2026

En el plano energético, la coyuntura de 2026 presenta desafíos particulares para la industria argentina. Si bien la Argentina registró un superávit energético en el primer trimestre del año con un saldo positivo de USD 2.405 millones, la necesidad de importar gas natural licuado (GNL) durante los meses de mayor consumo persiste, debido a la limitada infraestructura de transporte y almacenamiento.

En este contexto, el incremento global de precios por los conflictos en Medio Oriente elevó el costo de importación de GNL a USD 20 por millón de BTU en promedio, frente a los USD 12,3 del año anterior. En este contexto, la Argentina deberá importar al menos 10 buques de GNL para abastecer la demanda de la industria durante el invierno, según confirmaron fuentes del sector a Infobae.

La logística y financiamiento de estas importaciones debía cambiar este año. Si bien tradicionalmente era el Estado argentino -a través de Enarsa- el absorbía el diferencial de precios, subsidiando las tarifas a la industria, para este invierno, el gobierno instruyó que las grandes empresas, incluidas las cementeras, deberán comprometer con antelación los volúmenes de gas que deseen adquirir. Según consignó la secretaría de Energía , las industrias que no reserven cupos se expondrán a eventuales interrupciones en el suministro durante las olas de frío.

El encarecimiento del GNL obliga a muchas industrias, como las productoras de ladrillos o porcelanato, a evaluar alternativas: suspender, adelantar fabricación o prescindir directamente del insumo, a tenor de sus propios niveles de inventario y las condiciones meteorológicas que determinan la demanda de gas.

En este escenario, la industria solicitó al gobierno que sea el propio Estado quien absorba la diferencia entre el nuevo “valor real” del mercado internacional y los precios convenidos a nivel local. El razonamiento es evitar que la suba de costos energéticos acabe trasladándose a los precios finales en un contexto de utilización reducida de capacidad productiva y demanda interna deprimida. Las empresas, en tanto, tienen que adelantar la cantidad de gas que necesitarán, al menos, durante el mes de junio.

“Todo tiene que estar pensado y diagramado de antemano”. Con esa premisa, Marcelo recorre los efectos que los conflictos geopolíticos globales generan sobre la logística de importación de insumos críticos para la industria del gas y cómo las empresas del sector rediseñan su estrategia de abastecimiento para no parar la producción.

¿Cuál es la situación del sector en este momento?

El sector no está ajeno a lo que sucede en el resto del mundo. Hasta hace poco, los proveedores estaban asignados, los precios de flete estaban definidos para cada destino y la producción podía planificarse con insumos asegurados en cantidad ilimitada.

Con el estallido del conflicto entre Irán y Estados Unidos, algunos fletes se encarecieron y ciertos materiales clave directamente dejaron de estar disponibles. Insumos y aleaciones que antes se conseguían de China, por ejemplo, quedaron retenidos. China, como único proveedor de esa aleación, optó por no venderla en lugar de cobrar cinco, seis o siete veces más.

Eso cambia toda la cadena de aprovisionamiento. El departamento de abastecimiento tiene que salir a reemplazar, en calidad y cantidad, un elemento escaso a nivel mundial: el material que se usa para recubrir las esferas de las válvulas.

¿Qué hace tan crítico ese insumo?

Las esferas, en general, son de acero inoxidable y llevan recubrimientos de níquel o tungsteno, que evitan que el fluido erosione u oxide el interior de la válvula. Es un bien escaso: muy pocos países lo pueden proveer.

Dos de los principales proveedores están en guerra: Rusia, gran productor de ese tipo de aleaciones, tiene sus propias necesidades. Y el mercado europeo también lo está retirando del comercio, porque lo necesitan para armamentos. Entonces, el que lo necesita para fabricar válvulas queda involucrado en el problema sin quererlo.

Por suerte, en este caso se consiguió un sustituto. No al precio de mercado que debería ser, pero al menos está disponible. Eso genera todo un recambio logístico, de valores y de costos que después impacta en el precio final del producto.

¿Cómo se diseña la estrategia logística de importación en este contexto?

La logística cumple un papel fundamental, porque depende de la estrategia que elija cada empresa. Se puede traer una parte específica para una orden de compra exclusiva, o se puede decidir traer más y cubrirse. Ahí la logística cambia completamente: no es lo mismo traer 500 kilos que gestionar un contenedor completo.

Una pequeña cantidad se puede traer por vía aérea para cumplir con un pedido urgente. Pero cuando se elige una estrategia de cobertura mayor, aparece la opción de la zona franca: en lugar de pagar la nacionalización de todo de entrada, se retira solo lo que se necesita en cada momento y se pagan los derechos en ese instante.

Hoy la logística permite traer materiales por Buenos Aires o, alternativamente, por el Pacífico hasta Chile y desde ahí a las zonas francas de Neuquén. Para quienes tienen clientes en Vaca Muerta, esa doble vía ayuda a descomprimir el flete terrestre y a diversificar el riesgo.

¿Qué variables hay que contemplar para que esa estrategia funcione?

Son muchas, y algunas son ajenas al control de las empresas. El año lunar chino, por ejemplo: las cargas que vienen en octubre y noviembre quedan varadas en el puerto de Santos, en Brasil, hasta 15 días. Lo que uno pensaba tener en Buenos Aires en noviembre o diciembre se altera. Eso solo la experiencia te lo enseña.

El clima en el sur es otra variable. El cruce cordillerano puede complicarse en invierno, los costos suben, la estadía de los camiones impacta, y la línea de producción se altera. Lo que se pensaba facturar ese mes ya no está disponible porque el material no llega para fabricar.

Todo tiene que estar pensado, diagramado y estudiado de antemano. Y no todas las empresas pueden hacerlo: hay quienes tienen el capital pero no el espacio para almacenar. Ahí es donde el juego de las zonas francas cobra otro sentido.

¿Cómo ves el potencial de crecimiento del sector en Argentina?

El incremento en los últimos dos años fue notorio, con obras puntuales que se fueron realizando. Pero Argentina todavía no hizo ni el 5% de todo lo que le queda por delante. Es vista como una potencia futura: no hay muchos lugares en el mundo con las reservas que tiene Vaca Muerta.

Con medidas adecuadas y un foco bien direccionado, esto puede generar puestos de trabajo en toda la cadena logística y una fuente de ingresos enorme para la balanza comercial. Hoy apenas alcanza para abastecer el mercado interno, y el mundo lo está pidiendo.

Hay proyectos concretos: revertir el gasoducto por el que Bolivia nos enviaba gas para mandarlo ahora al norte, abastecer a Bolivia y, cruzando Iguazú, llegar a Brasil. El potencial de lo que hay para exportar es enorme. El desafío es acelerarlo.

El precio internacional del petróleo subió este martes después de que se estancaran las conversaciones entre Estados Unidos e Irán y creciera la incertidumbre sobre la continuidad del frágil alto el fuego en Medio Oriente, mientras el cierre del estrecho de Ormuz mantuvo bajo presión a los mercados energéticos globales.

El barril de crudo Brent, referencia internacional, avanzó un 1% y cotizó en torno a los 105 dólares durante las operaciones asiáticas, mientras que el West Texas Intermediate (WTI) estadounidense también subió cerca de un 1% hasta los 99 dólares por barril. El alza llegó después de que el presidente estadounidense, Donald Trump, rechazara la contrapropuesta iraní para poner fin al conflicto.

Trump calificó la propuesta de Teherán como “basura” y afirmó que el alto el fuego se encuentra con “soporte vital”. El mandatario sostuvo además que la tregua es “increíblemente débil” tras el rechazo iraní a las exigencias de Washington.

La falta de avances en las negociaciones mantuvo prácticamente cerrado el estrecho de Ormuz, una vía marítima estratégica para el comercio mundial de petróleo. La interrupción del tránsito de petroleros en la zona alimentó el temor de una reducción sostenida en la oferta global de crudo.

La guerra elevó el precio del Brent desde niveles cercanos a los 70 dólares previos al conflicto y trasladó presión inflacionaria a distintas economías. Los buques petroleros permanecen varados en el golfo Pérsico mientras esperan condiciones de seguridad para retomar sus rutas comerciales.

A pesar del aumento del petróleo, los mercados financieros operaron con movimientos moderados. Operadores e inversores mantuvieron una postura de cautela mientras el conflicto entra en su décima semana sin una resolución clara.

En Asia, las bolsas mostraron resultados mixtos. El índice Nikkei 225 de Japón subió alrededor de un 0,6%, mientras que el Hang Seng de Hong Kong avanzó un 0,2%. En contraste, el índice Compuesto de Shanghái cayó cerca de un 0,2%.

El Kospi de Corea del Sur comenzó la jornada con ganancias, pero luego borró esas subas y terminó en baja. Analistas atribuyeron el movimiento a preocupaciones sobre una excesiva dependencia del sector tecnológico y de las expectativas ligadas a la inteligencia artificial.

En Wall Street, los principales índices terminaron la jornada anterior con leves ganancias gracias al impulso de las acciones vinculadas a la inteligencia artificial. El índice S&P 500 avanzó un 0,2% y quedó nuevamente cerca de máximos históricos, mientras que el Dow Jones ganó 95 puntos y el Nasdaq también cerró en terreno positivo.

El mercado siguió además de cerca la visita del secretario del Tesoro estadounidense, Scott Bessent, a Japón, donde mantendrá conversaciones sobre cuestiones monetarias y comerciales.

La atención internacional también se concentra en el viaje que Trump realizará esta semana a China. Según funcionarios estadounidenses, el mandatario planea abordar con el líder Xi Jinping la guerra con Irán y las compras chinas de petróleo iraní sancionado.

Directivos empresariales como Elon Musk y Tim Cook acompañarán parte de la agenda comercial estadounidense en Beijing. Funcionarios iraníes siguen de cerca la visita de Trump a China, mientras Beijing mantiene contactos diplomáticos discretos para intentar destrabar la crisis regional.

(Con información de AP y AFP)

Los líderes de la Asociación de Naciones del Sudeste Asiático (ASEAN) se reúnen este jueves y viernes en la ciudad filipina de Cebú para una cumbre centrada en la seguridad energética, el abastecimiento de alimentos y la protección de trabajadores migrantes afectados por la guerra en Medio Oriente, en medio de crecientes preocupaciones por el impacto económico regional del conflicto.

El presidente filipino, Ferdinand Marcos Jr., anfitrión del encuentro, prometió una cumbre “minimalista” y enfocada en asuntos económicos vinculados a la guerra en Medio Oriente. “Lo que realmente necesitamos en este momento es que los líderes hablen sobre… cómo podemos ayudarnos mutuamente”, afirmó Marcos al rechazar rumores sobre una eventual cancelación de la reunión por la crisis internacional.

Según un borrador de declaración al que accedió The Associated Press, los gobernantes del bloque planean emitir un plan de contingencia que respaldará “el derecho internacional”, “la soberanía” y “la libertad de navegación”, en un mensaje que podría interpretarse como una crítica indirecta a Estados Unidos, Israel e Irán por el impacto global de la guerra.

“El sudeste asiático mantendrá mercados abiertos, transparentes y previsibles, así como rutas marítimas seguras y abiertas, y garantizará la libertad de navegación, el tránsito seguro, sin obstáculos y continuo, de buques y aeronaves en estrechos utilizados para la navegación internacional”, señala el borrador.

La declaración también subraya la necesidad de preservar “el flujo sin trabas de bienes esenciales, incluidos alimentos, energía e insumos clave, de conformidad con el derecho internacional, en particular la Convención de las Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar de 1982”.

El conflicto en Medio Oriente y las tensiones en el estrecho de Ormuz dominan la agenda de la cumbre debido al riesgo de interrupciones en el suministro energético y comercial. Marcos declaró en marzo una emergencia energética nacional y advirtió sobre las consecuencias económicas de una crisis prolongada.

El Banco Asiático de Desarrollo advirtió en marzo que las interrupciones persistentes en el suministro de petróleo y gas desde Medio Oriente podrían frenar el crecimiento económico e impulsar la inflación en Asia y el Pacífico, regiones altamente dependientes de esos recursos energéticos.

Los líderes de ASEAN también evaluarán medidas concretas para reforzar la resiliencia regional. El plan de contingencia incluye la posible ratificación este año de un acuerdo que permitiría compartir combustible de forma coordinada durante emergencias, además de avanzar en el diseño de una red eléctrica regional y diversificar las fuentes de petróleo crudo.

El documento propone además promover el uso de vehículos eléctricos y estudiar nuevas tecnologías energéticas, incluida la energía nuclear con fines civiles. Asimismo, contempla la creación de “un posible protocolo de comunicación y coordinación de crisis de la ASEAN para garantizar una respuesta regional coherente, oportuna y coordinada ante las crisis”.

La seguridad de los trabajadores migrantes también figura entre las prioridades de la reunión. Más de un millón de trabajadores y marinos mercantes del sudeste asiático permanecen en Medio Oriente. Varios ciudadanos de la región murieron durante los actuales combates, incluidos dos filipinos, mientras miles fueron evacuados o regresaron a sus países.

La ASEAN, integrada por Filipinas, Brunei, Camboya, Indonesia, Laos, Malasia, Myanmar, Singapur, Tailandia y Vietnam, incorporó formalmente a Timor Oriental como miembro pleno en octubre del año pasado.

Además de la crisis en Medio Oriente, el bloque afronta tensiones internas, entre ellas la guerra civil en Myanmar y las disputas territoriales en el mar de China Meridional.

Myanmar continúa excluido formalmente de las cumbres de alto nivel desde el golpe militar de 2021 que desencadenó una guerra civil y una represión contra la oposición. Sin embargo, algunos países del bloque analizan una posible flexibilización de esa política tras las recientes decisiones de la junta militar.

El líder militar Min Aung Hlaing, quien asumió recientemente la presidencia del país tras unas elecciones organizadas por el régimen, sostuvo que su gobierno trabajará para “restaurar las relaciones normales” con ASEAN. La junta también trasladó de prisión a arresto domiciliario a la líder democrática Aung San Suu Kyi, de 80 años.

El gobierno filipino elogió esa decisión y solicitó que un enviado especial del bloque obtenga “breve acceso” a Suu Kyi.

El canciller tailandés, Sihasak Phuangketkeow, declaró en enero que Bangkok propuso una estrategia de “compromiso calibrado” con el nuevo gobierno de Myanmar y expresó su esperanza de que las elecciones representen “el comienzo de la transición”. Por su parte, la ministra de Relaciones Exteriores de Filipinas, Theresa Lazaro, afirmó entonces que “un buen número” de países del bloque comparte una visión “pragmática” sobre Myanmar.

La cumbre también prevé una declaración sobre cooperación marítima, aunque no se espera un acuerdo definitivo sobre el Código de Conducta del mar de China Meridional, negociado entre ASEAN y China desde hace más de dos décadas.

Brunei, Malasia, Filipinas y Vietnam mantienen reclamaciones territoriales en esa vía marítima estratégica, mientras China reivindica casi la totalidad del área pese a un fallo internacional que determinó que esa posición carece de base legal.

Filipinas, que protagonizó repetidos incidentes marítimos con embarcaciones chinas, manifestó en febrero su intención de concluir este año las negociaciones del código de conducta durante su presidencia rotativa de ASEAN. Sin embargo, las conversaciones permanecen estancadas por desacuerdos sobre el alcance, la aplicación y el carácter jurídico del eventual pacto.

(Con información de AFP y AP)

La tercera guerra del Golfo debería, en teoría, ser una gran bendición para las grandes petroleras. En enero, la mayoría de los analistas esperaban que el crudo Brent, el referente mundial del precio del petróleo, promediara 60 dólares por barril en 2026. Terminó el primer trimestre en 118 dólares; los productos refinados han subido aún más rápido. Con la mayor parte del petróleo del Golfo atrapado tras el estrecho de Ormuz, las exportaciones de América, África y Brasil han aumentado. Por lo tanto, las grandes compañías occidentales deberían obtener márgenes más altos por cada barril, y también vender más.

Desde que comenzó la guerra, el precio de las acciones de Shell, un gigante británico, ha subido un 4%; las de TotalEnergies, BP y Eni, sus grandes rivales europeos, se han disparado entre un 15% y un 17%. Pero Chevron y ExxonMobil, los dos colosos estadounidenses, han caído un 1% y un 3%, respectivamente. El efecto de la guerra en las grandes petroleras occidentales, al parecer, es desigual. Los resultados del primer trimestre, publicados recientemente, apuntan a tres razones: cobertura de posiciones, ganancias comerciales y la ubicación de los activos de producción.

En el trimestre finalizado el 31 de marzo, Chevron y Exxon registraron ganancias netas de 2200 millones de dólares y 4200 millones de dólares, respectivamente, lo que representa una disminución del 37 % y el 46 % con respecto al año anterior. Estas fuertes caídas se deben en gran medida a errores contables. Las ventas de petróleo y gas suelen acordarse semanas o meses antes de la entrega. Para protegerse de las fluctuaciones de precios, las grandes petroleras compran coberturas: contratos que pagan si los precios del petróleo bajan durante ese período. Cuando los precios se disparan, las coberturas pierden valor, lo que genera pérdidas contables. Estas pérdidas ascendieron a 2900 millones de dólares para Chevron y 3900 millones de dólares para Exxon en el trimestre.

Esos descuentos se compensarán con mayores ingresos una vez que se completen las ventas. Sin embargo, la normativa estadounidense exige que las empresas reconozcan las pérdidas por cobertura de inmediato, no al momento de la entrega. Además, los productores estadounidenses suelen contratar mayor protección de precios que sus competidores europeos. Las pérdidas por cobertura de Exxon y Chevron en el primer trimestre fueron inusualmente elevadas, pero si los precios siguen subiendo, la cobertura afectará sus ganancias más que las de sus competidores.

Al mismo tiempo, las empresas europeas están obteniendo beneficios comerciales que aún se les resisten a las estadounidenses. Debido a que no han podido depender tanto de la producción nacional, las grandes petroleras europeas han dedicado décadas a crear grandes mesas de negociación que emplean a cientos de personas. Estas mesas no solo cubren los riesgos de las cargas físicas; compran y venden crudo, productos refinados y gas para beneficiarse de las diferencias de precios entre regiones y a lo largo del tiempo. BP, por ejemplo, negocia alrededor de 12 millones de barriles de petróleo al día, casi 11 veces su producción.

En mercados volátiles, los operadores pueden obtener enormes ganancias aprovechando las discrepancias de precios. El segmento que alberga la unidad de operaciones de BP generó 2200 millones de dólares en el primer trimestre, frente a prácticamente nada un año antes. La división que alberga la de Total obtuvo 1600 millones de dólares, un aumento de cinco veces con respecto al mismo período de 2025.

En los últimos años, las grandes compañías estadounidenses han intentado ponerse al día. La crisis del Golfo demuestra el gran avance de Chevron, señala Kim Fustier, del banco HSBC. Cada vez más, canaliza su propia producción a través de su división de comercialización, en lugar de depender de intermediarios, para colocar los barriles donde puedan obtener los mayores márgenes. La empresa prevé gestionar internamente más del 40% de su crudo el próximo trimestre —el doble que el año pasado—, lo que contribuirá a mantener sus refinerías en Asia, donde el combustible escasea, con una utilización superior al 80%.

Exxon parece estar rezagada. Para empeorar las cosas, sus operaciones se ven particularmente afectadas por el cierre del estrecho de Ormuz. Alrededor de una quinta parte de su producción de petróleo y gas se encuentra en Oriente Medio, una de las mayores exposiciones entre las grandes petroleras. Exxon bombeó el equivalente a 4,6 millones de barriles diarios (b/d) durante el primer trimestre, frente a los 5 millones del trimestre anterior. Si el estrecho permanece cerrado hasta junio, la compañía afirma que su producción caería a entre 4,1 y 4,3 millones de barriles diarios. Tanto Exxon como Chevron afirman no tener previsto aumentar la inversión en las cuencas de esquisto de Estados Unidos para aprovechar los precios más altos.

Cuanto más se prolongue la guerra, mayor será la divergencia en la suerte de las grandes petroleras. Esta divergencia podría ampliarse aún más si Donald Trump prohíbe las exportaciones de combustible, algo que los analistas consideran posible si la gasolina alcanza los 5 dólares por galón en Estados Unidos. Esto profundizaría el descuento del West Texas Intermediate, el crudo insignia estadounidense, con respecto al Brent, e impediría que las refinerías nacionales vendieran a precios internacionales, reduciendo así los beneficios de las empresas estadounidenses tanto en la fase de exploración y producción como en la de refinación y distribución. El Sr. Trump, habitualmente defensor de las grandes petroleras, está desesperado. Las grandes petroleras estadounidenses esperan sus próximos movimientos con creciente temor.

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En medio del auge energético y por el fuerte crecimiento en la extracción de litio, gas natural y petróleo —con protagonismo de los segmentos no convencionales—, la producción minera argentina alcanzó en marzo su mayor nivel desde 2017. El último IPI minero del Indec posicionó a la minería como uno de los motores industriales del año, a la vez que el ministro de Economía, Luis Caputo, vinculó directamente el récord del sector al buen desempeño de estas tres actividades.

El Índice de Producción Industrial Minero (IPI Minero) que publicó el ente estadístico este miércoles subió un 10,4% interanual en marzo y un 2,4% respecto a febrero en la serie desestacionalizada. De esta forma, alcanzó el máximo de la serie histórica iniciada en 2017.

En tanto, el acumulado enero-marzo mostró un repunte de 6,4% en comparación con el mismo periodo de 2025, y el indicador tendencia-ciclo avanzó 0,8% frente al mes anterior, consolidando 21 meses consecutivos de crecimiento. Según la lectura oficial, estos niveles posicionan a la minería en el centro de la recuperación industrial, a pesar de bajas en algunos segmentos.

El petróleo crudo fue uno de los principales impulsores de la tendencia, con un salto interanual de 16%, explicado casi por completo por la expansión de la producción no convencional. De los 4.279,2 miles de metros cúbicos extraídos a nivel nacional, 1.353,3 miles correspondieron a crudo convencional (con una baja de 9,8%) y 2.925,9 miles a no convencional, con un alza de 33,7% frente al mismo mes del año anterior.

En gas natural, la producción aumentó 5,9% interanual en marzo. El gas convencional retrocedió 10,1%, mientras que el no convencional creció 16,1%, representando más del 66% del volumen nacional con 2.944,3 millones de metros cúbicos sobre un total de 4.394 millones. El acumulado enero-marzo muestra una baja marginal de 0,8 por ciento.

Este avance del no convencional es el resultado de un cambio estructural en la industria. La mejora en la productividad de los pozos y la incorporación de tecnología en fractura permitieron reducir costos y escalar volúmenes, superando las limitaciones del modelo tradicional (convencional). A esto se suma el desarrollo de infraestructura clave en Vaca Muerta —con nuevos ductos y ampliaciones de capacidad— y un contexto de precios que aceleró los planes de inversión. En este escenario, el convencional pierde peso frente a un modelo que, aunque requiere más capital, ofrece rendimientos mucho mayores.

El tercer pilar de este ciclo expansivo fue el carbonato de litio. En marzo se procesaron 11.508,3 toneladas, un aumento de 56,1% respecto al mismo mes de 2025 y un 44,3% más en el acumulado trimestral, consolidando el papel del litio en la estrategia minera del país y como insumo clave de industrias tecnológicas y energéticas.

Con este incremento, la industria se perfila para lograr también exportaciones récord. Según proyecciones de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), la industria minera podría alcanzar los USD 9.000 millones en 2026, impulsada por un escenario de recuperación de precios internacionales en oro y litio, lo que representaría un incremento cercano al 49% respecto al año pasado.

Expansión récord en minerales no metalíferos y sal: líderes en subas porcentuales

Entre los subsectores de mayor dinamismo aparece la extracción de minerales no metalíferos y rocas de aplicación, que creció 50,5% interanual en marzo y 27,9% en el primer trimestre. Dentro de este grupo, la extracción de minerales para la fabricación de productos químicos subió un 66,8% anual y 46% acumulado, impulsada por el carbonato de litio, que se expandió 70,2% respecto al año anterior. Por su parte, la extracción de sal exhibió el ascenso más pronunciado del periodo, con una mejora interanual de 138,7% y de 74,9% acumulada, gracias al crecimiento de la salmuera y subproductos refinados.

Este incremento en la actividad extractiva del llamado ‘oro blanco’ tiene que ver con la maduración de proyectos que pasaron de la etapa de construcción a la de producción plena. Esta mayor capacidad de procesamiento, sumada a la puesta en marcha de nuevas plantas, permitió escalar los volúmenes de extracción y convertir al sector en el principal motor de crecimiento dentro de los minerales no metalíferos.

De hecho, de los 13 proyectos aprobados en el marco del RIGI, siete de ellos corresponden a la industria minera, mientras que son tres las presentaciones específicas para la explotación de litio. Quedan otras tres presentaciones más pendientes de la aprobación del gobierno.

El informe del Indec también detalla otros aumentos relevantes: la extracción de arenas, canto rodado y triturados pétreos avanzó 9,2% en marzo y 4,9% trimestral, favorecida por la demanda de arenas para fracking. La extracción de rocas ornamentales creció 8,5% pero mantiene un saldo levemente negativo en 2026, y la de piedra caliza y yeso avanzó 7,7% interanual, destacando un salto en el yeso del 37% pese a una merma en la roca caliza para cemento.

En contraste, la extracción de arcilla y caolín mostró un modesto avance en marzo (2,2%), aunque acumula una caída de 13,1% en el primer trimestre debido a retrocesos en ciertas variedades. La producción de caolín y bentonita sí avanzó 17,7% en el mes.

La producción de petróleo en Argentina podría estar en camino de marcar un nuevo récord histórico. Según un informe de la Bolsa de Comercio de Rosario (BCR), este año el país podría extraer 54,5 millones de metros cúbicos de crudo, lo que representaría un crecimiento del 16% respecto a 2025 y superaría en un 11% el anterior pico productivo, registrado en 1998. El motor de ese crecimiento es Vaca Muerta, la formación de hidrocarburos no convencionales ubicada en la Cuenca Neuquina, cuya expansión sostenida reconfiguró en la última década la matriz energética del país.

El ascenso no es nuevo, pero sí su escala. En 2025, la producción de petróleo fue un 9,2% mayor que en 2024, y el promedio diario de barriles pasó de ubicarse en torno a los 700.000 en 2024 a superar los 790.000 barriles por día a lo largo del año pasado. Ahora, según las proyecciones de la BCR, ese número podría escalar aún más: el promedio diario de producción podría llegar a superar los 900.000 barriles de petróleo en 2026.

El peso de Vaca Muerta

Para dimensionar la magnitud del cambio, basta comparar con lo que ocurría una década atrás. La producción convencional de petróleo mostraría este año una caída del 41% respecto a los volúmenes de 2016, y esa merma llegaría al 57% si se compara la perspectiva del 2026 con los datos del 2006. Sin embargo, el derrumbe del petróleo convencional queda más que compensado por el avance del no convencional. El resultado neto es que la producción total de 2026 casi duplicaría a la de diez años atrás.

El protagonista de esa transformación es el fracking en Vaca Muerta. La responsable de este récord es la producción no convencional, llevada adelante a través de esa técnica desde 2014. En lo que va del 2026, casi el 70% de la producción de petróleo del país consiste en petróleo no convencional. La proporción era radicalmente distinta hace pocos años: en 2020 esa proporción era menor al 25%, mientras que en 2015 era menor al 5%.

Esa recomposición productiva se refleja también en los números proyectados para cada segmento. La producción convencional de petróleo caería un 4% en 2026 respecto a los niveles de 2025, mientras que la no convencional subiría cerca de un 28%. La diferencia entre ambas trayectorias explica por qué el total sigue en alza a pesar de que una parte del sector retrocede.

El gas, en segundo plano

El panorama para el gas natural es distinto, aunque no negativo. La producción total de gas en el primer trimestre del 2026 se ubica un 1% por debajo del nivel de 2025. No obstante, la BCR señala que ese dato no refleja un deterioro estructural: ese registro es, según el informe, el segundo mejor registro productivo trimestral en 17 años.

Al igual que en el petróleo, dentro del sector gasífero la producción no convencional avanza mientras la convencional retrocede. La producción no convencional de gas, responsable del 65% del gas argentino, creció un 4,8% interanual en los primeros tres meses del año. Sin embargo, la caída de casi 10% en la producción convencional explica que en lo que va del año la extracción de gas se ubique por debajo del año pasado.

Pese a ese comportamiento, las proyecciones anuales son alentadoras. Con una caída interanual esperada de menos del 1% respecto a 2025, la producción gasífera argentina del 2026 podría concluir como la segunda mayor en dos décadas. La BCR anticipa un escenario de crecimiento para la Cuenca Neuquina y de mermas en la Cuenca Austral y del Golfo San Jorge.

Inversiones y perspectivas

En conjunto, el informe traza un cuadro de expansión sostenida del sector hidrocarburífero argentino, impulsada por las inversiones privadas en Vaca Muerta y por las perspectivas de mejora en la infraestructura de transporte.

Según la Bolsa de Comercio de Rosario, las próximas inversiones en infraestructura esperan seguir apuntalando la capacidad de transporte para el mercado interno y la exportación de hidrocarburos, con el objetivo de fortalecer la balanza energética argentina.

La incertidumbre por el abastecimiento de gas natural para este invierno ya llegó a las máximas cúpulas industriales de Argentina. Mientras el Gobierno apura gestiones para que los buques de GNL lleguen a tiempo, la Cámara Argentina de Gas Licuado de Petróleo (CEGLA) recomendó a la Unión Industrial Argentina (UIA) un plan de contingencia energética que apunta a reemplazar el suministro tradicional por insumos alternativos ante posibles cortes o subas de costos.

La propuesta, impulsada por el presidente de CEGLA, Pedro Cascales, se basa en la adopción de sistemas de respaldo con propano-aire y quemadores duales. Cascales sostuvo en un comunicado que “en Argentina existe excedente de GLP, lo que permite soberanía energética”, y destacó que estos sistemas permiten a la industria mantener la producción sin depender exclusivamente del gas natural de red.

En tanto, según fuentes de la industria consultadas por Infobae, la preocupación central es el tiempo. La reciente licitación desierta para privatizar la importación de GNL encendió alarmas por posibles demoras justo cuando el termómetro empieza a bajar. Además, el costo del fluido se duplicó respecto del año anterior por el impacto del conflicto en Medio Oriente, un factor externo que escapa al control local y afecta a todos los países importadores.

Frente a este escenario, fuentes con conocimiento de las transacciones indicaron a este medio que la industria solicitó al Gobierno que absorba el diferencial de precios causado por la guerra. El planteo consiste en que las empresas paguen un valor de mercado estandarizado, mientras que el sector público cubra el sobrecosto vinculado a factores externos. El objetivo de la propuesta es evitar que el encarecimiento energético se traslade a los precios finales de los productos, en un contexto marcado por la caída de la demanda interna y de la utilización de la capacidad instalada. Hasta el momento, no hubo respuesta por parte del Ejecutivo en esta materia.

Las fuentes consultadas advirtieron que el costo final del GNL será clave para definir la operatoria de muchos sectores, especialmente aquellos con alto consumo energético, como los fabricantes de ladrillos y porcelanato. Ante la imposibilidad de afrontar precios elevados, algunas industrias evalúan suspender, adelantar producción o directamente no consumir GNL, dependiendo de su nivel de stocks y las condiciones climáticas, que determinan los picos de demanda y resultan difíciles de anticipar.

Esta situación se da en paralelo a pisos históricos en la utilización de la capacidad instalada en la industria manufacturera. En febrero, según los últimos datos del Indec, el indicador se situó en 54,6%, por debajo del 58,6% registrado en igual mes de 2025, y cerca de los valores más bajos en 14 años. Esta situación va acompañada de caídas en el consumo interno, líneas de producción interrumpidas y una creciente presión de las importaciones.

El abastecimiento de gas enfrenta restricciones y precios récord para el invierno

El invierno presenta un escenario particularmente incierto para la cobertura energética industrial. Este año, según estimaciones del sector, la Argentina necesitaría la importación de entre 20 y 24 buques de gas natural licuado (GNL), aunque solo tres arribos están confirmados para mediados de mayo. La creciente demanda invernal supera la capacidad de transporte nacional, obligando a sostener importaciones en un contexto internacional adverso: el conflicto en Medio Oriente duplicó los precios respecto del año anterior, y la volatilidad en los contratos agrava la incertidumbre.

La mayor parte del GNL importado se destina a cubrir necesidades industriales, mientras que la producción nacional prioriza el suministro a hogares, hospitales y escuelas, según las regulaciones vigentes.

Es por eso que en la última semana, las principales distribuidoras del Área Metropolitana de Buenos Aires, Naturgy y Metrogas, determinaron límites a la venta de GNC en estaciones de servicio con el fin de mantener la presión en los gasoductos. La medida se implementó durante el primer pico de frío polar en Buenos Aires, que registró temperaturas de un solo dígito y alertas meteorológicas en toda la provincia.

Hay un antecedente reciente que refuerza la preocupación del sector: el informe más reciente del Indec revela que la distribución de gas en el país cayó 8,1% interanual en el cuarto trimestre de 2025, principalmente a causa de un menor consumo industrial. Los volúmenes entregados a usuarios industriales retrocedieron de 4.788,3 millones de m³ a 4.401,7 millones de m³ entre el final de 2024 y de 2025.

La producción energética total también descendió: al cierre de 2025, el sector mostró una baja interanual de 0,4%, mientras el retroceso desestacionalizado fue de 1,2% frente al trimestre previo, según cifras de Indec citadas por Infobae. Sin embargo, dentro de la matriz energética, la generación neta de electricidad se incrementó 4,2% y los derivados del petróleo subieron 2,5% interanual.

Alternativas al gas natural

En respuesta directa a la crisis energética actual, la Cámara Argentina de Gas Licuado de Petróleo enfatizó que el GLP se perfila como la alternativa más competitiva, limpia y de rápida implementación frente a otros combustibles líquidos, posibilitando que la industria no quede atada a restricciones provenientes tanto de condiciones climáticas como de faltantes de infraestructura de gas.

