El régimen cubano permitirá a partir de agosto la extracción de petróleo y gas natural a empresas privadas nacionales y extranjeras, aunque con condiciones, mientras que autorizará la gran minería solo “mediante asociación económica e inversión extranjera”.

La Gaceta Oficial de la República recoge este martes un decreto del Consejo de Ministros que reordena las actividades económicas permitidas para cada tipo de actor (empresas estatales, pequeñas privadas cubanas, extranjeras y cuentapropistas) y, según lo anunciado en el paquete de reformas aprobado en junio pasado, amplía los ámbitos de actividad para el sector privado.

Hasta ahora las actividades prohibidas para el sector privado eran 125 y, con la nueva normativa, 46 de ellas quedan eliminadas y autorizadas sin restricciones, mientras que en otras 35 se flexibilizan sus condiciones de operación o se abren nuevas facetas dentro de ellas.

Estas medidas referidas al modelo de gestión de los actores económicos estatales y privados forman parte del paquete de 176 reformas económicas y sociales aprobadas por el régimen cubano este junio con el fin de liberalizar y descentralizar la economía, en medio de una profunda crisis y tensiones con Estados Unidos.

Entre los cambios más sensibles a nivel económico destaca que la extracción de crudo y gas natural solo se permitirá mediante concesión administrativa para “asociación económica y empresas mixtas nacionales y las modalidades de inversión extranjera”.

Las micro, pequeñas y medianas empresas (mipymes) podrán asimismo, tras una autorización condicionada y con un socio estatal, explotar gasolineras.

También se abre al sector privado la transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, con autorización previa, según el decreto publicado en la Gaceta Oficial de la República.

La fabricación de sustancias químicas y de productos farmacéuticos será “autorizable o condicionada”, con los correspondientes permisos y algunas restricciones.

Las mipymes cubanas —actualmente más de 15.600 aprobadas— podrán fabricar y ensamblar ciclomotores, motocicletas, triciclos, remolques y semirremolques, previa certificación técnica.

Además se autoriza la explotación de terminales, estaciones ferroviarias, carreteras, peajes, puentes y túneles “mediante concesión administrativa, arrendamiento y demás derechos reales sobre activos estatales”.

La lista de sectores prohibidos se reduce de esta manera de forma significativa, pero incluye sectores como la defensa, la educación formal, la seguridad, las telecomunicaciones, el periodismo, la publicación de periódicos, libros y revistas, el comercio mayorista y el transporte marítimo internacional, de crucero y turístico.

Las farmacias, novedad en salud

En el sector de la salud pública, la atención médica sigue sin estar permitida para los actores económicos no estatales y la actividad profesional y técnica en los servicios de salud “sigue estando regulada estatalmente”.

Pero la novedad será que se permitirá la gestión de los servicios farmacéuticos a mipymes, cooperativas no agropecuarias y empresas privadas, aunque los participantes deberán cumplir determinados requisitos establecidos por el Ministerio de Salud Pública como locales adecuados, personal cualificado, licencia operativa y medicamentos con registro sanitario.

La presidenta del Instituto Nacional de Actores Económicos No Estatales, Lázara López Acea, argumentó que las nuevas medidas “no están yendo a la privatización de la economía”, porque la empresa estatal socialista mantiene su “papel fundamental”, y agregó lo que se está dando es “más participación a los actores económicos no estatales”.

Las reformas llegan en un contexto en el que la economía cubana se ha contraído un 15% entre 2020 y 2025 por la combinación de la pandemia, el endurecimiento de las sanciones estadounidenses y las fallidas políticas internas en materia monetaria y económica.

A ello se suma desde enero la presión del Gobierno de EEUU, que exige cambios políticos y económicos profundos, con un cerco petrolero y una serie de sanciones adicionales reforzadas contra sectores vitales y que también afectan directamente a entidades extranjeras.

Con el arranque del octavo mes del año, los hogares argentinos vuelven a enfrentar una nueva ronda de ajustes que alcanza a distintos rubros del gasto cotidiano. Transporte, alquileres, colegios privados, tarifas de gas y medicina prepaga forman parte de la lista de incrementos que entrarán en vigencia a partir de agosto.

Transporte y peajes

El boleto de colectivo en la Ciudad de Buenos Aires y en la provincia de Buenos Aires subirá 3,9% mensual desde el 1° de agosto. El porcentaje surge de tomar el último dato de inflación publicado por el Indec, que en junio fue de 1,9%, y sumarle dos puntos porcentuales adicionales. Con este ajuste, la tarifa mínima de colectivo en la Ciudad pasará a $853,01, mientras que en el conurbano bonaerense el valor para el tramo de entre 0 y 3 kilómetros llegará a $1.105,48. El subte porteño tendrá el mismo incremento de 3,9% y su tarifa quedará en $1.685,26.

La misma fórmula rige para los peajes de las autopistas de la Ciudad de Buenos Aires, que también aumentarán 3,9% desde el 1° de agosto. En la Autopista Alberti, el valor para autos pasará a $1.488,91 en horario no pico y a $1.880,43 en hora pico. En las autopistas 25 de Mayo y Perito Moreno, las tarifas quedarán en $4.701,49 fuera de la hora pico y en $6.662,77 durante ese horario. En la Autopista Illia, el valor ascenderá a $1.958,75 en horario regular y a $2.769,96 en hora pico.

Colegios privados

En la provincia de Buenos Aires, los aranceles de los colegios privados subirán 8,1% de manera escalonada, con un 5,5% en agosto y un 2,5% adicional en septiembre. El ajuste alcanza a cerca de 1,2 millones de alumnos que asisten a establecimientos privados en el territorio bonaerense.

En el nivel primario, los valores de agosto irán de $37.150, para las instituciones con 100% de subsidio estatal, hasta $167.990, en el caso de los colegios con 40% de subsidio. En septiembre, tras el segundo tramo del aumento, esos montos pasarán a un rango de entre $38.070 y $172.180.

Alquileres

El valor de los alquileres también sufrirá ajustes en agosto, aunque con dos esquemas diferentes según la fecha de firma del contrato. Los contratos firmados bajo la Ley de Alquileres, es decir hasta el 17 de octubre de 2023, se actualizan según el Índice para Contratos de Locación (ICL), y en agosto tendrán una suba interanual de 31,52%.

En tanto, los contratos celebrados bajo la Ley 27.737, entre el 18 de octubre y el 29 de diciembre de 2023, ajustan a través de la fórmula de Casa Propia, con un incremento que en este caso rondará el 36%.

Los contratos más recientes rigen por por el criterio de “libertad de contratación”, por lo que los aumentos varían de acuerdo a los convenido entre las partes en cada caso.

Servicios de gas y agua

El Gobierno nacional pondrá en marcha un nuevo esquema para actualizar las tarifas del servicio de gas, oficializado a través de la resolución 167/2026. El mecanismo se denomina Diferencia Diaria Acumulada (DDA) y reemplaza al sistema anterior, que aplicaba el ajuste una vez en la temporada de verano y otra en la de invierno. Con el cambio, la actualización pasará a realizarse cada dos meses. Esta modificación regirá durante toda la emergencia energética, que se extiende hasta fines de 2027, y tiene como objetivo evitar que en los meses de mayor consumo coincidan varios incrementos al mismo tiempo.

A esta lista de ajustes se suma el de las tarifas de agua y cloacas que presta AySA en la Ciudad de Buenos Aires y en el conurbano bonaerense. El Ente Regulador de Agua y Saneamiento (ERAS) rechazó un pedido de la empresa para aplicar un recupero tarifario adicional del 1% mensual a partir de septiembre, pero confirmó que en agosto el incremento mensual efectivo del servicio será del 3%, en línea con el tope vigente desde mayo.

La medida quedó formalizada a través de la Resolución 24/2026 del ERAS y se calcula sobre el Coeficiente de Modificación K de julio, fijado en 2206,0871. A partir de septiembre, ese piso del 3% dejará de regir y las tarifas volverán a ajustarse mensualmente según la fórmula de actualización aprobada originalmente en 2024. Se mantienen, además, los beneficios vigentes para los usuarios de la Tarifa Social y el descuento del 15% para las zonas con coeficientes zonales más bajos.

Las subas de las prepagas

Las principales empresas de medicina prepaga confirmaron subas de hasta 2,1% para agosto. Cabe recordar, que desde julio de 2025 las compañías están obligadas a informar mes a mes los valores vigentes de sus planes a la Superintendencia de Servicios de Salud (SSS).

En esta oportunidad, los aumentos ya comunicados incluyen a firmas como OSDE, Avalian y Sancor Salud, que aplicarán un incremento del 1,9% en el octavo mes del año. En tanto, Swiss Medical trasladará una suba de 1,8%, y Galeno aplicará un aumento del 2,1%.

El Gobierno modificó la forma en la que se actualizarán los aumentos o bajas en el precio del gas que pagan los usuarios en las facturas. Desde agosto de 2026, los ajustes que antes se hacían por estación del año pasarán a realizarse cada dos meses, con el objetivo de que las facturas no sufran saltos bruscos y sean más predecibles.

Esta modificación regirá durante toda la emergencia energética, que se extiende hasta fines de 2027, y busca evitar que en los meses de mayor consumo coincidan varios incrementos a la vez.

El Ministerio de Economía dispuso la modificación de la frecuencia con la que se calculan e incorporan las Diferencias Diarias Acumuladas (DDA) en el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) para los usuarios residenciales e industriales.

La medida, oficializada por la Secretaría de Energía a través de la Resolución 167/2026, entrará en vigencia desde agosto y se mantendrá durante la emergencia energética, que rige hasta el 31 de diciembre de 2027. Según explicó la cartera económica, el objetivo central es dotar de mayor previsibilidad y gradualidad a la evolución de los cuadros tarifarios, en un contexto de variabilidad de precios y consumo.

De acuerdo con la documentación oficial, el nuevo esquema abandona el viejo sistema de ajuste estacional y establece que las DDA pasarán a calcularse e incorporarse cada dos meses. Hasta ahora, esos ajustes se realizaban coincidiendo con los cambios de estación, lo que podía generar que en los meses de mayor consumo, como el invierno, se produjera un efecto combinado de aumento en la demanda y suba del precio del gas.

De acuerdo a la explicación brindada por el Palacio de Hacienda, la intención es “evitar el doble efecto estacional” y distribuir de manera más uniforme los aumentos, para que el impacto sobre los usuarios sea menos brusco.

El nuevo marco fue detallado por Energía en la Resolución 167/2026, que cita antecedentes legislativos como la Ley 24.076 y diversos decretos que regulan la actividad gasífera desde la década del noventa. Según informó la cartera, la medida se implementará inicialmente a través del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), que aplicará los nuevos criterios en los cuadros tarifarios de agosto. Allí se realizará la determinación inicial bajo este esquema, que apunta a una mayor estabilidad en el costo final que pagan hogares y empresas.

La emergencia energética, declarada en diciembre de 2023 y extendida hasta fines de 2027, habilita al Estado a dictar resoluciones extraordinarias para asegurar el abastecimiento y la sustentabilidad financiera del sistema.

Energía argumentó que los cambios estructurales en el sector gasífero, la evolución de las cuencas productivas y la incorporación de nuevas obras al sistema de transporte obligan a ajustar la administración de los mecanismos tarifarios. “Las prestadoras del servicio de distribución asumirán la gestión de compra de gas sin intervención de autoridades públicas”, detalla la resolución, en línea con el propósito de agilizar y flexibilizar la operatoria en un contexto de demanda dinámica.

El mecanismo de las Diferencias Diarias Acumuladas permite ajustar las tarifas trasladando a los usuarios los cambios en el precio del gas adquirido por las distribuidoras, sin generar ganancias o pérdidas para las empresas de transporte y distribución. De acuerdo con la reglamentación vigente, la periodicidad del cálculo de las DDA era estacional. Ahora, bajo el nuevo esquema, ese cálculo será bimestral. “Este cambio de frecuencia no altera el mecanismo de fondo, solo su ritmo de actualización”, indica la explicación oficial brindada por Economía.

En tal sentido, las DDA son una herramienta que sirve para ajustar el precio del gas que pagan los usuarios, sumando o restando los cambios que hubo en el costo del gas efectivamente comprado por las empresas. Es decir, si el precio sube para las distribuidoras, esa diferencia se acumula y luego se traslada a la factura de los hogares y empresas. Por el contrario, si el fluido baja, las distribuidoras deben devolver el excedente.

Entre los fundamentos de la medida, se destaca la necesidad de “evitar que el pago a realizar por los usuarios se vea afectado por un doble efecto estacional: el aumento en las cantidades demandadas y la simultánea suba del precio del gas durante el invierno”. Este principio busca que la facturación sea más predecible y que los incrementos no se concentren en los meses de mayor impacto sobre los hogares.

El ajuste bimestral de las DDA se aplicará a partir de los nuevos cuadros tarifarios de agosto de 2026, conforme a lo dispuesto en la resolución. El Enargas tiene la responsabilidad de adecuar sus procedimientos para cumplir con la nueva normativa. Al respecto, el Ministerio de Economía aclaró que el mecanismo de estimación y ajuste de precios, que ya funcionaba para contrastar las previsiones iniciales con la ejecución real de los contratos de las distribuidoras, no sufrirá cambios en su lógica de funcionamiento.

El contexto internacional, marcado por volatilidad en los precios y necesidad de asegurar los flujos financieros para inversiones y compromisos de servicio, también fue considerado en la disposición oficial. La Secretaría de Energía señala que la medida permitirá sostener la cadena de pagos y la viabilidad de nuevas inversiones en el sistema de transporte y distribución de gas natural.

“La periodicidad bimestral en la consideración de las DDA permitirá sostener los principios de gradualidad y previsibilidad, evitando ajustes significativos derivados de plazos más extensos”, señala el texto oficial. El esquema, según la Secretaría de Energía, busca que la evolución de las tarifas acompañe de manera más estable la realidad de los costos del gas, la demanda y las condiciones del mercado.

Neuquén concretó una emisión internacional de deuda por USD 500 millones de dólares a una tasa de 7,35% anual, marcando su regreso a los mercados globales después de nueve años.

La operación, realizada con una vida media de siete años, posicionó a la provincia como la jurisdicción argentina que obtuvo la menor tasa de financiamiento desde el retorno de los gobiernos regionales a los mercados globales.

De acuerdo a lo informado por la gestión de Rolando Figueroa, los fondos obtenidos se destinarán a “acelerar el plan de infraestructura que acompaña a la expansión económica impulsada por Vaca Muerta, el crecimiento de la producción energética y el desarrollo del Gas Natural Licuado (GNL)”.

Esta colocación de bonos subsoberanos representa la primera emisión internacional de la provincia bajo la modalidad de “new money” desde abril de 2017.

El proceso de colocación incluyó un roadshow virtual de tres días, donde funcionarios provinciales mantuvieron reuniones con más de 30 inversores internacionales y más de 170 inversores locales. El gobierno provincial destacó que la demanda superó ampliamente el monto ofrecido: “Se recibieron ofertas por más del doble del monto que la provincia pretendía colocar”.

La administración de Figueroa remarcó que la operación “permitió obtener la menor tasa de financiamiento alcanzada por una jurisdicción provincial argentina desde el regreso de las provincias al mercado internacional”.

La estrategia oficial apunta a fortalecer la infraestructura necesaria para sostener una etapa de crecimiento económico. El comunicado oficial subrayó que el desarrollo de Vaca Muerta, junto con la duplicación de la producción de petróleo y el incremento cercano al 50% en la producción de gas previstos para 2030, “modificarán la escala de la economía neuquina y consolidarán a la provincia como uno de los principales polos energéticos del hemisferio”. El avance de la infraestructura energética, la construcción de nuevos oleoductos y gasoductos y el desarrollo del GNL forman parte de este proceso.

Según el gobierno neuquino, los recursos obtenidos por la colocación internacional financiarán nuevas rutas, hospitales, escuelas, redes de agua, viviendas y obras de conectividad, además de infraestructura energética, para “sostener ese desarrollo sin generar cuellos de botella”.

El esquema de pagos de la nueva deuda contempla amortizaciones anuales equivalentes a un tercio del capital en los años 2032, 2033 y 2034, con una opción de recompra (“call”) a la par en 2031. De acuerdo al documento oficial, “esa cláusula permitirá que, llegado ese momento, la Provincia evalúe cuál es la alternativa más conveniente para los intereses de los neuquinos”.

El comunicado destaca un cambio en la administración de los recursos públicos. Se plantea que, “mientras históricamente muchas emisiones de deuda estuvieron asociadas a cubrir déficits o atender necesidades de corto plazo, Neuquén utiliza el financiamiento como una herramienta para potenciar el desarrollo futuro, preservando al mismo tiempo el equilibrio de las cuentas públicas”.

Respecto al perfil de la deuda, el comunicado informa que “como resultado del ordenamiento de las cuentas públicas y de la reducción sostenida del peso de la deuda, para 2032 los compromisos financieros de Neuquén representarán menos de un tercio de la carga actual”. Este perfil de vencimientos, consideran las autoridades provinciales, “fortalece la sostenibilidad fiscal, amplía el margen para continuar invirtiendo y mejora la capacidad de la Provincia para afrontar los desafíos de una economía en plena expansión”.

La operación, según el gobierno neuquino, “ratifica un modelo de gestión basado en el equilibrio fiscal, la planificación de largo plazo y la inversión estratégica, transformando el financiamiento en una herramienta para acompañar el crecimiento y convertir la oportunidad histórica que representa Vaca Muerta en más infraestructura, más desarrollo y una mejor calidad de vida para todos los neuquinos”.

Cinco grupos empresarios presentaron este jueves sus propuestas económicas para quedarse con el 70% de Metrogas, hoy en manos de YPF. Según pudo confirmar Infobae, el plazo venció hoy y la petrolera estatal, asesorada por el banco Citi, ingresa a la etapa más delicada del proceso: no solo revisará cuál es la oferta más alta, sino cuál tiene detrás una estructura de financiamiento que pueda sostenerse hasta el cierre de la operación.

El paquete en juego podría valer USD 560 millones, dentro de una valuación total de la distribuidora cercana a los 800 millones de dólares. Quien se quede con ese bloque accionario deberá además lanzar una oferta pública de adquisición (OPA) por el resto de las acciones, repartidas entre la Anses (8%), el capital que cotiza en la Bolsa porteña (13%) y la porción que ya tiene el empresario José Luis Manzano (9,23%) a través de su vehículo de inversión Integra Capital.

Los cinco finalistas son:

• Central Puerto—la principal generadora eléctrica del país, controlada por los empresarios Guillermo Reca, la familia Miguens-Bemberg y Eduardo Escassany— en sociedad con Ecogas, distribuidora de gas cuyo grupo de control comparten esos mismos accionistas junto a Ronaldo Strazzolini y Gonzalo Pérès Moore.
• Andina, el vehículo de Manzano, que ya tiene presencia en Metrogas a través de Integra Gas Distribution.
• MSU Energy, del empresario Manuel Santos Uribelarrea.
• Grupo Pierri, del empresario y exdiputado justicialista Alberto Pierri, dueño de Telecentro.
• Litoral Gas, distribuidora del centro y norte de la provincia de Buenos Aires cuyo capital comparten Grupo Sofía y Tecpetrol, la petrolera del Grupo Techint.