En detalle, los sistemas de propano-aire (SNG) generan un combustible intercambiable técnica y operativamente con el gas natural, mientras que los quemadores duales facilitan la transición entre el gas natural y el gas licuado de petróleo (GLP), aprovechando su versatilidad y la posibilidad de almacenamiento propio en planta. Esto busca evitar la paralización productiva ante interrupciones o encarecimientos en los combustibles tradicionales.

Pedro Cascales, presidente de la CEGLA, resumió el objetivo de la propuesta a Infobae al afirmar: “El objetivo es avanzar en soluciones conjuntas que aseguren la soberanía energética de las fábricas argentinas y protejan el entramado productivo nacional en un contexto global y local de alta incertidumbre”.

Delcy Rodríguez llegó al poder con la tarea de desfacer entuertos. Parte de ese esfuerzo quijotesco pasa por desmontar la estructura de opacidad que ha marcado el manejo de los recursos y los asuntos públicos en Venezuela, país que Transparencia Internacional califica como el más corrupto del continente americano.

Tan pronto asumió el poder, Rodríguez anunció la creación de dos fondos especiales, uno para la protección social y otro para los servicios públicos e infraestructura. Hasta allí nada nuevo dentro de un régimen que a lo largo de 27 años ha creado distintos programas al margen de las instituciones tradicionales para la administración del erario nacional.

La sorpresa llegaría después. “Dos fondos soberanos con una plataforma tecnológica que transparente completamente el uso de esos fondos (...) Cuando empiecen a ingresar los dividendos de la venta de petróleo y gas, nosotros iremos informando cuánto hay en el fondo, el pueblo venezolano debe saber y vamos a informar también en qué se van a gastar los fondos soberanos”, apuntó la mandataria interina.

Nada

La promesa se cumplió. A medias. El gobierno registró el sitio llamado Transparencia Soberana, pero sin brindar el nivel de precisión ofrecido. Su lanzamiento se realizó el 13 de marzo y hasta la fecha se limita a señalar que entraron 300 millones de dólares y, con la misma, salieron esos 300 millones sin dejar rastro.

El concepto del ingreso es “venta extraordinaria de fuel oil” y el de egresos, “aumento del ingreso mínimo integral”. Debe acotarse que el incremento del ingreso mínimo integral de los trabajadores se decretó el 30 de abril; es decir, mes y medio después de la publicación.

La página expone que “los datos se publican de forma continua, a medida que se registran nuevos ingresos o egresos”. No obstante, no se ha ejecutado ninguna actualización, siendo el único “balance” el de los 300 millones de dólares.

Dónde están

En su comparecencia ante el Congreso de Estados Unidos a mediados de abril, Michael Kozak, subsecretario de Estado para el Hemisferio Occidental, afirmó que unos 3 mil millones de dólares habían sido entregados al gobierno de Delcy Rodríguez por la venta de petróleo.

“El dinero ha sido canalizado al gobierno de Venezuela para pagar salarios y comprar diluyentes para la industria petrolera”, dijo Kozak. Tomando como referencia esta declaración, la directora de la ONG Transparencia Venezuela, Mercedes de Freitas, sostiene que la presidenta encargada “se está burlando de los venezolanos”.

“La página de Transparencia Soberana miente. No se han recibido solo 300 millones. Pero, además, no necesitamos solamente cifras sino conocer de dónde proviene el dinero, por qué concepto, cuánto se produjo y a dónde fue a parar ese dinero”, esboza De Freitas un largo cuestionario que incluye la necesidad de desvelar los detalles de los convenios que está firmando Caracas con las compañías transnacionales.

La portavoz de Transparencia Venezuela enfatiza que antes de emprender ambiciosas iniciativas para superar la opacidad, el gobierno de Rodríguez debería hacer lo elemental: publicar la Ley de Presupuesto, un texto que ni siquiera tienen los diputados de la Asamblea Nacional.

“Cómo vamos a saber qué se hace con los fondos públicos y que no se están robando el dinero de todos los venezolanos”, cuestiona De Freitas.

Luego de que la inflación marcó 3,4% en marzo y ante la desaceleración que relevan las consultoras para abril, el Gobierno busca asegurar que la tendencia a la baja de los precios continúe durante mayo. Para ello, y en el contexto del conflicto en Oriente Medio, el equipo económico tomó diferentes medidas sobre los servicios públicos de agua, luz y gas, que podrían ayudar a que la variación mensual del índice se aproxime al 2% en lugar del 3 por cient. El contexto incluye una expectativa central: la definición, prevista para la semana próxima, sobre el futuro del precio del combustible en Argentina.

La semana pasada, se corrigió el cronograma de ajustes en las tarifas de AySA. El aumento mensual de las facturas pasó del 4 al 3 por ciento, en una decisión que impactó directamente en los hogares del AMBA. Esta medida, además de modificar el sendero de actualización original, apuntó a contener la presión inflacionaria en momentos de mayor sensibilidad social. Pero la intervención en las tarifas del agua se complementó con una bonificación extra del 25% en la factura de gas para los usuarios residenciales durante mayo, que se conoció este lunes.

La Secretaría de Energía implementó esta reducción con el argumento de que el invierno incrementa el consumo y podría derivar en una suba significativa en las boletas. El descuento se aplicó sobre los consumos realizados en el mes corriente y busca atenuar el impacto de la suba estacional.

También incluyó bonificaciones en la boleta de la electricidad. Ahora, el sistema otorga subsidios a partir de un bloque de consumo que se amplió de 250 a 300 kilovatios/hora, con una bonificación del 10,5% sobre el precio. Para los usuarios que ya contaban con subsidio, el incremento en la cantidad subsidiada y la bonificación compensan la suba previa del costo de la materia prima, que llegó al 12% o 13%. Según fuentes del sector consultadas por Infobae, la estrategia busca que el gasto mensual de los hogares no registre un salto relevante, considerando que el invierno suele generar picos en el consumo tanto de gas como de electricidad.

El consumo de los hogares crece de manera significativa con la llegada del invierno. Las zonas más frías del país tienen umbrales de consumo a partir de los cuales los usuarios acceden al subsidio, por lo que, al aumentar la cantidad de metros cúbicos consumidos, la boleta final se incrementa sustancialmente. La bonificación extraordinaria implementada por el Gobierno reduce el monto total de la factura en un período donde la demanda crece. En el caso de la electricidad, la ampliación del bloque subsidiado y la bonificación del 10,5% sobre el precio llevan el gasto de los usuarios con subsidio a un nivel similar al del mes anterior, pese a la suba de la materia prima.

La misma fuente subrayó que la política apunta a que el desembolso mensual de los hogares no registre saltos relevantes, dado que el invierno representa el momento de mayor consumo en ambos servicios.

Para Lucio Garay Méndez, el economista de Eco Go, la decisión del Gobierno “ayuda a mantener la inflación por debajo del 3% y acercarla al 2%, que es lo que más está costando”. Garay Mendez advirtió que, aunque estas maniobras contribuyen a moderar el índice de precios en el corto plazo, los aumentos postergados tienden a repercutir en el nivel general con el paso del tiempo. Además, subrayó que el Ejecutivo actualizó un 3% el Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL), lo que incide de modo positivo en el resultado fiscal, pero también en el propio índice de inflación.

“El Gobierno está en un constante trade off en el cual corrige de a poco los precios relativos al mismo tiempo que intenta desacelerar el índice. Luego de haber pisado tarifas en las elecciones del año pasado y con el impacto del aumento en los precios internacionales del petróleo, todo lo que son precios regulados le está trayendo un buen dolor de cabeza. Por el momento, siguen moviéndolos de a poco para evitar un cimbronazo y las medidas recientes se alinean con el cambio de esquema de subsidios que se pospuso de enero a febrero”, describió el analista.

Desde la perspectiva del sector energético, el economista Julián Rojo señaló que estas bonificaciones ya estaban previstas en la regulación cuando se diseñó el esquema transicional de subsidios para este año. En diálogo con Infobae, Rojo afirmó: “En este contexto era esperable que la utilicen porque se conjugan dos cosas: ingresos deprimidos de la sociedad y una presión importante de los costos de generación y abastecimiento de gas y energía eléctrica. Esas dos variables justificarían utilizar las bonificaciones adicionales sobre los precios”.

La reunión de YPF

Pero hay una decisión que aún se debe tomar y que genera expectativa.

A mitad de mes vence la medida de la petrolera estatal YPF de mantener por 45 días estables los precios de la nafta y el gasoil, evitando trasladar la suba internacional del barril a los surtidores. Esta medida, informada a comienzos de abril, permitió que los valores en las estaciones de servicio de la empresa se mantuvieran sin cambios, contrastando con la tendencia alcista global.

La decisión de YPF de no trasladar el incremento internacional a los precios locales generó expectativas en el mercado, ya que el combustible representa un componente central de la inflación.

Según pudo saber Infobae, la semana que viene habría reunión directorio de YPF donde se espera que se tome la decisión de si continúa la medida o no. Si bien se trata de una decisión que es independiente de los intereses del Gobierno, es de público conocimiento el impacto que tiene sobre la inflación. Más en una economía donde el costo de los combustibles impacta en los gastos de transporte y logística, y se traslada de manera directa al costo de los bienes y servicios de consumo masivo.

Cuando YPF tomó la decisión de no aplicar aumentos en los surtidores por 45 días, fue el 1° de abril y el precio de los futuros de Brent —que se toma de referencia en Argentina— estaba USD 103. Mientras que en la jornada del lunes 4 de mayo operó en torno a los USD 113, por lo que hay una diferencia de 10 dólares.

La estrategia oficial se caracteriza por una combinación de ajustes graduales y segmentados, junto con bonificaciones que buscan suavizar el impacto en los hogares con menor capacidad de pago. La llegada del invierno refuerza la presión sobre el consumo energético y exige medidas que amortigüen las subas estacionales. A la espera de la decisión que YPF tomará sobre los combustibles, el equipo económico apuesta a que las intervenciones sobre servicios públicos contribuyan a sostener la desaceleración del índice de precios durante mayo.

Desde el inicio de 2026, Argentina adoptó un nuevo esquema para la asignación de subsidios en los servicios de electricidad y gas para hogares. El programa, llamado Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), estableció un único criterio para la entrega de beneficios en electricidad, gas natural, gas propano por redes y garrafas de 10 kilos. El acceso quedó reservado a los hogares que cumplan con condiciones socioeconómicas y patrimoniales específicas, bajo un sistema centralizado y digital.

El esquema tiene un procedimiento único para todos los beneficiarios y criterios de acceso unificados. La administración del trámite está concentrada en una plataforma digital oficial y se basa en el análisis de la situación económica del hogar.

Ahora, solo existen dos grupos: quienes reciben el subsidio y quienes no cumplen con los requisitos para acceder. El punto central es que los ingresos familiares no pueden superar el monto equivalente a tres Canastas Básicas Totales de acuerdo con el INDEC. También se contemplan situaciones especiales, como poseer Certificado Único de Discapacidad (CUD) o estar incluidos en el ReNaBaP.

La gestión del subsidio se realiza de forma exclusiva en la página oficial del Ministerio de Economía (argentina.gob.ar/subsidios). Aquellos que ya estaban inscriptos en el antiguo registro (RASE) no necesitan reinscribirse, ya que sus datos fueron migrados automáticamente al nuevo Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF). Deben iniciar el trámite quienes nunca accedieron al beneficio, quienes recibían la Tarifa Social de Gas o el Programa Hogar, y quienes modificaron su situación familiar o económica.

Para ingresar al portal, es necesario tener una cuenta en Mi Argentina con CUIL y clave personal. La plataforma permite revisar el estado del subsidio, consultar solicitudes anteriores y pedir revisiones si los datos no coinciden con la realidad del hogar.

Documentación y requisitos

Para solicitar el subsidio, se requiere información sobre la titularidad del servicio y la composición de la familia. Entre los datos obligatorios figuran el número de medidor y cliente, el DNI y su número de trámite, el CUIL de todos los integrantes mayores de 18 años y un correo electrónico activo. El proceso se realiza mediante declaración jurada, con parte de los datos completados automáticamente, aunque el solicitante debe verificar y actualizar la información restante.

El requisito principal es que el ingreso neto del hogar no supere el valor de tres Canastas Básicas Totales para un hogar tipo 2. Existen excepciones para personas con discapacidad, excombatientes de Malvinas y quienes demuestren residencia en barrios populares. El Estado efectúa controles cruzados para validar la información, y puede aprobar o rechazar la solicitud según los datos aportados.

Beneficio y aplicación en facturas

Al aprobarse la solicitud, el subsidio se descuenta de manera directa en la factura del servicio. En electricidad, la bonificación general es del 50% sobre un bloque de consumo especificado. En el caso del gas por red, el descuento del 50% aplica durante los meses de mayor consumo, y no se otorga en períodos de menor demanda. En 2026, se sumó una bonificación extra del 25% en enero, que disminuye en forma gradual hacia fin de año. Para quienes adquieren garrafas de 10 kilos, el descuento se aplica directamente en la compra, siempre que la inscripción sea válida y el pago se realice de manera electrónica.

El Gobierno dispuso una actualización en el esquema de subsidios energéticos para el mes en curso, estableciendo una bonificación adicional del 25% sobre el consumo de los usuarios de gas natural y gas propano indiluido por redes alcanzados por el Régimen de SEF.

El paso a paso para pedir el subsidio

1- Verificar si corresponde inscribirse

El primer paso es comprobar si el hogar ya figura en el nuevo registro o si necesita iniciar una inscripción. El antiguo RASE fue reemplazado por el Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF). Los inscriptos en el sistema anterior no deben realizar ningún trámite adicional, ya que su información fue transferida.

Deben inscribirse quienes nunca gestionaron el subsidio, los hogares que recibían ayuda a través del Programa Hogar para garrafas o la Tarifa Social de Gas en zonas habilitadas. En estos casos, la inscripción es obligatoria para acceder o mantener el beneficio.

2- Acceder a la plataforma oficial

El trámite se gestiona en la web oficial para subsidios energéticos (https://www.argentina.gob.ar/subsidios). Desde allí, es posible iniciar el proceso, consultar el estado de solicitudes anteriores o verificar si el hogar ya percibe el beneficio.

Para operar en la plataforma es indispensable contar con una cuenta en Mi Argentina, habilitada con CUIL y clave personal. Una vez ingresado, se puede seleccionar la opción que corresponda según la situación de cada familia.

Las funciones principales del portal incluyen:

• Verificar si el hogar recibe subsidios
• Consultar el estado de solicitudes en curso
• Solicitar una revisión si los datos no reflejan la situación real del grupo familiar

3- Reunir la documentación necesaria

Antes de iniciar la carga de datos, es recomendable contar con toda la información solicitada para completar el formulario de manera ágil. Se requiere:

• Número de medidor y de Cliente, Servicio, Cuenta, Contrato o NIS, disponibles en la factura de electricidad o gas
• Número de DNI y número de trámite del DNI de la persona que realiza la gestión
• Número de CUIL de cada integrante mayor de 18 años
• Correo electrónico activo y habitual

Estos datos permiten identificar el suministro y acreditar la composición del grupo familiar en el sistema.

4- Completar la inscripción en el ReSEF

Quienes no figuren en el registro deben completar el formulario digital disponible en la plataforma, que tiene carácter de declaración jurada y requiere información precisa y actualizada.

El formulario solicita datos sobre ingresos, cantidad de integrantes, situación laboral y otros aspectos socioeconómicos y patrimoniales. Parte de la información se completa automáticamente con datos oficiales, aunque corresponde al solicitante revisar y completar los campos faltantes.

5- Evaluación de requisitos

Tras enviar la solicitud, el Estado analiza si el hogar cumple con los criterios para acceder al subsidio. El requisito principal es que el ingreso neto del grupo familiar sea inferior a tres Canastas Básicas Totales (CBT) para un hogar tipo 2, según los valores publicados por el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec).

El sistema contempla situaciones específicas, como:

• Integrantes con Certificado de Vivienda emitido por el Registro Nacional de Barrios Populares (ReNaBaP)
• Percepción de una Pensión Vitalicia para Veteranos de Guerra del Atlántico Sur
• Integrantes con Certificado Único de Discapacidad (CUD)

También se realizan controles patrimoniales y cruces de información para confirmar la situación económica del hogar. Según estos datos, la solicitud puede ser aprobada o rechazada.

6- Notificación y aplicación del subsidio

Una vez finalizada la evaluación, el sistema comunica si el hogar accede al subsidio, que se aplica directamente en la factura del servicio.

En electricidad, el beneficio contempla una bonificación base del 50% sobre un bloque de consumo específico. Para el gas por red, la bonificación del 50% se aplica en los meses de mayor demanda, y no se otorga subsidio en los períodos de menor consumo.

Durante 2026, se suma una bonificación adicional del 25% en ambos servicios durante enero, que se reduce gradualmente hasta diciembre.

Para quienes utilizan gas envasado, el subsidio se otorga como un descuento directo en la compra de garrafas de 10 kilos, siempre que la inscripción esté vigente y el pago se realice mediante medios electrónicos.

7- Consultas, revisiones y actualizaciones

La plataforma permite consultar el estado de las solicitudes en cualquier momento y solicitar una revisión si la evaluación no se corresponde con la situación real. Para ello se requiere la información personal y el número de trámite.

Si se produjeran cambios en la composición del hogar, ingresos o tipo de servicio contratado, los datos pueden actualizarse en el sistema para que sean considerados en futuras evaluaciones.

El Gobierno publicó en Boletín Oficial los nuevos cuadros tarifarios para el gas luego de haber emitido una bonificación del 25 por ciento para los consumidores. La reciente medida incluye a las empresas Metrogas S.A. y Naturgy Ban S.A.

La medida, impulsada por el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), establece que las compañías deberán ajustar su facturación conforme a los valores definidos en el anexo que acompaña la normativa publicada hoy junto con las resoluciones 480/2026 y 482/2026.

El impacto de la decisión se extiende a hogares, comercios e industrias que reciben el suministro de gas distribuido por ambas empresas en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y sectores del conurbano bonaerense. A partir de esta medida, ambas empresas deberán reflejar en sus facturas el Precio Anual Uniforme (PAU), así como las bonificaciones vinculadas al régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF). Estos beneficios están diseñados para mitigar el impacto de los incrementos tarifarios sobre los usuarios residenciales y segmentos sociales vulnerables, en línea con las políticas de asistencia energética fijadas por el Estado nacional.

Las resoluciones precisan que, si la entrada en vigencia de los nuevos cuadros tarifarios ocurre dentro de un período de facturación ya iniciado, se aplicarán las reglas establecidas en el Reglamento de Servicio de Distribución, según el Decreto N.º 2255/92 y sus modificaciones. Esto significa que, en esos casos, las boletas podrán reflejar tarifas diferenciadas para consumos realizados antes y después de la entrada en vigor de la normativa.

Las empresas deberán, además, comunicar oficialmente la resolución a todos los subdistribuidores autorizados a operar dentro de su área licenciada. Ambas, tendrán un plazo de diez días para remitir al ENARGAS la constancia de haber cumplido con esta obligación, garantizando que todos los actores del sistema de distribución sean informados en tiempo y forma de las nuevas condiciones tarifarias.

Cuadros tarifarios actualizados

En el caso de METROGAS S.A., los valores fijados para el cargo fijo mensual y los cargos variables por metro cúbico consumido establecen distinciones entre subzonas y contemplan tanto los costos del insumo como el transporte y los adicionales normativos vigentes. Por ejemplo, para consumos de hasta 1.000 m³ anuales, el cargo variable por consumo se ubica en $135,13 para la Ciudad de Buenos Aires y $136,57 para la provincia de Buenos Aires. Este valor disminuye progresivamente para rangos superiores de consumo, reflejando una estructura escalonada que penaliza menos los mayores volúmenes consumidos.

El cuadro tarifario desglosa la composición de precios: el precio en el punto de ingreso al sistema de transporte es de $52,74 por m³, al que se le descuentan diferencias diarias acumuladas de $12,90 por m³, resultando en un precio neto de $39,84 por m³ incluido en el cargo variable. A esto se suman el costo de gas retenido ($2,21 por m³) y el costo de transporte ($64,79 por m³), que a su vez se distribuye entre distintas rutas y empresas transportistas, como TGS y TGN, y rutas desde Neuquén y Tierra del Fuego.

En el caso de Naturgy Ban S.A., el cuadro tarifario establece para los hogares con consumos de hasta 500 m³ anuales un cargo fijo de $1.540,66 y un cargo variable de $99,78 por cada metro cúbico consumido. Para rangos superiores hasta 1.000 m³, el cargo fijo asciende a $2.024,59 y el variable a $119,53 por m³, mostrando el esquema progresivo según el nivel de consumo. Los usuarios comerciales e industriales cuentan con cargos diferenciados y, en el caso de hospitales y entidades de bien público, se fijan valores específicos y sin impuestos, en línea con políticas de protección social.

El documento precisa la estructura de costos, que incluye el precio del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte, costos de transporte y valores adicionales normativos. Por ejemplo, el precio del gas en el punto de ingreso se define en $52,74 por m³, mientras que el costo de transporte suma $64,79 por m³, distribuido entre diferentes empresas transportistas según el origen de la ruta y el destino final.

Los precios del petróleo retrocedieron el martes tras el fuerte avance registrado en la jornada previa por la escalada de tensiones entre Estados Unidos e Irán, en un contexto de incertidumbre sobre el estrecho de Ormuz que condiciona el comercio energético global y presiona a los mercados bursátiles.

El crudo Brent, referencia internacional, cayó 1,13 dólares y se ubicó en 113,31 dólares por barril, luego de superar el lunes los 114 dólares con un alza cercana al 6%. Antes del inicio de la guerra a finales de febrero, el Brent cotizaba cerca de los 70 dólares. En paralelo, el precio del crudo estadounidense bajó 2,04 dólares hasta los 104,38 dólares por barril. La caída se produjo tras el impulso generado por la tensión geopolítica, que elevó los valores del combustible ante temores sobre la oferta global.

El estrecho de Ormuz, principal vía marítima para el transporte de petróleo y gas, continúa prácticamente cerrado en medio de la confrontación. Estados Unidos reclama su reapertura, mientras mantiene un bloqueo marítimo sobre puertos iraníes. En ese escenario, el gobierno estadounidense lanzó el operativo “Proyecto Libertad”, orientado a escoltar buques comerciales atrapados en la zona.

Las negociaciones para alcanzar un acuerdo definitivo se encuentran estancadas. La situación se tensó tras denuncias de Emiratos Árabes Unidos, aliado de Washington, que reportó un ataque iraní por primera vez desde el alto el fuego vigente el mes pasado.

En este contexto, analistas de ING Bank advirtieron sobre el deterioro del escenario. “Estamos viendo los primeros indicios de que el alto el fuego entre Estados Unidos e Irán se está rompiendo en medio de una nueva escalada en el Golfo Pérsico”, señalaron Warren Patterson y Ewa Manthey en un informe.

Además, afirmaron: “La continuación del ‘Proyecto Libertad’ conlleva el riesgo de una mayor escalada”. Los analistas agregaron: “Cualquier alivio para los buques varados que intentan atravesar el estrecho será temporal, ya que muy pocos buques se dirigirán al Golfo Pérsico”.

El movimiento en los precios del crudo impactó en los mercados financieros, con especial efecto en Asia.

Las bolsas de la región operaron con escaso volumen debido a feriados en Japón, Corea del Sur y China continental. En Hong Kong, el índice Hang Seng cayó un 1,3% hasta los 25.757,56 puntos, mientras que en Australia el S&P/ASX 200 retrocedió un 0,4% y cerró en 8.659,90 puntos. El banco central australiano elevó su tasa de interés de referencia al 4,35% y explicó que el conflicto en Oriente Medio impulsó un aumento en los precios del combustible y de las materias primas, factores que inciden en la inflación.

La autoridad monetaria indicó que la inflación anual hasta marzo alcanzó el 4,6% y reiteró su objetivo de ubicarla en un rango de entre 2% y 3%. La suba de tasas representa el tercer incremento aplicado en el año. En otros mercados, el índice Sensex de India perdió un 0,7%, mientras que el Taiex de Taiwán subió un 0,3%.

En Estados Unidos, los mercados cerraron en baja el lunes. El índice S&P 500 descendió un 0,4% hasta los 7.200,75 puntos, alejándose de sus máximos históricos. El promedio industrial Dow Jones cayó un 1,1% y finalizó en 48.941,90 puntos, mientras que el Nasdaq retrocedió un 0,2% hasta los 25.067,80 puntos.

Entre las acciones destacadas, GameStop registró una caída del 10,1% luego de anunciar su intención de adquirir eBay, una operación que involucra a una empresa con una capitalización de mercado aproximadamente cuatro veces superior.

En el mercado de divisas, el dólar cotizó en 157,27 yenes japoneses frente a los 157,25 yenes del cierre anterior. El euro se negoció a 1,1680 dólares, por debajo de los 1,1689 dólares previos.

Los futuros estadounidenses mostraron una leve suba del 0,1%, en una jornada marcada por la cautela de los inversores ante la evolución del conflicto en el Golfo y su impacto en los precios de la energía y en la actividad económica global.

(Con información de Associated Press)

Luego de que la inflación se ubicara en 3,4% en marzo, las consultoras coinciden en que el dato de abril será más bajo y el Gobierno podrá festejar una desaceleración del ritmo de ajuste de precios. El interrogante es de cuánto será.

Una tendencia se generó pese a que en el rubro Alimentos y bebidas se registraron subas importantes sobre el final del mes. Las perspectivas de corto plazo para el equipo económico se ven condicionadas por un factor externo: la extensión de la guerra en Medio Oriente, que ya encarece hasta un 30% las importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) y gasoil requeridas para abastecer la demanda invernal.

El informe semanal de la consultora LCG reveló que Alimentos y bebidas aumentó 1,3% en la cuarta semana de abril, con una tendencia ascendente que se mantuvo durante tres semanas consecutivas. Así, el promedio mensual móvil de las últimas cuatro semanas se ubicó en 1,7 por ciento. Lácteos, carnes y bebidas encabezaron los aumentos, mientras que los panificados bajaron, lo que permitió compensar parte de la suba general. El relevamiento determinó que una quinta parte de los productos de la canasta mostró incrementos, con una dispersión de precios similar a la de la semana anterior.

Semana a semana

En la misma línea fue la consultora Eco Go: la variación semanal de alimentos alcanzó 0,5% en la cuarta semana de abril, mientras que en las dos semanas previas había sido del 0,3%. Con este último dato retrocedió al ritmo de aumentos de la primera semana del mes (0,5%). A partir de estos números, los analistas de la consultora proyectaron un Relevamiento de Precios Minoristas (RPM) de 2,5% para abril. Este valor surge en un contexto donde los alimentos y bebidas ejercieron presión sobre el índice general, especialmente en los tramos finales del mes.

Un pronóstico similar tuvieron en la consultora C&T que informó que su relevamiento para la región del Gran Buenos Aires mostró una suba de 2,4% en los precios minoristas durante abril. Este valor se ubicó un punto por debajo del 3,4% que el Instituto Nacional de Estadistica y Censos (Indec) reportó en marzo para el ámbito nacional. El informe de C&T estimó que, de confirmarse ese dato, la inflación interanual retrocedería de 32,6% a 32,1%. Uno de los factores que influyó en la desaceleración fue la finalización del pico estacional del rubro educación: en marzo, la suba alcanzó 12% y en abril, el aumento rondó el 5%.

En el caso de alimentos y bebidas, que es el componente de mayor peso dentro del índice, C&T midió un aumento cercano al 1% en abril, luego de dos meses consecutivos con incrementos superiores al 3%. La carne aumentó 2%, lo que representó el menor ritmo de ajuste desde septiembre del año anterior. También se relevaron bajas en frutas y verduras, que contribuyeron a moderar el impacto inflacionario general del rubro.

Respecto a los servicios públicos, la menor presión se reflejó en gas y electricidad, lo que permitió limitar el incremento del rubro vivienda. El sector transporte, en cambio, mostró una suba del 4%, impulsada principalmente por los combustibles. El ajuste de estos precios respondió tanto a la suba internacional del petróleo como al arrastre estadístico de aumentos registrados en marzo. A partir de la segunda semana de abril, las subas en transporte comenzaron a estabilizarse. El informe de C&T también identificó un comportamiento estacional en indumentaria, que aumentó más que el promedio general, asociado a la renovación de temporada otoño-invierno. Bienes y servicios varios sobresalieron por el incremento de los artículos de tocador, que se destacó dentro del segmento.

Presiones en el corto plazo

Pero en el equipo económico va a tener dificultades para mantener la desaceleración de la inflación en los próximos meses que van a venir desde el frente externo. La consultora Economía & Energía alertó que el precio internacional de los hidrocarburos, en el contexto de la guerra en Medio Oriente, elevará en un 30% el costo de importación de GNL y gasoil para el pico de demanda invernal de 2026. Según el análisis, el impacto en gas natural llevará el costo de abastecimiento en el invierno a 5,3 USD por millón de BTU (MMBTU), apenas por encima de los 5,1 USD/MMBTU que se registraron el último año. En cuanto a la energía eléctrica, el costo monómico promedio llegaría a 101 USD/MWh, lo que representa 7 USD/MWh más que el mismo período de 2025.

Pese a ello, el informe de la consultora detalló que, aunque el encarecimiento de los combustibles importados se reflejará en el costo de abastecimiento de gas natural y energía eléctrica, el impacto será relativamente acotado debido a la baja incidencia del gas importado en la oferta total de gas natural del país. Aunque se sumará a los aumentos que ya rigen en mayo: los colectivos en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA) y en la provincia aumentaron un 5,4% y el boleto mínimo (hasta 3 kilómetros) pasó a costar $753,86 y $ 918,35 respectivamente, mientras que el subte en la capital se incrementó de $1.414 a 1.490 pesos.

En cuanto a los peajes, en las autopistas 25 de Mayo y Perito Moreno, desde el 1° de mayo, las motos pasaron a abonar $1.799,66, y a $2.879,82 en horarios pico, mientras que los vehículos livianos pagarán $4.319,63 o $6.121,62 respectivamente. En la autopista Illia los valores son más bajos: las motos pagan $1.079,98, que se elevan a $1.295,68 en hora pico, y los autos $1.799,66 y $2.544,99 según la hora a la que circulen.

Además, el Ente Nacional Regulador del Gas informó las nuevas tarifas que aplica Metrogas a los consumos residenciales desde mayo, con montos según categoría y nivel de consumo. Para la de menor consumo (R1) el cargo fijo es de $3.976,22 en CABA y $4.591,88 en la provincia, y en los de mayor consumo (R4) los valores son $94.995 en CABA y $51.624,44 en PBA, con montos que entre R1 y R4 crecen progresivamente.

Las consultoras advirtieron que la desaceleración de la inflación de abril podría enfrentar nuevas presiones en mayo. El efecto directo de la suba de combustibles y energía, la inestabilidad internacional y la volatilidad de los precios internacionales plantean un escenario abierto para los próximos meses, especialmente ante la proximidad del invierno y la necesidad de importaciones energéticas. El comportamiento de los precios regulados y la respuesta del Gobierno ante las nuevas condiciones en el mercado internacional serán factores determinantes para la evolución del índice de precios al consumidor. Aunque al equipo económico parece no preocuparle la suba del precio internacional del petróleo, ya que decidió aumentar el impuesto sobre el combustible liquido.

Estados Unidos pondrá en marcha este lunes el operativo “Proyecto Libertad” para guiar y escoltar barcos comerciales varados en el estrecho de Ormuz, en un contexto de alta tensión con Irán y tras nuevos ataques reportados contra embarcaciones en la zona.

El presidente Donald Trump anunció la iniciativa el domingo como un esfuerzo para garantizar el tránsito seguro en una de las rutas marítimas más estratégicas del mundo. “Les hemos dicho a estos países que guiaremos a sus barcos de forma segura fuera de estas vías marítimas restringidas, para que puedan continuar con sus negocios con libertad y sin problemas”, afirmó.

El plan contempla el despliegue de destructores con misiles guiados, más de 100 aeronaves y unos 15.000 militares, según el Comando Central de Estados Unidos. La operación comenzará en la mañana del lunes en Medio Oriente, aunque el Pentágono no detalló la modalidad exacta de ejecución.

Trump describió la iniciativa como un gesto humanitario ante la situación de cientos de embarcaciones y unos 20.000 marineros que permanecen varados en el Golfo Pérsico desde el inicio del conflicto. “Son víctimas de las circunstancias”, escribió, y añadió: “Usaremos nuestros mejores esfuerzos para sacar a sus barcos y tripulaciones de forma segura del estrecho”.

El mandatario también lanzó una advertencia directa: “Si de alguna manera se interfiere en este proceso humanitario, lamentablemente, habrá que actuar con firmeza contra esa interferencia”.

El régimen de Irán rechazó el anuncio y advirtió que cualquier intervención será considerada una violación del alto el fuego vigente. El jefe de la comisión de seguridad nacional del parlamento iraní señaló: “Cualquier interferencia estadounidense en el nuevo régimen marítimo del estrecho de Ormuz será considerada una violación del alto el fuego”.

El estrecho de Ormuz permanece bloqueado de facto desde que Estados Unidos e Israel lanzaron la guerra el 28 de febrero. Por esa vía suele circular cerca de una quinta parte del comercio mundial de petróleo y gas, además de fertilizantes y derivados energéticos clave. El cierre impactó en los mercados globales y elevó los precios del crudo en torno a un 50% respecto de los niveles previos al conflicto.

En paralelo al anuncio del operativo, se registraron nuevos incidentes en la zona. Un buque de carga reportó un ataque por parte de varias embarcaciones pequeñas cerca de la costa iraní, mientras que otro barco fue alcanzado por “proyectiles desconocidos”. No se informaron heridos.

Según el observatorio marítimo del Reino Unido, también se emitieron advertencias por radio a varios buques cerca de Ras al-Khaimah para que abandonaran sus posiciones de fondeo. No quedó claro el origen de los mensajes.

Irán negó haber participado en los ataques y aseguró que una de las embarcaciones fue detenida para una inspección de documentos en el marco de una operación de vigilancia. Las autoridades del régimen iraní sostiene que controlan el estrecho y que permiten el tránsito de buques no vinculados a Estados Unidos o Israel mediante el pago de un peaje.

Desde el inicio del conflicto, tripulaciones de distintos países han reportado condiciones críticas a bordo, con escasez de agua potable, alimentos y suministros. Muchos de los marineros provienen del sur y sudeste asiático.

En el plano diplomático, Teherán analiza la respuesta de Washington a una propuesta de 14 puntos orientada a poner fin a la guerra en un plazo de 30 días. El portavoz del Ministerio de Asuntos Exteriores iraní indicó: “En esta etapa, no hay negociaciones nucleares”.

Trump sostuvo que existen contactos en curso. “Soy plenamente consciente de que mis representantes están teniendo discusiones muy positivas con el país de Irán, y que estas discusiones podrían conducir a algo muy positivo para todos”, afirmó, aunque expresó dudas sobre un acuerdo inmediato.

La propuesta iraní incluye el levantamiento de sanciones, el fin del bloqueo naval estadounidense y la retirada de fuerzas de la región, además del cese de hostilidades, incluidas operaciones vinculadas a Israel.

Mientras tanto, Washington mantiene un bloqueo naval sobre puertos iraníes desde el 13 de abril. El secretario del Tesoro, Scott Bessent, declaró: “Creemos que han recaudado menos de 1,3 millones de dólares en peajes, una cantidad ínfima comparada con sus ingresos petroleros diarios anteriores”. Añadió que “tendrán que empezar a cerrar pozos”.

(Con información de AFP y AP)

Desde este mes, los usuarios de Edenor y Edesur comenzarán a percibir los efectos de un nuevo aumento aprobado por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE). El organismo autorizó los valores del Costo Propio de Distribución (CPD) y los cuadros tarifarios para todas las categorías de usuarios mediante dos resoluciones publicadas en Boletín Oficial.

“La aplicación de los Precios de Referencia de la Potencia (POTREF), el Precio Estabilizado de la Energía (PEE) y el Precio Estabilizado de los Servicios Adicionales (PES)”, confirmaron las resoluciones 243/2026 y 244/2026.

En lo que respecta a los valores del CPD para ambas distribuidoras, se aplicaron los aumentos de 4,10% para la empresa distribuidora del norte y 3,91% para el sur, respecto a abril. Los textos establecen que el Valor Agregado de Distribución (VAD) Medio también incrementará a $63.237 y $58.087, respectivamente.

La medida que impacta en los costos y luego se trasladará a las tarifas finales, establece el ajuste tanto para hogares residenciales sin subsidios como en aquellos que aún reciben asistencia estatal. El nuevo régimen tarifario también abarca a clubes de barrio, entidades de bien público y usuarios-generadores, en un contexto regulatorio marcado por la continuidad de la emergencia energética y la política de segmentación de subsidios.

Durante el período mayo-julio del corriente año, la bonificación adicional extraordinaria para los usuarios de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) se fijó en 10,67 % sobre el consumo base. Esta bonificación, sumada a la general, apunta a lograr una transición gradual en el esquema de subsidios, evitando saltos abruptos en los montos facturados y dando previsibilidad a los beneficiarios.

Por último se actualizó el recargo destinado al Fondo Nacional de la Energía Eléctrica (FNEE), el cual quedará e $2.280 por MWh.

La resolución incluye, además, la aprobación de las tarifas de inyección para usuarios-generadores, así como los valores actualizados para el Costo de la Energía Suministrada en Malas Condiciones (CESMC) y el Costo de la Energía No Suministrada (CENS), que serán de aplicación a partir de mayo. Las instrucciones técnicas y los importes detallados constan en los informes anexos a la norma.

Bonificación en el consumo de gas

El Gobierno dispuso una actualización en el esquema de subsidios energéticos para el mes en curso, estableciendo una bonificación adicional del 25 % sobre el consumo de los usuarios de gas natural y gas propano indiluido por redes alcanzados por el Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).

Esta decisión, comunicada a través de la Resolución 111/2026 publicada hoy en el Boletín Oficial, modifica el porcentaje de la bonificación extraordinaria y refuerza los mecanismos de protección a los sectores de menores ingresos en un contexto de volatilidad internacional en los precios de la energía.

La medida, que se aplicará exclusivamente durante mayo, responde a la necesidad de amortiguar el impacto de los incrementos en el costo de abastecimiento del gas, consecuencia directa de los movimientos registrados en los mercados globales de hidrocarburos.

De acuerdo con la normativa, la bonificación del 25 % se adicionará a la bonificación general ya prevista en el artículo 7° del Decreto N° 943/25, en los términos del artículo 8° del mismo. De este modo, los usuarios beneficiarios del SEF verán reflejado un descuento acumulado en su factura del servicio público de gas, aplicable tanto al consumo de gas natural como de gas propano indiluido por redes.

La resolución alcanza a usuarios residenciales vulnerables, así como a Entidades de Bien Público, Clubes de Barrio y de Pueblo, y otras categorías de usuarios sin fines de lucro definidas en las Leyes N° 27.098 y N° 27.218. Para este conjunto de usuarios, la bonificación se aplicará sobre la totalidad del volumen consumido durante el mes de mayo, impactando directamente en la facturación y garantizando el acceso al consumo energético indispensable.

La decisión oficial instruye al Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) a tomar todas las medidas necesarias a fin de implementar la nueva bonificación en los cuadros tarifarios y los mecanismos de facturación.

Japón y Australia acordaron una respuesta urgente para garantizar suministros energéticos estables tras el impacto “enorme” que genera la restricción del flujo de petróleo en el estrecho de Ormuz sobre Asia-Pacífico, según declaró este lunes la primera ministra japonesa, Sanae Takaichi, luego de reunirse en Canberra con su par australiano, Anthony Albanese.

“La clausura efectiva del estrecho de Ormuz está infligiendo un impacto enorme en el Indo-Pacífico”, afirmó la jefa de Gobierno japonesa ante periodistas. En ese contexto, agregó: “Confirmamos que Japón y Australia mantendrán una comunicación estrecha para responder con sentido de urgencia”.

El estrecho de Ormuz canaliza cerca de una quinta parte del petróleo mundial. La interrupción del tránsito marítimo se produce luego de ataques de Estados Unidos e Israel contra Irán, lo que derivó en restricciones impuestas por Teherán en esa vía estratégica. Según datos de la Agencia Internacional de Energía, alrededor del 80% del crudo que circula por esa ruta tiene como destino países de Asia.

Durante el encuentro bilateral, ambos gobiernos coincidieron en la necesidad de reforzar la autonomía energética y la resiliencia frente a interrupciones del suministro. Takaichi señaló que el objetivo consiste en “fortalecer la autonomía y la resiliencia para asegurar suministros estables de energía”.

Australia ocupa un rol central en ese esquema. El país es el principal proveedor de gas natural licuado para Japón, mientras que Japón aporta cerca del siete por ciento del diésel que utiliza Australia. Esa interdependencia energética figura como uno de los pilares de la relación bilateral.

En paralelo, los dos países emitieron una serie de declaraciones conjuntas que abarcan cooperación en energía, economía, defensa y minerales críticos. El primer ministro australiano sostuvo que esos acuerdos tienen impacto directo en la población. “Estos acuerdos benefician a nuestros pueblos”, expresó Albanese. Además, remarcó: “Para los australianos, significarán una menor vulnerabilidad frente a shocks globales como los que observamos ahora por el conflicto en Medio Oriente”.

El suministro de minerales críticos constituye otro eje estratégico. Japón busca garantizar el acceso estable a insumos clave para la producción de semiconductores, baterías para vehículos eléctricos y sistemas de defensa. Australia, por su parte, promueve sus reservas de minerales como una alternativa para reducir la dependencia global de las tierras raras provenientes de China.

La cooperación bilateral también se extiende al ámbito militar. Ambos países consolidaron sus vínculos de defensa con un acuerdo por unos 10.000 millones de dólares australianos firmado el año pasado, que prevé la provisión de buques de guerra furtivos clase Mogami por parte de Japón a la marina australiana.

En el plano geopolítico, Takaichi reafirmó su compromiso con la estrategia de un Indo-Pacífico “libre y abierto”. Durante un discurso de política exterior pronunciado en Vietnam el fin de semana, la mandataria señaló que Japón intensificará sus esfuerzos en esa dirección. La iniciativa, impulsada originalmente por el ex primer ministro Shinzo Abe, cuenta con el respaldo de varios aliados de Estados Unidos en la región.

“Japón busca fortalecer su resiliencia, en particular mediante el refuerzo de las cadenas de suministro de energía y minerales críticos, y la ampliación de la cooperación en seguridad”, indicó la líder japonesa en esa intervención.

El concepto de Indo-Pacífico “libre y abierto” forma parte de una estrategia más amplia orientada a contrarrestar la influencia de China en la región. La propuesta genera tensiones con Beijing, que cuestiona ese enfoque.

(Con información de AFP)

El transporte público en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) funciona con nuevas tarifas desde el viernes 1 de mayo. El boleto mínimo de colectivo en la Ciudad de Buenos Aires, quedó fijado en $753,86 para recorridos de hasta 3 kilómetros, mientras que para tramos intermedios y largos los valores quedaron en $837,66 para recorridos de 3 a 6 kilómetros, en $902,19 para distancias de 6 a 12 kilómetros y en $966,77 cuando el viaje es de entre 12 y 27 kilómetros.

Esos valores rigen para los colectivos que circulan exclusivamente en territorio de CABA, que son los de las líneas 4, 6, 7, 12, 23, 25, 26, 34, 39, 42, 44, 47, 50, 61, 62, 64, 65, 68, 76, 84, 90, 99, 102, 106, 107, 108, 109, 115, 118, 132 y 151.

Se trata de un aumento de 5,4%, ya que el gobierno porteño aplica una actualización mensual por inflación (en este caso, la de marzo, de 3,4%, la última conocida del Indec hasta el momento) más dos puntos porcentuales)

El impacto también llegará a la Provincia de Buenos Aires. El boleto mínimo va a tener un costo de $918,35. Los tramos más largos van a superar los $1.000. El incremento alcanzará a las líneas provinciales, es decir, aquellas numeradas a partir del 200.

Aumentos en subte y peajes

Para quienes usen líneas de subte, el precio del boleto pasó de $1414 a $1490 para quienes tengan registrada su tarjeta. El costo para usuarios sin la tarjeta SUBE nominalizada llegará a $2369,10 por viaje, una brecha significativa respecto al valor para quienes sí la tienen registrada. Esta diferenciación entre usuarios con o sin SUBE registrada incentiva a los pasajeros a registrarse para acceder a la tarifa social y a los descuentos correspondientes. El sistema tarifario también contempla beneficios para quienes forman parte de grupos sociales vulnerables, a través de la tarifa social, que ofrece valores reducidos en comparación con la tarifa plena.

El ajuste en los peajes seguirá el mismo criterio inflacionario aplicado al resto de los servicios. En las autopistas 25 de Mayo y Perito Moreno, las motos pasaron a abonar $1.799,66, y a $2.879,82 en horarios pico, mientras que los vehículos livianos pagarán $4.319,63 o $6.121,62 respectivamente.

En la autopista Illia los valores son más bajos: las motos pagan $1.079,98, que se elevan a $1295,68 en hora pico, y los autos $1.799,66 y $2.544,99 según la hora a la que circulen.

La tarjeta SUBE registrada continuará siendo obligatorio para acceder a las tarifas publicadas. Los usuarios deben informarse sobre el alcance de cada aumento según el recorrido y el tipo de transporte utilizado.

El precio del gas

Además, el Ente Nacional Regulador del Gas informó las nuevas tarifas que aplica Metrogas a los consumos residenciales desde el viernes, con montos según categoría y nivel de consumo. Para la de menor consumo (R1) el cargo fijo es de $3.976,22 en CABA y $4.591,88 en la provincia, y en los de mayor consumo (R4) los valores son $94.995 en CABA y $51.624,44 en PBA, con montos que entre R1 y R4 crecen progresivamente.

Alquileres

Otra tanda de ajustes rige para los contratos de alquiler, según el momento y modalidad en que se hayan firmado.

Aquellos acordados bajo la ley de alquileres sancionada durante el gobierno de Alberto Fernández y que rigió hasta octubre de 2023 se ajustan anualmente por el Índice de Contratos de Locación (ICL) y aquellos cuya actualización ocurra en mayo, el aumento es del 9,32%, efecto de la desaceleración de los valores contractuales debido a la mayor oferta tras la pérdida de vigencia de aquella norma.

Hubo también contratos que se hicieron entre octubre y diciembre de 2023 con cláusula de ajuste semestral por el índice Casa Propia, a los que se aplicará el último ajuste semestral, del 15,13 por ciento.

Por último, están los alquileres más nuevos, pactados a partir de la desregulación y liberación contractual aprobada a fines de diciembre de 2023, ya durante el gobierno de Javier Milei, que en su mayoría incluyen cláusulas de ajuste trimestral, cuatrimestral o semestral, en cuyo caso el ajuste dependerá de la variación del índice de ajuste y durante el período acordado.

En medio de la guerra en Medio Oriente que tensó al límite la cadena energética global, Argentina intentó construir su propio refugio de previsibilidad. Con el barril Brent trepando por encima de los USD 110 y una volatilidad que no da respiro, las petroleras locales -con YPF a la cabeza- acordaron una tregua estratégica para estabilizar los precios de los combustibles por al menos 45 días. Sin embargo, este acuerdo nace con fecha de vencimiento y enfrenta riesgos crecientes ante un conflicto internacional más largo de lo previsto.

El principal desafío a la estabilidad proviene de la recaudación tributaria. Desde mayo, el Gobierno nacional decidió no postergar más la actualización de la carga tributaria que pesa sobre cada litro despachado. El ajuste abarca el Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y el Impuesto al Dióxido de Carbono (CO2), gravámenes aplicados como montos fijos que se trasladan de manera directa al precio final. Esta nueva imposición supone un incremento nominal de $11,035 para las naftas y de $10,325 para el gasoil en la Ciudad de Buenos Aires.

La consecuencia será el fin de la estabilidad de abril y una reconfiguración de la pizarra de precios de los surtidores. Según proyecciones sobre la estructura vigente, la nafta súper de YPF en la Ciudad de Buenos Aires superará $2.010 el litro, un valor que hasta el mes pasado se observaba principalmente en las provincias del interior. En el segmento más alto, las opciones premium ofrecidas por compañías como Shell o Axion escalarán hasta 2.390 pesos.

Este nuevo nivel de precios podría profundizar el contraste entre la producción y el consumo real, según los cálculos del tributarista Sebastián Domínguez.

La nueva imposición supone un incremento nominal de $11,035 para las naftas y de $10,325 para el gasoil en la Ciudad de Buenos Aires

El ajuste se produce en un contexto en el que las ventas en el mercado doméstico están en descenso. En abril de 2025, se había registrado una recuperación interanual de ventas del 2,1%, impulsada por una demanda premium con aumentos cercanos al 20%. Al año siguiente, en marzo de 2026, las ventas totales de combustibles mostraron una caída interanual del 1,8%. La nafta súper retrocedió 4,1% ese mes, bajo el impacto de la pérdida de poder adquisitivo de los consumidores y restricciones en el uso del automóvil.

La tendencia se intensificó por la decisión de los consumidores de refugiarse en la opción más económica: según datos del portal Surtidores, únicamente YPF logró un leve crecimiento interanual del 1% en ventas; Shell sufrió una baja del 3,7% y Dapsa se desplomó 10,3%. En abril de 2025, en contraste, el mercado era más competitivo y las privadas acaparaban los mayores repuntes, con Puma creciendo 13,1% y Shell 7,7%. Ahora, la prioridad está en el precio por sobre la marca.

Mientras tanto, la producción de petróleo en marzo llegó a 138.282 metros cúbicos diarios, mostrando una mejora del 0,6% respecto del mes anterior, según la consultora independiente OilProduction Consulting, especializada en análisis del sector hidrocarburífero regional. El sector no convencional de Vaca Muerta representó 69% de ese total.

Mayo redefine la preferencia del consumidor

La actualización fiscal prevista para mayo pone fin a la estabilidad acordada por las petroleras en abril. El traslado directo a precios del componente impositivo, por encima de $10 por litro, impulsará los valores de referencia en la Ciudad de Buenos Aires.

De este modo, la recuperación observada en algunos productos premium durante marzo -con subas del 2,69% en nafta y del 6,43% en gasoil G3, según Surtidores- no es suficiente para revertir la tendencia descendente de la nafta súper.

El gasoil, insumo para la logística y actividades productivas, también enfrenta nuevas presiones: el año pasado su versión Grado 2 caía 8,1% y el informe de 2025 advertía bajas del 1,6% por el freno en el agro y la industria. El incremento fiscal podría agravar la situación, dificultando la recuperación para esos sectores.

Desigualdades regionales y perspectivas

La crisis en el despacho de combustibles presenta diferencias marcadas entre las provincias. Tucumán lideró el descenso, con 18,3%, seguida por La Rioja 13%) y Salta 12,1%. Se suman Corrientes 11,5%, Misiones 10,2% y Santiago del Estero 9,2%, lo que reafirma que el impacto económico es más severo fuera del área central del país.

En contraste, el mayor crecimiento lo logró La Pampa, con un alza del 2,8% en marzo; la secundan San Juan 2,5% y Río Negro 2,2%. Santa Fe 1,9%, Córdoba 0,8% y Buenos Aires 0,6% exhiben variaciones positivas marginales que no logran revertir el cuadro de estancamiento general.

El acuerdo de estabilidad promovido por las petroleras se diseñó considerando un precio internacional del crudo inferior (alrededor de USD 80). Hoy, el barril oscila entre USD 90 y USD 100, con episodios de gran volatilidad como el reciente cierre de Brent a USD 114. Esta persistencia en valores altos y el contexto global adverso incrementaron la presión sobre una estructura de costos ya saturada, justo cuando el Gobierno decidió no postergar más la actualización de los impuestos a los combustibles líquidos y al CO2.

Lo que antes era impensable ahora parece interminable. La mayoría de los operadores de energía solían asumir que, incluso bajo ataque, Irán no cerraría el estrecho de Ormuz, el angosto paso por donde normalmente fluye casi una quinta parte del petróleo mundial. Hacerlo antagonizaría a sus vecinos del Golfo, dejaría sin combustible a sus clientes en Asia y cortaría su propia línea de suministro. Incluso si Irán intentara un bloqueo, los operadores asumían que Estados Unidos lo detendría rápidamente. Sin embargo, dos meses después de que Estados Unidos e Israel comenzaran a bombardear Irán, y de que Irán comenzara a atacar buques mercantes en represalia, el tráfico en Ormuz sigue siendo prácticamente nulo. Los esfuerzos diplomáticos para reactivarlo son intermitentes e inconclusos. Si bien una solución negociada siempre es posible, también es concebible que el estrecho permanezca cerrado indefinidamente.

Sin embargo, si observamos los precios del petróleo, la consternación parece relativamente moderada. Incluso tras un fuerte aumento en los últimos días, los futuros del crudo Brent, que superan los 120 dólares por barril, siguen estando muy por debajo de los 150-200 dólares que muchos analistas predijeron en marzo si el estrecho permaneciera cerrado durante un período prolongado. Algunas partes de Asia se enfrentan a una grave escasez o luchan por evitarla, pero en la mayor parte del mundo desarrollado, la vida cotidiana apenas se ha visto afectada. Los precios de la gasolina y los billetes de avión han subido, pero las previsiones de crecimiento económico solo se han revisado ligeramente a la baja. Las bolsas están cerca de máximos históricos. Contra todo pronóstico, la economía mundial parece estar afrontando con entereza la mayor crisis de suministro en la historia del mercado petrolero.

Los mercados siempre encuentran el equilibrio; la cuestión es solo a qué nivel. Los optimistas se consuelan con el año 2022, cuando la mayoría de los países occidentales dejaron de comprar petróleo a Rusia tras la invasión de Ucrania: el precio del petróleo alcanzó entonces un máximo de 129 dólares sin desencadenar una recesión global. Sin embargo, solo se trataba de 3 millones de barriles diarios (b/d) de petróleo ruso —el 3% del suministro mundial—, y la mayor parte se desvió a Asia. Cada día que el estrecho de Ormuz permanece cerrado, casi cinco veces ese volumen se retira por completo del suministro mundial. Incluso si el estrecho se reabriera mañana, probablemente ya se habría perdido alrededor del 3% de la producción anual mundial, dados los inevitables retrasos para que los volúmenes de exportación vuelvan a la normalidad. Un déficit de esa magnitud no puede ocultarse por mucho tiempo. El mundo está a solo unas semanas de una dura lección.

Cálculos aproximados

La relativa calma en los mercados oculta unas cifras alarmantes. Entre marzo y abril del año pasado, 18,3 millones de barriles diarios de crudo y productos refinados salieron del estrecho. Si se tiene en cuenta el flujo mínimo que aún continúa, más el petróleo adicional que puede transportarse a través de dos oleoductos que evitan el estrecho (uno en los Emiratos Árabes Unidos y otro en Arabia Saudita), el déficit neto se reduce a unos 13 millones de barriles diarios. Si además se suman 2 millones de barriles diarios de aumento de la oferta fuera del Golfo, pero se restan 1,3 millones de barriles diarios de producción adicional que los mercados esperaban de los países del Golfo este año, el déficit neto de los últimos dos meses asciende a 12,3 millones de barriles diarios, más del 10 % del consumo mundial.

Existen tres maneras de equilibrar los mercados: se puede poner en marcha la capacidad de producción excedente; se pueden utilizar las reservas para cubrir cualquier déficit residual y los precios pueden subir para frenar la demanda. Sin embargo, la primera opción se ve obstaculizada por el cierre del estrecho. La capacidad excedente de Arabia Saudí y los Emiratos Árabes Unidos —que durante mucho tiempo ha sido el principal amortiguador del mercado— queda bloqueada. Los productores de petróleo de esquisto estadounidenses, generalmente los más rápidos en responder al alza de los precios, no pueden actuar con la suficiente rapidez: aumentar la producción lleva de 3 a 6 meses y probablemente solo producirá entre 300.000 y 700.000 barriles diarios en una primera instancia. Tampoco sería fácil para Estados Unidos exportar mucho más: sus oleoductos, instalaciones de almacenamiento y terminales de exportación están saturados. «No podemos acomodar ni un barco más», afirma un comerciante. Rusia podría, en teoría, bombear otros 300.000 barriles diarios, pero con su infraestructura petrolera bajo el ataque constante de drones ucranianos, está luchando por mantener su producción actual.

Por lo tanto, casi todo el ajuste necesario debe provenir del consumo de existencias o de la reducción de la demanda. Ninguna de las dos es fácil de medir. Si bien las existencias de petróleo crudo, almacenadas en terminales de exportación, en buques en alta mar y en refinerías, son relativamente fáciles de rastrear, las existencias de productos refinados como la gasolina, el diésel y el queroseno (combustible para aviones) están dispersas entre millones de proveedores y consumidores, por lo que no lo son. La demanda, por su parte, se suele inferir a partir de datos sobre producción, comercio y almacenamiento, en lugar de medirse directamente.

No obstante, es evidente que el aumento de los precios y la escasez generalizada han frenado considerablemente el consumo. El crudo no solo es más caro; la escasez de combustibles refinados, agravada por la prohibición de exportación impuesta por China —normalmente un importante proveedor regional—, ha disparado la diferencia entre el crudo y el diésel y el combustible para aviones, que ahora oscila entre los 15 y 20 dólares por barril. Ambos combustibles cuestan ahora el doble en Singapur, el centro comercial de Asia, que hace dos meses, y aún más en Europa. Desde el inicio de la guerra, el precio de la gasolina en las gasolineras se ha duplicado en Myanmar, ha aumentado un 52 % en Pakistán, un 50 % en Filipinas y un 40 % en Nepal.

Según expertos consultados por The Economist, la demanda de crudo y productos derivados del petróleo se situó entre 3 y 5 millones de barriles diarios por debajo de lo previsto en abril. Aproximadamente entre el 10 % y el 15 % de esta caída corresponde a Oriente Medio, donde la guerra ha golpeado duramente la actividad económica y el tráfico aéreo se ha reducido en dos tercios. Más de la mitad proviene de Asia, donde la industria petroquímica se ha desplomado. La nafta —un producto derivado del petróleo que se procesa para fabricar plásticos y que se obtiene casi exclusivamente del Golfo Pérsico— escasea, lo que obliga a las plantas asiáticas a operar al 60-75 % de su capacidad. Algunas han cerrado por completo. África Oriental, que depende en gran medida del diésel, la gasolina y el queroseno del Golfo Pérsico, y Europa del Este representan gran parte de la disminución restante de la demanda.

Si la destrucción de la demanda ha alcanzado los 4 millones de barriles diarios en los últimos dos meses —una estimación generosa—, eso significa que el mundo ha estado agotando las reservas en hasta 8 millones de barriles diarios. Por suerte, ya había volúmenes de petróleo casi récord en el mar antes de la guerra. Los productores del Golfo, al oír los tambores de guerra, habían aumentado las exportaciones en las semanas previas. Grandes volúmenes de petróleo iraní y ruso también estaban varados en buques cisterna debido al endurecimiento de las sanciones occidentales, que desde entonces se han suavizado. Morgan Stanley estima que este colchón flotante ha proporcionado más de 3 millones de barriles diarios desde principios de marzo. Claramente, esto no puede durar. Ya hay muchos menos productos refinados en el mar de lo normal. Los cargamentos de crudo transportado por mar parecen estar menos afectados, pero esto es engañoso, ya que se necesitan viajes más largos para conectar Asia con nuevos proveedores en América, África y otros lugares.

Las grandes liberaciones de las reservas estratégicas de los países ricos también han ayudado a mantener el suministro y es probable que disminuyan. El 11 de marzo, los 32 miembros de la Agencia Internacional de Energía (AIE), un grupo de países que consumen grandes cantidades de petróleo, acordaron vender 400 millones de barriles de sus reservas de emergencia, la mayor extracción coordinada en la historia del organismo, equivalente a un tercio de las reservas totales de sus miembros. Unos 100 millones de barriles ya han llegado al mercado; otros 75 millones podrían llegar en mayo y junio. Pero el anuncio de gran impacto de marzo se produjo cuando los gobiernos de la mayoría de los países de la AIE esperaban que el estrecho de Ormuz se reabriera en cuestión de semanas. Ahora que los flujos del Golfo podrían interrumpirse indefinidamente, no querrán agotar sus reservas demasiado rápido.

El déficit restante —cercano a 5 millones de barriles diarios— se está cubriendo con las reservas comerciales. Frédéric Lasserre, de Gunvor, una empresa comercializadora de materias primas, estima que los productos refinados representaron aproximadamente la mitad de esa cantidad en abril. Se trata de una cantidad enorme: incluso cuando la demanda de petróleo se disparó en el punto álgido de la recuperación pospandemia en 2021-22, el consumo de las reservas de crudo y productos refinados nunca superó los 2,5 millones de barriles diarios durante más de un mes.

Sin embargo, si el estrecho de Ormuz permanece cerrado y tanto el volumen de petróleo en el mar como las liberaciones de las reservas estratégicas disminuyen, los inventarios comerciales tendrán que proporcionar entre 6 y 8 millones de barriles diarios, un ritmo que nadie considera sostenible. «No se pueden sustituir los flujos con existencias», afirma Amrita Sen, de Energy Aspects, una consultora. El comerciante Lasserre prevé que la escasez se materialice en un plazo de 4 a 8 semanas en la mayoría de las regiones. Esto implica que los precios pronto tendrán que subir aún más para alinear la demanda con la oferta. Ya hay señales de desesperación. Otro comerciante de materias primas afirma que algunos cargamentos de diésel se están vendiendo a 600 dólares el barril, frente a los 300 dólares de hace una semana.

¡Auméntalo!

Las repercusiones se sentirán en todo el mundo. Las reservas de combustible ya están por los suelos en gran parte del este de África, donde son habituales las colas de kilómetros en las gasolineras. Países como Kenia y Mozambique, con reservas para apenas unos días, viven al día, dependiendo del transporte de carga.

Sin contar a China, que mantiene amplias reservas, los países asiáticos son los siguientes. Sus inventarios de crudo ya han caído un 13%, hasta los 545 millones de barriles, según Kayrros, que realiza el seguimiento de las reservas mediante satélites. El crudo del Golfo —la materia prima preferida de las refinerías asiáticas— se ha agotado, lo que las ha obligado a reducir su producción en 3,5 millones de barriles diarios, un 12%. Neil Crosby, de Sparta Commodities, una empresa de datos, calcula que estos recortes podrían duplicarse en junio si el estrecho de Ormuz permanece cerrado, lo que aceleraría la escasez de combustible. Indonesia, Pakistán y Filipinas podrían quedarse sin gasolina en cinco o seis semanas; Australia está igualmente cerca de sufrir escasez de diésel y combustible para aviones.

A primera vista, Latinoamérica, sede de varios grandes exportadores de crudo, parece estar mejor protegida. Sin embargo, refina mucho menos de lo que consume, por lo que depende de las importaciones, principalmente de la costa del Golfo de Estados Unidos. Michelle Brouhard, de Kpler, una empresa de análisis de datos, predice que pronto podría empezar a perder cargamentos frente a Europa, que puede permitirse pagar más.

Esto seguirá dejando a Europa con escasez de crudo. No está a punto de quedarse sin petróleo, gracias a las enormes importaciones procedentes de América y África occidental. Sin embargo, sus refinerías están configuradas principalmente para procesar crudo y convertirlo en gasolina, en lugar de diésel y combustible para aviones, a pesar de que el transporte por carretera europeo funciona mayoritariamente con diésel. Esto hace que el continente dependa de las importaciones. Estas solían provenir de Rusia; los países del Golfo e India asumieron el suministro después de 2022. Ahora, esas fuentes también se han agotado.

Para compensar, las refinerías europeas han convertido más crudo en queroseno a expensas de otros combustibles, al tiempo que han incrementado las importaciones de diésel desde las costas del Golfo y del este de Estados Unidos, lo que ha provocado una caída del 11 % en las reservas en esa región en cinco semanas. Ninguno de estos mecanismos de afrontamiento es sostenible. Cuanto más disminuyen las reservas de diésel estadounidenses, mayor es la presión sobre la administración Trump para que suspenda las exportaciones. Las refinerías europeas eventualmente tendrán que restablecer la producción de diésel, lo que provocará una disminución en la producción de queroseno. La AIE ha advertido que Europa podría enfrentar escasez de combustible para aviones en junio si solo logra reemplazar la mitad de sus importaciones habituales del Golfo. Las aerolíneas europeas ya están reduciendo vuelos e imponiendo recargos por combustible. Las reservas de diésel y combustible para aviones caerán aún más rápido si los gobiernos europeos, con la esperanza de proteger a sus votantes de la crisis, continúan impulsando el consumo mediante subsidios y recortes de impuestos. Esto retrasa el momento decisivo, pero también puede agravarlo.

Estados Unidos no es inmune. Gran exportador de crudo y productos derivados del petróleo, su apertura al comercio lo expone a los precios globales. La gasolina ya se vende a un promedio de 4,20 dólares el galón, un aumento considerable respecto a los casi 3 dólares anteriores a marzo. Esto oculta marcadas disparidades regionales. La costa este, la región más poblada de Estados Unidos, tiene poca capacidad de refinación propia y depende del suministro por oleoducto desde refinerías en el Golfo de México y de las importaciones de Europa. La costa oeste, que no está conectada al Golfo por oleoducto, depende en parte de las importaciones de Asia y Oriente Medio. En caso de crisis, la región central del país podría verse más beneficiada que las zonas periféricas.

Se avecina una crisis. Estados Unidos está a punto de entrar en la temporada alta de viajes de verano, que suele traer consigo un aumento sostenido de la demanda de gasolina. Según las estimaciones de un operador, otras tres o cuatro semanas con Ormuz cerrado elevarán los precios en las gasolineras a 5 dólares el galón o más, un nivel que no se alcanza desde 2022, cuando provocó una drástica reducción de los viajes y de la popularidad del entonces presidente, Joe Biden.

No me siento bien

Salvo un milagro diplomático, la crisis petrolera pronto tendrá consecuencias mucho más evidentes. «Algo se romperá», afirma Crosby. Es probable que los precios de los productos refinados se disparen primero, ya que las reservas son más escasas. Sin embargo, esto acabará elevando los precios del crudo, puesto que las refinerías, deseosas de maximizar sus beneficios, buscarán más materia prima.

Los gobiernos de todo el mundo están lo suficientemente alarmados como para tomar medidas administrativas para evitar la escasez, al tiempo que se preparan para lo peor. Las estrategias comunes para disminuir el consumo de combustible incluyen fomentar el teletrabajo, declarar días festivos adicionales y promover el transporte público. Las autoridades de Malasia, Filipinas y Tailandia, entre otros países, han pedido a los funcionarios públicos que eviten ir a la oficina. Sri Lanka ha instaurado una semana laboral de cuatro días, considerando todos los miércoles como festivos. Pakistán está limitando el horario de apertura de tiendas y restaurantes.

Otro enfoque consiste en limitar las exportaciones de productos refinados para conservar las reservas nacionales. China, el mayor productor mundial de queroseno, ha prohibido todas las exportaciones; Corea del Sur, el segundo mayor productor, las ha limitado, e India, también un importante proveedor, ha aumentado los impuestos para desalentarlas. Naturalmente, estas restricciones agravan la escasez en otros lugares. Australia y Nueva Zelanda, por ejemplo, obtienen casi todo su combustible para aviones de China y Corea del Sur.