La lista tuvo un movimiento de último momento. Neuss Capital, el consorcio que lideraba Germán Neuss junto a Mubadala Capital —el brazo inversor del fondo soberano de Abu Dabi— y la española SIA Capital, no llegó a esta instancia con una propuesta económica. En su lugar se sumó Litoral Gas, que no figuraba entre los cinco que habían avanzado a la etapa de auditoría.

El proceso arrancó en abril con 13 compañías interesadas que presentaron ofertas no vinculantes. Ese universo se redujo a nueve tras una primera selección y luego a cinco en la etapa de due diligence, cuando los candidatos accedieron a la información financiera más sensible de la compañía y mantuvieron entrevistas con gerentes y técnicos de Metrogas.

Los cinco finalistas

Dos de los grupos que llegaron a la definición tienen actividad en generación eléctrica y apuntan a combinar ese negocio con la distribución de gas. Central Puerto y Ecogas conforman el consorcio más experimentado del sector: la primera es la mayor generadora privada del país, mientras que Ecogas ya opera redes de distribución en varias provincias.

MSU Energy, por su parte, opera siete centrales térmicas y tiene negocios en parques solares y almacenamiento con baterías. Este año amplió su presencia en el sector eléctrico con la adquisición de las hidroeléctricas Chocón-Arroyito. Su cabeza visible, Santos Uribelarrea, proviene de una familia con raíces en el agro pampeano.

Andina, el vehículo de Manzano, llega a esta instancia con una ventaja particular: ya es accionista de Metrogas con el 9,23% del capital a través de Integra Gas Distribution. El exministro del Interior acumula posiciones en varios segmentos del sector energético: es uno de los dueños de Edenor, la distribuidora eléctrica más grande del país, y en junio participó de la compra de las 894 estaciones de servicio Shell en Argentina, una operación valuada en USD 1.420 millones liderada por el fondo suizo Mercuria Energy Group, socio de su grupo inversor Integra Capital en la petrolera Phoenix Global Resources.

Grupo Pierri suma a la lista a uno de los empresarios más discretos del mundo de los negocios argentinos. Pierri, exdiputado nacional y expresidente de la Cámara de Diputados durante una década en los años ’90, construyó su holding a partir de tres plantas papeleras y luego diversificó hacia las telecomunicaciones con la fundación de Telecentro, operador de internet y cable con presencia en Capital Federal y el Gran Buenos Aires. El grupo también tiene participación en el canal de noticias Canal 26.

La definición no depende solo del número

Según pudo saber Infobae, la decisión no recaerá únicamente sobre la cifra que cada grupo depositó sobre la mesa. La estructura de pagos y el respaldo financiero detrás de cada propuesta tendrán tanto peso como el monto ofrecido. El objetivo es evitar ofertas infladas que después no puedan concretarse.

En las próximas semanas se analizará si las propuestas cumplen con los requisitos fijados en el proceso. Solo las que superen ese filtro entrarán en la comparación final. La expectativa es tener un panorama claro hacia mediados de agosto.

El atractivo de Metrogas para los compradores no es solo estratégico. La distribuidora, que abastece a más de 2,4 millones de clientes en toda la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y 11 partidos del sur y sudoeste del Gran Buenos Aires, repartió en julio dividendos por $100.000 millones —unos USD 66 millones al tipo de cambio oficial—. Fue la primera distribución de utilidades desde noviembre de 2001, cuando la crisis económica interrumpió esa práctica por más de dos décadas.

A la variable financiera se suma una definición regulatoria que todavía no llegó. La licencia de Metrogas, vigente desde hace 35 años, vence en diciembre de 2027. El Enargas ya elevó al Poder Ejecutivo su recomendación para extenderla por 20 años, hasta 2047, como habilita la Ley Bases, pero la resolución sigue pendiente. Para los oferentes, esa definición condiciona la previsibilidad de ingresos del negocio que están dispuestos a comprar.

La venta de Metrogas se inscribe en el Plan 4x4 de YPF, la hoja de ruta del presidente de la compañía, Horacio Marín, que apunta a la focalización en shale —con Vaca Muerta como eje central— y a la salida de activos considerados no estratégicos. Bajo esa misma lógica, YPF completó en diciembre de 2025 la venta de Profertil, la principal productora de urea del país, en una operación valuada en USD 1.200 millones que terminó en manos de Adecoagro y la Asociación de Cooperativas Argentinas (ACA).

Con el superávit energético en su nivel más alto en décadas, la Secretaría de Energía aprobó este miércoles un nuevo procedimiento para la exportación de hidrocarburos líquidos y sus derivados. La medida se publicó en el Boletín Oficial bajo la Resolución 166/2026, elimina la oferta previa obligatoria en el mercado interno que regía desde 2017, reemplaza tres resoluciones dispersas —algunas con más de tres décadas de vigencia— por un único marco normativo y crea el Registro de Operaciones de Exportación.

La nueva resolución apunta a remover los obstáculos administrativos que frenaban la salida de esos volúmenes al exterior. Hasta ahora, el exportador debía publicar una oferta de venta del producto en el mercado interno, dirigida a toda la cadena comercial, antes de tramitar la autorización de exportación.

El mecanismo, extendido en 2023 a las exportaciones de crudo por oleoductos transfronterizos, generaba pasos burocráticos sin cumplir eficazmente su objetivo original de garantizar el abastecimiento doméstico. Una resolución de 1994 sumaba, además, la exigencia de información ya reportada por otras vías, con la consecuente duplicación de trámites.

El nuevo esquema reemplaza la oferta previa por un sistema de notificación: el exportador deberá informar la operación y la Secretaría dispondrá de 30 días para formular objeciones con fundamento técnico o económico vinculado a la seguridad de suministro. Vencido ese plazo sin objeción, la exportación quedará habilitada de pleno derecho.

Los productos alcanzados incluyen petróleo crudo, gasolinas, gasoil, propano, butano y gas licuado de petróleo (GLP), y la Secretaría podrá ajustar ese listado según las condiciones del mercado interno. La medida se enmarca en los principios de libre mercado establecidos por la Ley Bases (N° 27.742) y el Decreto 70/2023, que reconocen a productores y comercializadores el derecho a exportar libremente los hidrocarburos que extraen.

El récord que empuja la desregulación

El anuncio llega en un año récord para el sector. Según el último informe de Intercambio Comercial Argentino (ICA) que publicó el lunes el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec), la balanza comercial de combustibles y energía acumuló en el primer semestre de 2026 un superávit de USD 5.076 millones, un salto del 61,7% frente a los USD 3.139 millones del mismo período de 2025. Las exportaciones del sector totalizaron USD 6.594 millones, con un alza del 42,5% interanual, mientras las importaciones se mantuvieron en USD 1.518 millones.

El motor principal de ese crecimiento fue Vaca Muerta. El aumento del saldo exportador no respondió principalmente a la suba de precios internacionales —aunque el conflicto en Medio Oriente aportó como factor secundario—, sino al incremento sostenido de la producción. “Vaca Muerta produce más, y eso es lo que mueve el negocio”, señalaron fuentes del sector al Infobae.

En este escenario, el petróleo crudo lideró el avance: los despachos de aceites crudos crecieron 47,7% en el semestre y acumularon USD 4.693 millones, el 71,2% del total exportado por el rubro. Le siguieron las naftas (USD 346 millones, con u alza del 41,5%), los butanos licuados (USD 231 millones, creció 37,3%) y el propano licuado (USD 177 millones, subió 23 por ciento).

La trayectoria del primer semestre anticipa números sin precedentes para el cierre del año. Las proyecciones del sector apuntan a exportaciones de combustibles y energía en torno a los USD 11.300 millones en 2026, con un precio promedio del barril de Brent estimado en USD 82, lo que llevaría la balanza energética anual por encima de los USD 12.000 millones, muy por encima del récord de USD 7.815 millones registrado en 2025.

Un factor adicional podría acelerar ese crecimiento hacia fin de año. El oleoducto VMOS —que conectará la cuenca neuquina con la costa de Río Negro, desde Allen hasta Punta Colorada, a lo largo de casi 600 kilómetros— prevé su puesta en marcha para fines de 2026. El proyecto sumaría una evacuación adicional de 190.000 barriles diarios, con capacidad para alcanzar los 550.000. Para mediados de 2027, esa capacidad podría ubicarse en torno a los 390.000 barriles por día, con proyecciones de exportaciones energéticas anuales por encima de los USD 18.500 millones.

Cuando Pedro Sánchez aterrizó este lunes en Argel no solo ponía fin a seis años sin visitar el país magrebí. El presidente del Gobierno llegaba para cerrar una de las mayores crisis diplomáticas que España ha mantenido con Argelia en las últimas décadas y tratar de reforzar una relación que hoy vuelve a ser estratégica. No solo porque ambos países quieran recuperar la normalidad política tras el choque provocado por el Sáhara Occidental, sino porque Argelia se ha consolidado de nuevo como el principal proveedor de gas de España y el Ejecutivo quiere aprovechar el deshielo para impulsar la cooperación energética, económica y empresarial. Sin embargo, Moncloa no ha querido dar muchos detalles sobre este encuentro, que ha pasado más bien desapercibido en un día en el que los españoles celebraban por segunda vez que eran campeones del mundo.

La visita supone, en la práctica, la escenificación del fin de una crisis que comenzó en marzo de 2022, cuando el Gobierno español dio un giro histórico a su política sobre el Sáhara Occidental. Después de casi medio siglo defendiendo una posición de neutralidad, Sánchez trasladó al rey Mohamed VI de Marruecos que España consideraba el plan marroquí de autonomía para el territorio como la propuesta “más seria, creíble y realista” para resolver el conflicto.

El movimiento alteró por completo el equilibrio diplomático que España había mantenido durante décadas entre Marruecos y Argelia. Mientras Rabat interpretó aquel respaldo como un cambio histórico en las relaciones bilaterales, Argel —principal apoyo internacional del Frente Polisario— lo recibió como una ruptura de la confianza con uno de sus principales socios europeos.

La reacción del Gobierno argelino fue inmediata. Retiró a su embajador en Madrid, suspendió el Tratado de Amistad, Buena Vecindad y Cooperación firmado con España en 2002 y congeló buena parte de las relaciones económicas y financieras entre ambos países. Durante meses, numerosas empresas españolas vieron paralizadas operaciones comerciales y proyectos de inversión, mientras la interlocución política quedaba reducida al mínimo. Sin embargo, hubo un ámbito que nunca llegó a romperse del todo: el energético.

El gas, el gran motivo por el que Argelia sigue siendo un socio imprescindible

Aunque la crisis diplomática afectó a prácticamente todos los ámbitos de la relación bilateral, el suministro de gas continuó funcionando con normalidad. Ni Argelia dejó de exportar gas a España ni el Gobierno español buscó prescindir de un proveedor que sigue siendo esencial para garantizar el abastecimiento energético del país. Ese dato ayuda a entender por qué el viaje de Sánchez tiene una importancia que va mucho más allá del plano político.

Argelia vuelve a ser el principal suministrador de gas de España. En lo que va de 2026, cerca del 34% del gas natural que importa el país procede del Estado magrebí, una cifra que lo sitúa por delante de cualquier otro proveedor y que devuelve a Argelia un protagonismo que había cedido temporalmente tras el estallido de la guerra de Ucrania, cuando Estados Unidos aumentó de forma considerable sus exportaciones de gas natural licuado hacia Europa.

Para España, mantener una buena relación con Argelia no es únicamente una cuestión diplomática. También responde a un interés estratégico. Gran parte del gas llega directamente a través del gasoducto Medgaz, que conecta los yacimientos argelinos con la costa de Almería sin necesidad de atravesar terceros países. Esa conexión convierte el suministro argelino en una vía especialmente estable y competitiva, además de reducir la dependencia del gas transportado por barco desde mercados más lejanos.

El objetivo del Gobierno pasa ahora por reforzar esa cooperación. La intención es aumentar tanto el gas que llega por Medgaz como las importaciones de gas natural licuado en buques metaneros, al tiempo que se abren nuevas vías de colaboración en sectores como las energías renovables, el hidrógeno verde o la transición energética.

No es casual, por tanto, que Sánchez haya viajado acompañado por la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Sara Aagesen. Tampoco lo es la presencia en Argel de representantes de Repsol, Naturgy, Moeve y Enagás, las cuatro grandes compañías españolas con intereses estratégicos en el mercado energético argelino. La composición de la delegación refleja que, además de una misión diplomática, el viaje tiene un marcado carácter económico.

El acercamiento no implica un cambio sobre el Sáhara

La recuperación de las relaciones entre Madrid y Argel no significa que alguno de los dos gobiernos haya modificado la posición que dio origen a la crisis. España mantiene su respaldo al plan marroquí de autonomía para el Sáhara Occidental, mientras que Argelia continúa defendiendo el derecho de autodeterminación del pueblo saharaui y respaldando al Frente Polisario. Las diferencias sobre este asunto siguen existiendo, pero ambas partes han optado por dejar de convertirlas en un obstáculo para el resto de la relación bilateral.

El proceso de deshielo comenzó a tomar forma el pasado mes de marzo, cuando el ministro de Asuntos Exteriores, José Manuel Albares, viajó a Argel. Aquel encuentro permitió desbloquear varios canales de diálogo y concluyó con el anuncio del presidente argelino, Abdelmayid Tebboune, de reactivar el Tratado de Amistad suspendido durante la crisis.

La visita de Sánchez supone un paso más en esa normalización. Durante su encuentro con Tebboune, ambos dirigentes anunciaron la celebración este otoño de la VIII Reunión de Alto Nivel (RAN), un mecanismo de diálogo bilateral que llevaba ocho años sin convocarse y que servirá para impulsar acuerdos en materia económica, energética, migratoria y de seguridad.

Durante la comparecencia conjunta, el presidente del Gobierno defendió la necesidad de reforzar la interlocución política entre ambos países. “Es fundamental reforzar el diálogo político entre España y Argelia. El diálogo es la base sobre la que se construye todo lo demás”, afirmó.

Sánchez definió además a Argelia como “un socio estratégico y, sobre todo, un país amigo” y aseguró que el Gobierno quiere acompañar a las empresas españolas en esta nueva etapa. “Estoy convencido de que en este nuevo impulso que estamos dando a las relaciones entre España y Argelia nuestro sector privado va a jugar un papel fundamental”, señaló.

Mucho más que una cuestión energética

Aunque el gas ha sido el gran protagonista del viaje, el Ejecutivo aspira a que la recuperación de las relaciones vaya mucho más allá del suministro energético. El Gobierno quiere recuperar el terreno perdido por las empresas españolas durante los años de crisis y ampliar la cooperación en sectores como la industria, las infraestructuras, la alimentación, los servicios, la innovación tecnológica y la digitalización. El objetivo también pasa por reducir el déficit comercial que España mantiene con Argelia y consolidar al país norteafricano como uno de sus principales socios económicos en el Mediterráneo.

A ello se suma el componente geopolítico. España considera a Argelia un actor clave para la estabilidad del norte de África y del Sahel, una región donde confluyen desafíos como el terrorismo yihadista, la presión migratoria o la competencia entre potencias internacionales. Sánchez defendió durante su visita que ambos países están llamados a actuar como puente entre Europa y África y subrayó que la cooperación resulta esencial para afrontar retos compartidos relacionados con la seguridad, la lucha contra el terrorismo, la gestión de los flujos migratorios o la emergencia climática.

Ese interés mutuo explica por qué, pese al profundo deterioro de las relaciones provocado por el Sáhara, ninguno de los dos países llegó a romper completamente los vínculos que los unen. Cuatro años después del inicio de la crisis, Madrid y Argel han optado por reconstruir una relación que consideran demasiado importante para seguir condicionada por un único desacuerdo político.

El Gobierno nacional puso en marcha un nuevo proceso para buscar gas y petróleo en el Mar Argentino. A través de un decreto publicado este miércoles en el Boletín Oficial, la Secretaría de Energía convocará un concurso internacional para adjudicar un permiso de exploración en el área CAN_200, un bloque de 5.000 kilómetros cuadrados ubicado en la Cuenca Argentina Norte, frente a las costas de Buenos Aires, entre Quequén y Mar del Plata.

La convocatoria apunta a medir el potencial energético de la Plataforma Continental Argentina y, ante un eventual hallazgo comercial, habilitar una futura concesión de explotación. La medida no implica un descubrimiento de petróleo o gas ni el inicio inmediato de una perforación, sino que lo que habilita es el procedimiento para seleccionar a la empresa que realizará los trabajos exploratorios y asumirá los costos del proyecto.

El área CAN_200 surgió de una manifestación de interés presentada el 14 de febrero de 2025 por Challenger Energy Group PLC, una compañía de exploración atlántica que cotiza en el mercado AIM de Londres y que propuso explorar ese bloque marítimo.

El antecedente en Mar del Plata

El bloque que ahora se licitará está en la misma gran región marina donde se desarrolló la última experiencia exploratoria frente a la costa bonaerense. En 2024, la noruega Equinor concluyó sin éxito la perforación del pozo exploratorio Argerich-1, a más de 300 kilómetros de Mar del Plata.

Ese antecedente es clave para entender el alcance del nuevo decreto. La exploración offshore no garantiza resultados positivos: primero se estudia el subsuelo, luego se perfora, y solo después de esa secuencia puede saberse si existe un yacimiento comercialmente explotable.

La discusión por la exploración del Mar Argentino tomó impulso en 2018, cuando durante el gobierno de Mauricio Macri se aprobó por decreto la licitación de las cuencas Argentina Norte, Austral Marina y Malvinas Oeste. A fines de 2021, el entonces Ministerio de Ambiente autorizó la exploración sísmica en sectores de la Cuenca Argentina Norte ubicados a unos 300 kilómetros de la costa de Mar del Plata y Bahía Blanca, en áreas vinculadas a YPF, Shell y Equinor.

Ese proceso abrió una controversia pública y ambiental de fuerte visibilidad en la costa atlántica. Hubo una audiencia pública consultiva en el partido de General Pueyrredón que se extendió durante semanas, y una de las organizaciones más activas en rechazo al proyecto fue Greenpeace.

Qué habilita el decreto y qué condiciones fija

Ahora, el nuevo decreto delega en la Secretaría de Energía no solo la convocatoria al concurso público internacional, sino también el otorgamiento del permiso de exploración y, eventualmente, de la concesión de explotación para quien resulte adjudicatario. También dispone que el pliego deberá fijar las condiciones del proceso y el esquema aplicable a las regalías.

El texto oficial establece que, ante producción efectiva, los concesionarios deberán pagar regalías sobre los hidrocarburos extraídos. La cartera energética deberá definir además las normas complementarias para el procedimiento y la fórmula de cálculo.

Para el Gobierno, la exploración costa afuera cumple una doble función: ampliar el conocimiento geológico sobre las cuencas marinas e incentivar inversiones de empresas con capacidad técnica y financiera. El decreto sostiene que estas tareas son necesarias para incrementar la producción y maximizar la renta de los recursos. El texto también remarca que distintas compañías internacionales manifestaron interés en explorar áreas offshore de la plataforma continental argentina.