También es popular impulsar las alternativas a los combustibles fósiles. Argentina ha aumentado el límite de etanol que se puede mezclar con gasolina. Indonesia ha hecho lo mismo con el diésel, permitiendo una mezcla con un 50 % de aceite de palma. Muchos países están ampliando los subsidios para vehículos eléctricos.

Algunos gobiernos, sin embargo, ya han tenido que recurrir a medidas más drásticas. Indonesia limita la compra de combustible a 50 litros diarios y Sri Lanka a 15. Myanmar solo permite a los conductores comprar gasolina cada dos días. Camboya, sencillamente, ha cerrado un tercio de las gasolineras.

Hasta ahora, la carga de estas políticas recae principalmente sobre el mundo en desarrollo. Pero incluso en Europa, los gobiernos están desempolvando leyes promulgadas en la década de 1970, tras las primeras grandes crisis petroleras, que les permiten intervenir en la distribución de combustible. La intención es evitar que los problemas se propaguen, como cuando la falta de combustible para la distribución de alimentos provoca estantes vacíos en los supermercados o cuando los servicios de emergencia no pueden mantener sus vehículos en funcionamiento. Algunas también prevén la suspensión de las normas de competencia para permitir que las refinerías colaboren para maximizar los suministros o que los gobiernos modifiquen los límites de velocidad para ahorrar combustible. Los Países Bajos iniciaron recientemente la primera fase de su plan de crisis petrolera, que consiste principalmente en un control más estricto de las reservas. Eslovaquia y Eslovenia, sin embargo, han limitado las compras de combustible.

Esta planificación de contingencia parecerá mucho menos urgente si Estados Unidos e Irán llegan a un acuerdo para abrir el estrecho. Pero incluso entonces, el mercado petrolero tardaría en volver a la normalidad. Habría que desminar el estrecho; las aseguradoras y las navieras tendrían que tener la suficiente confianza para enviar buques a través de él; los barcos (excepto los que estén atrapados) tendrían que navegar hasta el Golfo, cargar petróleo y luego dirigirse a las refinerías; las refinerías tendrían que procesar el petróleo y los distribuidores transportar el combustible resultante a las gasolineras. Los gobiernos de los países ricos podrían aliviar ligeramente la carga durante esta fase de recuperación mediante nuevas liberaciones de reservas estratégicas, pero tendrían que estar seguros de que la crisis ha terminado. Y eso no ayudaría mucho a los países más pobres y en desarrollo.

En otras palabras, incluso en el escenario más optimista, el mundo seguirá sufriendo una grave escasez de suministro durante varios meses más. De una forma u otra, el consumo de combustible se racionará, ya sea por el aumento vertiginoso de los precios o por la escasez directa. La crisis energética de los últimos dos meses seguramente se agravará antes de desaparecer.

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El gobierno encabezado por la presidenta interina, Delcy Rodríguez, suscribió convenios con Hunt Overseas Oil Company y Crossover Energy, compañías que operarán en la Faja del Orinoco, considerada la mayor reserva mundial de crudo pesado y extrapesado. Los acuerdos abarcan además campos ubicados en los estados Anzoátegui, Monagas y Barinas, con foco en la explotación petrolera y el aprovechamiento del gas asociado.

Rodríguez sostuvo que los convenios también apuntan a reforzar el sistema eléctrico nacional mediante el uso de gas. “Aquí se cruzan los intereses de los Estados Unidos y de Venezuela”, afirmó durante el acto oficial transmitido por Venezolana de Televisión.

Asimismo, envió un mensaje al mandatario estadounidense: “Transmitan al presidente Trump, que es un hombre de acción (...) que nosotros hemos empeñado nuestra palabra en construir bases sólidas en relaciones a largo plazo entre Estados Unidos y Venezuela”.

Por su parte, Agen, director ejecutivo del Consejo de Dominio Energético Nacional de Estados Unidos, indicó que los acuerdos reflejan el interés de inversión en el país sudamericano. “Nos estamos moviendo a la velocidad de Trump para que las inversiones ocurran en petróleo, en gas, en minería”, declaró desde Miraflores. También precisó el volumen estimado de capital comprometido: “Es más de 2.000 millones de dólares en inversiones en el ámbito mineral”.

El funcionario estadounidense destacó el contexto político que facilitó estos avances. La reanudación de relaciones diplomáticas entre ambos países, tras la captura de Nicolás Maduro por fuerzas estadounidenses en enero, impulsó la presencia de compañías norteamericanas en el sector energético venezolano.

Agen subrayó el respaldo empresarial a esta nueva etapa. “Hay excelentes empresas que quieren invertir en Venezuela, que quieren traer a sus empleados, que están comprometidos con el país caribeño y eso es motivo de celebración entre estas relaciones entre Estados Unidos y Venezuela”, expresó. Además, remarcó el tono positivo de la jornada: “Hoy es un día maravillo para ambos países”.

La llegada de la delegación estadounidense coincidió con el primer vuelo directo entre Caracas y Estados Unidos en siete años, operado por American Airlines, lo que marca un nuevo paso en la normalización de vínculos bilaterales. Agen señaló que la visita tuvo como objetivo anunciar avances concretos en materia energética y consolidar acuerdos alcanzados en los últimos meses.

El funcionario también destacó las perspectivas a futuro de la relación bilateral. “Tenemos una larga relación en el futuro”, afirmó, y añadió que el presidente Donald Trump manifestó entusiasmo por los resultados obtenidos. Según Agen, el mandatario valoró “las acciones y el progreso” alcanzados en el proceso de acercamiento entre ambos países.

En paralelo, Venezuela avanzó en la apertura de su industria energética mediante reformas a las leyes de hidrocarburos y minería. Estas modificaciones facilitaron la participación privada y promovieron acuerdos con diversas multinacionales del sector, entre ellas Chevron, Eni y Repsol.

Rodríguez destacó la importancia de esta nueva etapa de cooperación. “Quiero celebrarlo y rescatar que, definitivamente, este es el camino de las relaciones bilaterales”, señaló durante su intervención en el acto oficial.

(Con información de AFP y EFE)

El Comité Evaluador del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) aprobó el proyecto de ampliación del gasoducto Perito Moreno, gestionado por Transportadora de Gas del Sur (TGS), informó el ministro de Economía, Luis Caputo.

Según remarcó, la obra movilizará una inversión superior a los 500 millones de dólares, a la que se sumarán otros 200 millones de dólares en desarrollos complementarios. El objetivo central de este emprendimiento es habilitar 12 millones de metros cúbicos diarios adicionales de gas en el anillo de Buenos Aires antes del invierno de 2027.

Caputo estacó que la obra permitirá disponer de un mayor suministro de gas para usuarios residenciales, industrias y plantas de generación eléctrica, con un costo considerablemente menor respecto del gas natural licuado (GNL) importado. El funcionario subrayó que esta iniciativa marca el retorno de la inversión privada en infraestructura de transporte de gas, después de más de veinte años, y subrayó que la capacidad adicional irá destinada a empresas privadas, sin intervención directa del Estado.

“Con este ya son 14 proyectos aprobados al RIGI por inversiones totales de 28 mil millones de dólares y hay otros 22 proyectos en evaluación que llevarían la inversión total de proyectos RIGI a 97.000 millones de dólares”, remató el ministro.

En qué consiste la obra

La ampliación del gasoducto Perito Moreno incluye la instalación de 30 kilómetros de caños de 30 pulgadas de diámetro y la ampliación de tres plantas compresoras. Estas obras incrementarán la capacidad de transporte, facilitando la evacuación del gas producido en Vaca Muerta hacia los principales centros de consumo del país. El proyecto busca reforzar el abastecimiento de gas en Buenos Aires y el área metropolitana, regiones que concentran gran parte de la demanda nacional.

El proyecto de TGS se diferencia por el esquema de contratación y financiamiento, ya que las empresas privadas asumen el riesgo y la gestión de la obra sin que el Estado nacional intervenga como comprador principal ni como financista. La capacidad de transporte que genere la ampliación será ofrecida directamente a otros privados, en lugar de asignarse por decisión estatal, como ocurrió durante los últimos veinte años en el sector energético argentino.

El gasoducto Perito Moreno juega un papel clave en el transporte de gas desde la cuenca neuquina hacia el centro del país. La ampliación anunciada por TGS incrementará el flujo disponible hacia el anillo de Buenos Aires, lo que permitirá reducir la necesidad de importar GNL, un recurso más costoso que el gas nacional. El cronograma indica que la nueva capacidad estará habilitada antes del invierno de 2027, cuando se registran los picos de consumo.

El proyecto responde a la necesidad de ampliar la infraestructura de transporte para acompañar el crecimiento de la producción en Vaca Muerta, uno de los principales yacimientos de gas no convencional de Argentina. El gasoducto Perito Moreno se posiciona como una infraestructura crítica para asegurar que el gas extraído en la cuenca neuquina llegue a los centros de consumo y a las plantas de generación eléctrica de todo el país.

Cuáles son los 13 proyectos aprobados por el RIGI

El régimen RIGI tiene como objetivo dinamizar la llegada de grandes inversiones privadas en sectores como energía, infraestructura y minería. Los proyectos que ya estaban aprobados, y a los que se le suma ahora esta ampliación del gasoducto, son los siguientes:

• Parque solar de YPF Luz: Con una inversión de US$211 millones, prevé la creación de un parque solar fotovoltaico Las Heras, Mendoza. Apunta a generar una capacidad instalada de 305 megavatios. En diciembre, recibió la habilitación de Cammesa y ya genera 100 MW de energía renovable. Se estima que quedará terminado en este primer semestre de 2026.
• Vaca Muerta Oleoducto Sur (VMOS): Las petroleras YPF, PAE, Vista, Pampa Energía, Pluspetrol, Chevron y Shell avanzan en la construcción de un oleoducto de 437 kilómetros de extensión que conectará Allen con Punta Colorada, en la provincia de Río Negro. La inversión totaliza en US$2486 millones y se espera que esté operativo hacia fines de 2026.
• GNL PAE-Golar: Southern Energy estima invertir USD 6878 millones. Consiste en la licuefacción de gas natural en el golfo de San Matías, ubicado en Río Negro desde 2027.
• Río Tinto: La primera iniciativa en minería. El proyecto de Río Tinto contempla una inversión de US$2700 millones para la extracción y procesamiento de litio en el salar de Rincón en Salta.
• Sidersa: Comprende una inversión de US$286 millones para construir una nueva planta siderúrgica en San Nicolás, Buenos Aires. Permitirá abastecer al mercado con 360.000 toneladas anuales de insumos para la industria nacional y exportaciones.
• Salar del Hombre Muerto: Encabezada por la firma australiana Galan Lithium. Contempla una inversión de US$217 millones y exportará cloruro de litio desde el Salar del Hombre Muerto, Catamarca, por US$180 millones anuales a partir de 2029.
• Parque eólico Olavarría: Con Acindar y PCR como principales accionistas, el proyecto consiste en la creación de un parque eólico en Olavarría que tendrá capacidad para generar 180Mw de energía renovable. La inversión superará los US$250 millones.
• Los Azules (San Juan): La canadiense McEwen Cooper contempla una inversión de US$2672 millones para avanzar en tareas de exploración y futura explotación de cobre.
• Puerto multipropósito en Timbúes (Santa Fe): La iniciativa prevé una inversión de US$277 millones para construir un complejo logístico capaz de almacenar fertilizantes, hierro, productos siderúrgicos, granos y combustibles.
• Gualcamayo (San Juan): Con desembolso de US$665 millones, Minas Argentinas busca extender la explotación de oro y plata mediante un esquema de mineralización diferente y con alto impacto en empleo directo.
• Veladero (San Juan): Se trata de la ampliación de la mina de oro y plata Veladero encabezada por la canadiense Barrick Mining. La inversión es por más de US$380 millones.
• Diablillos (Salta y Catamarca): Es una nueva mina de oro y plata de AbraSilver que requerirá una inversión de US$760 millones en Salta y Catamarca. Busca crear 1200 empleos directos.
• Fénix (Catamarca): Es el último proyecto avalado por el Gobierno y contempla una inversión de US$530 millones para ampliar la producción de litio en Catamarca por parte de la firma Río Tinto.

Los precios internacionales del petróleo subieron con fuerza este jueves y alcanzaron su nivel más alto en cuatro años, después de que el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, advirtiera que el bloqueo sobre los puertos iraníes podría extenderse durante meses, en un contexto de creciente tensión con Teherán por su programa nuclear.

El mercado reaccionó a la posibilidad de que el estrecho de Ormuz, paso clave para el comercio energético mundial, permanezca cerrado durante un período prolongado. Por esa vía circula cerca de una quinta parte del petróleo y del gas que se comercializa en el mundo.

El crudo Brent del Mar del Norte llegó a subir 7,1%, hasta 126,41 dólares por barril, su nivel más alto desde 2022, tras la invasión rusa de Ucrania. Más tarde moderó parte de la suba y a las 05:15 GMT avanzaba 4,8%, hasta 123,71 dólares. En paralelo, el West Texas Intermediate (WTI) trepó inicialmente 3,4%, hasta 110,31 dólares, y luego recortó ganancias para ubicarse en 109,78 dólares, con un avance de 2,7%.

La suba se produjo luego de que trascendiera que Trump ordenó a funcionarios de seguridad nacional preparar un bloqueo prolongado para aumentar la presión sobre Irán y forzar concesiones en las negociaciones nucleares.

Según un funcionario de la Casa Blanca citado bajo condición de anonimato citado por AFP, durante una reunión con ejecutivos petroleros se analizaron mecanismos para sostener la medida. “Para aliviar la situación en los mercados petroleros mundiales y las medidas que podríamos tomar para continuar con el bloqueo actual durante meses si fuera necesario y minimizar el impacto en los consumidores estadounidenses”, señaló.

El endurecimiento del tono desde Washington reforzó la percepción de que la crisis energética podría extenderse más de lo previsto por los operadores. Trump también elevó la presión desde el plano político. En una publicación en Truth Social escribió: “Irán no logra organizarse. No saben cómo firmar un acuerdo no nuclear. ¡Más les vale espabilar pronto!”.

El mercado petrolero también siguió de cerca un informe de Axios, que indicó que el almirante Brad Cooper, jefe del Comando Central de Estados Unidos (CENTCOM), informaría al mandatario sobre posibles nuevas acciones militares.

Analistas señalaron que los inversores comenzaron a descontar un escenario de interrupción prolongada del suministro.

Michael Brown, de Pepperstone, afirmó: “Hay que decir que la retórica acalorada aquí no coincide realmente con las acciones de Trump”, aunque advirtió que “las negociaciones parecen estar estancadas en una especie de punto muerto”.

Tras el fuerte salto del petróleo, el impacto se trasladó rápidamente a los mercados bursátiles globales, que operaron en baja ante el temor de un nuevo shock inflacionario por el aumento de los costos energéticos.

En Asia, el Nikkei 225 de Tokio cayó 1,2%, hasta 59.176,33 puntos, mientras que el Hang Seng de Hong Kong perdió 1,3%, hasta 25.766,11. También registraron bajas las bolsas de Sídney, Seúl, Taipéi, Bombay, Bangkok, Manila y Yakarta. En contraste, Singapur y Wellington mostraron avances, mientras que Shanghái permaneció estable.

En Estados Unidos, el Dow Jones cerró con una caída de 0,6%, en 48.861,81 unidades. En Europa, el FTSE 100 de Londres retrocedió 1,2%, hasta 10.213,11 puntos. El dólar, activo considerado refugio en escenarios de incertidumbre, también se fortaleció frente a otras monedas.

Los inversores siguieron además la evolución de la política monetaria de la Reserva Federal, atentos al posible impacto inflacionario de la suba del crudo, que podría condicionar futuras decisiones sobre tasas de interés.

(Con información de AFP)

La presidenta encargada de Venezuela, Delcy Rodríguez, calificó como el “más auspicioso” en la historia del país el acuerdo firmado el martes entre la estatal Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) y la compañía italiana ENI para incrementar la producción de gas y petróleo en el país caribeño.

“Hoy firmamos con la empresa italiana ENI el acuerdo productivo petrolero más auspicioso que se haya firmado con empresa alguna en nuestra historia”, declaró Rodríguez durante un acto realizado en el estado Carabobo, en el marco de la peregrinación nacional convocada para exigir el cese de las sanciones contra Venezuela.

Horas antes, la ministra de Hidrocarburos, Paula Henao, y el presidente de PDVSA, Héctor Obregón, firmaron junto al director de operaciones y recursos naturales de ENI Venezuela, Guido Brusco, un contrato para desarrollar actividades primarias en el área Junín-5, de acuerdo con la cadena estatal Venezolana de Televisión (VTV).

El campo Junín-5, situado en la Faja Petrolífera del Orinoco, es administrado desde hace más de diez años por PetroJunín, una asociación entre PDVSA y ENI, con mayoría accionaria venezolana.

Este nuevo contrato de ENI se suma a los acuerdos previos con las firmas Chevron y Repsol, firmados tras la flexibilización de sanciones estadounidenses impuestas al sector petrolero en 2019.

“Estamos siendo testigos de un momento muy importante para Venezuela (...). ENI no se fue del país, ENI estuvo en Venezuela y hemos podido afianzar nuestros lazos de cooperación, yo quiero reconocérselo a esta empresa”, aseguró Rodríguez, quien ocupa la presidencia tras la captura del ex dictador Nicolás Maduro en una operación militar parte de las fuerzas de Estados Unidos.

El director ejecutivo de ENI, Claudio Descalzi, destacó que la empresa posee “grandes proyecciones” para el campo operado en conjunto con PDVSA y la posibilidad de “acelerar” la producción.

“Va a ser una de las inversiones más importantes de la compañía. Las condiciones están dadas, hemos tenido reuniones muy positivas con el equipo, con los ministros, con la presidenta y sabemos que podemos tener planes muy ambiciosos para el futuro”, sostuvo, quien también adelantó que esperan definir el plan de inversión antes de fin de año.

El vicepresidente de la Cámara Petrolera de Venezuela (CVP), Álvaro Pérez Díaz, afirmó que actualmente existen “pocas restricciones para trabajar” en el mercado petrolero venezolano, tras las recientes licencias otorgadas por EEUU.

“Las licencias han ido dando permisos, han ido variando y toda la industria que está alrededor del petróleo pues se va moviendo en condición a cómo estas han ido cambiando, pero estamos trabajando y en este momento hay pocas restricciones para trabajar”, señaló Pérez Díaz el lunes a la agencia EFE durante el foro Venezuela Energética 2026, celebrado en Caracas y que reunió a más de 900 representantes del sector.

Pérez Díaz sostuvo que los acuerdos firmados con las compañías Chevron y Repsol “están funcionando perfectamente” a partir del otorgamiento de estas licencias. “Ellos están ampliando su capacidad de producción y constantemente contratando a empresas nacionales, a empresas venezolanas”, indicó el directivo de la CVP.

El pasado 13 de abril, Venezuela firmó un acuerdo que amplía las operaciones de Chevron para aumentar la producción petrolera en el país. El acuerdo elevó la participación de Chevron al 49% en la empresa mixta Petroindependencia y otorgó derechos para actividades primarias en el bloque Ayacucho 8, dentro de la empresa conjunta Petropiar entre la petrolera estadounidense y la estatal PDVSA, según detalló Javier La Rosa, representante de Chevron, durante el evento.

Chevron, a su vez, aceptó renunciar a sus acciones en dos yacimientos de gas costa afuera, Macuira y Loran en Delta Amacuro, y en el yacimiento de crudo Petroindependiente en el lago de Maracaibo, estado Zulia, de acuerdo con un comunicado de la compañía.

Tres días después, la española Repsol anunció la firma de un acuerdo con Venezuela para retomar el control de las operaciones y aumentar la producción de petróleo en la empresa mixta Petroquiriquire, además de garantizar los mecanismos de pago. Este acuerdo, sujeto al cumplimiento de condiciones, permitirá incrementar la producción en Petroquiriquire (60% PDVSA y 40% Repsol) y fortalecer el marco operativo de sus actividades en el país, bajo el acuerdo marco firmado en 2023, detalló Repsol.

(Con información de EFE)

Cammuzzi, la mayor distribuidora de gas de la Argentina, firmó un acuerdo clave con la firma holandesa Vitol para exportar gas natural licuado (GNL) desde el puerto de La Plata. El proyecto prevé una inversión de USD 3.900 millones y contempla la construcción de la primera planta exportadora de GNL en la provincia de Buenos Aires.

La alianza incluye a Vitol como comprador principal de gas natural licuado y posible socio en el proyecto, ya que la compañía holandesa aseguró que “evaluará la posibilidad de realizar una inversión accionaria en LNG del Plata junto a Camuzzi”. Según los accionistas, la iniciativa podría aportar más de USD 14.500 millones en divisas por exportaciones durante veinte años y generar 500 empleos directos en la etapa de desarrollo.

El proyecto, liderado por Alejandro Macfarlane, presidente y accionista de Camuzzi Gas Inversora, marca el ingreso de la provincia de Buenos Aires al negocio de grandes exportaciones de GNL, luego de quedar fuera en la competencia por la localización de otras plantas similares.

El año pasado, en el marco de su proyecto 4x4, YPF eligió Punta Colorada, en Río Negro, para instalar su propia planta de licuefacción, desplazando la alternativa del puerto de Bahía Blanca. Ahora, LNG del Plata —ubicado en el Puerto de La Plata— será el primer emprendimiento de estas características en territorio bonaerense.

A diferencia de iniciativas como LNG Argentina (consorcio encabezado por YPF, donde participan también PAE y Pampa Energía) o Southern Energy (liderado por PAE), el proyecto de Camuzzi destaca por su localización estratégica: el Puerto de La Plata conecta de manera directa con los sistemas de transporte de gas provenientes de Vaca Muerta en la Cuenca Neuquina, lo que permite aprovechar los gasoductos existentes durante los meses de menor demanda interna (verano).

El cronograma establece que la construcción comenzará en 2026 y el inicio de operaciones formales está proyectado para 2028. Entre septiembre y mayo, el sistema podrá exportar más de 9 millones de metros cúbicos diarios de gas natural, aprovechando la capacidad ociosa durante la temporada estival. Este volumen de gas será transformado en GNL (líquido), reduciendo su tamaño 600 veces para facilitar el transporte marítimo global. El emprendimiento también prevé la construcción de una plataforma offshore frente a Ensenada y la implementación de un ducto subacuático de 10 kilómetros.

Actualmente, el GNL es una pieza crítica en el tablero energético global. A nivel externo, el conflicto en Medio Oriente disparó los costos logísticos y el valor del recurso, cuyo precio spot internacional del GNL trepó hasta USD 22 por millón de BTU, más del doble del valor observado en febrero, tras la escalada del conflicto armado que involucra a Estados Unidos, Israel e Irán.

A nivel interno, la Argentina transita una transición compleja. Aunque el país logró revertir su histórico déficit energético de la mano de Vaca Muerta, aún depende de la importación de GNL durante los meses de invierno. Este año, el Gobierno buscaba que los privados gestionen la operación, aunque luego de una licitación fallida, la tarea quedó nuevamente en manos del Estado a través de Enarsa. Este escenario refuerza la relevancia de proyectos como el de La Plata, el de YPF o SESA, que buscan transformar a la Argentina de un histórico importador de barcos a un proveedor global competitivo.

Una infraestructura dual para exportación y abastecimiento local

La infraestructura de LNG del Plata está diseñada para operar bajo un modelo dual y aportar flexibilidad al sistema energético argentino. En los meses de invierno, cuando la demanda interna crece, el gas natural destinado a la exportación podrá redirigirse al consumo local, reforzando la oferta y bajando el costo de generación eléctrica al desplazar combustibles líquidos de mayor valor.

La capacidad de exportación de 2,4 millones de toneladas anuales equivale a la producción diaria de más de 9 millones de metros cúbicos de gas, según cifras aportadas por la empresa. Adicionalmente, la extensión de la red de Camuzzi —con más de 56.000 kilómetros de ductos y servicios para 2 millones de usuarios en Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Chubut, Río Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego— le otorga una ventaja competitiva en la operación y abastecimiento.

El propio Macfarlane aseguró a Infobae al momento de la presentación del proyecto, que el plan busca fortalecer “la integración de la Argentina al mercado global de GNL” y desarrollar una “infraestructura competitiva para la exportación de gas natural licuado, generar valor sostenible, atraer inversiones y contribuir a la seguridad energética tanto a nivel local como internacional”.

Vitol es una compañía fundada en Rotterdam, Países Bajos en 1966. Opera en 40 países alrededor del mundo y cerró 2025 con ingresos superiores a USD 340.000 millones. En el ámbito específico del GNL, la compañía entregó en 2025 un total de 23 millones de toneladas métricas y mantiene inversiones superiores a USD 13.000 millones en activos de infraestructura energética de largo plazo.

En Argentina, Vitol tiene una oficina en Buenos Aires y gestiona una terminal de almacenamiento en Zárate, operada por la subsidiaria local Vitco S.A., con una capacidad total de 250.000 m³. Esta instalación refuerza la logística para importaciones y la distribución de combustibles en el mercado regional del cono sur.

Sobre la alianza, Pablo Galante Escobar, head of LNG de Vitol, remarcó al medio que “la Argentina tendrá un rol relevante en la creciente demanda global de GNL gracias a sus abundantes reservas de gas”, y ratificó el interés en avanzar de manera conjunta con Camuzzi en un emprendimiento estratégico para diversificar y garantizar el suministro a nivel internacional.

El desarrollo de LNG del Plata permanece sujeto a la obtención de aprobaciones regulatorias, condición indispensable para que Argentina se consolide como exportador relevante en el emergente mercado mundial de gas natural licuado.

La producción de gas natural de Camisea comenzará a disminuir de forma significativa en los próximos años, lo que podría generar un desbalance frente a la creciente demanda energética del país, según informó el exgerente de Promoción de Perupetro, Luis Fernández Pérez para el portal PeruEnergía.

El especialista precisó que, si bien el gas no se terminará en corto plazo, la producción disminuirá drásticamente. “El gas no se va a agotar en Camisea, tiene gas por lo menos para 20 años. El problema es que dentro de 12 o 15 años comenzará a bajar su producción y no alcanzará para atender la demanda”, sostuvo.

Déficit energético en 2040

De acuerdo con estimaciones del sector citadas por la revista Rumbo Minero, la producción de gas podría reducirse a alrededor de 500 millones de pies cúbicos diarios hacia el año 2040. En contraste, la demanda nacional alcanzaría los 800 millones de pies cúbicos diarios en la próxima década, generando un déficit en el abastecimiento.

Actualmente, el consumo de gas en el país se sitúa cerca de los 700 millones de pies cúbicos diarios, lo que evidencia una tendencia creciente que podría superar la capacidad de oferta en el mediano plazo. Ante este escenario, Fernández advirtió que el Perú tendría que recurrir a la importación del recurso si no se toman medidas oportunas.

Necesidad de nuevas exploraciones

Frente a esta situación, el exfuncionario señaló que el país aún tiene margen para impulsar nuevas exploraciones y evitar depender del mercado internacional. “Hay tiempo para tomar medidas, pero no tiene sentido importar si tenemos potencial para descubrir más gas”, afirmó en declaraciones difundidas por PeruEnergía.

En esa línea, destacó el potencial de zonas como Candamo, en la región Madre de Dios, donde existirían importantes reservas de gas natural. Según explicó, el desarrollo de estos yacimientos podría replicar el modelo aplicado en Camisea, combinando explotación de reservas ya identificadas con exploración adicional en áreas cercanas.

Explotación y áreas protegidas

No obstante, el desarrollo de nuevos proyectos gasíferos plantea desafíos en materia ambiental. Fernández indicó que gran parte del potencial energético del país se encuentra en la selva y, en algunos casos, dentro de áreas naturales protegidas. Por ello, consideró necesario coordinar con el Ministerio del Ambiente para evaluar mecanismos que permitan compatibilizar la explotación de recursos con la conservación.

Entre las propuestas, mencionó la posibilidad de modificar la normativa vigente para permitir actividades extractivas bajo compromisos de protección ambiental. Esta postura abre un debate sobre el equilibrio entre seguridad energética y preservación de ecosistemas.

Vulnerabilidad del sistema energético

A este escenario se suma la alta dependencia del país del proyecto Camisea. Según el experto en energía renovable Elmer Arellanos, citado por La República, el 96 % de las reservas de gas natural del Perú se concentra en este yacimiento, lo que representa un riesgo estructural.

Además, el transporte del recurso depende de un solo gasoducto, lo que incrementa la vulnerabilidad ante eventuales fallas técnicas, mantenimientos o conflictos sociales. “La crisis de marzo no fue una excepción; fue la confirmación de una estrategia energética frágil”, advirtió.

Finalmente, los especialistas coincidieron en la necesidad de diversificar la matriz energética y fortalecer la resiliencia del sistema. En un contexto internacional donde los países avanzan hacia fuentes múltiples de energía, el Perú enfrenta el reto de reducir su dependencia de un solo recurso y garantizar el suministro a largo plazo.

En medio de una crisis energética global, Argentina empieza a ocupar un lugar destacado en el mapa internacional: durante el primer trimestre de 2026, el sector alcanzó un superávit comercial récord de USD 2.405 millones, según el Indec. El país avanza hacia un rol clave como exportador en un mercado cada vez más competitivo.

La demanda de energía en Europa enfrenta restricciones severas. La Unión Europea pide a sus ciudadanos que trabajen desde casa, al menos un día por semana; reduzcan la velocidad en las autopistas, compartan el auto y eviten los vuelos cortos, con el objetivo de disminuir el consumo energético ante la vulnerabilidad del abastecimiento.

La inquietud predominó en CERAWeek, el principal evento de la industria petrolera internacional realizado el mes pasado en Estados Unidos. Según Wael Sawan, director ejecutivo de Shell, el foco ya no está en el precio del barril, sino en los “flujos físicos”, es decir, el movimiento real de combustibles y electricidad a través de las infraestructuras mundiales de transporte, almacenamiento y producción.

El debate sobre precios del crudo dio paso a la preocupación por la capacidad del sistema global para garantizar el abastecimiento

Sawan advirtió que el impacto de la crisis energética comenzó en Asia, con un “efecto dominó” que partió del sur y se expandió hacia el sudeste y el noreste, alcanzando a Europa en pocas semanas. Afirmó que los esfuerzos gubernamentales para compensar la caída de la oferta resultan insuficientes ante la magnitud del desafío.

El barril de Brent, que hace apenas unos meses cotizaba cerca de los USD 60, trepó hasta los USD 104,84. Analistas proyectan una estabilización en torno a los USD 100 mientras dure el conflicto en Oriente Medio.

En ese contexto, la diversificación de proveedores dejó de ser una aspiración estratégica para convertirse en una necesidad estructural. “La seguridad nacional ya no es posible sin seguridad energética”, sentenció el CEO de Shell.

El papel estratégico de Vaca Muerta

En encuentros como CERAWeek y otras reuniones sectoriales, la presencia de Vaca Muerta resulta cada vez más relevante. La formación neuquina se destaca por su capacidad para sostener la producción nacional de petróleo y gas, cumpliendo dos condiciones clave: estar alejada de zonas geopolíticamente inestables y disponer de recursos suficientes para abastecer la demanda local por más de un siglo en petróleo y más de dos en gas natural.

Bajo condiciones de precios sostenidos, Vaca Muerta podría alcanzar 1 millón de barriles diarios producidos antes de 2030 (Rystad Energy)

La consultora Rystad Energy tiene un proyección optimista para el país. Bajo condiciones de precios sostenidos, Vaca Muerta podría alcanzar 1 millón de barriles diarios producidos antes de 2030, con un techo estimado de 1,8 millones de barriles de petróleo/día para 2035. El principal destino proyectado es China, que podría convertirse en comprador sostenido del crudo neuquino a partir de 2027.

Un dato central que ilustra el nuevo posicionamiento argentino: Alemania, uno de los países más afectados por la crisis de suministro en Europa, firmó un contrato por más de USD 7.000 millones para importar gas natural licuado (GNL) argentino.

La contraparte local es el consorcio Southern Energy (SESA), integrado por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG. Por parte de Alemania, la empresa estatal Securing Energy for Europe (SEFE) fue creada específicamente para garantizar el abastecimiento energético del país ante la crisis desatada primero por la guerra en Ucrania y ahora profundizada por el conflicto en Medio Oriente.

El convenio establece la venta de 2 millones de toneladas anuales de GNL durante ocho años, a partir de fines de 2027. Ese volumen cubrirá cerca del 80% de la capacidad operativa del primer buque licuador, el Hilli Episeyo, que operará frente al Golfo San Matías, en Río Negro. La iniciativa Argentina LNG contempla una segunda fase con un nuevo buque de licuefacción, el MKII, y un gasoducto dedicado que conectará Vaca Muerta con la costa patagónica. Con ambas unidades operativas, la capacidad conjunta alcanzaría unas 6 millones de toneladas anuales.

Exportaciones e importaciones

Aunque las proyecciones colocan a Vaca Muerta como proveedor confiable en los próximos cuatro o cinco años, los resultados actuales ya son positivos. Según datos del Indec, en el primer trimestre de 2026 las exportaciones energéticas totalizaron USD 2.837 millones, mientras que las importaciones cayeron 35,7%, hasta USD 432 millones. Esa combinación determinó un superávit histórico.

En marzo, el saldo positivo del sector llegó a USD 1.090 millones: la mayor marca para un mes individual desde que se tiene registro. Las exportaciones energéticas de ese mes crecieron un 23,2% interanual, hasta USD 1.235 millones, impulsadas por un aumento en volúmenes exportados del 29,1%, aunque con una leve baja en precios internacionales del 4,5%.

El resultado energético fue parte de un contexto comercial general robusto: la balanza comercial total registró un superávit de USD 2.523 millones en marzo, consolidando 29 meses consecutivos de saldos positivos para la economía argentina.

Oportunidad y desafío

La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) advirte que el país se encuentra ante una ventana de oportunidad definida por la evolución de la demanda global. Las proyecciones muestran que el consumo de petróleo continuará en alza hasta mediados de la próxima década, para luego iniciar un descenso gradual. En el caso del gas natural, los escenarios coinciden en que el consumo seguirá creciendo hasta 2050, impulsado por el reemplazo del carbón.

“Por primera vez en la historia disponemos de recursos para abastecer la demanda local y, a la vez, conformar una plataforma de exportación a gran escala destinada a abastecer la demanda mundial”, sostiene el informe de la CEPH.

En el escenario más expansivo, con pozos de shale oil creciendo al 11% anual y mayor capacidad de licuefacción, las exportaciones energéticas podrían alcanzar USD 27.945 millones para 2030 y USD 41.758 millones para 2035, con un saldo positivo de USD 37.678 millones en ese último año. Para llegar ahí, se requerirían inversiones de entre USD 12.000 millones y USD 21.000 millones anuales en la próxima década.

Se requerirían inversiones de entre USD 12.000 millones y USD 21.000 millones anuales en la próxima década (CEPH)

Sudamérica también ampliará la oferta: Brasil, con Petrobras, y Guyana, con proyectos liderados por ExxonMobil, también sumarán en conjunto 2,1 millones de barriles diarios adicionales al mercado global en los próximos años.

Infraestructura y regulaciones, los retos pendientes

El principal cuello de botella, en un escenario de máxima producción, es la infraestructura. El proyecto del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) que une Vaca Muerta con el mar rionegrino a lo largo de más de 400 kilómetros, se encuentra en etapa avanzada y permitirá evacuar toda la producción petrolera de la cuenca neuquina, incrementando en un 70% la posibilidad de transporte y duplicando la capacidad actual de la zona núcleo.

En el ámbito regulatorio, la CEPH propone extender los beneficios del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) a toda la producción hidrocarburífera, eliminar retenciones a las exportaciones y reducir la carga fiscal en las cuencas productoras. Los primeros proyectos de licuefacción fueron posibles gracias a estos incentivos; su extensión podría potenciar el salto de escala.

El propio Mike Wirth, CEO de Chevron, sintetizó el escenario en CERAWeek: “el reto de Argentina ya no es geológico, sino institucional y de infraestructura. Los recursos existen; la incógnita es si el marco regulatorio, la logística y la política de inversiones acompañarán a tiempo una oportunidad que el mercado internacional, hoy más que nunca, está dispuesto a aprovechar”.

La empresa Pluspetrol anunció la presentación de una solicitud para adherirse al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), comprometiendo una inversión estimada de USD 12.000 millones en el bloque Bajo del Choique – La Invernada, ubicado en Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén. La iniciativa, desarrollada en conjunto con Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), contempla un ambicioso plan de producción y desarrollo energético en la región norte de la provincia.

Según informó la firma petrolera, el proyecto prevé alcanzar un nivel de producción de 100.000 barriles diarios de petróleo mediante la construcción de cuatro plantas de procesamiento, ductos de evacuación y la perforación de más de 600 pozos a lo largo de 25 años. “El proyecto buscará así alcanzar un nivel de producción de 100.000 bbl/d mediante la construcción de 4 plantas de procesamiento, ductos de evacuación y perforación de más de 600 pozos en un plazo de 25 años”, señaló la compañía.

La iniciativa se desarrollará en dos etapas. La primera fase estará enfocada en la zona sur del área, donde se construirán dos plantas e infraestructura asociada, con el objetivo de lograr una producción de 50.000 barriles diarios y 6 millones de metros cúbicos de gas por día. La segunda etapa impulsará la zona norte, replicando inversiones en activos y alcanzando una producción máxima de 100.000 barriles diarios y 12 millones de metros cúbicos de gas diarios.

“En la segunda etapa se impulsará la zona norte, que contará con similares inversiones en activos y producción esperada, permitiendo alcanzar niveles de 100.000 bbl/día y 12 MMSm³/día de gas en su punto máximo de producción”, detalló el comunicado oficial de la compañía.

Pluspetrol destacó que, a través de “inversiones realizadas de manera eficiente y responsable”, esta estrategia contribuirá y potenciará el crecimiento energético sostenible, con impacto favorable en lo económico y social. La empresa afirmó que el proyecto beneficiará tanto a la comunidad como a la cadena de valor de Rincón de Los Sauces y toda la región norte de Neuquén.

La presentación de esta solicitud ante el RIGI representa “un hito importante en el crecimiento de Pluspetrol, ya que le permitirá multiplicar su producción, consolidándola como uno de los productores de petróleo y gas más importantes del país”, subrayó la compañía.

Pluspetrol en Vaca Muerta

A fines de 2024, la compañía concretó la compra de activos clave en Vaca Muerta, marcando la salida de ExxonMobil del sector petrolero argentino. El acuerdo, que superó los 1.700 millones de dólares, otorgó a Pluspetrol el control del 70% de ExxonMobil Exploration Argentina, mientras que Qatar Energy mantuvo el 30% restante.

La operación abarcó siete bloques ubicados en Vaca Muerta, una zona relevante por sus reservas de shale oil: incorporando importantes activos en Vaca Muerta: Bajo del Choique-La Invernada, Los Toldos I Sur, Los Toldos II Oeste y Pampa de las Yeguas, además de participación en el oleoducto Oldelval. De ellos sobresale Bajo del Choique, considerado un área estratégica para el desarrollo de hidrocarburos no convencionales.

Al mismo tiempo, Pluspetrol forma parte de Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), un proyecto que también integran YPF, Pan American Energy (PAE), Pampa Energía, Vista, Chevron, Tecpetrol, Shell y GyP con una inversión inicial de USD 3.000 millones cuyo objetivo es construir un oleoducto de casi 600 kilómetros de longitud. Este ducto conectará la zona productiva de Neuquén con la costa atlántica de la provincia de Río Negro y contemplará una terminal de exportación de “clase mundial”.

La iniciativa prevé una puesta en marcha temprana en el tercer trimestre del 2026, que habilitará la evacuación de 190.000 barriles diarios. La segunda fase está prevista para mediados de 2027, lo que permitirá ampliar hasta 390.000 barriles diarios. En el tercer tramo, las compañías esperan trasladar hasta 550.000 barriles de crudo por día, con ampliaciones de hasta 690.000.

El proceso para asegurar la importación de gas natural licuado (GNL) durante el invierno de 2026 en la Argentina experimentó un giro inesperado: ante la paridad en las ofertas de Naturgy y Trafigura, y en medio de una coyuntura internacional marcada por precios elevados y menor disponibilidad, será finalmente el Estado, a través de Enarsa, quien asumirá la responsabilidad de compra y logística de este recurso esencial.

Fuentes oficiales señalaron a Infobae que la decisión obedece “a la suba y volatilidad del precio internacional, agravada por el conflicto en Medio Oriente: no es momento de convalidar condiciones que puedan sumar costos al sistema justo cuando Argentina está bajando el uso de GNL”. “La estrategia no cambia: seguimos convencidos de privatizar esta operatoria y avanzar hacia un esquema competitivo, transparente y con señales de precio para que se conozca el costo real de la energía”, agregaron.

El objetivo inicial era que el sector privado se hiciera cargo de todo el proceso: desde la coordinación de los buques y la gestión de inventarios, hasta la operación de la terminal y la asunción de los riesgos comerciales, es decir, cualquier variación en los costos o en la demanda. Para esto, se preveían contratos anuales y la licitación debía adjudicarse a la empresa que ofreciera el menor costo total, sumando tanto el precio internacional del GNL como los gastos logísticos asociados. Tiempos y costos habría demorado el esquema, que se espera se implemente en 2027.

Según estimaciones de la industria, este año se deberían importar entre 20 y 24 buques de GNL. A pesar del superávit energético récord que viene mostró la Argentina en el primer trimestre —con un saldo positivo de USD 2.405 millones— el país todavía necesita importar GNL durante los meses de invierno. La razón no es falta de recursos, sino una combinación de factores estructurales. Por un lado, la demanda de gas se dispara de forma estacional con las bajas temperaturas, especialmente en el consumo residencial. Por otro, la infraestructura de transporte y almacenamiento no alcanza para trasladar todo el gas desde las cuencas productoras hacia los centros de consumo. En ese contexto, el GNL funciona como un seguro para cubrir esos faltantes puntuales y garantizar el abastecimiento del sistema. Sin embargo, la mayor parte del gas importado será destinado a la industria.

Cabe destacar que hasta el año pasado, el Estado importaba GNL a precios internacionales—entre USD 15 y USD 17 por millón de BTU—y lo revendía en el mercado local subsidiando hasta cerca de USD 2,7 por millón de BTU. El Gobierno quería eliminar esta intervención pública.

La licitación inició en febrero y llegó a su instancia final con dos propuestas. Una, de la firma española Naturgy y la otra, del gigante petrolero Trafigura que en la Argentina comercializa la marca de combustibles Puma. Ya por esos momentos, referentes de la industria energética alertaban sobre la necesidad de acelerar los plazos, ya que, históricamente, el Estado concretaba la compra de los buques de GNL para el invierno durante los primeros meses del año.

Sin embargo, la ronda siguió hasta la semana pasada. La diferencia entre las propuestas económicas de las empresas en la última ronda de la licitación fue inferior al 1%, un margen particularmente estrecho. Naturgy ofertó USD 4,50 por millón de BTU, mientras que Trafigura presentó USD 4,57. Esta paridad se produce en un contexto donde, según precisó la Secretaría de Energía, el precio spot internacional del GNL trepó hasta USD 22 por millón de BTU, más del doble del valor observado en febrero, tras la escalada del conflicto armado que involucra a Estados Unidos, Israel e Irán.

El costo de la importación de GNL podría duplicarse respecto a 2025

Juan José Carbajales, economista especializado en energía, calculó, en diálogo con Infobae, que la compra de GNL para cubrir el invierno de 2026 podría alcanzar USD 1.400 millones, una cifra que duplica la estimada para el año anterior. El incremento en el costo, explicó Carbajales, obedece principalmente a la disparada global de los precios de la energía producto de la crisis en Medio Oriente, que no solo elevó los valores sino que complicó la disponibilidad de cargas y buques en el circuito internacional.

De esta manera, la incertidumbre sobre la adjudicación y los valores ajustados también reflejan el nuevo esquema de consulta que implementó la Secretaría de Energía este año. Por primera vez, la administración consultó directamente a las distribuidoras, omitiendo la habitual intervención de Enarsa, las transportistas y el Enargas. El cambio obedeció a la urgencia de definir el volumen de importación ante el impacto de las fluctuaciones internacionales y de la menor oferta vinculada al conflicto bélico, tal como detalló Carbajales.

En la licitación vigente, la diferencia de precios entre los oferentes había generado una situación inusual: en la primera ronda, Trafigura había presentado una oferta de USD 4,91 por millón de BTU, apenas USD 0,04 por debajo de los USD 4,95 propuestos por Naturgy. Esta diferencia mínima activó el mecanismo de desempate contemplado en el pliego, lo que derivó en una nueva reducción de los precios en la última ronda. Pero el contexto internacional alteró los supuestos iniciales: la volatilidad de los costos y la incertidumbre global hicieron que la definición quedara en manos de la Secretaría de Energía, que postergó la adjudicación definitiva y anunció una nueva revisión de “costos y condiciones”.

Frente a este escenario, Enarsa, la empresa estatal con casi dos décadas de experiencia en el proceso, retomó un papel protagónico. Según adelantó el medio especializado Econojournal, Enarsa ya inició gestiones para asegurar la llegada de los dos primeros buques en mayo, anticipándose a la baja de temperaturas propia del inicio del invierno.

La conjunción de precios internacionales en alza, la menor oferta y una licitación sin definición obligó a que el Estado argentino retome el control de la importación de GNL, dejando en manos de Enarsa la tarea de garantizar el abastecimiento energético en un contexto de alta volatilidad global y márgenes cada vez más estrechos para los privados.

Los informes económicos publicados por el Indec en los últimos meses han mostrado señales de recuperación en algunas variables claves, como pobreza, indigencia, ingresos (en 2025) y actividad económica. Sin embargo, existen otros indicadores que han empeorado y dan cuenta de una situación complicada para millones de argentinos.

Ejemplo de esto último es el dato que tiene que ver con el acceso de los servicios públicos. Según las estadísticas oficiales, cada vez hay más personas que no acceden a al menos uno de los tres servicios de red esenciales: gas, agua y cloaca. De acuerdo con los indicadores de condiciones de vida relevados por el Indec, en el segundo semestre de 2025 el 52,9% de los argentinos no tuvo acceso a los tres servicios. Esto representa un empeoramiento de 1,3 puntos porcentuales respecto al valor registrado en la primera mitad del año pasado (51,6%) y una desmejora de 1,9 puntos en relación a la segunda mitad del 2024.

En cantidad de personas, los números son contundentes. Si bien la medición se realiza sobre la población de los 31 principales aglomerados urbanos, donde viven cerca de 30 millones de personas, la extrapolación de las tasas al total país permite conocer los resultados en un sentido mucho más amplio. Así, se deduce que en la primera mitad del 2025 había 24,48 millones de argentinos que no accedían a el gas, el agua o la cloaca. En el segundo semestre, la cifra ascendió a 25,22 millones de personas. Es decir que en sólo seis meses se sumaron 743.725 personas a esa condición.

Al momento de analizar la estadística se debe tener en cuenta que se trata de una variable bastante “estructural”. Es decir que no tiende a tener grandes cambios en períodos de tiempo cortos, aún cuando otros indicadores mejoran. No obstante, no es un dato menor que el mencionado 52,9% de personas que no acceden a los tres servicios es el segundo peor resultado de la serie histórica, que inició en el segundo semestre de 2016. Desde ese momento hasta hoy, sólo en la segunda mitad del 2020 el Indec informó un número peor (53,6%).

Los mismos resultados se obtienen si se analiza la estadística en cantidad de hogares. De acuerdo con el informe, el 47,3% de las viviendas argentinas no tiene acceso a al menos un de los tres servicios básicos. Eso representa un aumento de 1,1 puntos en relación a la primera mitad de 2025 y un incremento de 1,6 puntos porcentuales respecto a la segunda mitad del 2024. Una vez más, el indicador sólo tiene un antecedente más alto en la serie histórica (el segundo semestre de 2020, con una tasa de 47,7%).

En valores absolutos, el salto de hogares sin los tres servicios fue de 7.470.081 en el primer semestre de 2025 a 7.668.719 en el período julio-diciembre de ese mismo año, lo que marcó una diferencia de 198.638 hogares.

A qué servicios no se accede

El relevamiento del Indec permite conocer también cuál es el nivel de acceso por cada uno de los servicios. La tasa de “no acceso” más baja es la que tiene que ver con la red pública de agua corriente. Según las estadísticas oficiales, el 10,3% de los argentinos no tienen acceso al agua de red. Si bien es una tasa baja en comparación a los otros servicios, es un valor alto para lo que significa.

En lo que respecta al desagüe del inodoro a la red pública (cloaca), el porcentaje es bastante más elevado. En el segundo semestre de 2025, el 30,5% de los argentinos no tuvo acceso a ese servicio.

En tanto, el acceso al gas de red es un privilegio que tienen el 60,5% de los argentinos. El otro 30,5% no tiene conexión domiciliaria, por lo que debe acudir a garrafas o a otros recursos para sustituir el gas.

Más hacinamiento, pero mejor sanidad

Aunque los datos de acceso a los servicios públicos empeoraron, hubo otros indicadores que mostraron una mejora en el segundo semestre. Es el caso por ejemplo del indicador de “saneamiento”. Según el Indec, la cantidad de personas que habitan en hogares con saneamiento inadecuado bajó al 14,1% en el segundo semestre del año pasado, luego de haber alcanzado valores de 15,4% y 14,5% en los dos semestre anteriores.

Donde no hubo mejora fue en el nivel de hacinamiento, que se mantuvo prácticamente estable. Hoy, el 3,5% de los argentinos viven en condiciones de “hacinamiento crítico” (más de 3 personas por cuarto). En la primera mitad del 2025, el valor fue de 3,4%. Sin embargo, sí se observa una mejora en comparación a la segunda mitad del 2024, cuando la tasa de hacinamiento crítico llegó al 4,2%.

Los analistas de futuros de petróleo se muestran optimistas. El 17 de abril, después de que el ministro de Asuntos Exteriores de Irán declarara el estrecho de Ormuz “completamente abierto”, el precio del crudo Brent cayó un 10%, hasta los 90 dólares el barril. Horas después, Irán cambió de rumbo y atacó un petrolero indio. Al día siguiente, el precio de referencia mundial subió apenas un 5%. Se mantiene unos 20 dólares por debajo de su máximo de finales de marzo, a pesar de que el bloqueo estadounidense al petróleo iraní implica que aún más petróleo está atrapado en el Golfo.

Tras cincuenta días de guerra con Irán, el mundo ha perdido 550 millones de barriles de crudo del Golfo, casi el 2 % de la producción mundial del año pasado. Cada mes que el estrecho de Ormuz permanece cerrado, el mundo pierde 7 millones de toneladas de gas natural licuado ( GNL ), equivalentes al 2 % de su suministro anual. Sin embargo, en los países occidentales, que albergan los mayores mercados de futuros, el impacto sigue siendo limitado. La gasolina es algo más cara, pero la mayoría de los hogares aún pueden permitirse conducir. Los camiones siguen circulando. Los aviones siguen volando. Las reservas de combustible se mantienen cerca de los niveles previos a la guerra.

Esta imagen tranquilizadora es profundamente engañosa. Para el 20 de abril, los últimos petroleros que cruzaron el estrecho de Ormuz antes del inicio de la guerra llegaron a sus destinos en Malasia y California. Ya no existe margen de seguridad para proteger al mundo de la crisis de suministro, justo en una época del año en que la demanda de viajes por carretera comienza a aumentar.

Para evaluar la proximidad del mundo a una catástrofe energética, The Economist ha recopilado un conjunto de indicadores. Estos sugieren que el daño ya es grave. Peor aún, sin la reapertura, los costos podrían dispararse, desencadenando eventos que provoquen el colapso del sistema de combustible. La reapertura del estrecho ahora evitaría, por poco, un desastre total. Sin embargo, algunos daños adicionales ya son inevitables.

Tres factores están empujando al mundo hacia el abismo. Las reservas de petróleo disponibles para la compra se están agotando. Las refinerías están reduciendo drásticamente su producción de combustible. Y la demanda se mantiene artificialmente alta, especialmente en Europa. Algo importante debe ceder en algún lugar importante para que los mercados energéticos se equilibren.

Consideremos primero el comercio. Una de las razones por las que la mayor crisis de suministro de petróleo de la historia no ha provocado pánico mundial es que una cantidad casi récord de petróleo ya se encontraba en el mar cuando comenzó la guerra. Cuando los buques de guerra estadounidenses zarparon hacia el Golfo en febrero, los países de la zona incrementaron sus exportaciones. Tras las últimas entregas, esas reservas marítimas se han agotado. Lo mismo ocurre con la mayoría de los cargamentos de petróleo iraní y ruso, que permanecían en alta mar pero encontraron compradores después de que Estados Unidos suavizara las sanciones contra ambos países. Los volúmenes totales en el mar han caído a una velocidad récord. En el caso del combustible para aviones y la gasolina, se encuentran muy por debajo de los niveles históricos, y posiblemente cerca del mínimo necesario para que el comercio marítimo funcione.

Esto deja a Asia, que solía recibir cuatro quintas partes de las exportaciones del Golfo, en una situación particularmente difícil. Las reservas comerciales en algunos otros países asiáticos se están agotando. Corea del Sur tiene previsto reducir gradualmente la liberación de sus reservas estratégicas en los próximos días. Las de Japón se agotarán en mayo. Las reservas de crudo en Asia, excluyendo China, cayeron en 67 millones de barriles, o un 11%, en el mes que finalizó el 19 de abril, según Kayrros, una empresa que estima las reservas mediante imágenes satelitales.

La escasez de materias primas ha obligado a las refinerías asiáticas a reducir su producción en más de 3 millones de barriles diarios (b/d), lo que representa el 10% de su capacidad combinada. Esta cifra podría acelerarse hasta los 5 millones de b/d en mayo y, si el estrecho permanece cerrado, hasta los 10 millones de b/d en julio, según Neil Crosby, de Sparta Commodities, una empresa de análisis de datos. China podría contribuir liberando parte de los 1.300 millones de barriles de crudo que mantiene en reserva. En su lugar, ha suspendido las exportaciones de productos refinados. Un operador familiarizado con su estrategia energética estima que no reanudará la producción hasta que se alcance una tregua duradera. Todo esto agrava la escasez provocada por la pérdida de las exportaciones de combustible refinado del Golfo Pérsico, de las que Asia también depende.

Los precios de los combustibles refinados ya son muy altos. En los mercados al contado asiáticos, la gasolina ronda los 120 dólares por barril, el diésel los 175 y el combustible para aviones los 200, frente a los 80, 93 y 94 dólares, respectivamente, anteriores a la guerra. La demanda se está ajustando, en parte por decreto gubernamental. Siete países han impuesto el teletrabajo obligatorio y al menos cinco están racionando el combustible para vehículos, además de imponer el cierre de escuelas y otras medidas. Los altos precios también están contribuyendo a ello. Desde pequeñas empresas mineras hasta pesquerías, los negocios sin suficientes reservas de diésel están trabajando a tiempo parcial. Algunas fábricas de plásticos han cerrado unidades porque no pueden permitirse la nafta, otro producto derivado del petróleo. La combinación del racionamiento estatal y el autoimpuesto podría provocar que la demanda de crudo en Asia se reduzca en casi 3 millones de barriles diarios en abril en comparación con febrero.

Hasta ahora, Europa ha evitado una caída drástica de la demanda. Los gobiernos se esfuerzan por preservar el poder adquisitivo de la población. De los 27 países de la Unión Europea, 16 utilizan fondos públicos o reducen los impuestos sobre los combustibles para proteger a los consumidores de las subidas de precios. Por consiguiente, las refinerías europeas apenas han reducido su producción.

Pero, al igual que sus homólogos asiáticos, también deben comprar crudo a un precio mucho más elevado que el que sugieren los futuros del Brent. Un indicador más preciso es el Brent a plazo, que refleja el precio de los cargamentos reales que se entregarán en las próximas semanas. La diferencia entre ambos —normalmente entre 1 y 2 dólares— se amplió considerablemente en abril, reflejando el temor a una escasez a corto plazo, según Platts, la empresa que elabora el índice de referencia. Desde entonces se ha reducido, pero sigue siendo superior a lo habitual (y no incluye los exorbitantes gastos de flete ni otros costes).

Según Benedict George, de Argus Media, una agencia de información de precios, el precio de la materia prima, cercano a los 130-150 dólares por barril, ha llevado los márgenes de las refinerías europeas a terreno negativo. La situación de backwardation extrema —cuando los precios al contado de las materias primas son mucho más altos que los de los futuros— merma sus beneficios: deben pagar precios elevados por el crudo ahora, pero venden sus productos a precios de futuros más bajos. En poco tiempo, tendrán que reducir la producción.

Si Europa continúa subvencionando el consumo, los mercados se desequilibrarán aún más. Para empezar, los precios de los productos seguirán subiendo. En Estados Unidos, donde la demanda suele dispararse durante los viajes de verano, esto impulsará aún más la subida. La competencia por el GNL , cuya escasez se vio mitigada en gran medida por la autocensura de los consumidores asiáticos y el auge del carbón, también aumentará cuando Europa empiece a reabastecerse de gas para el invierno.

La rápida disminución de las reservas agrava aún más la situación. Las reservas europeas de combustible para aviones cubren unos 50 días de consumo, su nivel habitual. Sin embargo, un modelo elaborado por Michelle Brouhard, de Kpler, una empresa de análisis de datos, para The Economist, muestra que las reservas europeas caerán drásticamente si los flujos del estrecho de Ormuz no se normalizan para junio. Las de otras regiones importadoras podrían desaparecer incluso más rápido. El panorama podría empeorar si Estados Unidos, en un intento por controlar los precios internos, imita a China y prohíbe las exportaciones de productos refinados, cuyos precios han aumentado casi a la mitad desde el inicio de la guerra.

Los mercados de futuros tienen una visión diferente. Sin embargo, incluso si el estrecho de Ormuz reabriera hoy, la producción de crudo, el transporte marítimo y la producción de refinerías del Golfo tardarían meses en reanudarse por completo. Saad Rahim, de Trafigura, un operador, calcula que una pérdida acumulada de 1.500 millones de barriles del Golfo, o el 5% de la producción mundial anual, es prácticamente inevitable. Si el estrecho no se reabre, podría alcanzar fácilmente el doble. La última vez que la demanda de petróleo cayó un 10% en poco tiempo fue durante los confinamientos por la COVID-19 en 2020, un impacto que también provocó una caída del PIB mundial de más del 3%. El tiempo para evitar una caída similar se está agotando.

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Unas 338 emergencias por fuga de gas butano se han registrado hasta el momento en Panamá, cifra que al desglosar se tiene que 196 se presentaron por regulador defectuoso, 52 por cilindros dañados, 18 por mangueras malogradas, 13 por estufas averiadas, 11 por tuberías deficientes y el resto sin novedad tras la verificación.

Ante esta situación, el Cuerpo de Bomberos de Panamá hizo un llamado a la ciudadanía a reforzar las medidas de seguridad en el manejo de los sistemas de gas, recordando que acciones simples como cerrar correctamente las válvulas, revisar conexiones y evitar prácticas riesgosas pueden marcar la diferencia entre la vida y la tragedia.

La prevención inicia en cada hogar y en cada persona, señalaron los camisas rojas.

Reiteraron que cuando se trata de instalaciones o reparaciones de gas, no hay espacio para la improvisación.

Aclararon que la normativa vigente establece que estos trabajos deben ser realizados exclusivamente por personal idóneo, capacitado y certificado, garantizando así que los sistemas funcionen de manera segura y eficiente.

Ignorar estas disposiciones, sostiene el cuerpo bomberil, pone en riesgo no solo a quien realiza la acción, sino también a familias y comunidades enteras.

Aducen que es fundamental verificar posibles riesgos, utilizar materiales adecuados y asegurar el correcto funcionamiento de todos los componentes del sistema. Optar por servicios no autorizados o de bajo costo puede resultar mucho más caro a largo plazo, no solo en términos económicos, sino en la seguridad y bienestar de las personas.

A la fecha, en Panamá se han dado varios casos de explosión de tanques de gas en edificios. En octubre del año pasado una explosión de gas en un apartamento ubicado en el piso 13 de un complejo residencial dejó a dos mujeres con quemaduras de 70% y 40%, así como a un niño de 9 años con lesiones menores.

En el distrito de La Chorrera, al oeste de la ciudad capital, un padre y su hijo resultaron con quemaduras de segundo grado luego de un incendio provocado por una fuga de gas.

El hombre resultó con quemaduras en el 46% de su cuerpo y su hijo con un 35% de afectaciones.

Hasta octubre de 2025 el Benemérito Cuerpo de Bomberos de la República de Panamá registró 589 emergencias por escapes de gas.

El hecho más reciente reportado se registró en un edificio tipo PH ubicado en el sector de Vista Hermosa, ciudad capital, que requirió la evacuación total de la edificación como medida preventiva para garantizar la seguridad de los residentes, según medios de prensa.

Las fugas de gas para cocinar, de acuerdo con la entidad bomberil, continúan siendo un riesgo frecuente, asociado principalmente al desgaste de equipos, falta de mantenimiento o instalaciones inadecuadas. Por ello, se recomienda revisar periódicamente cilindros, mangueras y reguladores, utilizar personal certificado, mantener ventilación adecuada, evitar equipos en mal estado y, ante olor a gas, evacuar.

Para redoblar la función que realizan, el Cuerpo de Bomberos de Panamá anunció una inversión superior a $84 millones en infraestructura a nivel nacional, con énfasis en mejorar la capacidad de respuesta en zonas de alta demanda.

La inversión, indicaron, ha permitido avanzar en la rehabilitación de estaciones con años de deterioro, así como en la construcción de nuevas instalaciones, marcando un ritmo de ejecución significativa.

Uno de los proyectos más relevantes se desarrolla en el distrito de San Miguelito, donde se ejecuta la adecuación de una estación estratégica para fortalecer la cobertura.

El sector energético argentino cerró el primer trimestre de 2026 con un superávit comercial histórico, impulsado por el incremento de exportaciones y la caída de importaciones. De hecho, en los primeros tres meses del año, el sector consiguió un saldo positivo de USD 2.405 millones, constituyéndose en el mayor resultado histórico para un período de enero a marzo, según confirmó el Indec.

En ese lapso, las exportaciones energéticas totalizaron USD 2.837 millones, con un avance interanual del 1,9%, mientras que las importaciones del sector tuvieron una baja de 35,7%, cayendo hasta USD 432 millones. Este desplome de compras externas constituye la cifra central que explica el récord de balanza.

En tanto, en marzo, la industria alcanzó un saldo positivo de USD 1.090 millones, también la mayor marca para un mes individual desde que se tiene registro en el país. Este resultado se inscribe en una tendencia más amplia: la balanza comercial general registró un superávit de USD 2.523 millones en el mismo mes, consolidando 29 meses consecutivos de saldos positivos para la economía nacional.

Según publicó el Indec este lunes, las exportaciones energéticas alcanzaron USD 1.235 millones en marzo, un crecimiento del 23,2% respecto de igual mes del año anterior. La contracara fue la brusca caída de importaciones, que descendieron un 38,5% interanual hasta los USD 145 millones. Este fenómeno conjuga un alza relevante en volúmenes exportados (29,1%) con una disminución de precios internacionales (4,5%), según el instituto estadístico oficial.

El ministro de Economía, Luis Caputo, subrayó la magnitud de los registros y enfatizó en redes sociales que las exportaciones de combustibles y energía durante marzo representaron una marca sin precedentes para el país. “Se registró un récord de exportaciones de Combustibles y Energía, alcanzando un superávit comercial energético de USD 1.090 millones, el mayor de la historia para un mes individual”, subrayó el titular del Palacio de Hacienda.

Este alza en las exportaciones podría relacionarse con la suba de precios internacionales del petróleo en el marco de la guerra en Medio Oriente, que alcanzó valores superiores a los USD 119 por barril. Sin embargo, el registro aduanero de marzo se corresponde con operaciones iniciadas hasta 45 días antes del embarque.

El desarrollo de Vaca Muerta y el boom exportador hasta 2035

En el trasfondo del salto exportador emerge la expansión de Vaca Muerta, la formación de hidrocarburos que se configura como eje central del nuevo perfil energético argentino.

El resultado actual contrasta con décadas de fragilidad energética. Entre 2003 y 2010, la balanza comercial del sector acumuló un superávit de USD 35.000 millones, pero entre 2011 y 2023 el saldo se revirtió y el déficit acumulado alcanzó los USD 35.600 millones. La causa fue una combinación de factores: la producción de petróleo cayó de forma sostenida hasta 2017, golpeada por precios locales desacoplados de los internacionales y el agotamiento de yacimientos convencionales. En el caso del gas, el deterioro fue paralelo, agravado por el crecimiento de la demanda interna.

El costo fiscal fue elevado. Las tarifas permanecieron congeladas o con aumentos muy por debajo de la inflación durante extensos períodos, lo que obligó al Estado a sostener el consumo energético con subsidios que promediaron 1,7 puntos del PBI a lo largo de la última década, según consignó un informe de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH). En 2025, esa cifra se redujo al 0,6% del PBI —USD 3.999 millones—, un reflejo del cambio de tendencia impulsado por la recuperación de la producción no convencional en Vaca Muerta y la caída de las importaciones. “Por primera vez en la historia disponemos de recursos para abastecer la demanda local y, a la vez, conformar una plataforma de exportación a gran escala destinada a abastecer la demanda mundial”, sostiene el estudio del CEPH.

Proyecciones del mismo estudio aseguran que, de consolidarse el desarrollo de los recursos no convencionales, la Argentina podría exportar hasta USD 41.758 millones anuales para 2035. Para alcanzar ese escenario, será necesario que las inversiones anuales oscilen entre USD 12.000 millones y USD 21.000 millones en la próxima década, acompañado por un marco regulatorio estable y precios internos alineados con los estándares internacionales.

La Argentina posee reservas para abastecer el mercado interno de petróleo durante más de cien años y de gas natural por más de dos siglos, sostiene la CEPH. El país aspira a convertirse en un gran exportador de energía hacia 2030, con foco en acelerar la producción de gas no convencional, consolidar proyectos de Gas Natural Licuado (GNL) y mejorar la eficiencia operativa para maximizar volúmenes exportables.

El desarrollo pleno de este potencial implicaría un salto en el consumo de insumos importados: para 2035, las estimaciones empresarias prevén importaciones energéticas por USD 4.080 millones y una balanza comercial del sector superavitaria en USD 37.678 millones.

Evolución de la balanza comercial y sectores clave en marzo de 2026

El informe del Indec confirma que el desempeño favorable del sector energético fue parte de un contexto comercial general robusto. Las compras al exterior totalizaron USD 6.122 millones, con un alza interanual leve del 1,7%, explicada íntegramente por un aumento de precios del 5,8%, ya que las cantidades importadas se redujeron 3,7%. Tanto la serie desestacionalizada como la tendencia-ciclo marcaron subas marginales de 0,4% y 0,2% en comparación con febrero.

En cuanto a exportaciones, todos los rubros presentaron mejoras interanuales. Los Productos Primarios exhibieron el mayor aumento, con un salto de 56,2% interanual hasta USD 845 millones, apalancado por una suba en volúmenes exportados del 62,7%. Dentro de este segmento, los cereales aportaron USD 421 millones adicionales. Las Manufacturas de Origen Industrial alcanzaron USD 2.401 millones (26,4%), mientras que las exportaciones de Manufacturas de Origen Agropecuario treparon hasta USD 2.659 millones (18,9%).