La historia del offshore argentino y la apuesta de largo plazo

Más allá de la expectativa pública que despertó el caso Argerich, la actividad offshore en la Argentina no es nueva. De acuerdo con datos de YPF, la búsqueda de hidrocarburos en el mar argentino tiene 90 años de historia y ya se perforaron más de 187 pozos en el lecho marino del país, con hallazgos de interés y sin incidentes ambientales en esas operaciones.

De hecho, hoy, el 20% del gas que produce la Argentina proviene de yacimientos offshore del sur del país, donde ya operan proyectos en funcionamiento como Fénix, la iniciativa que desarrollan TotalEnergies, Wintershall y Pan American Energy en las costas de Tierra del Fuego. YPF, por su parte, posee seis bloques offshore en el Mar Argentino y uno en aguas de Uruguay, todos en etapa exploratoria.

La magnitud de lo que podría estar en juego explica la persistencia del interés oficial y empresarial. La propia YPF sostiene que el Mar Argentino tiene un potencial de decenas de billones de barriles de petróleo para investigar, recursos similares a los que el país posee en Vaca Muerta. Si esa estimación se confirmara en algún momento con perforaciones exitosas, el offshore dejaría de ser un complemento de la producción nacional para convertirse en un segundo pilar energético de escala equivalente al de la formación neuquina.

En una advertencia tanto para la industria energética como para los gobiernos, el Fondo Monetario Internacional (FMI) advirtió que el mercado global de petróleo absorbió el shock de la guerra en Medio Oriente, pero que los amortiguadores que evitaron una catástrofe energética “están prácticamente agotados”. Así lo señaló el organismo en un análisis que publicó este miércoles, en el que alertó que el mundo enfrenta hoy una posición más vulnerable ante cualquier nueva perturbación del suministro.

El conflicto que se desató en Medio Oriente a fines de febrero bloqueó efectivamente el estrecho de Ormuz, el punto de tránsito más angosto y más cargado de petróleo del planeta. Por ese canal circulaban unos 20 millones de barriles diarios de crudo y productos refinados, equivalentes a una quinta parte del consumo mundial. Para fines de mayo, más de 1.100 millones de barriles de crudo —unos 10 días de consumo global habitual— no habían llegado al mercado. El déficit, resaltó el organismo, superó al registrado en el shock petrolero de 1973, la guerra Irán-Irak y la Guerra del Golfo.

A pesar de la magnitud del corte, los precios del crudo se estabilizaron en una franja de entre USD 90 y USD 100 por barril, muy por debajo de lo que muchos analistas —y el propio Fondo— estimaban.

La explicación, según el FMI, reside en tres factores que actuaron en simultáneo: la caída de la demanda —especialmente en Asia, donde los precios más altos llevaron a los consumidores a buscar alternativas como el carbón y las energías renovables—; el aumento de la producción fuera del Golfo, liderado por Estados Unidos con aportes de Venezuela, Guyana y Rusia; y el uso masivo de inventarios comerciales y reservas estratégicas para cubrir el déficit de aproximadamente 4 millones de barriles diarios entre marzo y mayo.

Se terminaron las reservas de petróleo

El problema, observó el Fondo, es que ese colchón ya no existe. La capacidad de reserva se desplegó, la demanda se contrajo hasta sus límites y los inventarios se consumieron. En ese escenario, el organismo advirtió que si los stocks no se reponen, “el punto de partida ante el próximo shock será considerablemente más débil”.

Ya en marzo, durante la conferencia anual CERAWeek by S&P Global en Houston, las principales petroleras del mundo habían dejado en claro que la preocupación ya no pasaba por el precio del crudo. El foco estaba puesto en si el sistema global podía garantizar el suministro. Wael Sawan, director ejecutivo de Shell, fue uno de los primeros en advertirlo públicamente, antes incluso de que el conflicto se extendiera más allá de lo previsto: “Lo que importa hoy son los flujos físicos”, dijo durante su participación en el evento.

La discusión sobre el valor internacional del barril del petróleo, que centralizaba la mayoría de las charlas del encuentro, quedaría, según su visión, en un “segundo plano” frente a la urgencia de asegurar el movimiento efectivo de combustibles a través de las arterias de producción, almacenamiento y transporte.

En ese mismo foro, el secretario de Energía de Estados Unidos, Chris Wright, también anticipó el dilema que hoy enfrentan la mayoría de los países del mundo: “Los mercados hacen lo que hacen los mercados. Los precios subieron para enviar una señal a todos aquellos que pueden producir más: por favor, produzcan más“.

La recuperación del suministro, advirtió el FMI, “no será rápida”. El acuerdo marco entre Estados Unidos e Irán para reabrir el estrecho alcanzado unas semanas atrás, generó una baja abrupta de los precios y llevó al Brent a su valor más bajo en tres meses, alrededor de USD 75. La incertidumbre, de todos modos, persiste.

El propio Fondo estimó que se necesitarán entre dos y tres meses para que una parte significativa del flujo de petróleo se reanude tras una reapertura completa. Y existe un riesgo de más largo plazo: las paralizaciones prolongadas de la producción podrían generar pérdidas permanentes de capacidad en pozos donde el financiamiento para la reactivación escasea.

Qué lecciones deja la crisis para los gobiernos

Frente a ese panorama, el FMI identificó tres lecciones para los responsables de política económica. La primera es reconstruir los inventarios. De acuerdo con el análisis del organismo, hacerlo “es indispensable para estar preparados ante futuros shocks”.

La segunda apunta a la estructura misma del mercado energético global: depender de un único punto de paso —como Ormuz— deja a la economía mundial en una posición de extrema exposición. La diversificación de las fuentes de energía, incluidas las renovables, “es tan necesaria como la diversificación de las rutas de transporte”.

Esa conclusión abre una oportunidad concreta para países como la Argentina. La producción de Vaca Muerta —el yacimiento no convencional de hidrocarburos más grande del hemisferio sur— posiciona al país como un proveedor alternativo de gas y petróleo en un escenario global donde los importadores buscan activamente reducir su dependencia del Golfo Pérsico. Ejecutivos y funcionarios del sector coinciden en que la diversificación del suministro ya no es solo un objetivo de sustentabilidad, sino una necesidad estructural de seguridad energética.

La tercera lección del FMI tiene un componente fiscal: el apoyo a los consumidores debe estar dirigido a los sectores más vulnerables y debe ser temporal, para no comprometer los presupuestos públicos ni distorsionar las señales de precios que incentivan el ahorro y la eficiencia energética. Los subsidios y topes al precio del combustible que varios países aplicaron durante la crisis amortiguaron el impacto social, pero a un costo que los gobiernos deberán administrar con cuidado en la etapa de recuperación.

Hay pocos temas en la Argentina de hoy que generen un acuerdo tan amplio como Vaca Muerta. No importa de qué lado del mostrador político se mire: casi nadie discute que ahí abajo hay una oportunidad enorme. Y esa mirada no se limita al sector energético: en el mundo inmobiliario, que es donde primero se anticipan los grandes ciclos de inversión, hace tiempo que se habla de Vaca Muerta como uno de los pocos consensos genuinos entre gobiernos, empresas e inversores de distinto signo.

El problema es que ese consenso se quedó a mitad de camino. Lo tratamos como un tema del sector energético, cuando en realidad debería ser una cuestión integral del crecimiento del país. Eso significa garantizar reglas claras y previsibilidad para los próximos veinte o treinta años. Ningún inversor pone miles de millones de dólares mirando el calendario electoral.

Argentina tiene una oportunidad histórica, pero para aprovecharla necesita construir confianza: el recurso estratégico no es solo el petróleo, también es la credibilidad del país. Por eso, el mayor riesgo de Vaca Muerta ya no está bajo tierra: está en la incertidumbre. Cada proyecto que se demora es menos empleo, menos exportaciones y menos dólares para el país. Ese costo no lo paga el sector energético, lo pagamos todos los argentinos.

¿Es posible un acuerdo que trascienda los gobiernos y garantice reglas estables por dos o tres décadas? es indispensable. Con esa idea nació el Foro de Inversiones Vaca Muerta Energía y Real Estate, que este año se realiza por primera vez en Buenos Aires, el 12 y 13 de agosto: un espacio en el que, por primera vez, el sector energético de escala global y el real estate se sientan en la misma mesa de negocios.

Es que el boom energético ya desbordó las fronteras del sector: la urgencia habitacional y la falta de infraestructura urbana en la cuenca convirtieron al real estate en un negocio con lógica propia, con rentabilidades en dólares que superan ampliamente a las de los mercados tradicionales y con instrumentos financieros cada vez más sofisticados -desde fideicomisos con oferta pública aprobados por la Comisión Nacional de Valores hasta esquemas de construcción industrializada que acortan los plazos de obra- que ya empiezan a atraer capital institucional hacia la zona.

Es un espacio para que el sector empresario, la industria energética, los gobiernos y los inversores proyecten juntos el futuro del país, con seguridad jurídica, infraestructura y una visión compartida de largo plazo.

Los números detrás del consenso

Y esto no es una expresión de deseo. En abril de 2026, Neuquén marcó un récord histórico de 628.924 barriles de petróleo por día, 36% más que un año atrás, y la cuenca ya explica dos de cada tres barriles que se producen en el país. Ese crecimiento ya se nota en las cuentas nacionales: la balanza energética tuvo en abril un superávit récord de 1.402 millones de dólares, y para 2026 se proyectan exportaciones del sector por unos 18.000 millones.

El ciclo, además, recién empieza. Entre 2024 y 2030 la producción de petróleo se triplicaría y la de gas crecería 150%, sostenida por una inversión de entre 40.000 y 50.000 millones de dólares hasta 2040, entre pozos, oleoductos como Vaca Muerta Oil Sur y proyectos de gas natural licuado como Southern Energy y Argentina LNG. Si ese plan se cumple, hacia 2031 las exportaciones energéticas podrían ubicarse entre 40.000 y 50.000 millones de dólares anuales, muy por encima de los 11.000 millones actuales, con hasta 280.000 empleos directos e indirectos.

El impacto ya se nota en la vida cotidiana de la región: se estima que en los próximos cuatro años la población del área de influencia principalmente Añelo pasará de 12.000 a cerca de 50.000 habitantes. No es un ciclo que empieza y termina en un pozo: es la construcción, en tiempo real, de ciudades enteras.

Una causa que empieza donde termina el petróleo

El petróleo no es el fin, es el motor de una economía mucho más grande: nuevas ciudades, infraestructura, viviendas, comercios, empleo y oportunidades para empresas de todo el país, no solo de Neuquén. Cuando un proyecto tiene esa capacidad de generar desarrollo, deja de pertenecer a una industria para convertirse en una causa nacional.

Imaginemos dos ciudades exactamente iguales. En una empiezan a llegar inversiones, se construyen edificios, abren hoteles, aparecen nuevos comercios y las empresas comienzan a contratar gente. En la otra no pasa nada de eso. ¿En cuál te gustaría vivir, trabajar o invertir? Eso es lo que representa Vaca Muerta. No solamente petróleo. Es la posibilidad de poner en movimiento una economía que genera oportunidades para miles de personas, incluso para quienes nunca trabajaron en la industria energética.

Todavía hay quienes ven a Vaca Muerta como el negocio de un puñado de empresas y no como una oportunidad para todo el país. Basta mirar Neuquén y Añelo para desarmar esa idea: si fuera solamente petróleo, no estaríamos viendo crecer ciudades enteras. El verdadero debate no es quién se beneficia, sino cómo logramos que ese crecimiento llegue a más sectores y a más argentinos.

Un argentino de cualquier provincia va a sentir que Vaca Muerta también le pertenece el día que entendamos que no es de una provincia, sino de una generación entera. Para eso, la dirigencia política tiene una decisión simple pendiente: dejar de preguntarse quién se lleva el mérito y empezar a preguntarse qué necesita la Argentina.

Ganar la lotería no hace rico a nadie: lo que hace rica a una persona es lo que hace con ese dinero. Con Vaca Muerta pasa algo parecido. Haber descubierto uno de los recursos energéticos más importantes del mundo no nos convierte automáticamente en un país desarrollado; simplemente compramos el boleto ganador. Lo que va a definir nuestra historia es cómo administremos esa oportunidad. Recién ahí podremos decir que Vaca Muerta no cambió solo la historia energética del país, sino su historia económica.

La Argentina necesita menos discusiones sobre el pasado y más acuerdos sobre el futuro. Vaca Muerta puede ser ese futuro.

*El autor es director del Foro de Inversiones Energía y Real Estate Vaca Muerta

La balanza energética argentina cerró el primer semestre del año con un superávit de USD 6.987 millones, el mayor registrado en la historia del país para ese período, según un informe de la Bolsa de Comercio de Rosario (BCR). El número se acerca al resultado de todo 2025, que cerró con un saldo positivo de USD 7.815 millones, también récord hasta ese momento. La diferencia entre ambos registros es de apenas USD 828 millones.

El salto interanual, consignó la entidad, es de 87%. Si se compara con el primer semestre de 2025, el superávit energético había sido de USD 3.736 millones. Un año después, ese número casi se duplicó, raccionado por varias condiciones: precios internacionales al alza, exportaciones en máximos históricos, mayor producción e importaciones en mínimos de dos décadas.

Según el relevamiento de la BCR, las exportaciones de combustibles y energía habrían alcanzado más de USD 8.118 millones en la primera mitad del año, un crecimiento del 52% frente a los USD 5.345 millones del mismo período de 2025. Con estos resultados, la energía representó más del 15% del total exportado por Argentina en lo que va del año, una participación máxima en 20 años. Por el contrario, las importaciones del sector se proyectan con una caída del 29% en dólares para ese período y se ubicarían en mínimos desde 2007.

El motor del crecimiento no fue la guerra

A pesar de que este salto exportador se da en un escenario conflictivo en Medio Oriente, lo que impulsó el precio internacional del petróleo por encima de los USD 120, la razón detrás del alza en el caso argentino se explica por otras cuestiones.

De acuerdo con el informe de la BCR, el 79% del crecimiento corresponde a un aumento en las cantidades exportadas, no en los precios. En tanto, solo el 21% restante se explica por la suba de las cotizaciones internacionales, según datos de comercio exterior del Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec). Esto quiere decir que Vaca Muerta produce más, y eso es lo que mueve el negocio.

La producción de petróleo lo confirma. En mayo, la Argentina alcanzó un récord histórico de 903.700 barriles diarios, un 19,6% más que en el mismo mes del año anterior, según confirmó el ministro de Economía, Luis Caputo. El 69% de ese volumen provino de Vaca Muerta. Para el año completo, la BCR proyecta una extracción de 54,5 millones de metros cúbicos de crudo, un crecimiento del 16% respecto de 2025 que superaría en un 11% el anterior pico productivo, registrado en 1998.

Más del 72% de las exportaciones de combustibles y energía del país corresponden a petróleo crudo y gas, lo que hace que el desempeño productivo de esos dos recursos sea determinante para el saldo de la balanza. La producción no convencional de Vaca Muerta ya representa más del 68% del petróleo y el 67% del gas producidos en el país en lo que va de 2026.

Las proyecciones para el cierre del año

Las proyecciones para diciembre apuntan a un nuevo récord anual. Según estimaciones del sector, las exportaciones de combustibles y energía rondarían los USD 11.300 millones al cierre de 2026, con un precio promedio del barril de Brent estimado en torno a los USD 82. La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) trabajaba a principios de año con una proyección de USD 11.100 millones en exportaciones, pero la suba de los precios internacionales por el conflicto en Medio Oriente elevó ese número. Con las tendencias actuales de importaciones, la BCR estima que la balanza energética de 2026 podría superar los USD 12.000 millones.

El presidente de la CEPH y chairman de Tecpetrol, Carlos Ormaechea, advirtió que sostener ese ritmo requiere financiamiento. “Vaca Muerta no es una fiesta, tenemos objetivos ambiciosos y hay que trabajar mucho y bien para lograrlos. Estamos en una industria capital intensiva y no es fácil financiar USD 20.000 millones por año”, señaló en declaraciones a Infobae. El sector proyecta inversiones de casi USD 13.000 millones para este año, con un pico previsto para 2027 que superaría los USD 21.000 millones.

Un elemento adicional podría acelerar ese crecimiento en los próximos meses. El oleoducto VMOS —que conectará la cuenca neuquina con la costa de Río Negro, desde Allen hasta Punta Colorada, a lo largo de casi 600 kilómetros— prevé su puesta en marcha para fines de 2026. El proyecto, aprobado en el marco del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) en marzo de 2025, generaría una evacuación adicional de 190.000 barriles diarios, con capacidad para llegar a 550.000 barriles diarios. Para mediados de 2027, esa capacidad podría ubicarse en torno a los 390.000 barriles por día. De concretarse ese escenario, las exportaciones de energía en 2027 podrían proyectarse por encima de los USD 18.500 millones.

El precio del petróleo se disparó más de un 3% este domingo tras la reanudación de las hostilidades entre Estados Unidos e Irán y el anuncio de Teherán de cerrar el estrecho de Ormuz, el paso marítimo por donde circula aproximadamente el 20% del comercio mundial de crudo y gas natural licuado. El Brent para entrega en septiembre subió un 3,75%, a USD 78,86, mientras que el West Texas Intermediate (WTI) para entrega en agosto escaló un 3,65%, hasta USD 74,02 al momento de cierre de esta nota.

La escalada se produce apenas semanas después de que los mercados habían celebrado un principio de acuerdo entre las partes que llevó al Brent a su piso más bajo en tres meses —USD 70,38 el 2 de julio— y que generó expectativas de una distensión duradera.

Ese escenario, sin embargo, se derrumbó este fin de semana. El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, confirmó en su red Truth Social que el alto el fuego acordado el mes pasado “ha terminado”, aunque aclaró que su país accedió a continuar las conversaciones diplomáticas a pedido de Irán. "Estados Unidos les ha dejado claro, sin lugar a dudas, que el alto el fuego ha terminado“, escribió Trump.

El final del cese del fuego

Los movimientos en el precio del petróleo reaccionaron a la quinta ronda de ataques ordenados por Trump contra Irán, en el marco de una escalada por el control del estrecho de Ormuz. Según el Comando Central de Estados Unidos (Centcom), la ofensiva buscó degradar la capacidad iraní de atacar a marineros civiles y buques comerciales que transitan esa vía estratégica.

La agencia estatal iraní reportó explosiones en Bandar Abbas, Sirik, Jask y Qeshm, localidades distribuidas a lo largo del corredor marítimo. Centcom sostuvo que los ataques fueron una respuesta directa a acciones del Cuerpo de la Guardia Revolucionaria Islámica (IRGC) contra un buque comercial, y afirmó que aviones estadounidenses derribaron un misil de crucero iraní y un dron de ataque.

Según un funcionario estadounidense citado por el Financial Times, la jornada incluyó una segunda tanda de bombardeos luego de que más temprano se atacaran sistemas de misiles y de defensa aérea iraníes, además de pequeñas embarcaciones del IRGC en puntos cercanos al estrecho. Ambas ofensivas del domingo siguieron a una serie intensa de acciones del sábado por la noche, en las que Washington afirmó haber golpeado cerca de 140 objetivos, lo que confirmó el colapso del frágil cese del fuego que mantenían ambas partes.

A pesar de la intensidad de los bombardeos, Washington descartó este domingo que el estrecho esté bloqueado. "Irán no controla el estrecho. El tráfico está fluyendo“, señaló Centcom, que afirmó tener fuerzas posicionadas para mantener esa situación. Trump fue más directo en declaraciones a la cadena NBC: “El estrecho está abierto. Anoche los bombardeamos hasta el cansancio. Son personas muy, muy malvadas y enfermas”.

Ormuz, cuello de botella del mercado energético global

El estrecho de Ormuz, ubicado entre el Golfo Pérsico y el Golfo de Omán, es el cuello de botella más sensible del sistema energético mundial. Antes del conflicto, por ese canal transitaba una quinta parte del suministro global de petróleo y gas natural licuado. Su cierre —o la amenaza latente de cierre— es suficiente para mover los mercados de forma inmediata.

Al momento del cierre de esta nota, el Brent cotizaba a USD 78,38 y el WTI, a USD 73,63. Ambas referencias acumulan una suba de más del 10% respecto de un año atrás, aunque en el último mes habían retrocedido un 8,46%, de acuerdo con datos de contratos por diferencia (CFD) que rastrean el mercado de referencia para este commodity.

Durante la etapa más intensa de las hostilidades previas, el Brent llegó a promediar cerca de USD 120 por barril, un 70% por encima de los valores anteriores al inicio de la crisis.

La Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL) estimó que el precio promedio del petróleo durante 2026 podría ubicarse entre un 20% y un 25% por encima del registrado en 2025. El organismo advirtió además que los efectos sobre fertilizantes —la urea, por ejemplo, subió un 82%— y sobre combustibles para hogares, empresas y sectores estratégicos podrían tardar meses en trasladarse plenamente a los precios finales de los alimentos y el transporte.

El lado argentino de la ecuación

Para Argentina, la reanudación del conflicto tiene una lectura diferente a la del resto de la región. Si bien el país importa parte del crudo que luego procesa, la dependencia es cada vez menor por la producción local en Vaca Muerta. A su vez, cuenta con un saldo exportador, por lo que la suba de los precios internacionales mejora directamente el valor de sus exportaciones energéticas.

Según los últimos datos disponibles, la balanza energética argentina cerró el primer semestre de 2026 con un superávit de USD 6.987 millones, el mayor registrado en la historia del país para ese período. Tal como consignó un informe de la Bolsa de Comercio de Rosario (BCR), el número casi duplica el resultado del mismo período de 2025, cuando el saldo positivo había sido de USD 3.736 millones. El salto interanual fue del 87 por ciento.

Las exportaciones de combustibles y energía alcanzaron más de USD 8.118 millones en la primera mitad del año, un crecimiento del 52% frente a los USD 5.345 millones del mismo período de 2025. La energía representó más del 15% del total exportado por Argentina en lo que va del año, una participación máxima en dos décadas. Por el lado de las importaciones, la caída fue del 29% en dólares, con niveles mínimos desde 2007.

Sin embargo, hay un dato del informe de la BCR matiza el rol de los precios internacionales en ese resultado: el 79% del crecimiento del superávit corresponde a un aumento en las cantidades exportadas, no en los precios. Solo el 21% restante se explica por la suba de las cotizaciones internacionales, según datos del Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec). Vaca Muerta produce más, y eso es lo que mueve el negocio.

Con precios internacionales nuevamente en alza, las proyecciones del sector se recalibran. Antes de la primera fase del conflicto, el sector esperaba exportaciones energéticas por más de USD 11.100 millones para todo 2026, con importaciones de unos USD 3.000 millones. Con el Brent promediando en torno a USD 82, la estimación subió a USD 11.300 millones, unos USD 3.100 millones más de lo previsto a principios de año, según datos de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) relevados en una nota anterior de Infobae.

El riesgo para la industria, que describió la consultora Industria y Desarrollo (I+D), encabezada por Diego Coatz, ex director ejecutivo de la UIA, se refleja en el “efecto sándwich” que sufre el sector fabril: de un lado, baja de ventas (principal problema para el 83% de las firmas relevadas), demoras en los pagos de los clientes y la competencia de productos importados, especialmente de China; y del otro, aumento de costos, en especial de la energía eléctrica para grandes usuarios, que subió 79%, empujada por el precio del gas y sin alivio a la vista.

El recrudecimiento del conflicto en el Golfo Pérsico y el cese de la frágil tregua entre Estados Unidos e Irán volvieron a poner presión sobre los precios del petróleo y, tan o más importante para la Argentina, el precio del Gas Natural Licuado (GNL) que el país importa para cubrir el déficit de suministro propio en los meses de invierno, cuando el consumo total llega hasta 180 millones de metros cúbicos diarios, muy superior al nivel actual de producción local de gas natural, unos 140 millones diarios.

En la noche del domingo, los movimientos en el precio del petróleo reaccionaron a la quinta ronda de ataques ordenados por el presidente de EEUU, Donald Trump, contra Irán en medio de una escalada de hostilidades por el control del estrecho de Ormuz. La agencia estatal iraní reportó explosiones en Bandar Abbas, Sirik, Jask y Qeshm, localidades ubicadas a lo largo del corredor marítimo por el que, antes del conflicto, circulaba un 20% del petróleo y el gas del mundo.

El estrecho “está abierto” dijo Trump a la cadena NBC. “Anoche los bombardeamos hasta el cansancio. Son personas muy malvadas y enfermas”, sostuvo, buscando aventar la presión sobre los precios debido a la inseguridad del tránsito de buques petroleros y de GNL por el estratégico estrecho. Pero las dudas persisten.

En la Argentina, debido a la escasez de gas por el alto consumo invernal, Infobae ya reportó que 130 fábricas pararon o sufrieron cortes y que, en algunos casos, se generaron multas a plantas que no tienen suministro “ininterrumpible”, pero están técniamente forzadas a un consumo mínimo de gas para no dañar máquinas e instalaciones, lo que llevará a litigios judiciales.

El precio del GNL va a recrudecer si el conflicto en el Golfo se agudiza. Nos tocó un año frío y con un esquema complicado de abastecimiento para la industria por parte de la Secretaría de Energía (Carnicer)

“Evidentemente, el precio del GNL va a recrudecer si el conflicto en el Golfo se agudiza. Nos tocó un año frío y con un esquema complicado de abastecimiento de la Secretaría de Energía, que decidió que el precio lo paguen las industrias y las centrales térmicas. El procedimiento podría haber sido un poco mejor”, dijo Roberto Carnicer, director del Instituto de Energía de la Universidad Austral.

La evolución del problema dependerá del clima, explicó el experto. Aún no se sabe cuántos días de corte de suministro a industrias y centrales térmicas habrá en agosto, lo cual, a su vez, determinará las necesidades de las empresas de comprar GNL, cuyo precio internacional, estimó el experto, “no podrá disminuir de 14 o a lo sumo USD 13 por millón de BTU”.

De hecho, en la última licitación, el 25 de junio, para el suministro de gas en agosto Enarsa ofreció 392 millones de m3 pero, debido a los precios, logró adjudicar solo dos tercios, 264 millones. El precio para la “demanda prioritaria” (residencial) fue de USD 18,58 el millón de BTU y la industria y las usinas debieron afrontar un spread o sobrecosto en función de una fórmula que toma como base el precio del gas “TTF” (el que paga el mercado europeo) más costos de transporte y entrega.

Mercado internacional: riesgos y tensiones

De momento, las perspectivas no son optimistas. Un análisis de The Economist sobre el mercado mundial de GNL describe una situación de tensión, debido a varios factores.

En primer lugar, la demanda asiática superó a la europea, debido a un verano muy caluroso en Asia y escasez de provisión desde Qatar, debido al conflicto. La reapertura parcial del Estrecho de Ormuz dejó pasar unos pocos buques de GNL, pero los flujos siguen lejos de la normalidad.

La reapertura parcial del Estrecho de Ormuz dejó pasar algunos cargamentos de GNL, pero los flujos siguen lejos de la normalidad

En segundo lugar, las reservas de gas en Europa, tras un invierno severo y en medio de un verano tórrido, son las más bajas en 15 años para la época. Así, los precios del GNL en Asia y en Europa se mantienen, respectivamente, 62 y 48% que el nivel de febrero. Los envíos desde Qatar podrían normalizarse en septiembre, pero el mercado sigue ajustado y expuesto a riesgos. La revista británica destaca tres:

• Retrasos en la recuperación de los envíos del Golfo
• Eventos climáticos extremos que eleven la demanda (como olas de calor en Asia y Europa)
• Fallas de infraestructura

Llevará años, agrega, revertir la destrucción de parte de la capacidad de exportación de GNL de Qatar, que podría dejar al mundo con un déficit acumulado de hasta 40 millones de toneladas de GNL qatarí hacia fines de este año, igual al 10% del suministro global de 2025. Los envíos de África y Australia no alcanzan para cubrir la demanda, un panorama en el que, alerta el informe, “cualquier choque adicional podría precipitar una crisis de abastecimiento antes del invierno (boreal)”.

A partir de agosto/septiembre, los países de Europa y Asia tienen que empezar a llenar los almacenamientos para llegar al invierno boreal con reservas adecuadas. “Para proyectar el precio del GNL, es clave que esas reservas estén en su pico en noviembre, en especial si el conflicto se prolonga. No es la mejor combinación”, dijo Carnicer.

A mediano y largo plazo, ese panorama puede ser positivo para la Argentina, pues valoriza aún más el gas de Vaca Muerta, las ventajas geopolíticas del país y los proyectos de exportación de GNL, que tardarán al menos un año y medio más en empezar a materializarse. Pero en lo inmediato es una mala noticia para los costos industriales.

Un avance en el país

Paradójicamente, todo esto sucede justo cuando Argentina parece haber empezado a revertir, en 2025, la quema o venteo de “gas asociado” a operaciones de extracción de petróleo.

Argentina parece haber revertido, en 2025, la quema o venteo de “gas asociado” a operaciones de extracción de petróleo

Según el rastreador de venteo global de gas (Global Gas Flaring Tracker) que publica el Banco Mundial en base a informaciones satelitales y otras fuentes, en 2025 la quema y venteo mundial de gas alcanzó 167 mil millones de metros cúbicos, el nivel más alto desde 2019 y el tercer aumento anual consecutivo, a cuatro años de que se cumpla el plazo para la meta de eliminar la quema rutinaria en todo el mundo.

El rastreador refleja que entre 2024 y 2025 más del 60% del aumento mundial de quema de gas en “antorchas” se concentró en Rusia, México e Irán, un salto conjunto de 6.300 millones de metros cúbicos que, por sí solo, casi quintuplicó todas las reducciones logradas por los países que recortaron esa práctica en 2025.

Argentina, junto a países como Siria, Kazajistan, Estados Unidos, India, tuvo en cambio una evolución virtuosa. Según el informe, el desarrollo del yacimiento de shale oil de Vaca Muerta comenzó en 2018 y desde entonces la producción de petróleo creció con rapidez, generando cuellos de botella en la infraestructura y aumentando la quema, en un proceso similar al observado durante la expansión acelerada de la cuenca Permian en EEUU en 2019. La situación empezó a moderarse, subraya, con nuevos gasoductos y ampliaciones de procesamiento de gas que mitigaron el problema y permitieron una caída gradual de la intensidad de quema y una reducción marcada en volumen y en intensidad durante 2025.

Nuevos gasoductos y ampliaciones de procesamiento de gas que mitigaron el problema y permitieron una caída gradual de la intensidad de quema

Entre esas inversiones el informe del Banco Mundial destaca el gasoducto Perito Moreno (antes Presidente Néstor Kirchner), inaugurado en el invierno de 2023, pero que recién empezó a funcionar a pleno a mediados del año siguiente, al completarse las obras de las plantas de compresión que aumentaron en 50% la capacidad de transporte del ducto.

También pudieron haber incidido las incipientes operaciones de “mitigación digital de venteo de gas” lideradas por empresas como Pluspetrol y Tecpetrol, aunque fuentes del sector fueron escépticas sobre la tendencia a la reducción de quema de gas asociado a petróleo, destacando que las petroleras dejaron de lado esos esfuerzos en la segunda mitad del año pasado.

Al menos en 2025, Argentina mostró buenos resultados según el rastreador del Banco Mundial, en contraste con la tendencia mundial, que siguió siendo negativa. El informe estima que el gas derrochado en 2025 fue de USD 54 mil millones en valor y superó el volumen total de GNL exportado desde el Golfo Pérsico (112 mil millones de metros cúbicos).

“El dato adquiere otra dimensión en un contexto de incertidumbre geopolítica y de mercado, y cuando más de 500 millones de personas todavía no tienen acceso confiable a la electricidad. La energía desperdiciada coincide con déficits eléctricos y pérdida de empleo, la pregunta es por qué ese gas no se aprovecha para reforzar la seguridad energética y aliviar la escasez de suministro, en especial en países en desarrollo”, dice el informe, que detalla que nueve países (Rusia, Irán, Irak, Venezuela, México, Libia, Argelia, Nigeria y Estados Unidos, en ese orden) concentran el 83% de la quema global de gas, casi el doble del 46% que explican de la producción mundial de petróleo.

Más de 500 millones de personas todavía no tienen acceso confiable a la electricidad

Como ejemplos opuestos el informe dice que Kazajistán mantuvo su trayectoria descendente de varios años y registró una baja de 16% “mediante la aplicación sostenida de estándares regulatorios”, y que, por el contrario, Rusia, el país que más gas quema en el mundo, con 18% del volumen global, elevó esa práctica en 9% “sin que existiera un aumento correspondiente en su producción de petróleo”.

Los subsidios a la energía registraron un incremento real interanual del 160,8%, acumulando en el primer semestre una suba del 73,7%, en un contexto de encarecimiento de los costos en el sector, en todos los eslabones de la cadena, por la guerra en Medio Oriente.

Del total de subsidios otorgados entre enero y junio, el 79,5% correspondió a transferencias a CAMMESA, las cuales aumentaron un 71,4% interanual en términos reales, detalló la consultora Analytica.

Por su parte, el Informe de Variables Relevantes del Mercado Eléctrico Mayorista elaborado por CAMMESA señala que en mayo la cobertura de las tarifas abonadas sobre el costo de generación fue del 65,5%, frente al 70,1% registrado en mayo de 2025.

Como referencia, en junio, un hogar promedio del AMBA sin subsidios necesitó destinar $282.758 para cubrir sus consumos de energía, transporte y agua potable. Este gasto, según el Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP), fue 10,1% superior al del mes anterior y 54% mayor que el registrado en igual mes de 2025.

El incremento respondió a la combinación de aumentos tarifarios en todos los servicios y a una mayor demanda estacional de energía ante la llegada del invierno.

El gas fue el componente de mayor incidencia en el gasto. En el caso de la electricidad y el gas natural, además, se reflejó el impacto del cambio en el esquema de subsidios, que dejó atrás la segmentación y pasó a aplicar el nuevo sistema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).

En cuanto a los subsidios al transporte, señaló Analytica, en junio registraron una caída interanual del 7,1% en términos reales. En el acumulado del primer semestre, la reducción fue del 24% respecto del mismo período de 2025.

La principal partida de gasto corresponde a Operador Ferroviario, que concentra el 50,8% de las transferencias y registró una caída real interanual del 23% durante el primer semestre. Le sigue el Fondo Fiduciario Sistema de Infraestructura del Transporte (FFSIT), que representa el 41,9% de las transferencias y acumuló una disminución real del 26,9% en los primeros seis meses del año.

Por último, se destaca el caso de Belgrano Cargas, empresa mencionada por el ministro de Economía, Luis Caputo, entre las que el Gobierno prevé privatizar en el marco de las estimaciones de ingresos del programa financiero. Actualmente, absorbe el 4% de los subsidios al transporte.

En el primer semestre, las transferencias destinadas a la compañía se redujeron un 21,6% interanual en términos reales.

En cuanto a las tarifas que pagan los usuarios, las líneas de colectivos de la Ciudad de Buenos Aires aumentaron 4,6%, en línea con el mecanismo de actualización que combina la inflación (2,6% por la de abril) más un 2% adicional por la regla de indexación.

En tanto, las líneas interjurisdiccionales, que ya habían incrementado sus tarifas un 7,7% en abril, volvieron a aplicar una suba del 7,1% en junio. Como resultado de estos ajustes, el gasto total de los hogares en transporte se incrementó un 5,7% respecto del mes anterior.

En términos generales, el gasto primario devengado registró en junio un incremento interanual del 3,7% en términos reales. Sin embargo, en el acumulado del primer semestre todavía exhibe una caída del 2,3% frente al mismo período del año pasado.

Las mayores bajas interanuales en junio, medidas a precios constantes, se observaron en la obra pública (-74,9%), debido a la contracción tanto de las construcciones (-78,0%) como de las transferencias de capital (-72,6%), y en las transferencias a provincias (-88,0%).

En este último caso, parte de la disminución responde a un cambio metodológico: desde este año, las transferencias destinadas a hospitales SAMIC dejaron de computarse dentro de esa categoría. Si se excluye ese efecto, la caída se reduce al 84,3 por ciento.

En contraste, los mayores incrementos reales del mes correspondieron a los subsidios económicos (+71,1%), impulsados principalmente por los subsidios energéticos (+160,2%). También crecieron las partidas destinadas a asignaciones familiares y AUH (+8,9%), como resultado del aumento del gasto en la AUH (+17,1%), mientras que las asignaciones familiares continuaron mostrando una retracción (-5,2%).

En el acumulado del primer semestre, el principal aumento real también se concentró en los subsidios económicos (+29,6%), explicado exclusivamente por el crecimiento de los subsidios energéticos (+73,7%), ya que los destinados al transporte continuaron en descenso (-24,0%). A su vez, el gasto en jubilaciones y pensiones registró un leve incremento (+1,3%), mientras que las partidas para AUH y asignaciones familiares permanecieron prácticamente sin cambios (+0,3%).

En sentido contrario, el mayor ajuste acumulado correspondió a las transferencias a provincias (-62,1%). No obstante, al excluir el impacto del cambio en la contabilización de las transferencias a hospitales SAMIC, la caída se modera hasta el 52,3%.

El Departamento de Justicia de Estados Unidos abrió una investigación sobre las principales petroleras del país por presunta manipulación de los precios de la gasolina, en respuesta a una orden directa del presidente Donald Trump. La medida se produce en un momento en que los conductores pagan en promedio USD 3,92 por galón —casi 70 centavos más que hace un año—, según datos de la Asociación Automovilística Estadounidense (AAA) citados por NBC News.

La División Antimonopolio del Departamento de Justicia de Estados Unidos (DOJ) y la Comisión Federal de Comercio (FTC) también enviaron una carta a los fiscales generales de todos los estados para que abran sus propias investigaciones bajo las leyes estatales antimonopolio y de protección al consumidor.

Qué investiga el Departamento de Justicia sobre el precio de la gasolina

La División Antimonopolio del DOJ y la FTC advirtieron formalmente a las empresas del sector que vigilan de cerca los mercados petroleros. Su objetivo: detectar y sancionar prácticas ilegales que mantengan los precios artificialmente altos.