Las importaciones mostraron comportamientos mixtos según el segmento. El rubro con el mayor salto porcentual fue el de bienes ingresados por servicios de courier, con un crecimiento del 105,9% interanual. Por monto absoluto, los alimentos y bebidas básicos para la industria lideraron con USD 171 millones adicionales (61,7%). Las importaciones de vehículos automotores crecieron 17,3% (USD 68 millones más), mientras que las compras de bienes intermedios subieron 10,2% hasta USD 2.177 millones. En contraste, las importaciones de combustibles y lubricantes se desplomaron un 38,5%, una caída de USD 91 millones, motivada por bajas tanto en precios (31%) como en cantidades (10,2%).

En el desglose de socios comerciales, Brasil se posicionó como principal contraparte, aunque el saldo fue deficitario en USD 295 millones. Las exportaciones hacia ese país aumentaron 12,2% (USD 1.151 millones) y las importaciones cayeron 7,7% (USD 1.446 millones). Con China, la balanza también fue negativa en USD 517 millones, si bien las ventas argentinas al gigante asiático experimentaron una suba del 139,3% hasta USD 690 millones, y las compras bajaron 5,3%. El intercambio con la Unión Europea reflejó un déficit menor de USD 36 millones, con exportaciones por USD 807 millones (31,9%) e importaciones por USD 843 millones (4,3%).

Por su parte, Estados Unidos se ubicó como segundo destino de los envíos argentinos, con un saldo positivo de USD 292 millones. Las exportaciones hacia ese país fueron de USD 823 millones, un salto interanual del 44,5%, mientras que las compras crecieron 5,3% hasta USD 530 millones.

El especialista explicó que se trata de gas natural, un tipo de gas que se dispersa rápidamente en el aire. Sin embargo, aclaró que, debido a la presión con la que sale de la tubería dañada, la situación sigue siendo delicada y requiere medidas de prevención.

El mayor peligro es el fuego o las chispas

Sobre la cercanía de grifos en la zona, el brigadier indicó que estos cuentan con sistemas de seguridad adecuados, por lo que no representan un riesgo directo. No obstante, advirtió que el verdadero peligro aparece si hay fuego o chispas cerca del gas.

En ese sentido, pidió evitar encender fósforos, cigarrillos o cualquier objeto que pueda generar una llama. También recomendó no usar equipos que puedan producir chispas mientras se permanezca cerca del área afectada.

El control de la fuga tomó tiempo

El brigadier señaló que la empresa Cálidda es la encargada de controlar la fuga. Para hacerlo, debe cerrar válvulas ubicadas antes del punto donde se produjo el daño en la tubería. Este proceso no es inmediato.

Explicó que, incluso después de cerrar las válvulas, el gas que queda dentro de la tubería seguirá saliendo por un tiempo. Por eso, los bomberos permanecen en la zona para actuar ante cualquier situación que pueda presentarse.

Tras dos horas de trabajo, los bomberos lograron controlar la emergencia.

Evitar acercarse y no interferir con la emergencia

Entre las principales recomendaciones, el brigadier insistió en que las personas no deben acercarse al lugar. También pidió respetar las indicaciones de los bomberos y de la Policía Nacional, quienes han establecido un perímetro de seguridad.

Además, advirtió sobre el problema de quienes intentan grabar o tomar fotos para redes sociales. “Esto complica el trabajo de los equipos de emergencia”, señaló.

Finalmente, hizo un llamado a mantener la calma, retirarse del área y dejar que los especialistas realicen su trabajo. La prioridad, indicó, es evitar cualquier incidente mientras se logra controlar por completo la fuga de gas.

Cálidda responde ante emergencia

La empresa Cálidda emitió un comunicado oficial tras la fuga de gas natural registrada este lunes en el distrito de Surquillo, en la cuadra 50 de la avenida República de Panamá. Según informó la concesionaria, el incidente se originó cuando una tubería de su red resultó dañada por una empresa tercera que realizaba trabajos de construcción en la zona.

De acuerdo con la compañía, el hecho ocurrió durante la mañana, en medio de labores de excavación que terminaron afectando la infraestructura subterránea de distribución de gas natural.

Cálidda precisó que, tras detectarse la fuga, activó sus protocolos de respuesta y desplazó a su personal técnico al lugar. Las labores se realizan en coordinación con el Cuerpo General de Bomberos Voluntarios del Perú, que permanece en la zona como medida preventiva ante cualquier eventualidad.

La intervención incluye acciones para controlar la fuga y garantizar la seguridad de los vecinos, mientras se ejecutan los procedimientos necesarios para detener el flujo de gas en la tubería afectada.

De acuerdo con reportes en el lugar, el escape se produjo aproximadamente a las 10:00 a.m. , cuando obreros que realizaban labores en el subsuelo impactaron una tubería conectada a un grifo cercano. La ruptura generó una liberación constante de gas, perceptible por el intenso olor químico que se extendió rápidamente por varias cuadras.

Bomberos y policía cercan la zona

Ante la emergencia, al menos cuatro unidades del Cuerpo General de Bomberos Voluntarios del Perú se desplazaron al lugar para contener la fuga y evitar mayores riesgos. Los equipos especializados iniciaron labores para dispersar el gas y reducir su concentración en el ambiente, utilizando mangueras y protocolos de ventilación controlada.

La Policía Nacional y personal de serenazgo también se hicieron presentes para acordonar el perímetro y restringir el tránsito vehicular y peatonal. A través de megáfonos, se exhortó a la población a alejarse del área, especialmente por la cercanía de otro grifo ubicado frente al punto de la fuga, lo que incrementa el potencial de un incidente mayor.

Las autoridades enfatizaron la importancia de evitar cualquier tipo de chispa o fuente de ignición. Incluso, se observó a motociclistas cruzar la zona sin encender sus vehículos, como medida preventiva ante la alta concentración de gas en el aire.

Tránsito colapsado y desvíos obligatorios en avenidas aledañas

El cierre de la cuadra afectada en República de Panamá provocó una rápida congestión vehicular en vías cercanas, especialmente en la avenida Angamos, donde se reportó acumulación de unidades. La restricción del tránsito obligó a implementar desvíos hacia rutas alternas como Manuel Iribarren y Roca y Boloña.

Conductores y peatones fueron advertidos sobre la necesidad de evitar la zona y optar por rutas distintas mientras se mantengan las labores de control. La interrupción del flujo vehicular en un punto clave del distrito generó retrasos y complicaciones en el desplazamiento, particularmente durante las primeras horas del día.

El despliegue policial incluyó la orientación directa a los conductores para redirigirlos hacia vías menos congestionadas, mientras que el monitoreo se mantiene constante para evaluar la evolución del incidente.

Vecinos en alerta por antecedentes y riesgo latente

El incidente ha generado preocupación entre los residentes y comerciantes de la zona, ante fuerte olor que invadió el ambiente. Algunos recordaron el trágico accidente ocurrido en Villa El Salvador en 2020, cuando una fuga de gas provocó una explosión que dejó decenas de víctimas y severos daños materiales.

Aunque hasta el momento no se han reportado personas afectadas por inhalación de gas ni heridos, las autoridades continúan trabajando para controlar la emergencia.

El viento, además, ha contribuido a dispersar el gas hacia el norte, ampliando el área de posible impacto. Por ello, los equipos continúan trabajando en la zona con el objetivo de sellar la tubería dañada y garantizar la seguridad de los vecinos.

Cálidda se pronuncia tras fuga de gas

La empresa Cálidda emitió un comunicado oficial tras la fuga de gas natural registrada este lunes en Surquillo, en la cuadra 50 de la avenida República de Panamá, donde una tubería de su red resultó afectada durante trabajos de construcción realizados por una empresa tercera. Según precisó la concesionaria, el incidente se produjo en horas de la mañana, cuando labores de excavación impactaron la infraestructura subterránea, generando la liberación de gas en la zona.

Ante esta situación, la empresa informó que activó sus protocolos de emergencia y desplegó a su personal técnico para atender el evento en coordinación con el Cuerpo General de Bomberos Voluntarios del Perú, que se mantiene en el lugar realizando labores preventivas. Estas acciones buscan controlar la fuga y garantizar la seguridad de los vecinos y transeúntes mientras se ejecutan los procedimientos necesarios para detener el flujo de gas en la tubería afectada.

Cálidda también recordó que el gas natural es un combustible que, por sus características, se disipa rápidamente en el ambiente, ya que es más liviano que el aire. No obstante, las autoridades han insistido en que la población debe mantenerse alejada del área afectada hasta que la emergencia sea completamente controlada, debido a la concentración de gas registrada tras el incidente.

Un hogar promedio del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) sin subsidios debió destinar $212.694 en abril para cubrir los gastos de servicios en el hogar. Esta cifra representa una reducción de 0,4% respecto de marzo, aunque se ubica 49% por encima del valor registrado en abril de 2025, superando así la inflación del periodo.

Así surge de datos del Instituto Interdisciplinario de Economía Política - IIEP- de la UBA y el Conicet. El informe detalló que la menor cantidad consumida de energía eléctrica compensó el incremento tarifario de gas natural y transporte.

El descenso mensual en el gasto se explica por los siguientes factores:

• Gas: en abril se aplicó un aumento de 2,5% en el cargo fijo, mientras que el cargo variable registró una baja de 0,3%. El consumo creció por cuestiones estacionales, tras el fin del verano. El incremento en el cargo fijo y en las cantidades consumidas superó la reducción del cargo variable, lo que resultó en una suba final del 16,3% en la factura.
• Energía eléctrica: abril suele ser el mes de menor consumo del año. El cargo fijo aumentó 2% y el cargo variable 0,6% para usuarios sin subsidio, pero el efecto por menor demanda provocó una caída del 22,5% en el gasto respecto a marzo.
• Transporte en colectivos: el boleto de líneas de la ciudad aumentó 4,9% según la fórmula IPC (2,9% en febrero) más un 2% adicional. Las líneas interjurisdiccionales, tras un incremento del 31,4% en marzo, subieron 7,9% en abril. El gasto total en transporte creció 6,1% en el mes.
• Agua: el cuadro tarifario se incrementó en abril, pero el consumo se ajustó al tener 30 días el mes, frente a los 31 de marzo. Además, rige un sendero de aumentos mensuales con topes de 4% desde enero. El gasto en agua disminuyó 1,4% respecto al mes previo.

La baja mensual de 0,4% en el gasto total de servicios responde principalmente a la reducción en el consumo de energía eléctrica, que compensó los aumentos en gas y transporte.

Entre diciembre de 2023 y abril de 2026, el gasto en la canasta de servicios públicos del AMBA creció 667%, frente a un aumento estimado del 223% en el nivel general de precios. Transporte impulsó la suba con un salto de 1.236%, seguido por gas (1.048%), energía eléctrica (276%) y agua (418%).

En la comparación interanual, el costo de la canasta subió 49%, es decir, 16 puntos porcentuales por encima del IPC, que ascendió 33% en el mismo período.

El mayor aumento interanual se observó en transporte, con una suba del 76% frente a abril de 2025. Los servicios de agua, energía eléctrica y gas natural registraron aumentos del 19%, 34% y 36%, respectivamente.

El transporte explicó 32 de los 49 puntos porcentuales del incremento interanual, mientras que agua, gas y electricidad aportaron 4, 6 y 7 puntos, en cada caso.

El IIEP señaló que en energía eléctrica y gas natural, el cambio en el esquema de subsidios, con la implementación de los Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), modificó la estructura de costos para los hogares.

En transporte, la indexación automática del boleto en CABA (IPC+2%) y los aumentos en los servicios interjurisdiccionales determinaron los principales incrementos tarifarios en marzo y abril.

Vale mencionar que, en promedio, los hogares del AMBA cubren el 61% del costo de las tarifas de servicios públicos, mientras que el Estado absorbe el 39% restante. Mientras tanto, los subsidios aumentaron 29% anual en términos reales.

Por otro lado, el IIEP destacó que la canasta de servicios públicos del AMBA de abril representó el 12,2% del salario promedio registrado estimado ($1.784.997) o bien, con un salario alcanza para comprar 8,4 canastas de servicios públicos (vs 9,8 en abril de 2025).

A su vez, el peso del gasto en transporte explicó el 50% de la canasta y se presentó como el gasto de mayor consideración sobre los ingresos del hogar.

El nuevo giro de la guerra en Medio Oriente, con el gobierno de Irán anunciando un nuevo cierre del Estrecho de Ormuz, por donde pasa cerca de un cuarto de las exportaciones mundiales de hidrocarburos y cerca de 30% del comercio mundial de fertilizantes, volvió a poner interrogantes sobre la extensión y el desenlace de la guerra iniciada el 28 de febrero y cuyos efectos económicos, coinciden organismos y analistas internacionales, persistirán mucho más allá del fin de las hostilidades.

El presidente norteamericano, Donald Trump, declaró el viernes que Teherán había hecho “una serie de concesiones” y accedido a suspender indefinidamente su programa nuclear, lo que llevó a una caída de hasta 11% en el precio del petróleos.

Sin embargo, Mohammad Bagher Ghalibaf, principal negociador iraní y líder militar durante la guerra, desmintió estas versiones en la red X: “Trump formuló siete afirmaciones en una hora y las siete eran falsas. Con tales mentiras no lograron victorias en el campo de batalla y tampoco lo harán en las negociaciones”, por lo que señaló que el paso “no se reabrirá” mientras persista el bloqueo.

Este sábado, dos buques petroleros de EEUU denunciaron ataques de lanchas rápidas iraníes mientras transitaban el Estrecho frente a las costas de Omán. Horas antes las fuerzas armadas iraníes habían anunciado vía medios estatales la reimposición de un “control estricto” sobre el paso marítimo, luego de que el viernes el ministro de Asuntos Exteriores de Irán había asegurado que la vía estaría “completamente abierta” para el tráfico comercial.

La reacción de Donald Trump

En respuesta al anuncio y las medidas iraníes, Trump ratificó que el bloqueo seguirá vigente y consideró inaceptable que el régimen iraní pretenda “chantajear” a EEUU con amenazas.

Estos vaivenes vuelven a poner en dudas la evolución de los precios del petróleo, el gas y los fertilizantes (cuyo principal insumo es el gas natural), principales canales a través de los cuales el conflicto afecta la marcha de la economía mundial: presión inflacionaria, mayor volatilidad cambiaria, aumento de las tasas de interés y recorte de proyecciones de crecimiento del PBI mundial, tal como se reflejó en la semana en las reuniones de Primavera (boreal) del Fondo Monetario Internacional y el Banco Mundial.

“Esto es tremendo, seguro que va a haber otra vez subida de precios (del hidrocarburos)”, dijo Daniel Dreizzen, experto en energía y titular de la consultora Aleph Energy.

Además, organizaciones y medios internacionales alertan sobre la posibilidad, cada vez mayor, de una crisis alimentaria global, debido a la escasez de fertilizantes y la consiguiente caída de la producción mundial de alimentos. Por caso, la Organización de las Naciones Unidas para la Alimentación y la Agricultura (FAO) dijo que, de persistir la crisis, el precio mundial de los fertilizantes se ubicaría entre 15 % y 20 % por sobre los niveles actuales y que millones de habitantes en países africanos y asiáticos enfrentan una amenaza creciente de desabastecimiento y hambruna.

Según un reportaje del medio británico Financial Times, la diferencia principal con crisis anteriores, como la de 2007-2008 y la de 2022, es la integración profunda de países como Arabia Saudita, Qatar, Omán y los Emiratos Árabes Unidos a la economía agroalimentaria global, como proveedores de grandes volúmenes de fertilizantes, cuyo tránsito hacia destinos de todo el mundo, desde Medio Oriente hasta Asia, el norte y el este de África y también Sudamérica se ve comprometida. Arabia Saudita es el principal exportador mundial de urea, el fertilizante nitrogenado más utilizado en el planeta y en la Argentina, y Omán el tercero.

En el caso específico de la Argentina, un estudio de la Bolsa de Comercio de Rosario precisó que en 2025 el 39,3% de las importaciones de fertilizantes nitrogenados del país (principalmente, urea, clave en la producción de trigo y maíz) provino de Medio Oriente.

Argentina produce localmente, en la planta de Profertil, en Bahía Blanca, el 50% de los fertilizantes que consume, pero en 2025 la producción se interrumpió en dos ocasiones (en marzo, por el temporal e inundaciones en Bahía Blanca, y en octubre, durante 57 días, por una “parada técnica”) y el país importó el segundo mayor volumen histórico de fertilizantes: 4,1 millones de toneladas.

Argentina, mejor parada que en otras crisis petroleras

El aumento de los precios del petróleo y el gas, aunque pone presión sobre los precios de las naftas, que en el mercado local aumentaron en promedio un 23%, encuentra a la Argentina en mejor posición que durante otras crisis, pues actualmente dispone, gracias a Vaca Muerta, de una balanza comercial energética positiva. En 2025 esta fue superavitaria en USD 7.829 millones y según proyecciones de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), que agrupa a las principales empresas hidrocarburíferas del país, en 2030 llegaría a USD 14.500 millones en un escenario “moderado” y superaría los USD 24.600 millones en uno “expansivo”

Menos notado es el caso del precio de la harina de soja, el principal producto de las exportaciones del complejo sojero de la Argentina, que es a la vez el principal complejo exportador del país. Un informe de la BCR notó que ayer viernes “las cotizaciones internacionales de la harina de soja llegaron a máximos desde octubre del 2024, impulsadas por los fondos especulativos en Chicago y la tracción de demanda interna y externa en Estados Unidos”.

Además, el informe precisó que el precio de exportación de la harina argentina para embarques en cosecha llega a máximos del año superando los 370 dólares la tonelada, 13% más que a comienzos del 2026 y 45 dólares más que el precio a cosecha a esta misma altura del año pasado. ”Teniendo en cuenta el ratio extracción teórico de la industria argentina, punta a punta, el alza del FOB de harina de soja le habría sumado US$ 30/t al precio promedio de venta industrial a cosecha en lo que va del año”, calculó la bolsa rosarina.

Se trata de valores importantes para el comercio exterior argentino. Aunque la soja es usualmente referida como “oleaginosa”, en rigor de su procesamiento se obtiene en promedio 75% de harina, 20% de aceite y 5% de otros subproductos.

La distinción es aún más relevante cuando se traduce a la exportación. En 2024 el “complejo soja” generó exportaciones por USD 19.623 millones, de los cuales USD 10.560 millones, 54% del total, fueron de “harina de soja”, contra USD 6.332 millones que generó el aceite (32%), USD 2.013 millones el poroto (10%), USD 388 millones el biodiesel (2%) y USD 330 millones otros subproductos de soja. En 2025 la harina de soja volvió a liderar las exportaciones del complejo soja, con USD 8.566 millones (40% del total).

Esos datos podrían ser claramente superados si los precios de la harina de soja se mantienen o superan los niveles alcanzados este viernes, los más altos desde octubre de 2024.

En el Perú, una gran parte del emprendimiento no nace en oficinas ni con planes de negocio estructurados. Nace en cocinas. En espacios pequeños donde una receta se convierte en ingreso diario y donde miles de personas encuentran una forma concreta de sostenerse y salir adelante. Lo que parece cotidiano es, en realidad, una de las expresiones más claras de cómo se mueve la economía del país desde su base.

El crecimiento de estos emprendimientos —que han aumentado en 64% desde 2022— refleja una tendencia clara: para muchos peruanos, emprender empieza por aquello que tienen más a la mano. La cocina ofrece una barrera de entrada relativamente baja, un conocimiento muchas veces heredado y una demanda constante. Comer es una necesidad diaria, y eso convierte a la gastronomía en una de las puertas más accesibles hacia la generación de ingresos.

Este dinamismo no es menor. La actividad de restaurantes en el país mantiene una tendencia de crecimiento sostenido, con incrementos como el 5,97% registrado en enero de 2026, según el INEI. Esto confirma que no se trata de un fenómeno aislado, sino de un sector que sigue expandiéndose y adaptándose al consumo cotidiano.

Sin embargo, ver este fenómeno únicamente como una oportunidad sería incompleto, pues también refleja que muchas personas emprenden ante la falta de empleo formal. La cocina como punto de partida del emprendimiento también refleja una economía donde el autoempleo es, muchas veces, más una necesidad que una elección. Detrás de cada menú del día o cada pedido que sale desde casa, hay una lógica de subsistencia que convive con el esfuerzo por crecer.

Aun así, su impacto es innegable. Estos emprendimientos no solo alimentan a millones de personas todos los días; también sostienen dinámicas económicas enteras. Activan cadenas de valor que incluyen proveedores, mercados y transporte.

El concepto de “alimentar al país” cobra así una doble dimensión: es literal, pero también económico y social, porque permite que miles de familias generen ingresos y encuentren un camino de progreso. No obstante, este crecimiento convive con una fragilidad estructural. La alta informalidad, los ingresos variables y las dificultades para acceder a financiamiento o capacitación hacen que muchos emprendimientos operen en un equilibrio precario. Crecer no siempre significa consolidarse.

El gran reto no está solo en incentivar nuevos emprendimientos, sino en generar condiciones para que los existentes puedan sostenerse y crecer. Porque, al final, en cada cocina que se enciende todos los días no solo se preparan alimentos, se construyen oportunidades; y esas oportunidades son las que, silenciosamente, siguen alimentando al Perú.

La definición sobre quién importará el gas natural licuado (GNL) para cubrir la demanda invernal de 2026 sigue pendiente, luego de la apertura de sobres para definir el desempate entre Naturgy y Trafigura. Se trata de la primera licitación en la que el Estado argentino se retira totalmente del proceso y deja en manos del sector privado la compra, logística y el riesgo operativo, en un escenario de precios internacionales elevados y menor oferta por el conflicto bélico en Medio Oriente.

El economista especializado en energía, Juan José Carbajales, estima que la compra de GNL para este invierno podría costar hasta USD 1.400 millones, el doble que en 2025. El aumento responde principalmente a la suba global de los precios de la energía tras el estallido del conflicto entre Estados Unidos, Israel e Irán. Desde el comienzo de la guerra, los precios del GNL se duplicaron y hoy se comercializan a un promedio de USD 20 por millón de BTU.

En la última ronda de ofertas presentada ante Enarsa, tradicionalmente responsable de las compras, la diferencia de precios volvió a ser mínima: Naturgy ofertó USD 4,50 por millón de BTU y Trafigura, compañía suiza vinculada en Argentina a las estaciones Puma, propuso USD 4,57. Según confirmó la Secretaría de Energía a Infobae, todavía no se definió un adjudicatario y el organismo que lidera María Tettamanti volverá a revisar “costos y condiciones” antes de tomar una decisión.

En la licitación anterior, Trafigura presentó una oferta de USD 4,91 por millón de BTU, apenas por debajo de los USD 4,95 propuestos por Naturgy. La diferencia mínima de USD 0,04 activó el mecanismo de desempate previsto en los pliegos, lo que derivó en que ambas empresas redujeran sus propuestas en esta nueva ronda.

La Secretaría de Energía deberá definir ahora entre valores cuyo margen competitivo es menor al 1%, en medio de tensiones globales que llevaron el precio spot internacional a cotizar hasta USD 22 por millón de BTU, más del doble que los registros de febrero.

Más allá del precio final que consiga el importador, la principal preocupación del sector es el tiempo. Según adelantó el medio especializado Econojournal, Enarsa ya inició la búsqueda de los dos primeros buques para asegurar su llegada en mayo, cuando comienza a descender la temperatura.

Históricamente, la Secretaría de Energía consultaba a Enarsa, las dos transportistas de gas y al Enargas para definir el volumen de importación entre febrero y marzo de cada año. Este año, el procedimiento fue distinto: las consultas iniciales se dirigieron directamente a las distribuidoras. Todos los actores especulan con el impacto del precio y la disponibilidad, agravados por la reducción de oferta internacional vinculada al conflicto de Medio Oriente, que elevó el costo y volvió aún más compleja la disponibilidad de buques, según detalló Carbajales a Infobae.

La perspectiva de la industria: cortes y alternativas ante precios récord

Para la industria, la duplicación de los precios y la ausencia de subsidios anticipan un escenario de ajuste y restricciones. Carbajales advirtió que “la industria no va a consumir ese gas; va a haber cortes: o paran la producción o usan carbón, que es más barato, aunque más contaminante. A ese precio, no van a comprar GNL”.

El volumen total a importar sigue en discusión. Mientras que el año pasado la Argentina, a través de Enarsa compró 27 buques por un total de USD 697,9 millones, fuentes con conocimiento del caso adelantan que este año será similar a 2022, justo después del inicio de la guerra entre Ucrania y Rusia. En 2022, Argentina adquirió 41 buques a un precio promedio de USD 28,8 por millón de BTU, con un costo total de USD 2.884,8 millones.

La previsión para este invierno, sin embargo, apunta a un volumen de compra menor, tanto por las restricciones internacionales, como porque la industria local podría abstenerse de pagar los nuevos valores.

La licitación busca seleccionar un operador único que gestione la importación, regasificación en la terminal de Escobar y venta del GNL entre el 1 de abril y el 30 de septiembre de 2026, período de mayor demanda interna, que la producción nacional —principalmente desde Vaca Muerta— aún no alcanza a cubrir completamente por las limitaciones en el transporte hacia el área metropolitana y el Litoral.

La retirada del Estado del suministro directo de GNL obedece tanto a las dificultades para financiar los subsidios como a un cambio de paradigma oficial: el Gobierno busca que la demanda asuma el precio real, eliminando distorsiones y forzando al sector privado a optimizar la logística. El resultado esperado, según Carbajales, es que la industria quedará fuera de mercado por los altos valores, mientras las distribuidoras absorben la mayor parte del suministro.

El índice de precios internos al por mayor (IPIM) de marzo registró un aumento de 3,4%, una aceleración de 2,4 puntos porcentuales respecto a febrero. El salto estuvo impulsado principalmente por el precio del petróleo crudo y gas, que subió 27,3% en el mes y explicó más de la mitad de la suba general. Según los datos oficiales, este repunte energético tuvo una incidencia de 2,02 puntos porcentuales sobre el índice global.

El detonante fue el conflicto en Medio Oriente, que interrumpió el suministro internacional y elevó la cotización del barril Brent más de 55% en lo que va del año. Este shock externo se trasladó de manera directa al mercado local, afectando tanto a la materia prima como a los productos refinados. Los productos primarios subieron 7,8% en marzo, mientras que los refinados —naftas y gasoil— aumentaron 6,6% en el mes y acumulan 10,1% en el año.

Ese efecto todavía recorre la cadena de precios y podría seguir generando presión en los próximos meses.

En este contexto, la estrategia de YPF resultó decisiva. Mientras los precios mayoristas reflejaron el shock internacional, la petrolera estatal optó por no trasladar la suba a los surtidores durante 45 días. Según Daniel Montamat, exsecretario de Energía, el precio en los surtidores ya se ajustó a un Brent de USD 90, y buena parte del traslado del shock internacional se concretó con la suba del 23% en los combustibles de marzo. Montamat advirtió que, si el conflicto cede y el Brent baja, los precios locales no retrocederán rápidamente, ya que YPF mantiene una cuenta compensadora con las refinadoras que primero deberá equilibrar.

En paralelo, los productos agropecuarios ofrecieron cierto alivio al índice mayorista, con una incidencia negativa de -0,40%. Los bienes importados subieron apenas 1,1% en marzo, lo que indica que el tipo de cambio no está generando presión adicional sobre los costos internos.

El IPIM mide la variación de los precios de los productos vendidos por los productores nacionales y los importadores en el mercado interno antes de impuestos, márgenes comerciales y transporte. Por eso, puede anticipar tendencias para el índice de precios al consumidor (IPC), aunque el traspaso no es automático ni lineal. Factores como la competencia, la regulación y decisiones empresariales pueden demorar o atenuar el impacto en los precios finales. Así, la suba del 3,4% en el IPIM podría reflejarse en las góndolas en los próximos meses, dependiendo de la dinámica de traslado a los precios minoristas.

Montamat resaltó a Infobae que, “en una economía con equilibrio fiscal y sin emisión monetaria para cubrir gastos, estos shocks de precios relativos tienden a producirse de una vez y no a perpetuarse en el tiempo”. La incógnita, en tanto, es cuánto durará el conflicto internacional y hasta cuándo YPF y el resto de las petroleras que operan en el país podrán sostener la tregua en los surtidores durante el próximo tramo de 2026.

Estrategias de contención

Santiago Capdevila, analista económico enfocado en energía de la consultora Empiria, subrayó que, tanto el Gobierno, como YPF utilizan herramientas para demorar el traslado total del aumento internacional del crudo a los precios internos. “La actualización del impuesto a los combustibles viene postergándose y todo indica que esta política continuará en los próximos meses, como ocurrió el año pasado”, afirmó. Esta decisión, sumada al amortiguador de precios de YPF en los surtidores, permite contener el impacto inmediato, aunque a costa de resignar ingresos fiscales y mantener una brecha con el precio internacional.

El resultado es una presión contenida que, si el conflicto y los precios globales se mantienen elevados, tenderá a trasladarse gradualmente a la cadena local.

Según el acuerdo que inició YPF, al que luego se sumaron otras petroleras, la diferencia se acumulará en una cuenta compensadora a saldar con el tiempo. Esto implica que, si la guerra se resuelve y el crudo baja, la nafta no descenderá de inmediato, ya que primero se cubrirán los montos no abonados anteriormente. El acuerdo tiene alcance nacional y está vigente desde el 1° de abril por 45 días. La medida, definida por YPF como un “amortiguador de precios”, responde al desplome del consumo en el interior del país.

Capdevila precisó que el impacto del aumento internacional aún no llegó de forma completa al surtidor. “Hoy el traslado viene siendo parcial. Si el crudo representa cerca del 40% en el precio final, una suba de 28% debería traducirse en torno a un 11% teórico de aumento en la nafta. Pero en la práctica, el ajuste fue bastante menor, por lo que parte del shock permanece absorbido en la cadena y todavía no se trasladó al consumidor”, explicó.

De cara al corto plazo, anticipó que, si el conflicto en Medio Oriente persiste y los precios internacionales se mantienen elevados, es esperable que esa diferencia pendiente se traslade de manera paulatina a los precios locales. “No necesariamente todo junto, pero sí con presión constante a que los valores internos sigan ajustándose a medida que se normalice el pass-through”, agregó.

Sectores más expuestos y presión sobre la producción

El aumento en el precio del crudo y los combustibles impacta de lleno en sectores clave de la economía argentina. Actividades como el transporte, la logística y la producción industrial enfrentan incrementos en sus costos operativos por la suba de la energía y los derivados del petróleo.

El agro, que en marzo actuó como contrapeso en el índice mayorista, también se vio afectado por los mayores costos de combustibles y fletes, que incidieron en la campaña y en la logística de exportación. De hecho, un conflicto interno entre transportistas, acopiadores y exportadores complicó la descarga de granos en los puertos para su exportación.

En la industria manufacturera y los servicios, la presión sobre los insumos energéticos puede trasladarse a los precios de los bienes finales, especialmente en cadenas donde el combustible es un insumo relevante. La dinámica futura dependerá de cuánto margen tenga cada sector para absorber costos o trasladarlos a precios.

La Argentina cuenta con recursos naturales para abastecer la demanda local de petróleo por más de un siglo y, en el caso del gas natural, por más de dos siglos. Sin embargo, el país, apuntalado por la principal petrolera de mayoría estatal YPF, tiene el objetivo de convertirse en un gran exportador de energía para 2030, enfocado en acelerar la producción de Vaca Muerta, inversión en GNL y eficiencia operativa.

En este sentido, las proyecciones son optimistas. La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) estimó que la Argentina podría exportar unos USD 41.758 para 2035 en un escenario en el que se prevé una expansión en la producción tanto de crudo, como de gas.

La industria energética argentina encuentra su potencia en una tendencia que si bien lleva algunos años en agenda, la guerra en Medio Oriente la colocó como una de las principales prioridades de todos los países del mundo: garantizar su abastecimiento, diversificarlo y avanzar hacia la transición energética.

“Históricamente el aumento de precios internacionales se transformaba en un déficit creciente para la Argentina. Hoy, sin embargo, potencia el superávit de la balanza comercial”, dijo Carlos Ormachea, presidente de CEPH, ex CEO y actual chairman de Tecpetrol, la petrolera del Grupo Techint.

Según advierten desde la asociación, la Argentina se encuentra ante una ventana de oportunidad definida por la evolución de la demanda global. Las proyecciones internacionales muestran que la demanda de petróleo continuará en alza hasta mediados de la próxima década, para luego iniciar un descenso gradual, aunque la velocidad de esa caída todavía genera debate. En el caso del gas natural, los escenarios coinciden en que el consumo seguirá creciendo hasta 2050, impulsado por el desplazamiento del carbón en la matriz energética global.

“Por primera vez en la historia disponemos de recursos para abastecer la demanda local y, a la vez, conformar una plataforma de exportación a gran escala destinada a abastecer la demanda mundial”, sostiene el estudio. Y a la vez recuerda que la producción de petróleo cayó de forma sostenida hasta 2017 por precios locales desacoplados y el agotamiento de yacimientos convencionales. Desde entonces, la recuperación de precios y el avance del no convencional impulsaron un récord histórico en 2025. En el caso del gas, la recuperación comenzó en 2013 con el Plan Gas y Vaca Muerta, también con picos máximos en 2025.

La caída productiva y el aumento de la demanda generaron un fuerte déficit comercial y una alta carga de subsidios, que comenzaron a reducirse en los últimos años gracias al repunte de la producción y a menores importaciones: “Durante las últimas décadas se verificaron extensos períodos con tarifas congeladas o con aumentos muy por debajo de la inflación, conduciendo a sensibles reducciones de las tarifas en términos reales. Los subsidios a la energía representaron en promedio 1,7 puntos porcentuales del PIB a lo largo de la última década, explicando en buena medida el deterioro fiscal que experimentó la economía argentina durante ese período. A partir de 2022, los subsidios energéticos comenzaron a disminuir, al igual que su participación sobre el PBI. En 2025 los subsidios totalizaron USD 3.999 millones, equivalente al 0,6% del PBI”, analiza el informe.