El llamado a los estados busca que los fiscales locales actúen con sus propias herramientas legales contra posibles casos de fijación de precios o colusión entre competidores. “La energía asequible es esencial para una economía de Estados Unidos próspera”, declaró el subsecretario de Justicia Stanley Woodward en el comunicado oficial del DOJ.

“La División Antimonopolio usará todas las herramientas disponibles para garantizar que las empresas respondan por la manipulación ilegal del mercado”, agregó.

El DOJ también abrió un canal directo para que cualquier ciudadano denuncie irregularidades: el Centro de Quejas Ciudadanas, al número 888-647-3258 o en justice.gov. La División Antimonopolio puede pagar recompensas económicas a quienes denuncien delitos antimonopolio, según detalla el propio sitio del gobierno en su sección de recompensas para denunciantes.

Trump, las petroleras y la presión política por los precios

Pasada la medianoche, Trump publicó en Truth Social que las grandes compañías petroleras no bajaban el precio en los surtidores “al ritmo de la fuerte caída que pagan por el crudo” y las acusó de “ordeñar” a los consumidores. “He instruido al DOJ para que empiece a investigar esto de inmediato”, advirtió, según recogió NBC News.

El American Petroleum Institute respondió por boca de su portavoz Bethany Williams: “Los precios de la gasolina no se mueven al unísono con el crudo, especialmente durante una gran disrupción global que todavía afecta la oferta, la refinación y los inventarios”.

La guerra con Irán y el cierre temporal del estrecho de Ormuz —por donde transita una quinta parte del suministro mundial— explican buena parte de esa disrupción. El crudo estadounidense aún cotiza un 25% por encima de donde comenzó el año, según NBC News.

Contexto económico: inflación, elecciones y el bolsillo de los estadounidenses

La gasolina bajó de un pico de USD 4,56 por galón en mayo a USD 3,92 en la primera semana de julio, pero sigue 70 centavos por encima del precio de hace un año. Eso se traduce en entre USD 20 y más de USD 300 de gasto mensual adicional para un conductor que llena el tanque dos veces al mes, según un análisis de NBC News con datos de la AAA.

Los expertos citados por The Guardian dudan de que los precios vuelvan a niveles previos al conflicto antes de fin de año, por los daños acumulados en la producción y la refinación. La Reserva Federal, lejos de aliviar la presión, proyecta al menos un aumento adicional de tasas ante una inflación que no cede.

Trump, que prometió en un mitin en Pensilvania que “con el petróleo baja todo lo demás”, enfrenta el riesgo de que ese pronóstico no se cumpla antes de las elecciones de noviembre.

Cada barril de petróleo que sale de las rocas de Vaca Muerta recorre un camino invisible antes de convertirse en fondos en las cuentas provinciales. El mecanismo es simple en su formulación legal pero volátil en sus resultados: las provincias productoras de hidrocarburos cobran una regalía del 12% sobre el valor del crudo en boca de pozo, un porcentaje reglamentado por la Ley de Hidrocarburos. Lo que varía -y con consecuencias fiscales que pueden superar los USD 90 millones mensuales- es el precio al que se valúa ese barril.

Según un informe de la Bolsa de Comercio de Rosario (BCR), Argentina podría extraer 54,5 millones de metros cúbicos de crudo en 2026, un crecimiento del 16% respecto a 2025 que superaría en un 11% el anterior pico productivo, registrado en 1998. En mayo, la producción alcanzó un récord histórico de 903.700 barriles diarios, 19,6% más que en el mismo mes del año anterior, según confirmó el ministro de Economía, Luis Caputo. El 69% de ese volumen provino de Vaca Muerta.

La regalía no se aplica sobre el precio de mercado internacional sino sobre el valor en boca de pozo, que descuenta fletes, costos de acondicionamiento y otros gastos hasta llevar el crudo a condiciones comerciales. Para la porción exportada, la referencia es el precio internacional. Ese valor lo fija mensualmente la autoridad de aplicación -nacional o provincial, según la concesión- y determina cuánto recibe cada jurisdicción.

La regalía no se aplica sobre el precio de mercado internacional sino sobre el valor en boca de pozo

La Oficina de Presupuesto del Congreso (OPC) publica mensualmente un informe que permite seguir esa ecuación en tiempo real. El último disponible, con datos acumulados a abril de 2026, muestra que las regalías totales crecieron 7% interanual en términos reales en ese período, con el petróleo crudo en alza del 13% y el gas natural en retroceso del 14 por ciento.

Para dimensionar el peso de esos flujos en las finanzas provinciales, la serie histórica de la OPC reveló que, en 2024, las regalías representaron el 13,51% de los ingresos totales de las provincias productoras, el máximo desde que comenzó el registro en 2015. Ese año, la participación de las regalías sobre los ingresos de esas jurisdicciones era del 9,62 por ciento.

El pico de 2024 no se sostuvo. En 2025, esa participación retrocedió a 11,85%, la caída más pronunciada desde el año de la pandemia. La explicación estuvo en el precio: la provincia de Neuquén, por ejemplo, había presupuestado sus ingresos con un barril a USD 71,5, pero el promedio de venta del año rondó los USD 67. La brecha entre lo proyectado y lo cobrado le costó a la provincia unos $100.000 millones menos de lo previsto en su ley de presupuesto, según datos de la Subsecretaría de Ingresos Públicos provincial.

El peso de Vaca Muerta

Por Vaca Muerta, la provincia de Neuquén concentra el 64% del total de regalías hidrocarburíferas del país y aporta cerca del 75% de la producción nacional de hidrocarburos. En febrero de 2026, según el informe de la OPC, la provincia produjo 585.182 barriles diarios solo en Vaca Muerta y más de 600.000 a nivel provincial total. Las regalías representan el 28% de sus ingresos totales, la proporción más alta entre todas las jurisdicciones productoras.

Esa concentración es el resultado directo de la reconfiguración productiva de la última década. La producción convencional de petróleo mostrará este año una caída del 41% respecto a los volúmenes de 2016 y del 57% frente a los de 2006. Pero el avance del no convencional más que compensa esa merma: en 2026, casi el 70% de la producción nacional es petróleo de fracking. En 2020 esa proporción era inferior al 25%; en 2015, no llegaba al 5 por ciento.

El resto de las provincias productoras transita una historia diferente. Chubut recibe el 16% de sus ingresos de regalías, Santa Cruz el 11%, Mendoza el 4%. Tierra del Fuego y Río Negro, el 3% cada una. Salta y La Pampa, el 1% en cada cas.

El año de la volatilidad extrema

Este año, el presupuesto 2026 de Neuquén, la sede de Vaca Muerta, se hizo con mayor cautela: un precio de barril bruto de USD 63 y un valor de liquidación de regalías de USD 55 en boca de pozo. Sobre esas bases, la provincia proyectó ingresos corrientes por $7,5 billones, de los cuales casi $4 billones provendrían de regalías hidrocarburíferas.

Lo que ocurrió después superó cualquier proyección. El inicio del conflicto armado entre Estados Unidos e Israel contra Irán en febrero de 2026, con el bloqueo iraní del Estrecho de Ormuz, disparó el precio del crudo Brent hasta una banda de entre USD 95 y USD 98, con picos por encima de los USD 100. Con el barril en esos valores, las arcas neuquinas recibían entre USD 71,3 millones y USD 90,7 millones adicionales por mes respecto a lo presupuestado, según los cálculos de la consultora Acipan.

Pero la volatilidad opera en ambas direcciones. Tras el acuerdo de cese de hostilidades entre Washington y Teherán del 15 de junio —que incluyó la reapertura del Estrecho de Ormuz en un plazo de 30 días— el Brent retrocedió hasta los USD 72,7 actuales, su nivel más bajo en tres meses. El ingreso extraordinario que durante semanas engordó las proyecciones fiscales neuquinas se redujo de manera drástica en pocas jornadas.

Los cálculos, advierte un informe de vacamuerta.ar, son en tiempo real: el valor del barril puede experimentar saltos y caídas de más del 15% en minutos, lo que hace que un día de operatoria tenga un impacto diferente en la ecuación de regalías.

La Pampa: precio récord, producción en caída

El caso de La Pampa ilustra la paradoja de las cuencas maduras. Según el informe de la OPC acumulado a abril de 2026, la provincia registra el precio promedio del barril más alto del país: USD 78,9, por encima del promedio nacional de USD 74,3 y de los USD 74,7 de Neuquén. Aun así, sus regalías petroleras cayeron un 2% en términos reales en los primeros cuatro meses del año, porque la producción computable de crudo bajó un 11% respecto al mismo período de 2025.

La Pampa registra el precio promedio del barril más alto del país: USD 78,9, por encima del promedio nacional de USD 74,3 y de los USD 74,7 de Neuquén

El gas agrava el cuadro: la producción computable se desplomó un 68% -la mayor caída entre todas las provincias productoras-, con regalías gasíferas en retroceso del 62% en términos reales. El detonante es concreto: la salida de Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) de El Medanito, el principal yacimiento provincial, y el inicio de una operación transitoria a cargo de la empresa Ribeiro hasta que concluya la licitación de una nueva concesión. El compromiso de inversiones del futuro operador definirá si la provincia puede revertir esa tendencia.

El bajo peso de los hidrocarburos en las finanzas pampeanas —las regalías representan apenas el 1% de sus ingresos totales— amortigua el impacto fiscal. Pero también expone la escasa participación de La Pampa en la actividad hidrocarburífera nacional: apenas el 0,6% del total de regalías distribuidas en el país.

El gas, el contrapunto del boom

Mientras el petróleo bate récords, el gas muestra una dinámica diferente. Las regalías gasíferas cayeron 14% en términos reales en el acumulado a abril de 2026, según el informe de la OPC. La producción total de gas en el primer trimestre del año se ubicó un 1% por debajo de 2025, con la producción convencional en retroceso del 10% y la no convencional -responsable del 65% del gas argentino- con un alza del 4,8% interanual.

La Bolsa de Comercio de Rosario destaca que ese registro es el segundo mejor trimestre productivo de gas en 17 años, pero la caída de las regalías refleja otro problema: la infraestructura de transporte no acompaña el ritmo de extracción. La Cuenca Neuquina proyecta crecimiento; la Cuenca Austral y la del Golfo San Jorge, mermas. Las próximas inversiones en gasoductos serán determinantes para que la producción de gas se traduzca en ingresos fiscales sostenidos para las provincias.

El escenario de 2026 combina producción en máximos históricos con precios que oscilan al ritmo de una geopolítica volátil. Para las provincias que dependen del subsuelo para financiar sus presupuestos, la ecuación nunca fue tan grande ni tan inestable.

A pesar de que la Argentina logró en mayo un superávit en su balanza energética de USD 1.395 millones, a la vez que es sede de Vaca Muerta, la segunda reserva de gas no convencional del mundo, el país sigue dependiendo de las importaciones de gas en invierno.

La paradoja tiene una explicación estructural. La Argentina produce alrededor de 140 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) de gas, pero la demanda invernal supera los 180 MMm3/d. La red de transporte no tiene capacidad suficiente para trasladar todo el gas desde las cuencas productoras hasta los centros de consumo en los picos estacionales.

Es por eso que el gas natural licuado (GNL) importado opera como un seguro para cubrir esos faltantes puntuales —aunque la mayor parte del volumen importado termina destinado a la industria, no a los hogares—. Este invierno, ese seguro llegó, pero con un precio que el sector productivo dice no poder pagar.

“Llevo 10 días con la gente parada sin producir y acumulé $100 millones en multas en cinco días. Estoy generando multas sin producir", comentó a Infobae la dueña de una fábrica de ladrillos en la provincia de Buenos Aires. Su horno no puede apagarse: necesita mantener un mínimo técnico para no arruinar la estructura. Pero la distribuidora le ordenó consumo cero. Cada día que produce para sostener ese piloto, le llega una multa de alrededor de $50 millones, con el riesgo adicional de que le corten el suministro por completo. “Claramente esto se va a judicializar”, advirtió.

El caso, no obstante, no es aislado. Alrededor de 130 fábricas en todo el país sufrieron cortes o decidieron frenar la producción ante el salto en el precio del GNL importado, que este invierno el Gobierno decidió trasladar íntegramente a la industria, sin subsidios del Tesoro, como se hacía desde 2008. La razón detrás de esa decisión se alinea con la intención del Gobierno que los usuarios paguen el “precio real de la energía”.

El mayor impacto se concentra en el litoral y el norte del país, donde los cortes e interrupciones alcanzan al 50% de las industrias, según fuentes del sector.

El detonante fue una combinación de factores. El conflicto bélico en Medio Oriente disparó el precio internacional: el GNL pasó de cotizar en torno a los USD 11 por millón de BTU —la unidad de medida térmica inglesa usada en el sector— a valores de entre USD 23 y USD 26. Para las industrias que no participaron de las subastas públicas organizadas en el mercado electrónico de gas (Megsa), el precio final llegó a ser casi diez veces superior al del gas de red local, que ronda los USD 4,5 por millón de BTU.

“Ya llevamos 15 años de crisis energética. Sabemos cómo es el invierno y armamos nuestros planes de producción en base a esa oferta de gas para que no falte en los hogares”, explicaron en el sector industrial.

“Nunca nos pasó que nos mandaran a consumo cero”, dijo la dueña de la empresa de ladrillos. Y continuó: “La Argentina tiene gas pero falta infraestructura; el gas que compró el país lo pagó en medio del conflicto de Medio Oriente y la industria no puede absorber de ninguna manera esos costos. Es un sobrecosto inviable para el sector que encima viene deprimido hace un año y medio”.

El precio que pagan los que no compraron en subasta

Si bien la importación de GNL estaba en manos de Enarsa desde hace casi 20 años, este año el gobierno buscaba que la operación quedara en manos privadas. Y, aunque hubo dos oferentes para hacerse cargo del negocio, finalmente quedó bajo la órbita estatal. Según pudo reconstruir este medio, los plazos de importacion y la necesidad de garantizar el suministro fueron determinantes para acelerar esta decisión.

Como respuesta a esta situación, Enarsa compró los buques, pero también organizó subastas para que las industrias adquirieran GNL de forma directa en el Megsa. Las empresas que no participaron quedaron expuestas a negociar con Trafigura, la comercializadora de materia prima que en una de esas licitaciones adquirió el equivalente a cinco cargamentos de GNL. Fuentes oficiales sostienen que “la industria tuvo acceso al volumen antes que cualquier comercializador” y que las compañías que hoy negocian con el trader “son las que decidieron no tomar ese volumen en las subastas”.

Las distribuidoras reconocen que aplican cortes tanto en contratos interrumpibles —aquellos que ofrecen gas más barato a cambio de no garantizar el suministro— como en contratos firmes con ventanas, que contemplan restricciones parciales por períodos acordados.

En la práctica, los contratos interrumpibles están cortados en su totalidad. Los firmes con ventana, en cambio, permiten a la distribuidora tomar días de corte hasta un máximo de 60 días por año, que pueden aplicarse de forma discontinua según la necesidad operativa. Camuzzi Gas Pampeana, por ejemplo, aplica esa ventana sobre los grandes usuarios del área metropolitana de Buenos Aires. Para las industrias con contrato firme que igualmente reciben cortes, la situación deriva en una discusión jurídica sobre el incumplimiento de acuerdos vigentes. Varias cámaras empresariales ya anticipan acciones legales.

La Cámara Industrial de Cerámica Roja (Cicer) advirtió que “el impacto es especialmente grave en las empresas de menor escala, que constituyen la base del entramado productivo del sector”. La Asociación Citrícola del Noroeste Argentino (Acnoa) expresó “profunda preocupación” por la falta de suministro y la escalada de costos. Desde la Unión Industrial de Salta informaron que la falta de gas golpea al polo cerámico, los ingenios azucareros, las empresas citrícolas y tabacaleras, además de distintas economías regionales.

La Unión Industrial Argentina (UIA) elevó por escrito al secretario de Coordinación Productiva, Pablo Lavigne, una propuesta para llegar al ministro de Economía, Luis Caputo: dividir en partes iguales la diferencia entre el precio del GNL importado y el valor local, con el Estado absorbiendo la mitad como subsidio. El costo fiscal estimado era de USD 130 millones para el período junio-mediados de agosto. Caputo la rechazó.

El norte, el eslabón más débil

En el norte del país, la situación es estructuralmente más grave que en el centro o el AMBA: las obras de reversión del Gasoducto Norte aún no están terminadas, lo que limita el transporte de gas desde Vaca Muerta hacia provincias como Salta, Jujuy y Tucumán. El GNL aparece allí como alternativa, pero a un costo que lo vuelve prácticamente inviable: su precio llega a ser seis veces superior al del gas proveniente de la cuenca neuquina.

El impacto no se limita a la industria. Las estaciones de Gas Natural Comprimido (GNC) también sufrieron restricciones, con largas filas y piquetes registrados en La Plata. Desde fines de abril, las principales distribuidoras del Área Metropolitana de Buenos Aires ordenaron limitar las ventas de GNC al cupo del firme contratado.

El costo de importar en un año de guerra

Este invierno entrarán al país alrededor de 25 cargamentos de GNL con un costo cercano a los USD 1.000 millones, a razón de unos USD 20 por millón de BTU. El ex subsecretario de Hidrocarburos de la Nación, Juan José Carbajales proyectó que la factura total podría trepar hasta USD 1.400 millones, el doble de lo que costó en 2025. El salto responde a la escalada global de precios tras el estallido del conflicto entre Estados Unidos, Israel e Irán: antes de la guerra, el GNL cotizaba alrededor de USD 11 por millón de BTU.

El sobrecosto energético tampoco se limita al gas. La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) había proyectado en febrero un precio de USD 65 el MWh para mayo, pero terminó pagándose USD 105. En junio, el valor trepó a USD 142, en gran parte por el mayor uso de combustibles líquidos importados para generar electricidad ante la escasez de gas. La industria, que consume energía eléctrica de manera intensiva, paga así más caro tanto el gas como la luz en el momento de menor actividad del año.

La ampliación del gasoducto Perito Moreno —antes llamado Néstor Kirchner— debería reducir a la mitad la dependencia del GNL importado en 2027. Hoy, la segunda parte del proyecto que permitirá ampliar aún más la capacidad de transporte del ducto, y, una vez finalizada, garantizar el abastecimiento de gas en el interior del país sobre todo durante los meses de invierno, ya está dentro del marco del RIGI.

En un intento por reforzar la prevención de la corrupción y la inserción de la Argentina en el comercio mundial, el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) obligó a las empresas del sector que estén bajo jurisdicción federal a inscribirse en el Registro de Integridad y Transparencia para Empresas y Entidades (RITE), que depende de la Oficina Anticorrupción.

La decisión, comunicada este jueves por la entidad que el año pasado unificó a los anteriores Enargas y Enre, dispuso un plazo de un año para adherirse, a la vez que vincula la medida con la adopción de estándares internacionales promovidos por la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE).

La medida quedó formalizada en la Resolución N° 199/2026 y alcanza a las licenciatarias de transporte y distribución de gas natural y a las concesionarias de transporte y distribución de electricidad de jurisdicción federal. El texto, que también se publicó en el Boletín Oficial, menciona que “son de público conocimiento causas judiciales que tramitan actualmente en el fuero Federal Criminal y Correccional y que se vinculan con el tema objeto de este acto”.

Para el resto de los actores de la industria del gas definidos en la Ley N° 24.076 y para los agentes y actores del mercado eléctrico reconocidos por la Ley N° 24.065, la norma no impone una obligación sino una invitación, con un plazo de adhesión de dos años desde la entrada en vigencia de la resolución.

El directorio del ente —integrado por el vicepresidente Vicente Serra, el vocal primero Marcelo Nachón, la vocal segunda Griselda Lambertini y el vocal tercero Sergio Falzone— encuadró la medida dentro de los lineamientos de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE) para la inserción de la Argentina en el comercio mundial, en línea con lo previsto en el artículo 3° del Decreto 70/2023.

Quienes cuenten con certificaciones ISO 37001 o ISO 37301 —los estándares internacionales de gestión antisoborno y cumplimiento normativo— quedan eximidos de la inscripción al RITE, aunque deben informar esa situación al ENReGE.

El RITE funciona desde diciembre de 2022 como “plataforma online, gratuita y de adhesión voluntaria, destinada a ayudar a organizaciones de todos los tamaños a desarrollar, mejorar y registrar sus programas de integridad y su vinculación con distintos organismos del Estado”, explicó el EnReGe. Reúne a más de 224 entidades distribuidas en todo el país, de las cuales el 80,6% son privadas. Cuenta con el respaldo del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y del Programa de Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD). Ya había sido exigido como requisito en la licitación del Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno, impulsada por la Secretaría de Energía en mayo de 2025, y en procesos licitatorios de los ministerios de Desarrollo Humano y Salud.

El ente regulador

El ENReGE nació en julio de 2025 como parte del proceso de simplificación administrativa impulsado por la Ley de Bases, con el objetivo de unificar las funciones que antes ejercían por separado el Ente Nacional Regulador del Gas y el Ente Nacional Regulador de la Electricidad. El organismo quedó bajo la órbita de la Secretaría de Energía.

Desde su conformación, el proceso de designación de directores enfrentó dificultades por los elevados requisitos de calificación profesional exigidos para los cargos y por el congelamiento salarial en el sector público.

Poco más de un mes atrás, el pasado 1 de junio, se conoció la renuncia de Néstor Marcelo Lamboglia a la presidencia del ente. Habían pasado menos de 30 días desde que había sido designado al cargo por un período de cinco años. Antes de ese puesto, se desempeñaba como interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad. Su salida dejó a Serra al frente del organismo.

Tras la salida de Manuel Adorni de jefatura de Gabinete, el Gobierno busca relanzar la gestión e iniciar una nueva etapa en el Congreso. En ese sentido, el presidente Javier Milei convocó a diputados y senadores de La Libertad Avanza (LLA) en la Casa Rosada y les solicitó avanzar a fondo con proyectos, entre ellos las modificaciones al régimen de Zonas Frías, que abarataba con subsidios la boleta de gas en determinadas provincias.

Es una iniciativa que resulta clave en términos del ahorro que implica para las cuentas públicas, pero que la negociación política llevó a que se hagan concesiones que podrían complicar revertir el objetivo deseado, sobre todo por este momento del año.

El Gobierno considera el proyecto de modificación del Régimen de Zonas Frías central en su estrategia para el gasto público, pues redefine cuáles regiones del país reciben subsidios en la tarifa de gas. Según pudo saber Infobae, el oficialismo diseñó la iniciativa para restringir el acceso a estos beneficios y así reducir el déficit estatal. Es que el esquema vigente genera un déficit de $485.000 millones y de prosperar la reforma, el ahorro estimado para las arcas estatales sería de $272.099 millones.

Sin embargo, durante la negociación en la Cámara de Diputados, el oficialismo enfrentó el desafío de sumar votos de provincias del norte. Para lograrlo, accedió —de palabra— a subsidiar también la electricidad en esas regiones, bajo el concepto de “Zona Cálida”. La promesa surgió en un contexto de tensión por la urgencia del oficialismo de conseguir la media sanción y así activar el ajuste fiscal previsto.

Fuentes involucradas en las negociaciones destacaron que el compromiso político incluyó la elaboración de un documento titulado “Resolución Bonificaciones y Bloques adicionales de verano y primavera para zonas bioambientales Ia, Ib y IIb (muy cálidas y cálidas)”. El texto contempla que para las zonas clasificadas como “muy cálidas” (Ia y Ib) el bloque adicional en los meses críticos sea de 300 kW/h, y para la “Zona Cálida” (IIb), de 200 kW/h. Las provincias destinatarias de este beneficio sería Jujuy, Catamarca, Tucumán, Salta, Misiones y Santa Fe.

Pero no se introdujo ningún articulo con ese detalle al proyecto. Por lo que la implementación de este subsidio eléctrico estará sujeto a una resolución del Economía, mecanismo que generó reparos en algunos sectores de la oposición. Desde ese grupo advierten que una medida de ese tipo, que depende de la discrecionalidad del Ejecutivo, podría no concretarse o modificarse con facilidad.

Esa promesa del Gobierno tiene costo fiscal: el subsidio a la electricidad oscila entre USD 71 millones y USD 95 millones anuales, según estimaciones oficiales. Calculado al tipo de cambio mayorista de $1.489, el monto se traduce en más de $141.000 millones, lo que representa casi la mitad del ahorro que el Gobierno buscaba con la reforma de “Zona Fría”.

Según información oficial de la Secretaría de Energía, el gasto que representa el nuevo esquema de subsidios eléctricos no se computó dentro del ahorro estimado por la reforma de “Zona Fría”. Mientras el ahorro potencial alcanzaría los $272.099 millones, el costo de los subsidios adicionales para electricidad podría absorber la mitad de ese monto.

La clave radica en el momento del año en que se implementaría estos cambios. Cuando el proyecto fue enviado al Congreso para redefinir qué hogares debían recibir el subsidio de gas por Zona Fría, el invierno se encontraba próximo. La parálisis legislativa, retrasó el tratamiento de la iniciativa y, en caso de aprobarse, aún restará esperar su reglamentación. El tiempo transcurrirá y se acercarán los meses en los que, si el Gobierno cumple su promesa, el gasto público crecerá por los nuevos subsidios eléctricos otorgados a las provincias del norte y centro del país.

Letra chica

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.

Trabajar en la industria del petróleo y el gas puede significar cobrar desde $4,4 millones netos hasta más de $18 millones, según el puesto, la experiencia, la cuenca donde se opera y el tamaño de la empresa. De acuerdo con una encuesta de la Fundación Contactos Energéticos, la mediana neta del sector se ubica en $8 millones mensuales, con un salario bruto mediano de $10,3 millones: la diferencia entre ambos —el descuento por cargas sociales e impuestos— ronda el 25 por ciento.

El descuento, no obstante, no es parejo. Los trabajadores no afiliados a un sindicato resignan el 25% de su remuneración bruta, mientras que los afiliados pierden el 20%, cinco puntos menos. Además, cuanto más alto es el sueldo, mayor es el recorte: quienes cobran hasta $4 millones brutos ven reducido su ingreso un 18,3%, pero ese porcentaje sube al 30,6% para quienes superan los 20 millones de pesos. Es el efecto de la progresividad del impuesto a las ganancias combinado con las contribuciones sindicales y previsionales.

En cuanto a los ajustes salariales, el primer semestre de 2026 cerró con una suba mediana del 10 por ciento. Y el bono anual, ese plus que muchas empresas otorgan a fin de año o por resultados, ya no es una excepción: el 74% de los encuestados declaró recibirlo.

Más allá de las variaciones por cargo, experiencia o empresa, el grueso de los trabajadores petroleros cobra entre $6 millones y $ 9 millones por mes.

Cuánto se paga en cada cuenca petrolera

La Argentina tiene varias cuencas petroleras activas, y los sueldos varían dependiendo la ubicación de las mismas. La razón tiene que ver con factores como la lejanía geográfica, las condiciones de trabajo, la productividad de los yacimientos y la presencia de grandes operadoras.

La cuenca Austral/Magallanes, ubicada en el extremo sur patagónico, lidera el ranking con un salario neto mediano de $9 millones. Le sigue la cuenca Neuquina —la más activa del país y epicentro de Vaca Muerta— con $8,9 millones, y el Golfo San Jorge, que abarca zonas de Chubut y Santa Cruz, con 8,8 millones de pesos. Las tres cuencas patagónicas se agrupan en la cima, con diferencias mínimas entre sí.

A medida que se aleja de la Patagonia, el mapa salarial cambia. Las áreas de Administración/Oficinas centrales —que incluyen a quienes trabajan en las sedes corporativas, generalmente en Buenos Aires— registran una mediana de $7 millones. La cuenca Cuyana (Mendoza y San Juan) se ubica en $6,3 millones, y la categoría “Otra/No especificada” en $6,2 millones.

El caso más llamativo es el de la cuenca Noroeste, que agrupa yacimientos de Salta y Jujuy: su mediana neta es de apenas $1,4 millones, una cifra que la aleja por un gran margen del resto y que sugiere una composición de muestra con perfiles de menor seniority o condiciones de mercado laboral muy distintas a las de la Patagonia.

La jerarquía define el rango

En cualquier industria, el cargo es uno de los principales determinantes del salario. La encuesta clasifica los niveles de seniority en siete categorías, y la diferencia entre el primero y el último es de casi tres veces.

Un profesional Junior —el nivel de entrada— cobra en la mediana 4,4 millones de pesos. El paso a Semi Senior implica un salto a $5 millones. Desde ahí, la curva se empina: el nivel Senior llega a $7 millones, el Advisor a $9 millones y la Gerencia a $9,5 millones. Los rangos de Dirección y C-Level (presidentes, CEOs, directores generales) alcanzan medianas de $12 millones y $13 millones respectivamente, aunque la banda intercuartílica —es decir, el rango donde se concentra el 50% central de los salarios— supera los 15 millones de pesos.

La antigüedad en el puesto agrega otra capa de complejidad. Un C-Level con entre 6 y 10 años en el cargo registra la mediana más alta de toda la muestra: 18,5 millones de pesos. En el nivel de Dirección, la antigüedad tiene un efecto más estable, con valores que oscilan entre $10 millones y $13 millones según el tramo. Pero la relación no siempre es lineal: en el nivel Advisor, quienes llevan más de 11 años en el puesto registran una mediana de $5,3 millones, por debajo de quienes tienen entre 6 y 10 años ($9,8 millones), lo que puede reflejar trayectorias estancadas o perfiles que no ascendieron a posiciones de mayor responsabilidad.

Salarios por tipo de función

Más allá del nivel jerárquico, el área funcional también incide en el salario. La encuesta agrupa los cargos en familias de posición y los datos muestran una lógica clara: las funciones ligadas al negocio central —extraer, producir y dirigir— pagan más que las de soporte.

Dirección/Alta Gerencia encabeza el ranking con una mediana neta de $11,5 millones. Le siguen Perforación/Workover con $10 millones —una función técnica de alta demanda y condiciones de trabajo exigentes— y Producción/Operaciones con $9,1 millones. Gerencia/Jefatura general e Ingeniería se ubican en $9 millones y $8,7 millones respectivamente.

En el segmento medio aparecen HSE/Calidad/Medio Ambiente y Reservorios/Subsuelo (ambas en $7,4 millones), Finanzas/Administración ($7,2 millones) y Comercial/Ventas ($7 millones). Los valores más bajos del relevamiento corresponden a Mantenimiento/Integridad ($5,8 millones), Compras/Abastecimiento ($5,6 millones) e IT/Sistemas/Datos/Digital ($5 millones), una brecha que refleja la menor valorización relativa de los perfiles tecnológicos dentro de una industria que aún prioriza el conocimiento técnico del subsuelo y las operaciones de campo.

Diferencias por tamaño de empresa

Una empresa grande no garantiza automáticamente el sueldo más alto. Las firmas de entre 201 y 1.000 empleados son las que pagan el salario neto mediano más elevado: 8,9 millones de pesos. Las de más de 1.000 empleados —las grandes operadoras e integradas— registran una mediana levemente inferior, de $8 millones, aunque compensan con la cobertura de bono más extensa de toda la muestra: el 90% de su personal recibe algún bono, con un promedio equivalente a 2,7 sueldos anuales.

Las empresas medianas de 51 a 200 empleados muestran el salario más bajo de ese segmento ($6,6 millones), con una cobertura de bono del 53% y un promedio de 2,6 sueldos. Las firmas de 11 a 50 empleados pagan 7,3 millones con 54% de cobertura. Y las más chicas, de hasta 10 empleados —típicamente empresas de servicios o consultoras especializadas—, registran $5,3 millones netos en la mediana, aunque quienes reciben bono en ese segmento obtienen en promedio 3 sueldos, el valor más alto de la muestra en términos relativos.

Los beneficios que completan el paquete

El salario no es el único elemento que define la compensación total. La encuesta también relevó los beneficios más frecuentes, y el home office lidera con amplitud: el 65% de los encuestados lo tiene disponible, un dato que rompe con la imagen tradicional del petrolero atado al yacimiento y refleja la expansión del trabajo remoto en las áreas corporativas y de soporte del sector.

Le siguen el flex time o flexibilidad horaria (42%), el acceso a gimnasio (41%) y el día de cumpleaños no laborable (36%). El comedor o vianda alcanza al 32% de los trabajadores —un beneficio más frecuente en quienes operan en campo—, mientras que las vacaciones adicionales están presentes en el 27% de los casos. El vehículo aparece en el 22%, las acciones de la empresa en el 15%, y los beneficios de MBA/posgrados y guardería cierran la lista con un 9% cada uno.

El Gobierno publicó este miércoles en el Boletín Oficial los nuevos cuadros tarifarios de luz y gas para julio, con aumentos promedio del 1,5% en electricidad para el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) y del 3,01% en gas a nivel nacional, según informó la Secretaría de Energía. Al mismo tiempo, prorrogó la bonificación extraordinaria del 25% para usuarios con subsidios focalizados en gas y elevó el beneficio adicional en electricidad del 11,97% al 16,59%, con el objetivo de amortiguar el impacto del pico de consumo invernal.

Las medidas quedaron instrumentadas a través de las resoluciones 205/2026 y 206/2026 del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) para electricidad, y la resolución 175/2026 para Metrogas y la 204/2026 para Naturgy BAN, en el caso del gas.

Para el cálculo de los ajustes en luz, el organismo tomó como referencia la evolución del Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) y el Índice de Precios al Consumidor (IPC), que en el mes de referencia arrojaron variaciones de 2,51% y 2,15% respectivamente, con un ajuste base del componente de distribución del 2,39 por ciento.

A partir de ese punto de partida, cada distribuidora registró un ajuste diferenciado en su Costo Propio de Distribución (CPD): Edenor llegó al 2,95% y Edesur al 2,76%. El promedio de ambas empresas se traduce en el incremento del 1,5% que verán reflejado los usuarios en sus facturas. Quienes reciben subsidio del Estado tendrán consignado el monto correspondiente bajo el rótulo “Subsidio Estado Nacional”.

Los nuevos valores de Edesur para hogares sin subsidio fijan un cargo variable de $153,935 por kWh en la franja de menor consumo —hasta 150 kWh mensuales— y un cargo fijo de $1.674,55 por mes. En el caso de Edenor, para los hogares con subsidio, el cargo variable en la franja más baja es de $69,303 por kWh, valor que prácticamente se duplica a $155,504 por kWh para el consumo que supera ese umbral en la categoría R2. Los clubes de barrio, entidades de bien público y organizaciones sin fines de lucro acceden a un cuadro tarifario propio equiparado al de los hogares con subsidio.

En gas, los nuevos cuadros diferencian a los usuarios residenciales en categorías según el consumo mensual (R1, R2, R3 y R4). Para los usuarios sin subsidio de Metrogas en Capital Federal, el cargo fijo mensual es de $22.606,14 para las categorías R1 a R3, y de $85.449,38 para R4. En Naturgy BAN, zona Buenos Aires Norte, el cargo fijo mensual sin subsidio es de $19.694,91 para R1 a R3, y de $74.776,64 para R4.

Se amplían los subsidios para hogares vulnerables

La prórroga de la bonificación extraordinaria del 25% sobre el consumo de gas alcanza a los hogares beneficiarios del régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) e incluye tanto a usuarios de gas natural como de gas propano indiluido por redes. La resolución justificó la medida en la necesidad de “asegurar la gradualidad de la reestructuración del régimen de subsidios energéticos y la previsibilidad de los montos de facturación”. En electricidad, la bonificación adicional del 16,59% —elevada desde el 11,97% previo— aplica sobre un consumo base de 300 kWh mensuales.

El contexto tarifario de julio se da en un momento de alto consumo estacional. Según el Reporte de Tarifas y Subsidios del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP) de la UBA y el Conicet, un hogar promedio del AMBA sin subsidios destinó $282.758 en junio para cubrir sus gastos en energía, transporte y agua potable, un 10,1% más que en mayo y un 54% por encima de junio de 2025. La canasta de servicios públicos acumula un alza del 919% desde diciembre de 2023, frente al 236% que registró el índice general de precios en el mismo período. El ENReGE deberá implementar los cambios en los cuadros tarifarios y notificar a distribuidoras y licenciatarias.

Mediante un par de resoluciones publicadas en Boletín Oficial, el Gobierno avanzó con los aumentos en los servicios del mes de julio.

En cuanto a la luz, el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) dispuso cuáles serán las nuevas tarifas para Edenor y Edesur.

Los ajustes alcanzan tanto a usuarios residenciales con y sin subsidio como a otras categorías de consumo y, para el cálculo, el organismo toma en cuenta la evolución del Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) y el Índice de Precios al Consumidor (IPC). En el mes de referencia, ambos índices arrojaron variaciones de 2,51% y 2,15%, lo que derivó en un ajuste del componente de distribución del 2,39% para las dos empresas como punto de partida.

De acuerdo con la información suministrada en las resoluciones 205/2026 y 206/2026, Edenor registró un incremento que elevó su ajuste total del Costo Propio de Distribución (CPD) al 2,95%; mientas que Edesur subió su CDP un 2,76%. Los usuarios residenciales con subsidio verán reflejado en su boleta el monto correspondiente bajo el rótulo “Subsidio Estado Nacional”.

Usuarios de Edesur

En los anexos de la normativa se detalla por ejemplo, los valores que rigen para los hogares que no reciben subsidio del Estado: desde este mes pagarán un cargo variable de $153,935 por kWh en la franja de menor consumo —hasta 150 kWh mensuales—, con un cargo fijo de $1.674,55 por mes. A medida que el consumo sube, la tarifa escala. Los comercios y la categoría general también actualizan sus valores.

Los clubes de barrio y de pueblo, junto con las entidades de bien público, tienen un cuadro tarifario propio que los equipara a los usuarios residenciales con subsidio. En la franja más baja, figura el cargo variable es de $68,531 por kWh, el mismo valor que rige para los hogares subsidiados.

Usuarios de Edenor

En el noroeste de CABA y los municipios del norte y noroeste del AMBA, la distribuidora detalló los valores en los anexos que acompañan la medida.

Para hogares que reciben subsidio del Estado, la tarifa de julio mantiene el subsidio que cubre únicamente los primeros 300 kWh consumidos cada mes, detallado más abajo, y el excedente se factura a precio pleno.