Condiciones para impulsar el desarrollo del sector energético

Para alcanzar el pleno desarrollo de los recursos hidrocarburíferos, el informe señala que será necesario un “fuerte incremento de la inversión en los próximos años, así como el sostenimiento de precios internos alineados con los valores internacionales y la consolidación de un marco regulatorio que estimule nuevas inversiones”.

La madurez de las cuencas convencionales, señala el estudio, obliga a diseñar reglas específicas para reducir la declinación y sostener la actividad, fundamental para preservar el empleo y la economía en las provincias productoras. Además, esa producción es clave para asegurar el crudo pesado que demanda el parque refinador local.

“Un sector energético con mayor desarrollo permitiría reducir el déficit fiscal, bajar los costos de abastecimiento y consolidar una balanza comercial superavitaria, creando condiciones para un crecimiento sostenible a largo plazo”, analiza CEPH.

El acceso a un sendero de crecimiento económico estable también resulta fundamental para reducir los costos de financiamiento y atraer inversión extranjera, en un sector que requiere de inversiones intensivas. La mejora de la competitividad es un requisito para acceder a mercados internacionales cada vez más exigentes, lo que exige la articulación entre empresas, Estado y sindicatos.

La CEPH considera necesario extender los beneficios del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) a toda la producción hidrocarburífera, eliminar retenciones a las exportaciones y reducir la carga fiscal en las cuencas productoras. Los primeros proyectos de licuefacción fueron posibles gracias a estos incentivos y su extensión podría potenciar la inversión en el sector.

Tres escenarios posibles para el futuro energético

En base a distintas proyecciones, el informe plantea tres escenarios posibles para el desarrollo del sector en la próxima década.

En primer lugar, introduce el escenario moderado. Este contempla un crecimiento sostenido pero gradual de la producción de crudo, con la cantidad de pozos de shale oil aumentando a un ritmo anual del 5%. La producción de gas natural también se expande, principalmente por el avance de las exportaciones. El desarrollo de infraestructura prevé la ampliación del transporte de crudo y gas, con nuevos oleoductos y gasoductos que permitirán abastecer tanto al mercado interno como a las terminales de licuefacción para la exportación.

Este escenario proyecta exportaciones totales por USD 17.741 millones para 2030; importaciones por USD 3193 millones, con un saldo de USD 14.548 millones. Para 2035, esperan exportaciones por USD 22.382 millones; importaciones por USD 3.847 millones y un saldo de USD USD 18.535 millones. En tanto requeriría de inversiones de entre USD 11.000 millones y USD 15.000 millones anuales entre 2026 y 2035.

El escenario expansivo proyecta una expansión más acelerada, con pozos de shale oil creciendo al 11% anual. La mayor capacidad de licuefacción permite incrementar de forma significativa las exportaciones de gas natural. El parque automotor crece al 5% anual y los vehículos eléctricos alcanzan el 9% de la flota para 2035. Nuevas obras en oleoductos y gasoductos acompañan el salto de la producción y la exportación.

Este escenario proyecta exportaciones totales por USD 27.945 millones para 2030; importaciones por USD 3.305 millones, con un saldo de USD 24.639 millones. Para 2035, esperan exportaciones por USD 41.758 millones; importaciones por USD 4.080 millones y un saldo de USD USD 37.678 millones. En tanto requeriría de inversiones de entre USD 12.000 millones y USD 21.000 millones anuales entre 2026 y 2035.

Escenario acelerado. En este caso, la cantidad de pozos de shale oil crece rápidamente hasta 2030, permitiendo alcanzar antes de tiempo los picos de producción. La producción de gas natural replica la del escenario expansivo, aunque con menos pozos gracias al aumento del gas asociado. Las inversiones en infraestructura y el crecimiento del parque automotor siguen la misma lógica que en el escenario expansivo.

Este escenario proyecta exportaciones totales por USD 40.074 millones para 2030; importaciones por USD 3305 millones, con un saldo de USD 36.768 millones. Para 2035, esperan exportaciones por USD 41.351 millones; importaciones por USD 4.080 millones y un saldo de USD USD 37.271 millones. En tanto. requeriría de inversiones de entre USD 13.000 millones y USD 27.000 millones anuales entre 2026 y 2035.

El escenario moderado es considerado el más probable y el que concentra los mayores esfuerzos de la industria. “Es un camino desafiante, pero hoy es el que vemos como más realista y alcanzable”, señaló Ormachea. Si bien el escenario acelerado es el deseado, aunque menos probable, ya que implica anticipar los objetivos a 2030 y requiere un salto de inversiones aún mayor.

En los últimos años, los fondos soberanos de los seis miembros del Consejo de Cooperación del Golfo (CCG) han dominado el mundo de las inversiones. Los fondos de hidrocarburos de Bahréin, Kuwait, Omán, Qatar, Arabia Saudita y los Emiratos Árabes Unidos (EAU) han invertido en conjunto más de 430.000 millones de dólares desde 2021. Por cada petrodólar que invierten, 75 petrocéntres terminan en el extranjero, en todo tipo de sectores, desde empresas prometedoras de inteligencia artificial y crédito privado hasta clubes de fútbol de la Premier League y TikTok. Gestionan más de 5 billones de dólares en activos a nivel mundial, frente a los 3 billones de dólares de 2021.

Esos esfuerzos visionarios por planificar la vida después de los combustibles fósiles se ven repentinamente interrumpidos por la brutal realidad de la guerra. Los ataques de represalia de Irán contra los aliados estadounidenses en la región ya han destruido infraestructura de petróleo y gas por valor de 25.000 millones de dólares, según Welligence, una consultora. Esta infraestructura deberá reconstruirse, y quizás complementarse con una inversión de entre 30.000 y 50.000 millones de dólares en oleoductos para evitar el estrecho de Ormuz, sobre el cual Irán ha demostrado su control. En medio de la creciente inestabilidad regional, los países del Consejo de Cooperación del Golfo (CCG) también deberán invertir más en defensa, sobre todo para reabastecer sus misiles interceptores y otras municiones. Y todo esto debe ocurrir mientras sus economías se ralentizan debido a las interrupciones en la actividad económica, incluidas las exportaciones de energía. Dubái (parte de los Emiratos Árabes Unidos) ya ha anunciado un paquete de estímulo para las empresas.

Es casi seguro que los fondos con grandes recursos tendrán que sufragar parte de los gastos, como ya hicieron en crisis anteriores. Durante la pandemia, la Autoridad de Inversiones de Abu Dabi (también de los Emiratos Árabes Unidos) retiró 24.000 millones de dólares y la Autoridad de Inversiones de Kuwait, 25.000 millones, lo que equivale al 3-4% de sus activos bajo gestión, según estima Diego López, de Global SWF, una firma de investigación. Los fondos emiratíes y cataríes con participaciones en las aerolíneas nacionales de sus respectivos países rescataron a las compañías aéreas con 4.000 millones de dólares.

Según observa el Sr. López, estas grandes solicitudes de capital suelen alterar la asignación de objetivos de los fondos y restringir la inversión en otras clases de activos en los años siguientes. Y esta vez la situación será aún más delicada. Para empezar, en los últimos cinco años los fondos han invertido más en activos privados ilíquidos. Los vehículos emiratíes y saudíes han invertido cerca de 100.000 millones de dólares y unos 40.000 millones, respectivamente, en startups de IA y centros de datos. Entre 2021 y 2025, unos 140.000 millones de dólares de la riqueza soberana del CCG se destinaron a bienes raíces e infraestructura, y quizás 80.000 millones a crédito privado. Estas inversiones son más difíciles de liquidar en caso de necesidad que los bonos o las acciones cotizadas. Algunas solo podrían venderse con grandes pérdidas.

Otras inversiones están vinculadas a objetivos de política exterior, como garantizar la seguridad alimentaria y el acceso a minerales críticos. Si los fondos firman acuerdos en el marco de convenios entre gobiernos, estos también pueden ser difíciles de revertir. Los fondos de los Emiratos Árabes Unidos poseen participaciones en minas y explotaciones agrícolas en varios países africanos. El Fondo de Inversión Pública (PIF) de Arabia Saudita ha respaldado empresas mineras en Brasil y agrícolas en el sudeste asiático.

La última complicación reside en la creciente exposición de los fondos a las ambiciones nacionales de diversificar las economías del Consejo de Cooperación del Golfo (CCG) más allá del petróleo. L’Imad, un vehículo creado por Abu Dabi en enero que absorbió a ADQ, el fondo soberano del emirato, posee participaciones importantes en operadores de infraestructuras nacionales, como TAQA (una empresa de servicios públicos), AD Ports Group (un operador portuario), Abu Dhabi Airports y Etihad Rail. Otro fondo de Abu Dabi, Mubadala, financia la expansión de la isla Al Maryah, el centro financiero del emirato, y Masdar, una empresa de energías renovables.

A medida que los proyectiles iraníes disminuyen el atractivo de los ricos estados del Golfo para los extranjeros y su capital, las inversiones nacionales de repente parecen bastante arriesgadas. La disminución del tráfico aéreo en la región ya está afectando los estados financieros de los operadores aeroportuarios y las aerolíneas locales. La ocupación media y las tarifas diarias en los hoteles de lujo de las carteras de los fondos han caído cada semana desde que comenzó la guerra. Emirates Global Aluminium, una gran fundición copropiedad de Mubadala e Investment Corporation of Dubai, ha declarado que podría tardar hasta un año en reparar los daños causados ​​por los escombros de los misiles. Empresas inmobiliarias como Aldar, también propiedad parcial de Mubadala, se enfrentan a una caída drástica en la venta y el alquiler de viviendas. Todo esto está frenando los flujos de caja y disminuirá los dividendos que estas empresas pagan a los fondos.

Algunos de los proyectos más ambiciosos de la región ya parecían estar en una situación precaria. En enero se suspendió la construcción del Mukaab, un colosal rascacielos cúbico que era la pieza central de un distrito residencial y comercial de 50.000 millones de dólares en Riad, la capital saudí. La guerra hace improbable la reanudación del proyecto. En marzo, semanas después del inicio del conflicto, Arabia Saudí canceló algunos contratos para Trojena, una estación de esquí en el desierto, y The Line, una ciudad futurista con forma de muralla. Al menos para el PIF, que ha respaldado muchas iniciativas saudíes, las grandes pérdidas son inevitables.

En un encuentro de inversores organizado por el PIF el mes pasado en Miami, el director del fondo, Yasir Al-Rumayyan, expresó su esperanza de atraer más inversión extranjera al reino. «En el pasado, intentamos dar a conocer Arabia Saudita al mundo», declaró ante un grupo de importantes figuras del sector financiero. «Ahora estamos en una etapa en la que queremos dar a conocer Arabia Saudita al mundo». Dados los tropiezos de los diversos proyectos, esto ya se presentaba como una tarea difícil. La amenaza de ataques iraníes periódicos no facilita las cosas. Los banqueros de inversión informan que los contratistas extranjeros se están retirando de varios proyectos en el Golfo y que algunos inversores occidentales están perdiendo el interés.

El Sr. Rumayyan también recalcó que el PIF mantiene su compromiso con sus inversiones en todo el mundo. «Medimos nuestra rentabilidad no en trimestres, sino en décadas», insistió. De hecho, nadie prevé una venta masiva de activos propiedad parcial de los fondos del CCG. La mayoría no parece tener prisa por retirarse por el momento. Un asesor de inversiones en Singapur señala que, de los seis fondos soberanos del Golfo involucrados en operaciones intermediadas por su firma, solo uno se ha retirado en el último mes. Con la disminución de los beneficios nacionales, los ingresos extranjeros fiables son aún más cruciales, afirma.

Puede que sea cierto. Pero también sugiere que la atención de los fondos podría desviarse de las apuestas arriesgadas sobre el futuro hacia activos más estables que generen efectivo aquí y ahora. Mientras tanto, en el ámbito nacional, una mayor parte de su dinero se destinará a reconstruir la vieja economía en lugar de construir una nueva. Cuanto más se prolongue la guerra —y más profundas sean las cicatrices que deje—, más difícil será para los fondos fingir que nada ha cambiado.

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El crecimiento sostenido de la demanda global de gas y derivados, así como el objetivo de la petrolera de mayoría estatal YPF de convertir a la Argentina en un gran exportador de energía para 2030, llevó a Compañía Mega a acelerar un ambicioso plan de inversión. Articulado sobre la infraestructura clave de Vaca Muerta, la empresa que procesa el 50% del gas que sale de la Cuenca Neuquina, ya se presentó al RIGI y evalúa más desembolsos en el marco de un plan de 650 millones de dólares.

Según explicó Tomas Córdoba, CEO de la empresa, a partir de la expansión de su planta de fraccionamiento en Bahía Blanca, Mega ampliará su capacidad para responder a la reconfiguración del mercado internacional impulsada hoy por el impacto de la guerra en Medio Oriente, pero en el corto plazo por la transición energética.

“El escenario global, donde la seguridad de abastecimiento energético es prioritaria tras la guerra en Medio Oriente, posiciona a la Argentina como proveedor confiable y competitivo, con contratos ya suscriptos y una demanda internacional en crecimiento”, explicó Córdoba. El modelo de contratación mantiene a Petrobras como cliente central del GLP, con acuerdos a dos o tres años, pero, según reveló el ejecutivo, Mega reserva una fracción de la producción -alrededor del 20%- para operaciones adicionales y para explorar nuevos mercados.

La empresa, cuyos accionistas son YPF (38%); Petrobras (34%) y Dow (28%), está próxima a inaugurar una obra clave en su planta de Bahía Blanca que le permitirá aumentar en un 50% su capacidad de separación de NGLs. La actividad principal de la compañía es justamente el tratamiento y separación de los compuestos que conforman al gas natural que llega desde Vaca Muerta. Estos, luego de un tratamiento específico, se comercializan por separado, principalmente en el mercado externo. De esta manera, según Córdoba, “es un negocio que multiplica el precio del gas. Por eso se monetiza por encima del precio de la materia prima”.

El incremento en la capacidad de tratamiento de Mega es posible gracias a la incorporación de un nuevo tren de fraccionamiento, idéntico al original, cuyo inicio de operaciones está previsto para abril. Esta obra implicó una inversión de USD 260 millones y es anterior a la presentación de la empresa en el RIGI.

El nuevo tren permite procesar hasta 2.500 toneladas diarias adicionales de líquidos del gas, aunque actualmente opera al 32% de esa capacidad por limitaciones en el bombeo, una restricción que se prevé resolver con la incorporación de dos nuevas estaciones en el poliducto entre Neuquén y Buenos Aires. El objetivo para 2028 es alcanzar el máximo de procesamiento diario y, de este modo, elevar las exportaciones en aproximadamente USD 200 millones. De hecho, el 80% del volumen incremental estará destinado al mercado externo.

Según confirmó Córdoba, la inversión total para este proyecto quinquenal asciende a USD 650 millones, de los cuales USD 360 millones corresponden a la presentación realizada ante el Régimen de Incentivo a Grandes Inversiones (RIGI), actualmente en evaluación.

Reconversión del sector energético argentino

Córdoba puntualizó que Compañía Mega procesa en la actualidad 4.800 toneladas diarias de líquidos de gas, con proyecciones de alcanzar el tope técnico del nuevo tren en 2028. Alrededor de 2.500 toneladas diarias de la ampliación serán destinadas a la exportación. Tanto la gasolina natural como la mayor parte del Gas Licuado de Petróleo (GLP) —propano y butano— generados serán destinados a mercados internacionales, ya que la demanda local de gasolina es nula y el mercado interno de GLP está completamente cubierto.

La planta de Compañía Mega en Bahía Blanca funciona como una destilería: recibe la mezcla líquida de gas, la separa en un proceso escalonado (etano, propano, butano y gasolina natural) mediante columnas especializadas y el subproducto principal, el etano, abastece mayormente a la industria petroquímica local, en particular a Dow, que utiliza el 60% del suministro (el 40% restante lo provee TGS). Aunque el mercado de etano está orientado exclusivamente al consumo interno y aún no se exporta debido a la ausencia de infraestructura de licuefacción, Córdoba prevé que Argentina podría desarrollar en el mediano y largo plazo un segmento de exportación de este producto.

El modelo de contratación mantiene a Petrobras como cliente central del GLP, con contratos a dos o tres años, pero, según reveló Córdoba, Mega reserva una fracción de la producción para operaciones adicionales y exploración de nuevos mercados. Los productos derivados —GLP, propano, butano y gasolina natural— cotizan a precios internacionales, sin correlación directa con el crudo Brent, dada la diferencia en los mercados de abastecimiento.

Pese a la tregua alcanzada entre EEUU e Irán recientemente, el conflicto en Medio Oriente pone presión sobre los mercados energéticos y de insumos clave, lo que altera precios y costos de producción. Aunque esta situación genera luces y sombras para la Argentina, el impacto, tanto positivo como negativo, no es homogéneo a lo largo del país.

El efecto del actual escenario global varía según la región del país, ya que depende de factores como la demanda interna y la capacidad de producción local, elementos que pueden provocar un comportamiento diferente respecto a la tendencia internacional.

En este marco, el IERAL analizó de qué manera esta “nueva normalidad” incide sobre la economía en general y en las distintas provincias en particular.

Es importante tener en cuenta que la Argentina atravesó en los últimos años una transformación significativa, al punto de convertirse actualmente en exportador neto de petróleo. Por otra parte, las importaciones de gas se concentran en los meses invernales debido a factores estacionales.

En cuanto a los fertilizantes, cerca del 50% del consumo interno de urea se produce localmente, lo que implica que el impacto varía de manera clara según el sector.

En ese marco, en el primer trimestre del año, los precios internacionales de la energía e insumos clave registraron fuertes subas, aunque en la Argentina el traslado fue bastante menor: el petróleo aumentó un 55% a nivel global, mientras que el gasoil en el mercado interno subió un 31%, lo que marca una brecha de 24 puntos porcentuales.

Una dinámica similar se observó en el gas natural: en Europa los precios treparon un 52%, frente a un incremento del 27% en Argentina, con una diferencia de 25 puntos. En tanto, la urea registró un alza del 75% en el mercado internacional, contra un 54% en la Argentina.

Si bien hay provincias que tendrán una mejora substancial en términos económicos debido al aumento de los ingresos por la producción de gas y petróleo, otras se verán más afectadas debido al incremento de costos en base a sus estructuras productivas.

“Los ingresos por mayores cotizaciones del precio del petróleo (y por lo tanto de las exportaciones y de las regalías correspondientes) se concentrarán en Neuquén, seguida por la provincia de Chubut (en un tercer grupo de productores de petróleo encontraremos a Santa Cruz, Mendoza y Río Negro)“, señaló el IERAL.

En el caso del gas natural, los beneficios de mayores precios, actividad y regalías también estarán claramente concentrados en Neuquén debido a la localización de la producción.

En contraste, considerando el aumento de los costos asociado a la suba de precios de los tres productos analizados —aun cuando a nivel local los incrementos hayan sido menores que en el contexto internacional—, es posible identificar en el corto plazo los principales impactos regionales a partir del consumo anual de cada provincia.

“En el caso de los combustibles líquidos, observamos que el incremento del precio del gas oil generó una suba de costos productivos que supera ampliamente la dinámica de los principales cultivos, reduciendo los márgenes de rentabilidad existentes. Se destacan las provincias de Buenos Aires, Córdoba y Santa Fe por el uso de este combustible en las labores agrícolas", apuntó el informe.

Además, el aumento en el precio del gasoil eleva los costos logísticos del transporte por carretera, impactando con mayor intensidad en las regiones más alejadas de los puertos y sin acceso al transporte ferroviario. Entre ellas, se destacan el Nordeste Argentino y las provincias patagónicas.

En materia de consumo de gas natural, sobresalen la Ciudad y la provincia de Buenos Aires, junto con Santa Fe, La Pampa y la región patagónica, impulsadas tanto por la demanda industrial como residencial, esta última fuertemente asociada al consumo estacional durante el invierno.

En un segundo nivel se ubican las provincias del Noroeste argentino, mientras que en tercer lugar aparecen las de Cuyo y la Región Centro. Por su parte, el NEA presenta niveles de consumo muy reducidos, debido a la falta de conexión a las principales redes de gasoductos del país.

Por último, el IERAL resaltó el impacto de la variación en el precio de los fertilizantes sobre la estructura de costos de los cultivos, con especial énfasis en el uso de urea. Esto ocurre aun cuando Argentina cuenta con cierta ventaja relativa frente a otros países gracias a su producción local.

Al analizar la intensidad en el uso de este fertilizante, se destacan las provincias que concentran la producción nacional de maíz y trigo —Buenos Aires, Córdoba y Santa Fe—. En un segundo plano aparecen Entre Ríos, donde también se emplea en la producción de arroz, y La Pampa.

“En todas estas provincias se repite el escenario de reducción de márgenes debido a que los precios internacionales no acompañan de igual manera esta suba de costos de insumos, aun cuando los incrementos locales sean menores a los registrados a nivel mundial”, explicó dicho centro de estudios.

Como reflexión final, el IERAL sostuvo: “Tal vez el impacto (y la oportunidad) más importante que plantea este escenario internacional no tiene que ver con el cambio de precios en el corto plazo sino con los procesos dinámicos a mediano plazo asociados al cambio estructural o proceso de inversión generado como consecuencia del ‘efecto multiplicador aguas abajo’ de la disponibilidad de gas abundante y a un precio doméstico competitivo (que hoy se sitúa sustancialmente por debajo de los niveles de competidores regionales como Brasil), actuando como incentivo a la radicación de industrias intensivas en energía”.

Cuál es el estado de situación

Ahora bien, Carlos Mendizábal, profesor del Instituto de Energía de la Universidad Austral, señaló que la escalada bélica en torno al Estrecho de Ormuz, por donde circulaba cerca del 20% del petróleo global, dejó de ser un episodio puntual para convertirse en un factor de disrupción estructural del sistema energético global.

El especialista relató que, como resultado del conflicto, que involucra a EEUU, Israel e Irán; hubo destrucción de infraestructura crítica, ataques a instalaciones y cierre de decenas de pozos en producción.

El efecto inmediato se tradujo en un shock de flujos. No obstante, lo significativo es que ese fenómeno pronto se transformó en algo más profundo: un shock de oferta.

“La imposibilidad de evacuar producción derivó en cierres de campos, pérdidas de producción y tensiones en toda la cadena. Cuando el problema deja de ser logístico y pasa a ser productivo, la recuperación ya no es inmediata y depende de factores técnicos, financieros y geopolíticos. Esto introduce una inercia en la crisis que puede extender sus efectos mucho más allá del conflicto puntual”, dijo Mendizábal.

Asimismo, indicó que “el sistema de refinación global tiene menos flexibilidad que en crisis anteriores, lo que amplifica los efectos sobre precios y disponibilidad”.

En este contexto, en el sector energético, descartan que los precios de los combustibles en los surtidores regresen a los niveles previos al conflicto. Esto se debe a que solo podrían retroceder si el precio internacional del petróleo descendiera de manera significativa, en torno a los USD 60 por barril, un escenario que hoy, por lo dicho, se percibe como poco probable.

La presidenta Claudia Sheinbaum Pardo explicó sus dos motivos para recurrir a la fracturación hidráulica o ‘fracking’ para la producción de gas no convencional en México, tras la polémica que ha generado sobre el tema y en respuesta a los grupos que se han posicionado en contra de la medida.

Sin embargo, aseguró que su gobierno no forzará la decisión sobre la aplicación de la técnica tras la investigación que realice el grupo científico sobre el daño ambiental ni “hará nada en contra de las comunidades”.

En su conferencia ‘La Mañanera del Pueblo’, la mandataria reconoció que “durante muchos años” se opuso al uso de gas no convencional, debido a que “tiene impactos ambientales graves” y a que “utiliza mucha agua”.

Entonces, ¿Por qué busca recurrir al fraking?

La presidenta mencionó que actualmente el 75% del gas que se consume en México es no convencional, pero se explota “a 100 metros de la frontera, en Texas, Estados Unidos.

Por ello, indicó que su primer motivo para aplicar el fraking es: la soberanía energética, poniendo como ejemplo al desabasto de gas que se generó en Europa tras el comienzo del conflicto entre Ucrania y Rusia.

“Qué nos lleva a decir: ¿Por qué no analizamos el gas no convencional? Dos temas sustantivos: el primero es la soberanía energética. Nosotros consumimos gas no convencional, México consume gas no convencional, está a 100 metros de la frontera, nada más que está en Texas.

“(...) Y con la sobernía, como bien dijo el rector, pues la situación actual, lo que vivió Europa hace algunos años”, dijo en Palacio Nacional.

En este sentido, recalcó que su gobierno siempre buscará tener una “política de buen vecindad” con Estados Unidos, resolver las diferencias que tengan y trabajar en coordinación “sin subordinación”; no obstante, insistió en que se tiene que priorizar la la soberanía energética del país.

“Pero nosotros tenemos que ver por la soberanía de nuestro país energética, igual que Estados Unidos ve por la soberanía energética de los Estados Unidos. Entonces, eso es lo primero”, puntualizó.

El segundo motivo es: la innovación tecnológica, al señalar que ya existe la tecnología para aplicar el fraking de manera sustentable, sin el uso de químicos “tan contaminantes” y que permite el reciclamiento del agua.

Sin embargo, reafirmó que se analiza si es factible la explotación, en dónde, bajo qué técnicas y bajo qué condiciones.

“Entonces, eso nos hace ver que hay que voltear a ver nuevamente al gas no convencional con ojos de soberanía y con ojos de reducción al máximo de los impactos ambientales.

“No digo cero impacto ambiental porque no hay ninguna actividad humana que sea de cero impacto ambiental, sino la reducción y la mitigación de los impactos ambientales. Entonces, con esos ojos es que estamos volviendo a ver el gas no convencional”, agregó.

Responde a grupos contra el fraking

Sheinbaum dirigió un mensaje a los grupos que se han posicionado contra el fracking, garantizando que su gobierno incluyó a científicos y académicos de distintas disciplinas para analizar la viabilidad de nuevas tecnologías para la explotación de gas no convencional.

Señaló que este recurso está presente en varias regiones de México, aunque advirtió que en algunas zonas podría haber mayores impactos ambientales o afectaciones a la población.

Explicó que la decisión se tomaría con base en conocimiento científico, no de manera personal, e indicó que especialistas en tratamiento de agua, geología, ingeniería petrolera y medio ambiente participan en el análisis de las posibles técnicas, sus impactos y las regiones donde podrían aplicarse.

Sheinbaum aseguró que su gobierno no actuaría en contra de la población y que, en caso de considerar la explotación en alguna región, primero se consultaría a las comunidades locales para informar sobre impactos y beneficios.

Subrayó que su administración no repetiría prácticas de gobiernos que excluían a la gente de las decisiones.

Reconoció que durante años mantuvo una postura contraria al fracking, pero la situación de dependencia energética y el avance tecnológico la llevaron a considerar todas las alternativas. Precisó que su gobierno no apuesta el futuro del país solo al fracking y destacó la importancia de las energías verdes y renovables para la soberanía energética de México.

El presidente norteamericano, Donald Trump, indicó este sábado que petroleros vacíos se dirigen a su país para ser cargados de petróleo y gas; y que Estados Unidos está “comenzando el proceso de desminado” del estrecho de Ormuz.

“Un gran número de buques petroleros completamente vacíos, algunos de los más grandes del mundo, se dirigen ahora mismo a Estados Unidos para cargar el mejor y más preciado petróleo (¡y gas!) del planeta“, afirmó el mandatario en su cuenta en la red Truth Social.

Y completó: “Tenemos más petróleo que las dos mayores economías petroleras juntas, y de mayor calidad. ¡Los esperamos! ¡Rápido!“.

Luego afirmó que EEUU está “comenzando el proceso de desminado” del estrecho de Ormuz y detalló que los 28 barcos lanzadores de minas del régimen iraní “yacen en el fondo del mar”.

Respecto a las conversaciones en Pakistán, Trump afirmó que espera comprobar si el régimen persa actúa de buena fe. indicó que su prioridad ahora mismo es constatar si existe buena fe por parte de Irán.

“Se los haré saber en muy poco tiempo. No voy a tardar mucho”, expresó después de que ayer amenazara con reanudar sus bombardeos sobre Irán si las negociaciones no arrojaban un resultado satisfactorio en 24 horas. “Estamos listos para empezar”, ha avisado de nuevo al respecto este sábado.

Los mensajes de Trump llegan en momentos en que delegaciones de su país e Irán se reúnen este sábado en Pakistán para iniciar un proceso de diálogo orientado a poner fin a la actual guerra en Medio Oriente, desatada el pasado 28 de enero luego de un bombardeo israelí-estadounidense que dio muerte al ex líder supremo del régimen iraní, Ali Khamenei.

El vicepresidente estadounidense, JD Vance, y el presidente del Parlamento iraní, Mohammad Bagher Ghalibaf, participan en las conversaciones en Islamabad, bajo la mediación del primer ministro paquistaní, Shebbaz Sharif.

La delegación estadounidense está integrada también por Steve Witkoff, enviado especial a Medio Oriente, y Jared Kushner, yerno del presidente Trump. Por parte de Irán, Ghalibaf cuenta con el acompañamiento del ministro de Asuntos Exteriores, Abbas Araqchi.

Antes del inicio de las negociaciones, ambas partes establecieron condiciones previas: Irán exigió el cese de las hostilidades israelíes en Líbano y la liberación de los activos iraníes congelados, mientras que Estados Unidos manifestó su preocupación por las armas nucleares del régimen y el futuro del tránsito por el estrecho de Ormuz.

Las posturas Donald Trump y el nuevo líder supremo iraní Mojtaba Khamenei parecieran innegociables en la antesala al encuentro. Las demandas del mandatario norteamericano incluyen la eliminación del programa nuclear iraní, el desmantelamiento de la fabricación de misiles balísticos y la liberación del tránsito marítimo en el estrecho de Ormuz.

En cuanto a su vínculo con Israel, Estados Unidos también solicitará la cancelación del apoyo del régimen de Teherán a organizaciones como Hezbollah, Hutíes y Hamas, además del cese de la represión ilegal contra la oposición social, la cual dejó mas de 7.000 muertos en la manifestaciones de enero pasado.

Por su parte, las exigencias de Khamenei comprenden el reconocimiento del derecho a enriquecer uranio, garantías de no agresión, control del estrecho de Ormuz, fin de la guerra regional e intervención en Líbano y el retiro de las fuerzas de combate estadounidenses.

Irán también buscará negociar reparaciones económicas para la reconstrucción del país, el levantamiento de sanciones, así como la derogación de resoluciones del Consejo de Seguridad de la ONU y de la Agencia Internacional de Energía Atómica.

La delegación iraní, compuesta por más de 70 miembros, llegó primero a Islamabad el viernes, bajo estrictas medidas de seguridad. Este sábado por la madrugada, también arribó el avión de EEUU.

“Tenemos buenas intenciones, pero no confiamos”, declaró Ghalibaf al llegar a la capital paquistaní, según la televisión estatal iraní. “Nuestra experiencia negociando con los estadounidenses siempre se ha caracterizado por el fracaso y las promesas incumplidas”.

JD Vance, al frente de la delegación estadounidense, expresó cautela antes de partir de Washington. “Si los iraníes están dispuestos a negociar de buena fe, nosotros, desde luego, estamos dispuestos a tenderles la mano”, afirmó. “Si intentan engañarnos, se van a encontrar con que el equipo negociador no es muy receptivo”.

Buques de guerra estadounidenses transitan por el estrecho de Ormuz

Según informes, dos buques de guerra estadounidenses transitaron por el estrecho de Ormuz, el primer tránsito de este tipo desde el inicio de la guerra con Irán. El presidente Donald Trump declaró que Estados Unidos había comenzado a “limpiar” esta estratégica vía marítima.

Los destructores de misiles guiados de la Armada estadounidense atravesaron el estrecho sin incidentes, informó The Wall Street Journal, citando a tres funcionarios estadounidenses.

La operación no fue coordinada con las autoridades de Teherán, según el medio estadounidense Axios.

La ruta marítima clave frente a la costa de Irán ha estado prácticamente bloqueada por Teherán desde que Estados Unidos e Israel comenzaron a bombardear Irán el 28 de febrero, aunque la reapertura del estrecho era supuestamente una condición del frágil alto el fuego establecido a principios de esta semana.

La estructura tarifaria del gas en Estados Unidos cambió drásticamente: el peso de la infraestructura, y no el precio del gas en sí, explica el 70% de la factura promedio en 2024, mientras que el propio combustible representa apenas el 30%.

Impulsada por miles de millones de dólares invertidos en tuberías y sistemas de distribución, esta tendencia anticipa un escenario donde la transición energética y las alternativas a los combustibles fósiles cobran renovada urgencia, según un informe de la organización ambiental estadounidense Building Decarbonization Coalition (BDC), citado por el medio especializado en cambio climático y energía Inside Climate News.

En 2025, los aumentos en las facturas de gas avanzaron un 60% más rápido que los de electricidad y multiplicaron por cuatro la inflación, de acuerdo con el informe de la BDC publicado el martes. Entre 2010 y 2023, la inversión anual de las empresas de servicio público en infraestructura gasista se triplicó, alcanzando los USD 28.000 millones.

Esta escalada se produce en paralelo a una demanda residencial prácticamente estancada desde los años setenta y al modesto 8,5% de crecimiento en la base de usuarios desde el año 2000, según datos de la Agencia de Información de Energía de Estados Unidos incorporados al informe.

La principal causa del encarecimiento de las facturas es el ritmo acelerado de sustitución de tuberías, activado a partir de 2010.

En ese periodo, 27 estados aprobaron reglas para que las empresas recuperaran rápidamente esos costos a través del aumento de tarifas, mientras que al menos 42 estados adoptaron cargos adicionales o programas específicos para agilizar la renovación de ductos, de acuerdo con la entidad representativa del sector gasista estadounidense American Gas Association, citada por Inside Climate News.

Kristin Bagdanov, coautora del informe del BDC, puntualizó: “El responsable oculto del continuo alza en las facturas es, de hecho, la infraestructura”. Según la organización ambiental, si las inversiones hubieran seguido el ritmo anterior a 2010, los clientes estadounidenses habrían ahorrado USD 130.000 millones hasta 2023, equivalentes a USD 1,723 por hogar.