En la franja más baja —hasta 150 kWh—, el cargo variable con subsidio es de $69,303 por kWh, pero ese valor prácticamente se duplica a $155,504 por kWh para el consumo que supera ese umbral en la categoría R2.

El esquema en los clubes de barrio y de pueblo, es igual, acceden a un cuadro tarifario propio que los equipara a los hogares con subsidio. En la franja más baja, el cargo variable es de $69,303 por kWh, y escala hasta $100,542 por kWh en el tramo de mayor consumo.

Gas

El ENReGE aprobó también los nuevos cuadros tarifarios para las distribuidoras de gas con aumentos que irán a la par de las bonificaciones extraordinarias para los usuarios con subsidios focalizados.

Los ajustes quedaron asentados mediante la resolución 175/2026 de Metrogas Sociedad Anónima, y la 204/2026 correspondiente a Naturgy BAN S.A.

En los documentos que se encuentran dentro de las normativas, se diferencian a los usuarios residenciales en categorías según su nivel de consumo mensual (R1, R2 y R3, con subcategorías, y R4 para los consumos más altos).

A modo de explicación, para los usuarios sin subsidio de Metrogas en Capital Federal, el cargo fijo mensual es de $22.606,14 para las categorías R1 a R3, y de $85.449,38 para R4.

Para los usuarios de Naturgy BAN en la subzona Buenos Aires Norte sin subsidio, el cargo fijo mensual es de $19.694,91 para las categorías R1 a R3, y de $74.776,64 para R4. Los usuarios que no tienen subsidio, pero acceden a una tarifa diferencial del 70% pagan proporciones menores

Bonificaciones

En paralelo, la Secretaría de Energía prorrogó la bonificación extraordinaria del 25% sobre el consumo de gas para los hogares beneficiarios del régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), “a fin de asegurar la gradualidad de la reestructuración del régimen de subsidios energéticos y la previsibilidad de los montos de facturación de los servicios”, argumentaron en el texto.

La resolución también se oficializó en Boletín Oficial y alcanza a usuarios de gas natural y gas propano indiluido por redes. En cuanto a los usuarios de electricidad, el beneficio es diferente: una bonificación del 16,59% sobre un consumo base de 300 kWh mensuales, “con la intención de morigerar el impacto tarifario”, indicaron.

El Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENARGAS) deberá implementar los cambios en los cuadros tarifarios y notificar a distribuidoras y licenciatarias. También quedan incluidas entidades de bien público, clubes de barrio y organizaciones sin fines de lucro.

La política oficial de recomposición de tarifas de servicios públicos mediante la reducción de subsidios sigue generando un impacto relevante sobre el ingreso disponible en los hogares, en especial, en aquellos que tienen recursos más bajos. Por ese motivo, aún cuando la desaceleración de la inflación en los últimos meses mejoró el salario real y el poder adquisitivo, la suba en las boletas de luz, gas, agua y el transporte se quedan con gran parte de esa mejora.

“La recomposición tarifaria redujo el ingreso disponible de los hogares, especialmente en los de menores ingresos, donde los servicios públicos ya absorben cerca del 20% del ingreso familiar”, señaló un informe de Fundación Capital. Aunque los aumentos más fuertes ocurrieron en 2024, “las tarifas más altas, el mayor consumo invernal y los ingresos rezagados mantuvieron la presión sobre el poder adquisitivo”.

Si se computa el salario promedio del sector privado registrado para estimar cuánto se llevan de él los servicios, queda claro el efecto de la recomposición. En diciembre de 2023, las facturas ocupaban el 4,3% de ese salario; hoy, representan el 10,7%, más de el doble.

Ese impacto en los bolsillos más débiles de las tarifas se da en un contexto en el que algunas negociaciones paritarias le ganarán a la inflación, según el informe. Eso permite prever una acotada mejora del salario en el resto del año, aún en mercado laboral con problemas, donde la informalidad sigue creciendo. De esa forma, concluye que “de cara al segundo semestre, el escenario más probable combina una recomposición real moderada de los salarios, pero con una dinámica del ingreso disponible aún condicionada por la evolución tarifaria”.

El impacto en cada segmento económico

Si bien el aumento de los servicios públicos fue generalizado, el impacto no fue homogéneo en los hogares, explicó Fundación Capital, cuyo informe trazó un ejemplo de cómo impactan esos aumentos en los distintos segmentos socioeconómicos. Su conclusión fue que “en los hogares de menor poder adquisitivo, el salto fue más relevante”

En los hogares con ingresos medios-altos que no reciben subsidios energéticos, como aquellos con ingresos de $4.500.000, el pago de servicios públicos en junio representó cerca del 6% del ingreso familiar, 1,6 puntos más que en junio de 2025 y muy superior al 2% registrado en diciembre de 2023. Si se toma como referencia un hogar con el ingreso promedio del decil 10, casi $7.000.000, la proporción destinada a servicios públicos es aún menor: alcanzó el 3%.

Entre los hogares de ingresos medios, una familia con $1.500.000 mensuales asignó aproximadamente el 14% de su salario al pago de servicios públicos, 1,7 puntos más que un año antes y más del doble respecto a diciembre de 2023, cuando era el 7%. Una situación similar se observó en hogares con un sueldo medio del sector formal ($2.200.000), donde el gasto en servicios alcanzó el 10,7%, 1,6 puntos por encima del año previo y casi triplicando el 3,8% de diciembre de 2023.

Pero en los segmentos de menor poder adquisitivo, el impacto del aumento de tarifas resultó más marcado. Una familia cuyos ingresos equivalen a dos salarios mínimos ($735.600 en junio) destinó el 22% de sus ingresos al pago de servicios públicos, lo que representa un aumento de 5,7 puntos porcentuales respecto a un año atrás y una cuadruplicación frente al 5,3% de diciembre de 2023. Esto responde tanto al ajuste tarifario como a la actualización del salario mínimo, que quedó rezagada frente a la inflación. Para un hogar que percibe dos jubilaciones mínimas, incluidos los bonos ($946.636), el gasto en servicios llegó al 17,3% del ingreso familiar, con un incremento interanual de 3,5 puntos y una triplicación respecto a diciembre de 2023.

Para la Fundación Capital, la perspectiva de este escenario tiende a agravarse, ya que “aún queda margen para nuevas correcciones” en todos los servicios públicos regulados. De hecho, ya hay aumentos previstos para julio en las tarifas. En el caso del transporte público, de fuerte incidencia en los hogares más modestos, ya está previsto que el boleto aumente 2 puntos porcentuales por encima de la inflación todos los meses.

“Si bien el sector residencial ya cubre en promedio el 80% del costo de generación de la energía eléctrica (vs. 33% 2 años antes), entre los usuarios con subsidio la cobertura del hogar ronda el 64%. En cuanto al transporte, en el AMBA el usuario cubre solo el 31% del costo del boleto de colectivo”, señaló el informe.

A partir de este miércoles 1° de julio, los hogares del Área Metropolitana de Buenos Aires enfrentarán una nueva ronda de aumentos en servicios y gastos cotidianos que se acumulará sobre una canasta de servicios públicos que ya escaló 919% entre diciembre de 2023 y junio de este año. Luz, gas, agua, transporte, medicina prepaga, alquileres y colegios privados registrarán subas que, en la mayoría de los casos, toman como referencia la inflación de mayo, de 2,1% según el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec).

Según el Reporte de Tarifas y Subsidios del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP) de la UBA y el Conicet, un hogar promedio del AMBA sin subsidios destinó $282.758 en junio para cubrir sus gastos en energía, transporte y agua potable —un 10,1% más que en mayo y un 54% por encima de junio de 2025. La canasta acumula un alza de 919% desde diciembre de 2023, frente al 236% que registró el índice general de precios en el mismo período.

Transporte

El transporte concentra el 40% de esa canasta y es el rubro de mayor impacto sobre los ingresos del hogar. En junio, el gasto mensual de un hogar promedio en este ítem llegó a $116.688. En julio, las tarifas vuelven a moverse.

Los colectivos bajo jurisdicción de la Ciudad de Buenos Aires subirán 4,1%, mientras que las líneas provinciales tendrán un incremento del 4,3%. Con esos valores, el boleto mínimo en CABA —recorridos de hasta tres kilómetros— pasará a costar $820,60, y en la Provincia ese mismo tramo ascenderá a 1.059,28 pesos.

El subte porteño también ajustará 4,1%. El boleto pasará de $1.558 a $1.621 para usuarios con SUBE registrada; quienes no cuenten con tarjeta nominalizada pagarán $2.541 por viaje. La tarifa social quedará en $567 y la estudiantil en 226 pesos.

Los trenes del AMBA tendrán un esquema escalonado definido por la Secretaría de Transporte: 8,6% en julio —con el boleto de primera sección en $380,10—, 10,5% en agosto —hasta $420,01— y 7,1% en septiembre, cuando la tarifa llegará a 449,83 pesos.

Peajes

Las autopistas porteñas seguirán el mismo criterio de actualización que el transporte de superficie y tendrán un aumento del 4,1%. En la Autopista 25 de Mayo y la Perito Moreno, los vehículos livianos pagarán $4.613,65 en horario normal y $6.538,29 en hora pico. En las autopistas Illia, Retiro II, Sarmiento y Salguero, las tarifas para autos irán de $1.922,15 a $2.718,21 según el horario.

Luz, gas y agua

La factura de gas fue el componente de mayor peso en la suba de la canasta de servicios de junio: según el IIEP de la UBA-Conicet, trepó 23,4% respecto de mayo por la combinación de ajustes en los cargos fijo y variable —4,4% y 2,2% respectivamente— con el salto estacional propio del inicio del invierno. En julio, los usuarios verán nuevos incrementos: aunque el cuadro tarifario exacto aún no fue publicado en el Boletín Oficial, las facturas del período de junio acumularán un aumento promedio del 2,81% a nivel nacional. La estacionalidad agrava el impacto: julio es históricamente el mes de mayor consumo de gas.

La energía eléctrica siguió una dinámica similar en junio. El mayor uso hogareño de cara al invierno, sumado a aumentos del 4,7% en el cargo fijo y 1,6% en el variable para usuarios sin subsidio, arrojó un incremento del gasto del 14,8% respecto de mayo, con la factura del usuario N1 sin subsidio en alrededor de $60.640 mensuales. Para julio, las distribuidoras Edenor y Edesur aplicarán un ajuste promedio del 1,5% sobre las facturas correspondientes al período de junio, en línea con el esquema de indexación mensual vigente. Un factor a seguir: la emergencia energética que enmarca el actual régimen tarifario vence precisamente en julio.

AySA aplicará en julio una suba del 3% sobre las tarifas de agua y cloacas para usuarios de la Ciudad de Buenos Aires y los partidos del conurbano bonaerense. El agua fue el servicio con menor variación en junio —apenas 0,2%—, aunque en la comparación interanual acumula un alza del 48%, según el IIEP.

Prepagas

Las principales empresas de medicina prepaga ya informaron a la Superintendencia de Servicios de Salud (SSS) los incrementos que aplicarán en julio. Swiss Medical, Osde, Medifé, Sancor Salud y Avalian, entre otras, tendrán una suba del 2,1%, en línea con la inflación de mayo. Omint irá más arriba: sus aumentos llegarán hasta el 2,9% según el plan contratado.

Alquileres

Miles de contratos de alquiler también se actualizarán en julio. Los ajustados por el Índice de Contratos de Locación (ICL) del Banco Central tendrán una actualización del 31,54%. Quienes ajusten por el Índice de Precios al Consumidor (IPC) de manera semestral enfrentarán un incremento del 16,7%, y los que lo hagan en forma trimestral, del 8,1%. Los porcentajes varían de forma considerable según la fecha y la modalidad del contrato firmado.

Colegios privados

Los aumentos en las cuotas de los colegios privados aún no fueron oficializados, pero se esperan incrementos atados a las subas salariales de paritarias: 5% en CABA y 3,5% en la provincia de Buenos Aires.

La crisis de reservas en Colombia quedó expuesta en las cifras de 2025: la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) sostuvo que las reservas de petróleo y gas se mantienen estables, pero la mayor autosuficiencia aparente respondió a una menor producción y no a nuevos hallazgos.

Al cierre del año, las reservas probadas de petróleo bajaron a 2.020 millones de barriles y las de gas a 1.717 gigapiés cúbicos, con el gas en su nivel de autosuficiencia más bajo desde 2009.

Los datos que muestran un deterioro más profundo son la caída real de las reservas, el retroceso de la reposición y el desplome de los descubrimientos. En 2025, Colombia registró una autosuficiencia de 7,4 años en petróleo y 5,9 años en gas porque extrajo menos, no porque hubiera recuperado reservas.

La vida útil de las reservas probadas de petróleo pasó de 7,2 años en 2024 a 7,4 años en 2025. Ese aumento coincidió con una producción de 272 millones de barriles, por debajo de los 283 millones del año anterior.

Cámara Colombiana de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol) calculó que, si el país hubiera conservado el ritmo de extracción de 2024, la autosuficiencia petrolera de 2025 habría sido de 7,1 años. En gas ocurrió algo similar: la autosuficiencia quedó en 5,9 años tras una caída de 17,4% en la producción, que cerró en 290 gigapiés cúbicos.

La menor comercialización en el mercado interno redujo el ritmo de consumo de las reservas remanentes. Esa desaceleración sostuvo de manera matemática el indicador oficial, aunque no corrigió el deterioro de fondo.

Si Colombia hubiera mantenido la producción de gas de 2024, que fue de 351 gigapiés cúbicos, las reservas habrían alcanzado para 4,9 años. Ese escenario habría obligado al país a seguir aumentando sus importaciones para cubrir el consumo nacional.

Lo que muestran las cifras del petróleo

Las reservas probadas de petróleo cerraron 2025 en 2.020 millones de barriles, un descenso de 0,73% frente a los 2.035 millones de 2024. El año también coincidió con una caída de 14,2% en el precio del Brent, que pasó de $80,5 por barril a $69,1.

Las nuevas incorporaciones de crudo fueron de 257 millones de barriles, con una baja de 13,8%. Ese retroceso redujo la capacidad de reemplazar lo que el país extrae del subsuelo.

El índice de reposición quedó en 94,5%, frente a 105,3% en 2024. En la práctica, por cada 100 barriles extraídos, Colombia solo incorporó 94 a sus reservas.

El dato más débil apareció en la exploración. Las reservas nuevas asociadas de forma estricta a descubrimientos sumaron apenas cuatro millones de barriles, muy por debajo del promedio histórico de 85 millones registrado entre 2012 y 2018.

El gas natural entra en una fase crítica

La situación del gas fue más profunda. Las reservas probadas cayeron 16,8% y cerraron en 1.717 gigapiés cúbicos, mientras la incorporación de nuevas reservas terminó en terreno negativo con 58 gigapiés cúbicos.

En 2024, esa misma variable había mostrado una adición positiva de 42 gigapiés cúbicos. El resultado respondió a revisiones técnicas de yacimientos existentes, que restaron 125 gigapiés cúbicos, y a variables económicas, que descontaron otros siete.

El índice de reposición del gas cayó a -20,0%, frente a 12,0% en 2024. Ese resultado reflejó que las desincorporaciones superaron ampliamente a las adiciones durante el año.

El balance se inscribe en una tendencia más larga. Según las cifras de 2025, las reservas probadas de gas natural en Colombia se han reducido cerca de 70% en los últimos 13 años.

Las causas de fondo y los recursos que siguen bloqueados

El país conserva recursos contingentes de gas y petróleo, pero su conversión en reservas comerciales sigue frenada. En gas, los recursos contingentes en categoría 3C sumaron 10.540 gigapiés cúbicos y 74,5% está en áreas costa afuera del Caribe colombiano.

En petróleo, los recursos contingentes 3C cerraron 2025 en 2.404 millones de barriles. De ese total, 56% equivalía a 1.358 millones de barriles bloqueados por contingencias ambientales y sociales.

Óscar Rincón, director ejecutivo de la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos, Energía y Tecnologías Afines (Acipet), planteó que el reto inmediato pasa por crear mecanismos institucionales que permitan superar esos obstáculos.

Por su parte, Sergio Cabrales, experto en temas energéticos, en entrevista con El Tiempo, atribuyó parte del deterioro a la reforma tributaria de 2022, la menor rentabilidad y la pérdida de inversión. Cabrales describió el freno operativo: “Los extensos trámites ambientales, las consultas previas y los conflictos sociales han retrasado durante años la ejecución de los proyectos, incrementando sus costos y reduciendo su viabilidad económica”.

La exploración confirma ese retroceso. Entre 2010 y 2014 se perforaban entre 110 y 130 pozos exploratorios al año, pero en 2025 fueron 45, y desde 2021 no hay nuevas rondas para asignar bloques de exploración.

A eso se suman la inseguridad, los bloqueos en las regiones y las limitaciones regulatorias en un mercado concentrado. Ecopetrol reúne 82% de la producción y 88% de las reservas, mientras varias multinacionales han reducido o cerrado operaciones y se han suspendido contratos.

Nelson Castañeda, presidente ejecutivo de Campetrol, propuso cuatro frentes: reactivar la exploración, aumentar el recobro, acelerar los proyectos costa afuera y avanzar en yacimientos no convencionales. A su vez, Flover Rodríguez, director ejecutivo de la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos de la Energía (ACGGP), resumió la tarea pendiente: “El desafío que enfrenta el país es lograr que los descubrimientos avancen hacia etapas de desarrollo que generen empleo, regalías e ingresos fiscales”.

Los gremios coinciden en que el país necesita destrabar proyectos, acortar los tiempos ambientales y de consulta, y mejorar la coordinación institucional en los territorios. También plantean ampliar la exploración y abrir la puerta al desarrollo de yacimientos no convencionales para recuperar la capacidad de abastecimiento futuro.

La Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos, Energía y Tecnologías Afines (Acipet) y la Asociación Colombiana de Geólogos y Geofísicos de la Energía (Acggp) sostienen, a partir del informe 2025 de la ANH, que Colombia conserva potencial en crudo y gas, pero enfrenta trabas ambientales, sociales, legales, contractuales, técnicas y económicas que impiden convertir recursos contingentes en reservas y suministro. Alertaron por el deterioro del gas: las reservas probadas equivalen a 5,9 años de producción y las importaciones cubren cerca del 20% de la demanda nacional.

Frente a esto, el director ejecutivo de Acipet, Óscar Rincón, explicó la situación en dos frentes. Por un lado, dijo que en crudo “los tres últimos años se ha mantenido el volumen de reservas del país cercano a los 2.020 millones de barriles”; por otro, advirtió que en gas “las reservas caen” y que ese comportamiento refleja el reto de autosuficiencia.

“Represamiento” de recursos descubiertos

Por su parte, la Acggp lamentó el “represamiento” de recursos ya descubiertos. “Los geólogos y geofísicos hemos cumplido nuestra tarea: conocer el subsuelo, reducir la incertidumbre y descubrir recursos. El desafío que enfrenta el país es lograr que esos descubrimientos avancen hacia etapas de desarrollo que generen empleo, regalías, ingresos fiscales y seguridad energética”, afirmó el director ejecutivo del gremio, Flover Rodríguez Portillo.