Las alternativas que ponen en cuestión el modelo actual de gas

A pesar de que la industria gasista sostiene que el gas sigue resultando más barato que la electricidad para los hogares, con un ahorro medio anual de USD 1,030 frente a quienes calientan, cocinan y secan ropa con electricidad, el informe del BDC afirma que reforzar la infraestructura existente no se justifica económicamente ni medioambientalmente en el contexto actual.

Kevin Carbonnier, también coautor del informe, propone alternativas como redes geotérmicas, programas de respuesta a la demanda, sistemas de recuperación de calor de aguas residuales y electrificación. Carbonnier sugirió: “Consideremos opciones que no impliquen tuberías, para modernizar viviendas e infraestructura sin invertir millones de dólares en reemplazos”.

El cambio de paradigma se materializa en la agenda legislativa y las políticas estatales. Desde 2020, 14 jurisdicciones —trece estados más Washington D.C.— abrieron procesos regulatorios para planificar la transición del gas hacia otros métodos de calefacción.

En Minnesota, se debate una ley que habilitaría a las empresas a instalar redes geotérmicas, con el respaldo de la mayor distribuidora local, CenterPoint Energy, y sindicatos, según recoge Inside Climate News.

Otros estados, como Massachusetts, están ampliando proyectos piloto de barrios térmicos gestionados públicamente, mientras que Maryland examina si la planificación de sus empresas de gas es coherente con los objetivos climáticos estatales. En California, se discute la Heat Pump Access Act para simplificar y promover la instalación de bombas de calor, en línea con su meta de neutralidad de carbono en 2045.

Electrificación y desenganche: una tendencia en ascenso

El mercado ofrece indicios claros del cambio: en 2025, por cuarto año consecutivo, las ventas de bombas de calor superaron a las de calderas de gas en Estados Unidos. Opciones como los paneles solares de balcón también ganan tracción.

Muchas familias optan por modernizar sus hogares y desconectarse del gas para beneficiarse de equipos más eficientes, explicó Carbonnier a Inside Climate News.

A pesar del recorte de incentivos federales para energías limpias bajo la administración Trump, los programas e iniciativas estatales mantienen una dirección hacia la electrificación y la disminución del uso de combustibles fósiles, señala Bagdanov.

Cuando el presidente Donald Trump anunció un alto el fuego de dos semanas en el Golfo y la apertura completa, inmediata y segura del estrecho de Ormuz, los operadores de energía respiraron aliviados. Durante casi seis semanas, el 15% de la producción mundial de petróleo y una quinta parte de la producción de gas natural licuado ( GNL ) estuvieron atrapadas por el bloqueo iraní. Tras el anuncio del Sr. Trump, el precio del crudo Brent cayó un 12%, de 103 dólares el barril a 91 dólares. El precio de referencia mundial no había sido tan volátil desde el inicio de la pandemia de COVID-19, en 2020. El precio de referencia del gas en Europa llegó a caer un 17%.

Antes de que el Sr. Trump declarara la tregua con Irán a última hora del 7 de abril, los mercados ya mostraban una creciente tensión. El West Texas Intermediate (WTI), un crudo de referencia estadounidense que suele ser más barato que el Brent, se había cotizado con una prima respecto a este durante gran parte del mes (véase el gráfico), lo que indicaba que los compradores se apresuraban a asegurar un suministro fiable. El precio de los barriles con la fecha de entrega más próxima, conocido como Brent de fecha, alcanzó un máximo histórico de 144 dólares horas antes de que se anunciara el alto el fuego.

Mientras tanto, el acuerdo que rige la tregua pende de un hilo. El presidente del parlamento iraní ya ha acusado a Estados Unidos de violar el acuerdo, y su régimen ha continuado lanzando misiles en el Golfo. Hasta el momento, solo dos barcos se han aventurado a cruzar el estrecho. Si el acuerdo se mantiene, otros lo harán en los próximos días.

La economía mundial necesita urgentemente que esto suceda. Pero incluso si ocurre, los mercados energéticos tardarán mucho más que las dos semanas iniciales previstas para el alto el fuego en recuperar la estabilidad. El petróleo sigue siendo un 30 % más caro que antes del inicio de la guerra; el gas, un 40 % más caro. La infraestructura ha quedado destruida y el riesgo de que se reanuden los combates —o de un nuevo bloqueo— sin duda mantendrá a los operadores en vilo. Los mercados sufrirán las consecuencias de la tercera guerra del Golfo durante un tiempo, en forma de primas de riesgo adicionales en los precios.

Por ahora, la prioridad es que los barcos atrapados abandonen el Golfo. En febrero, un promedio de 130 barcos transitaban por el estrecho diariamente; en las últimas semanas, Irán solo ha permitido el paso a un número reducido. Según Kpler, un proveedor de datos, 187 buques cisterna se encuentran atrapados, cargados con 172 millones de barriles de crudo y productos refinados, cantidad suficiente, por ejemplo, para abastecer a Gran Bretaña durante más de 100 días. Unos 15 buques metaneros también están varados. Alrededor de 1,9 millones de toneladas de fertilizantes están atrapadas en 41 buques, lo que equivale al 12 % de todo el material exportado a través del estrecho en 2024. Si se incluyen los buques de carga y otros graneleros, el número de buques varados en el Golfo asciende a 715.

En principio, este retraso podría resolverse en una semana. Muchas tripulaciones tienen provisiones cada vez más escasas y están desesperadas por partir. Sin embargo, pocos capitanes se arriesgarán a emprender el viaje hasta estar seguros de que es seguro hacerlo. Cuando los hutíes, una milicia yemení respaldada por Irán, cesaron sus ataques contra barcos en el Mar Rojo en octubre de 2025, Maersk, una importante naviera comercial, tardó dos meses en enviar su primer buque a través de esa vía marítima; el tráfico normal aún no se ha reanudado. Cuando las compañías navieras prueben el estrecho, sus aseguradoras les cobrarán primas muy elevadas. Por lo tanto, es probable que la reanudación del tráfico regular tarde semanas y cueste mucho más que antes de la guerra.

Es más, las probabilidades de que los barcos comiencen pronto a navegar en dirección contraria para reabastecerse parecen realmente escasas. Al fin y al cabo, quienes lo hagan mientras Estados Unidos e Irán mantienen conversaciones de paz podrían quedar atrapados si las negociaciones fracasan.Los propietarios de los buques más valiosos, como los metaneros, podrían optar por evitar este riesgo por completo. "No veo a nadie trayendo barcos al Golfo en este momento", afirma Anne-Sophie Corbeau, de la Universidad de Columbia. “No creo que esto vaya a generar un suministro adicional de GNL, aparte de los cargamentos que puedan salir en este plazo de dos semanas”.

La incertidumbre rodea también los detalles del alto el fuego. Durante la guerra, Irán permitió el paso de algunos buques por el estrecho a cambio de peajes de 2 millones de dólares cada uno; es posible que desee mantener estos cobros. Con el petróleo cerca de los 100 dólares el barril, algunos operadores podrían estar dispuestos a asumir dichos costos. Sin embargo, a precios más bajos, estos recargos harían que el crudo del Golfo resultara menos atractivo. Johannes Rauball, de Kpler, señala que una tarifa de 4 millones de dólares por un viaje de ida y vuelta podría expulsar del mercado a los buques más pequeños, como los petroleros Aframax (con capacidad para transportar entre 600.000 y 800.000 barriles). Solo los buques más grandes considerarían que vale la pena pagar los peajes.

Incluso después de que se resuelva el problema de la acumulación de pedidos, los países con escasez de energía tendrán que esperar para recibir ayuda. Tras zarpar del Golfo, los buques con destino a Asia tardarán al menos tres semanas en llegar. Esto no será de mucho consuelo para los agricultores que necesitan combustible ni para las plantas de fertilizantes que se quedan sin GNL antes de la temporada de siembra. Europa se enfrenta a una espera aún mayor, de cuatro a seis semanas, para los envíos de diésel y combustible para aviones. E incluso si los buques que normalmente abastecen al Golfo están dispuestos a regresar para reabastecerse, muchos ahora están recogiendo carga en otros lugares.

Podrían tardar meses en llegar.

Reanudar la producción de muchos productos básicos que normalmente pasan por el estrecho de Ormuz llevará aún más tiempo. El Golfo ha reducido su producción de crudo en más de 10 millones de barriles diarios desde el inicio de la guerra, lo que equivale al 10 % de la demanda mundial. Reanudar la producción llevará tiempo. Presurizar los pozos demasiado rápido puede dañar los yacimientos, provocando la entrada de agua o gas. Realizar este proceso correctamente, sobre todo en pozos antiguos, requiere equipos especializados. Estos se verán rápidamente sobrecargados si es necesario reanudar la producción de muchos pozos a la vez.

El restablecimiento del suministro de gas será aún más lento. El mes pasado, los ataques iraníes contra Qatar alcanzaron dos de las catorce unidades de producción de Ras Laffan, la planta de GNL más grande del mundo , destruyendo el 17% de su capacidad. La reparación de los daños podría tardar entre tres y cinco años.Incluso reactivar la producción que aún puede mantener será difícil. Las plantas de GNL , que necesitan enfriar el gas a -160 °C para poder transportarlo en estado líquido, son extremadamente complejas. Las unidades operativas de Ras Laffan han sido clausuradas: la consultora Wood Mackenzie estima que necesitarán casi cuatro meses para recuperar su plena capacidad una vez reiniciadas.

Ras Laffan también es importante para otras materias primas. QatarEnergy, que gestiona la planta, produce el 10% de la urea mundial, el fertilizante más utilizado, y alrededor de un tercio del helio, que se emplea en la fabricación de chips. En otros lugares, los productores de metales también se han visto afectados. Al Taweelah, una fundición en Abu Dabi, produce cerca de la mitad del aluminio de Oriente Medio (lo que equivale a casi el 10% del suministro mundial). Un ataque iraní la ha obligado a cerrar y el metal se ha solidificado en los crisoles donde normalmente se funde. Sus propietarios calculan que reiniciar la producción podría llevar un año.

El coste total de la reparación de la infraestructura de hidrocarburos del Golfo es exorbitante. Incluyendo los daños a las instalaciones iraníes, la consultora Rystad lo estima en 25.000 millones de dólares. Cuanto más se prolonga la guerra, más instalaciones resultan dañadas. El 8 de abril, un ataque con misiles iraníes impactó en un oleoducto saudí que se extiende hacia el oeste hasta el puerto de Yanbu, en el Mar Rojo. Desde el inicio de la guerra, este ha sido el único medio de exportación de combustible del reino. Se desconoce si los suministros se han visto interrumpidos.

El daño a los mercados de materias primas será profundo. Durante décadas, los expertos se preocuparon por el cierre del estrecho de Ormuz como una posibilidad teórica, temida pero nunca realmente esperada.La tercera guerra del Golfo demostró la rapidez con la que un supuesto peor escenario puede convertirse en realidad. Si el estrecho se reabre sujeto a peajes, perjudicaría tanto a los productores del Golfo como a sus clientes. El Sr. Rauball prevé que el petróleo se mantenga entre 90 y 100 dólares el barril hasta finales de 2026, incluso si el tráfico a través del estrecho se normaliza. E incluso esa sombría perspectiva depende de un alto el fuego entre enemigos acérrimos. J.D. Vance, el propio vicepresidente del Sr. Trump, lo ha calificado de "tregua frágil". No apuesten a que el alivio que sienten los operadores de energía durará.

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Desde comienzos de 2026, en Argentina se implementó un nuevo sistema para el otorgamiento de subsidios en los servicios de electricidad y gas domiciliarios. El programa, denominado Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), unificó los criterios de asignación para la electricidad, el gas natural, el gas propano distribuido por redes y las garrafas de 10 kilos. El acceso al beneficio quedó restringido a los hogares que cumplan con ciertos requisitos socioeconómicos y patrimoniales, con un procedimiento único y centralizado para tramitarlo.

La gestión de la asistencia estatal se realiza exclusivamente a través de una plataforma oficial habilitada por el Ministerio de Economía. A continuación, se describe el procedimiento para solicitar los subsidios de luz y gas, los requisitos para acceder y los pasos necesarios para completar la gestión.

Con la implementación del SEF, desaparecieron tanto la segmentación previa en niveles N1, N2 y N3 como la Tarifa Social de Gas, que funcionaban como esquemas independientes. El nuevo régimen define únicamente dos grupos: quienes acceden al subsidio y quienes quedan excluidos, según su nivel de ingresos, bienes y situación socioeconómica.

Aquellos que cumplen con los requisitos reciben un descuento en el precio de la energía, mientras que el resto afronta el valor total del servicio. El parámetro central para acceder al beneficio es que los ingresos familiares no superen el equivalente a tres Canastas Básicas Totales, además de contemplarse ciertos factores de vulnerabilidad.

1- Confirmar la necesidad de inscripción

El primer paso consiste en verificar si el hogar ya figura en el nuevo registro o si corresponde completar una nueva inscripción. El anterior Registro de Acceso a los Subsidios Energéticos (RASE) fue reemplazado por el Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF). Quienes ya estaban registrados en el RASE no deben realizar ningún trámite adicional, ya que la información fue transferida al nuevo sistema.

Deben inscribirse aquellas personas que no hayan gestionado el subsidio previamente, los hogares que obtenían beneficios mediante programas como el Programa Hogar para la compra de garrafas o la Tarifa Social de Gas en determinadas zonas. En estos casos, la inscripción en el nuevo sistema es obligatoria para conservar o solicitar la ayuda estatal.

2- Ingresar en la plataforma oficial

El trámite se inicia accediendo al sitio web habilitado para la gestión de subsidios energéticos (https://www.argentina.gob.ar/subsidios). Desde allí es posible comenzar la solicitud, consultar el estado de gestiones anteriores o verificar si el hogar ya accede al beneficio.

Para operar en la plataforma se requiere una cuenta en Mi Argentina, que se activa con el número de CUIL y una clave personal. Una vez dentro, las personas pueden elegir la opción que corresponda a su situación.

Las funciones principales del portal incluyen:

• Verificar si el hogar recibe subsidios
• Consultar el estado de solicitudes en curso
• Solicitar una revisión si los datos no reflejan la situación real del grupo familiar

3- Reunir la documentación necesaria

Antes de iniciar la carga de datos, es recomendable contar con toda la información solicitada para completar el formulario de manera ágil. Se requiere:

• Número de medidor y de Cliente, Servicio, Cuenta, Contrato o NIS, disponibles en la factura de electricidad o gas
• Número de DNI y número de trámite del DNI de la persona que realiza la gestión
• Número de CUIL de cada integrante mayor de 18 años
• Correo electrónico activo y habitual

Estos datos permiten identificar el suministro y acreditar la composición del grupo familiar en el sistema.

4- Completar la inscripción en el ReSEF

Quienes no figuren en el registro deben completar el formulario digital disponible en la plataforma, que tiene carácter de declaración jurada y requiere información precisa y actualizada.

El formulario solicita datos sobre ingresos, cantidad de integrantes, situación laboral y otros aspectos socioeconómicos y patrimoniales. Parte de la información se completa automáticamente con datos oficiales, aunque corresponde al solicitante revisar y completar los campos faltantes.

5- Evaluación de requisitos

Tras enviar la solicitud, el Estado analiza si el hogar cumple con los criterios para acceder al subsidio. El requisito principal es que el ingreso neto del grupo familiar sea inferior a tres Canastas Básicas Totales (CBT) para un hogar tipo 2, según los valores publicados por el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec).

El sistema contempla situaciones específicas, como:

• Integrantes con Certificado de Vivienda emitido por el Registro Nacional de Barrios Populares (ReNaBaP)
• Percepción de una Pensión Vitalicia para Veteranos de Guerra del Atlántico Sur
• Integrantes con Certificado Único de Discapacidad (CUD)

También se realizan controles patrimoniales y cruces de información para confirmar la situación económica del hogar. Según estos datos, la solicitud puede ser aprobada o rechazada.

6- Notificación y aplicación del subsidio

Una vez finalizada la evaluación, el sistema comunica si el hogar accede al subsidio, que se aplica directamente en la factura del servicio.

En electricidad, el beneficio contempla una bonificación base del 50% sobre un bloque de consumo específico. Para el gas por red, la bonificación del 50% se aplica en los meses de mayor demanda, y no se otorga subsidio en los períodos de menor consumo.

Durante 2026, se suma una bonificación adicional del 25% en ambos servicios durante enero, que se reduce gradualmente hasta diciembre.

Para quienes utilizan gas envasado, el subsidio se otorga como un descuento directo en la compra de garrafas de 10 kilos, siempre que la inscripción esté vigente y el pago se realice mediante medios electrónicos.

7- Consultas, revisiones y actualizaciones

La plataforma permite consultar el estado de las solicitudes en cualquier momento y solicitar una revisión si la evaluación no se corresponde con la situación real. Para ello se requiere la información personal y el número de trámite.

Si se produjeran cambios en la composición del hogar, ingresos o tipo de servicio contratado, los datos pueden actualizarse en el sistema para que sean considerados en futuras evaluaciones.

El precio internacional del petróleo volvió a subir este martes, luego de que el presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, impusiera a Irán un ultimátum para reabrir el estrecho de Ormuz, una vía estratégica por la que circula casi una quinta parte del suministro global de crudo.

A las 10.24 hora local, los futuros del Brent cotizaban, con una leve suba, a USD 110 el barril, mientras que el West Texas Intermediate (WTI) en Estados Unidos tocó un máximo en cuatro semanas de 116 dólares el barril para luego retroceder a 115,28 dólares.

El WTI suele cotizar con un descuento respecto al Brent, pero el contexto de tensión llevó a que los contratos de entrega más temprana alcanzaran precios superiores. El contrato de referencia del WTI corresponde a mayo, mientras que el del Brent está fijado para junio, lo que generó una distorsión en los valores habituales del mercado. Según explicó Reuters, este fenómeno reflejó la urgencia por asegurar barriles de entrega inmediata en un escenario de incertidumbre.

La tensión se intensificó después de que el presidente Donald Trump impuso a Irán una fecha límite para reabrir el estrecho de Ormuz, por donde transita cerca del 20% del suministro global de petróleo. Trump exigió a Teherán que permitiera la navegación antes de las 20:00 horas de Washington (0000 GMT del miércoles) y amenazó con destruir puentes y centrales eléctricas en Irán antes de las 0400 GMT del miércoles en caso de incumplimiento. Estas advertencias impactaron en las expectativas del mercado y contribuyeron a la suba de las cotizaciones.

El origen de la crisis se situó en el 28 de febrero, cuando fuerzas estadounidenses e israelíes lanzaron ataques en la región. Como respuesta, las fuerzas iraníes cerraron el estrecho de Ormuz, bloqueando el paso de buques petroleros y afectando directamente el flujo de una quinta parte del crudo mundial. El cierre efectivo de esta vía estratégica influyó en la decisión de compradores y vendedores e incrementó la volatilidad en los precios internacionales.

La postura de Irán ante la presión internacional se mantuvo firme. Teherán rechazó una propuesta de alto el fuego presentada por Estados Unidos a través de Pakistán y exigió el fin permanente de la guerra como condición para reabrir el estrecho. Esta negativa endureció la crisis y prolongó el bloqueo sobre una de las rutas marítimas más relevantes para el comercio internacional de hidrocarburos.

Consecuencias económicas

Las consecuencias económicas de la situación en Ormuz se reflejaron rápidamente en las exportaciones de los países del golfo Pérsico. Las restricciones redujeron de forma abrupta los envíos de crudo, lo que generó una suba de los precios y beneficios inesperados para Irán, Omán y Arabia Saudita. Por el contrario, los países sin rutas de transporte alternativas sufrieron pérdidas de miles de millones de dólares, según un análisis de Reuters. La falta de alternativas logísticas dejó a varias economías expuestas y dependientes de la evolución del conflicto.

El comportamiento del mercado evidenció cambios significativos en la relación entre el WTI y el Brent. La prima del WTI sobre el Brent resultó inusual, ya que históricamente el crudo estadounidense cotizó con descuento. Este cambio respondió a la mayor demanda de entregas inmediatas en un contexto donde la incertidumbre sobre el suministro desde Oriente Medio condicionó las decisiones de compra. Refinerías de Asia y Europa aceleraron sus adquisiciones de crudo estadounidense para sustituir los flujos de la región afectada, lo que llevó las primas al contado del WTI a máximos históricos.

El conflicto también tuvo impacto en el plano diplomático. El Consejo de Seguridad de la ONU agendó una votación para una resolución orientada a proteger el transporte marítimo comercial en el estrecho de Ormuz. Sin embargo, la propuesta se presentó en una versión suavizada debido a la oposición de China, que cuenta con derecho de veto y rechazó autorizar el uso de la fuerza en la zona, según diplomáticos consultados por Reuters. Esta limitación influyó en las expectativas de resolución del conflicto a corto plazo.

Mientras tanto, la atención de los mercados se centró en la fecha límite establecida por Trump y en la respuesta de Irán. El mandatario estadounidense reiteró que la reapertura del paso marítimo era condición imprescindible para evitar ataques adicionales contra infraestructura crítica del país persa. Irán insistió en su negativa a aceptar soluciones temporales y exigió garantías de paz permanente antes de permitir nuevamente el tránsito de buques petroleros.

Las restricciones sobre el estrecho de Ormuz afectaron especialmente a los países que dependen exclusivamente de esta vía para exportar crudo. Aquellos sin rutas alternativas sufrieron caídas significativas en sus ingresos, mientras que Irán, al controlar el paso, mejoró su posición negociadora y obtuvo ventajas económicas inmediatas. Reuters indicó que países como Omán y Arabia Saudita lograron redirigir parte de sus exportaciones por rutas menos afectadas, aunque el impacto global se mantuvo elevado.

En paralelo, la prima al contado del crudo estadounidense alcanzó valores récord, ya que refinerías asiáticas y europeas buscaron activamente reemplazar los envíos de Oriente Medio. Esta tendencia consolidó la ventaja del WTI sobre el Brent y modificó los patrones tradicionales de comercio petrolero, con un impacto directo en los precios internacionales y en las estrategias de abastecimiento de las grandes refinerías.

La guerra en Medio Oriente impactó fuertemente los precios de la energía, el suministro global y las finanzas internacionales, afectando disparmente a diferentes regiones y países. Según el Fondo Monetario Internacional, los efectos varían mucho entre importadores y exportadores de energía y entre países con distintos niveles de ingreso y reservas.

En un documento elaborado por su economista jefe y varias departamentos internos, el Fondo marcó que se trata de “un nuevo shock global” que frena la recuperación de naciones que empezaban a estabilizarse tras crisis recientes. Las infraestructuras y los sectores productivos de los países directamente involucrados, dice, sufrieron daños de largo alcance, que complican sus perspectivas de crecimiento.

Los precios de la energía han sido el principal canal de transmisión, según la Agencia Internacional de Energía. El cierre parcial del estrecho de Ormuz y los daños a la infraestructura regional provocaron alteraciones sin precedentes en el mercado internacional del petróleo. Para los países que dependen de importar combustible, el aumento de los precios, dice el Fondo, equivale a la imposición de un impuesto sobre los ingresos nacionales.

Por regiones

En Asia y Europa, los principales importadores de energía soportan el mayor peso del encarecimiento de insumos y combustible. Cerca del 30% de la producción global de petróleo y el 20% del gas natural licuado (GNL) pasan por Ormuz, lo que expone especialmente a economías de África y Asia.

El aumento en los precios de la energía también pegó en regiones como Oriente Medio, África, Asia-Pacífico y América Latina, donde se combinan el alza de alimentos y los fertilizantes y un endurecimiento de condiciones financieras. Los países de bajos ingresos resultan especialmente vulnerables ante la inseguridad alimentaria y podrían requerir una mayor asistencia internacional, a pesar de la tendencia decreciente de ese tipo de ayuda.

El informe alerta sobre el riesgo de un escenario de incertidumbre prolongada, energía cara e inflación persistente y continuidad de tensiones geopolíticas

La situación se agrava por las perspectivas de inflación y menor crecimiento global. El FMI advierte que un conflicto breve puede provocar un aumento temporal de los precios del petróleo y el gas y uno prolongado mantendría elevados los precios de la energía, presionando aún más a los países importadores. El informe alerta sobre el riesgo de un escenario de incertidumbre prolongada, energía cara e inflación persistente y continuidad de tensiones geopolíticas.

En el plano fiscal, las economías importadoras de energía de África, Oriente Medio y América Latina, ya afectadas por limitaciones de reservas y espacio presupuestario, enfrentan costos crecientes de importación. En el caso de las principales economías manufactureras de Asia, el aumento en el precio del combustible reduce el poder adquisitivo y eleva los costos de producción y la presión sobre la balanza de pagos afecta el valor de sus monedas.

En Europa, la crisis revive la emergencia del gas de 2021-2022, en particular en países como Italia y Reino Unido, que dependen del gas para generar energía. Francia y España, con mayor capacidad de generación nuclear y renovable, están menos expuestas.

Los países exportadores de petróleo en Oriente Medio y partes de África y América Latina que mantienen sus rutas de comercialización activas pueden beneficiarse de la mejora en sus balances fiscales y externos. Sin embargo, matiza, algunos miembros del Consejo de Cooperación del Golfo vieron restringidas sus exportaciones, lo que añade incertidumbre y obstaculiza la inversión y el crecimiento, incluso después de la reanudación del tránsito.

Las cadenas de suministro globales también fueron alteradas profundamente. Las rutas de buques cisterna y contenedores deben desviarse, aumentando los costos de flete y seguro y retrasando entregas. El tráfico aéreo en los principales centros del Golfo sufrió interrupciones, dañó el turismo internacional y complejizó el comercio.

El impacto más grave

Además, cerca de un tercio de los fertilizantes globales circulan por el estrecho de Ormuz y la interrupción de estos envíos coincide con el inicio de la temporada de siembra en el hemisferio norte, lo que amenaza los rendimientos agrícolas y eleva los precios de los alimentos.

“Los habitantes de los países de ingreso bajo son quienes corren el mayor riesgo cuando suben los precios”, ya que los alimentos representan hasta el 36% del consumo en esas economías, comparado con el 20% en los mercados emergentes y el 9% en las economías avanzadas. Por esta razón, cualquier aumento en los precios de los fertilizantes y los alimentos puede derivar en problemas económicos y sociales, sobre todo donde los recursos fiscales para amortiguar el impacto son limitados", subraya un pasaje.

La industria manufacturera enfrenta riesgos de escasez y aumentos de precios de insumos clave. El Golfo es un proveedor importante de helio, esencial en la fabricación de semiconductores y equipos médicos. Indonesia, responsable de la mitad del suministro mundial de níquel, podría tener problemas para conseguir azufre, necesario para procesar el metal. Las economías de África Oriental dependen de los vínculos comerciales y las remesas de los países del Golfo, lo que implica una posible caída en la demanda de sus exportaciones de servicios y menos recursos provenientes del exterior.

Si los precios de la energía y los alimentos persisten en niveles elevados, la inflación global tenderá al alza. El FMI recuerda que el encarecimiento sostenido del petróleo ha empujado históricamente la inflación y restringido el crecimiento. Con el tiempo, el aumento en el costo del transporte y los insumos termina reflejándose en los precios de bienes manufacturados y servicios. Esto podría iniciar una nueva ronda de presiones inflacionarias, especialmente en países que apenas comenzaban a acercarse a sus metas de inflación y en aquellos con una inflación más persistente.

Inflación por región

El panorama inflacionario varía según la región. En Asia y zonas de América Latina, donde la inflación se mantuvo baja durante el último tiempo, la subida de los precios de la energía y los alimentos pondrá a prueba la estabilidad de las expectativas. En Europa, un nuevo repunte de los precios energéticos intensificaría la crisis del costo de vida y podría alentar demandas salariales más firmes. En África, Oriente Medio y América Central, donde los alimentos absorben una gran parte del ingreso, el encarecimiento tiene un impacto social y económico considerable.

Según el FMI, “si las personas y las empresas en cualquiera de estas regiones temen que la inflación se mantenga alta por más tiempo, es posible que trasladen esta percepción a los salarios y los precios, lo que haría más difícil contener el shock sin provocar una mayor desaceleración”.

En los mercados financieros, la guerra ha generado volatilidad y endurecimiento de las condiciones de financiamiento. Las cotizaciones bursátiles globales bajaron, los rendimientos de los bonos aumentaron en las principales economías avanzadas y en muchos mercados emergentes, y la volatilidad se intensificó. El FMI detalló que, aunque hasta ahora se ha evitado una liquidación masiva similar a crisis anteriores, las condiciones financieras se han tornado más restrictivas a escala mundial.

El impacto también resulta desigual en el ámbito financiero. En Europa y varios mercados emergentes, el aumento de los rendimientos y la ampliación de los diferenciales de crédito incrementan la carga de la deuda y dificultan el acceso a financiamiento tanto para gobiernos como para empresas. En África subsahariana y algunas economías de Oriente Medio y Asia Meridional, las reservas limitadas y el acceso restringido a los mercados agudizan la vulnerabilidad frente a shocks externos, ya que el aumento del costo de las importaciones de energía y alimentos agrava los déficits comerciales y presiona las monedas.

Por su parte, las economías avanzadas con mercados de capital sólidos y algunos exportadores de materias primas con amplias reservas, como Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos, Brasil y Ecuador, cuentan con mejores herramientas para enfrentar la volatilidad del mercado, aunque tampoco son inmunes al incremento de las primas de riesgo.

El FMI explica que estos canales de transmisión muestran por qué las consecuencias económicas de la guerra son de alcance global y al mismo tiempo extremadamente desiguales. Algunos países obtienen beneficios extraordinarios por los términos de intercambio, mientras otros padecen presiones en la balanza de pagos y un agravamiento de la crisis del costo de vida. Todo esto se produce en un contexto de alta fragilidad, donde muchas economías ya enfrentaban niveles de endeudamiento récord y dudas sobre la sostenibilidad fiscal.

Medidas a medida

En este escenario, el organismo destaca la importancia de que los países adopten políticas calibradas según sus necesidades específicas, en especial aquellos que disponen de reservas limitadas y poco margen fiscal.

El FMI ha intensificado su apoyo a los miembros más expuestos, mediante asesoramiento en política económica, fortalecimiento de capacidades y, cuando corresponde, asistencia financiera. Como resumió la directora gerente del FMI, Kristalina Georgieva: “En un mundo incierto, son cada vez más los países que necesitan nuestro apoyo. Estamos aquí para ayudarlos”.

Las empresas navieras de Grecia, los Emiratos Árabes Unidos y China son las más afectadas por el cierre del estrecho de Ormuz, según datos de Bloomberg y de organizaciones de tráfico marítimo.

Alrededor de 670 buques de carga enviaron señales desde el oeste del estrecho de Ormuz durante el último día, de los cuales 120 pertenecían a empresas de los cercanos Emiratos Árabes Unidos, lo que representa alrededor del 18 % del total.

La guerra estalló el 28 de febrero cuando Estados Unidos e Israel lanzaron ataques contra Irán, lo que desencadenó ataques de represalia en toda la región, con las fuerzas de Teherán apuntando a esta crucial vía marítima.

Las cifras podrían subestimar los totales reales, ya que es posible que algunos buques hayan apagado sus transpondedores.

Grecia

Después de los Emiratos Árabes Unidos, el siguiente en la lista es Grecia: sus empresas cuentan con al menos 75 buques de carga que se encuentran en el estrecho desde el inicio de la guerra, alrededor del 12 % del total.

De esos buques, unos 30 son petroleros o gaseros, según un análisis de datos de Bloomberg, que recopila información de diversas organizaciones.

China

Los países asiáticos se han visto muy afectados por el cierre.

Las empresas chinas cuentan con 74 buques de carga en la zona, 25 de los cuales son petroleros y gaseros. El resto son buques de carga seca a granel, como los portacontenedores.

Japón

Las empresas japonesas tienen al menos 23 buques de petróleo y gas y 16 buques de carga seca en el estrecho.

Además, 25 buques de Hong Kong —13 de petróleo y gas, 12 de carga seca— también se encuentran en la región.

India

Las empresas con sede en la India cuentan con 24 buques de petróleo y gas en la zona.

Las empresas de Singapur y Corea del Sur también se han visto afectadas, con 29 y 22 buques de mercancías, respectivamente, atascados desde que comenzó la guerra.

Vietnam tiene tres grandes buques de transporte de gas en la zona.

Petróleo y gas

Alrededor de 50 superpetroleros (VLCC) parecen estar varados, junto con 11 supergaseros.

Corea del Sur cuenta con siete de los VLCC, las empresas de China y Japón cuentan con seis cada una, y Grecia con cinco.

Buques vinculados a Irán

De las 225 travesías realizadas por buques de carga desde el inicio de la guerra, más de 40 fueron de buques iraníes, según datos de la empresa de inteligencia marítima Kpler.

Otras 60 fueron de buques que no enarbolan pabellón ni son propiedad directa de Irán, pero que están sancionados por Estados Unidos en el marco de su programa sobre Irán.

Travesías griegas y chinas

Unas 35 travesías han sido realizadas por buques de propiedad griega, incluidas ocho de una sola empresa, Dynacom Tankers Management Ltd.

Al menos 20 buques afiliados a China y 13 vinculados a la India han realizado el trayecto.

Algunos buques parecen haber cruzado el estrecho a través de un sistema de verificación en el que Irán concede paso seguro a ciertos buques de países amigos.

Buques estadounidenses en el punto de mira

Cientos de buques parecen estar esperando a que pase la guerra, dados los altísimos costos de los seguros y el peligro para la vida y la carga.

De los buques en la zona que informaron de ataques o actividades sospechosas, alrededor de la mitad estaban vinculados a Europa o a Estados Unidos, según el Servicio de Operaciones de Comercio Marítimo del Reino Unido y la información sobre la propiedad disponible públicamente.

(Con información de AFP)