Qué muestran las cifras del petróleo

En petróleo, el balance que expuso Rincón combina estabilidad y retroceso. Según su análisis del IRR 2025, las reservas cayeron 0,7%, equivalentes a 15 millones de barriles, en un año marcado por una baja del 14% en el precio del crudo. El descenso en la cotización tuvo un efecto directo sobre la contabilización de reservas. Señaló que esa caída de precios implicó la pérdida de 28 millones de barriles, aunque durante el año se incorporaron 257 millones de barriles.

Sostuvo que el resultado “refleja la capacidad técnica del país y la capacidad de la industria para reponer reservas en materia de crudo”. Aun así, precisó que ese volumen incorporado no alcanzó para cubrir toda la producción anual y dejó el índice de reposición en 94%, o 0,94.

Destacó el papel de Ecopetrol en ese resultado. Según afirmó, la compañía incorporó volúmenes significativos de crudo el año pasado.

Para la Acggp, teniendo en cuenta que las reservas probadas de petróleo equivalen a 7,2 años de producción, es necesario mirar ese dato junto con el volumen de recursos que sigue sin avanzar a etapas de desarrollo.

Presión crece sobre el abastecimiento de gas

La mayor alerta de ambos gremios está en el gas. Rincón afirmó que las reservas y la producción cayeron alrededor de 17% en 2025, una contracción que se concentra hoy en el principal frente de atención de la seguridad energética del país.

“En el tema de gas, las reservas caen. Caen más que lo que venían cayendo particularmente y caen en la misma proporción de la producción, 17% aproximadamente; tanto reservas como producción caen el año pasado, lo cual refleja el reto que tiene el país en términos de autosuficiencia de gas”, dijo el directivo.

La Acggp ubicó esa caída dentro de un cuadro más amplio. Recordó que las reservas probadas equivalen a 5,9 años de producción, mientras las importaciones ya representan cerca del 20% de la demanda nacional. Añadió que el gas natural es insumo para la generación eléctrica, la industria, el transporte, el comercio y millones de hogares. Con base en eso, sostuvo que la discusión no puede limitarse a cuánto gas queda en reservas probadas, sino a qué impide que el gas ya descubierto llegue al sistema.

“Estos volúmenes demuestran que el debate nacional no debe concentrarse únicamente en cuánto gas queda en reservas, sino también en cómo acelerar la transformación de los recursos descubiertos en suministro efectivo para los colombianos”, señaló Flover Rodríguez Portillo.

Recursos descubiertos que siguen represados

Óscar Rincón puso el foco en los recursos contingentes, es decir, volúmenes descubiertos o identificados cuyo desarrollo depende de resolver condiciones técnicas, comerciales, regulatorias, ambientales o sociales. En crudo, dijo, ese volumen equivale a 1,3 veces las reservas actuales.

Para él, el dato indica que existe una base desde la cual el país podría sostener producción y reservas en los próximos años. “En materia de crudo, por ejemplo, tenemos 1,3 veces en recursos contingentes las reservas”, afirmó el dirigente. Ante esto, destacó el peso de las contingencias ambientales y sociales. “Quiero resaltar un dato: cerca del 60% de estos recursos contingentes están asociados a temas ambientales y sociales”, señaló.

Rincón agregó que esos recursos de crudo están en tierra y que, por esa razón, la incorporación podría avanzar con mayor rapidez si se resuelven permisos y relaciones con comunidades. Para Acipet, el problema no está solo en la falta de hallazgos, sino en la ejecución de proyectos y en la coordinación institucional para habilitarlos.

La Acggp cuantificó esa presión en petróleo con otro corte. Según el gremio, las contingencias ambientales y sociales representan 1.358 millones de barriles, equivalentes al 56% de los recursos contingentes identificados.

En gas, las magnitudes son mayores. Rincón afirmó que Colombia tiene “seis veces en recursos contingentes el valor de las reservas”, mientras la Acggp reportó 5.818 giga pies cúbicos asociados a contingencias ambientales y sociales y cerca de 4.000 giga pies cúbicos adicionales afectados por restricciones económicas, técnicas, legales y contractuales.

La asociación sostuvo que, en conjunto, el país tiene cerca de 10 billones de pies cúbicos (TCF) de gas descubierto que no ha avanzado de manera plena a desarrollo y producción. Para el gremio, ese volumen debe ocupar un lugar central en la discusión sobre abastecimiento, precios y dependencia externa.

Agenda para destrabar proyectos y sostener la exploración

Acipet ubicó uno de los principales cuellos de botella en el desarrollo de gas costa afuera, en particular en Sirius. Según Rincón, cerca de 6 giga pies cúbicos siguen clasificados como recursos contingentes por la licencia ambiental y las consultas previas requeridas para ese proyecto.

“Por lo tanto, este es un reto como país: sacar este proyecto lo más pronto posible adelante en pro de la seguridad y la autosuficiencia energética”, afirmó. El gremio también mencionó cerca de 1.000 giga pies cúbicos en tierra que no han migrado a reservas por razones legales y contractuales.

La Acggp amplió esa agenda a una coordinación entre el Gobierno nacional, autoridades territoriales, comunidades, entidades ambientales, agencias técnicas y sector productivo. El planteamiento busca remover barreras de licencias, articulación con los territorios, estabilidad regulatoria, condiciones contractuales y viabilidad económica.

Ante esto, el gremio pidió abandonar la idea de que el país deba escoger entre explorar o desarrollar. “Colombia debe superar la falsa dicotomía entre explorar o desarrollar. El país necesita ambas cosas. Necesita acelerar la conversión de descubrimientos existentes en proyectos productivos y, simultáneamente, mantener una actividad exploratoria que permita construir las reservas y la seguridad energética de las próximas décadas”, sostuvo.

Ese planteamiento también se apoya en una cifra que la asociación consideró reveladora. Entre 2018 y 2025, apenas el 2,6% de las reservas incorporadas provino de nuevos descubrimientos. Rincón añadió a esa agenda otros frentes. Mencionó la necesidad de:

• Sostener la exploración.
• Agilizar proyectos ya en marcha.
• Impulsar incrementos de factor de recobro a partir de planes de producción.
• Resolver el componente social.
• Abrir la discusión sobre yacimientos no convencionales.

Cuando Abelardo de la Espriella asuma la presidencia de Colombia el 7 de agosto de 2026, recibirá un sector energético con rezagos en electricidad, pérdida de autosuficiencia en gas y caída en los hidrocarburos, un cuadro que su programa vincula con riesgos para la competitividad, el empleo, las finanzas públicas y la inversión social en Colombia.

El atraso más visible está en la infraestructura eléctrica. Para 2026 se espera la entrada de 4.475 megavatios al sistema, pero a junio solo había ingresado el 6,8% de esa meta. La secuencia viene desde 2024. Ese año apenas se cumplió el 25,3% de lo planeado y en 2025 la ejecución cayó al 10,8%, mientras XM, filial del grupo ISA, proyecta un déficit de energía firme de -2,3% para 2026 y de -4,4% para 2027.

El programa del presidente electo plantea que esa situación exige un cambio de manejo en la política pública. Sostiene que el sector no puede seguir tratado con prejuicios ideológicos ni improvisación.

Para contener el riesgo de desabastecimiento, la propuesta contempla nuevas subastas de cargo por confiabilidad y la modernización de las redes de distribución. El diagnóstico también incorpora el impacto del fenómeno del Niño y los retrasos acumulados en proyectos eléctricos.

El Caribe concentra una de las crisis más urgentes del sistema

La región Caribe aparece como uno de los focos inmediatos del nuevo gobierno. La situación de Afinia y Air-e, intervenida desde septiembre de 2024, es descrita como insostenible.

La respuesta planteada por De la Espriella apunta a bajar de manera permanente el costo de la tarifa. Para hacerlo, propone corregir los daños en las redes, los robos de energía, las ineficiencias y las normas que, según el programa, “cargan un peso excesivo sobre los usuarios”.

Ese mismo plan busca aprovechar el potencial solar, eólico y territorial del Caribe para atraer inversiones y generar empleo. El objetivo, según el texto al que accedió El Tiempo, es convertir a la región en una plataforma de desarrollo “útil y alejada de las consignas políticas”.

El país ya importa más del 32% del gas que consume

En hidrocarburos, el frente más delicado es el gas natural. La producción nacional cayó a mínimos históricos y en diciembre de 2024 el país perdió la autosuficiencia, de modo que hoy las importaciones para abastecer a hogares e industrias superan el 32% de la demanda total.

La producción de petróleo también retrocede. Lleva siete meses por debajo de los 750.000 barriles diarios, una baja que el programa asocia con menores ingresos para el Estado porque la extracción de petróleo y gas sostiene las finanzas públicas a través de Ecopetrol.

De la Espriella descartó renunciar de manera anticipada a los hidrocarburos y propone defender a Ecopetrol como un activo clave. Su estrategia es usar el gas como puente en la transición energética y acelerar el desarrollo de descubrimientos recientes.

El programa advierte que dejar agotar las reservas sin buscar nuevas opciones obligaría a importar más gas y otros combustibles costosos. Eso, añade, elevaría las facturas de las familias y de la industria.

La respuesta que plantea el nuevo gobierno es reactivar la exploración y la producción con la firma de nuevos contratos. También prevé impulsar energía solar, eólica e hídrica con el potencial de regiones como La Guajira.

El esquema propuesto consiste en destinar una parte de los ingresos del petróleo a financiar fuentes limpias y protección ambiental. La transición, conforme a lo expuesto en el plan revelado por medio citado, avanzará con nuevas fuentes sin poner en riesgo la estabilidad del país e incluirá alternativas como gas, biomasa, geotermia, biocombustibles e incluso el estudio de la energía nuclear.

El ‘fracking’ quedaría limitado a pilotos con cinco condiciones

Sobre los yacimientos no convencionales, el programa del presidente electo fija una posición técnica. No plantea una prohibición general ni permisos sin controles, sino proyectos piloto condicionados a cinco líneas rojas.

La primera es un límite geográfico: prohibición total en páramos, zonas de agua subterránea, áreas protegidas y territorios étnicos. La segunda exige una línea base ambiental con medición independiente del estado del agua, el aire y el riesgo sísmico antes de operar.

La tercera condición es un monitoreo en tiempo real por entidades técnicas con información pública para la ciudadanía. La cuarta establece una cláusula de suspensión inmediata si los controles demuestran un daño ambiental irreversible.

La quinta exige licencia social mediante diálogo e información previa con las comunidades de las zonas de influencia. El programa específica que cualquier desarrollo de fracking quedaría supeditado a ese marco de control.

La temporada de frío todavía no arrancó en serio, pero Neuquén ya aceleró sus niveles de producción de gas. De hecho, los datos de mayo de 2026, correspondientes a la Secretaría de Energía de la Nación, muestran que la provincia alcanzó un máximo histórico absoluto de producción gasífera, superando incluso los picos que históricamente se daban en julio y agosto, cuando la demanda por calefacción tracciona al sector. El registro no es solo una marca para los libros: llega antes del pico de consumo invernal y con margen de crecimiento todavía por delante.

La producción de gas natural de Neuquén llegó en mayo a 115,14 millones de metros cúbicos diarios, según datos de la Secretaría de Energía, procesados por EnergíaOn. Con ese número, la provincia desplazó el récord anterior, que databa de julio de 2025, cuando se habían alcanzado 114,51 millones de metros cúbicos diarios. La diferencia puede parecer acotada en términos absolutos, pero el dato que la vuelve llamativo es el contexto: mayo es la antesala del invierno, no su momento de máxima exigencia.

A nivel nacional, el promedio diario de producción de gas en mayo fue de 155,96 millones de metros cúbicos, lo que implicó un incremento del 5,6% frente al mismo mes del año anterior, según la Secretaría de Energía. Neuquén explicó la mayor parte de esa cifra y volvió a confirmar su posición como la principal provincia productora de gas del país, un lugar que ocupa desde hace años y que Vaca Muerta consolida cada mes.

El motor es el shale

El salto en los números de mayo tiene una explicación central: el crecimiento de la producción de shale gas, el gas no convencional extraído de Vaca Muerta. Según los datos de la Secretaría de Energía, ese segmento creció 20% entre mayo de 2025 y mayo de 2026, lo que se tradujo en 16 millones de metros cúbicos diarios adicionales. Fue esa expansión la que compensó con creces la caída que experimentaron tanto el gas convencional como el tight gas durante el mismo período.

El convencional y el tight registraron bajas interanuales de 12% y 17%, respectivamente, en mayo pasado. La producción convencional, que durante décadas fue el sostén del sector, cayó unos 6 millones de metros cúbicos diarios entre los dos años. El shale no solo absorbió esa pérdida sino que la multiplicó.

El resultado fue que la producción de gas de Vaca Muerta (sin contar el resto de Neuquén) llegó en mayo a 95,16 millones de metros cúbicos diarios.

Exportaciones en alza

El récord de mayo también se reflejó en el frente exportador. Durante ese mes, las exportaciones de gas natural promediaron 9,29 millones de metros cúbicos diarios, un 12% más que en mayo de 2025, de acuerdo con los datos de la Secretaría de Energía. El principal destino fue Chile, con 8,98 millones de metros cúbicos diarios. Uruguay recibió el segundo flujo del mes, con 310.000 metros cúbicos por día.

Esas exportaciones, con todo, explican solo una parte del récord. El grueso del crecimiento provino del mercado interno y de la propia dinámica de expansión del shale, no de una redistribución de volúmenes hacia el exterior.

El contexto más amplio de la producción neuquina también acompañó. En abril de 2026, la producción de gas de la provincia había llegado a 101,19 millones de metros cúbicos diarios, con una mejora del 10,91% frente a abril de 2025 y un acumulado anual 5,94% por encima del año anterior, según datos de la subsecretaría de Hidrocarburos provincial. El salto de mayo, entonces, no fue un resultado aislado sino la continuación de una tendencia.

Lo que viene

La pregunta lógica es si los récords de mayo pueden sostenerse —o superarse— cuando llegue el pico de la demanda invernal. La respuesta, según los propios datos de producción, apunta a que sí existe ese margen, aunque con una condición: la capacidad de transporte. El límite para que Neuquén produzca todavía más no pasa tanto por la extracción como por el espacio disponible en los gasoductos del país.

Ese es el principal cuello de botella que la industria viene señalando desde hace tiempo y que el crecimiento sostenido de Vaca Muerta torna cada vez más urgente. Julio y agosto, los meses de mayor consumo, dirán si la infraestructura de transporte permite trasladar al sistema todo lo que la formación es capaz de producir.

Lo que los datos de mayo ya muestran, en todo caso, es que la producción de shale gas de Vaca Muerta llegó a un nivel que, por sí solo, equivale a lo que generaba toda la cuenca neuquina en su momento de mayor esplendor convencional.

Las distribuidoras de gas del AMBA resolvieron restringir desde este martes la venta de GNC en las estaciones de servicio para evitar una caída de presión en los gasoductos. Se trata del tercer pico de frío polar en lo que va del año, por lo que la medida suspende “hasta nuevo aviso” el suministro interrumpible en los surtidores e industrias.

La decisión se tomó ante las bajas temperaturas que se registraron sobre el centro del país. Según comentaron a Infobae fuentes con conocimiento del caso, la restricción suele mantenerse mientras dura la ola de frío y no afecta la porción del abastecimiento que las estaciones tienen asegurada por contrato firme.

En términos prácticos, las estaciones no quedan sin gas de manera automática, pero solo pueden despachar hasta el cupo garantizado. Todo el volumen interrumpible queda cortado hasta nuevo aviso.

De acuerdo con las regulaciones vigentes, el sistema nacional de despacho prioriza la demanda prioritaria. De esta forma, se garantiza el abastecimiento a hogares, hospitales y escuelas. Por el contrario, para las estaciones de servicio, la limitación es obligatoria y vender por encima del cupo habilitado implica una multa equivalente al valor de un litro de nafta súper por cada metro cúbico excedido, una penalidad que elimina cualquier margen comercial.

La medida ya se aplicó otras dos veces en esta temporada de frío extremo. En esos episodios, el sistema también privilegió el abastecimiento residencial y de servicios esenciales por encima del expendio de combustible y de parte de la actividad industrial.

A diferencia de otros combustibles, el gas tiene la particularidad de que no se almacena. Es por es que, una vez extraído e inyectado a los gasoductos, debe consumirse o se pierde. Por eso, la producción gasífera se planifica en función de la demanda y alcanza su pico en invierno, pero ese mayor volumen no puede sostenerse en verano ni recuperarse más adelante.

El cuello de botella en los gasoductos

Oscar Olivero, vicepresidente de la Cámara de GNC, explicó en Infobae en Vivo que el problema no está en la producción gasífera, sino en la capacidad de transporte y en el salto del consumo invernal. Según detalló, la Argentina dispone de una capacidad de transporte de 120 millones de metros cúbicos diarios. Y, aunque durante ocho o nueve meses del año, ese volumen resulta suficiente, en invierno, la relación entre oferta y demanda cambia por el aumento del consumo residencial en los días de frío intenso.

Según precisó Olivero, el consumo residencial representa alrededor de 14% dentro de un escenario normal, pero puede subir “hasta 60 y hasta 70%” cuando cae con fuerza la temperatura. Ese incremento presiona justamente sobre el sistema y empuja las restricciones sobre otros usuarios, como estaciones de servicio e industrias. Por eso, aun con mayor producción local, la red no logra trasladar todo el gas necesario hacia los centros de consumo en los días de mayor demanda.

Olivero también señaló que el sistema se sostiene en invierno con compras de gas natural licuado. Precisó que en junio ingresarán ocho barcos de GNL y que para julio están previstos otros ocho más. Ese gas, que llega comprimido en barcos, se incorpora luego de la regasificación en la planta de Zárate. Sobre ese proceso, indicó: “En una semana o 10 días, podrían estar en condiciones de gasificar e inyectar el combustible al sistema”.

La necesidad de importar durante el invierno convive con un cambio de fondo en la matriz energética argentina. Según el informe de Intercambio Comercial Argentino publicado por el Indec, el rubro combustibles y energía alcanzó un valor histórico de USD 1.745 millones en mayo, con una variación interanual de 167,1 por ciento.

Esta mejora en el desempeño estuvo impulsada por el aumento de las exportaciones de petróleo crudo y carburantes: las cantidades exportadas crecieron 78,5% y los precios 49,9%. El ministro de Economía Luis Caputo afirmó que la balanza comercial energética registró “el mayor saldo positivo de toda la serie”, con un superávit de USD 1.543 millones.

La paradoja, según surge de los datos y de la explicación del directivo, es estructural: el país produce más energía y exporta más, pero en invierno todavía necesita importar GNL porque la demanda se dispara de manera estacional y la red de transporte no tiene capacidad suficiente para mover todo el gas desde las cuencas productoras hasta las zonas de mayor consumo. Buena parte de ese volumen importado termina destinada a la industria y no a los hogares.

Un hogar promedio del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) sin subsidios destinó $282.758 en junio para solventar sus gastos en energía, transporte y agua potable. Esto significó un 10,1% más que en mayo y un 54% por encima del mismo mes de 2025, según consignó el Reporte de Tarifas y Subsidios elaborado por el Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP) de la UBA y el Conicet.

El alza de junio combina dos factores simultáneos. Por un lado, resalta el informe, se registraron incrementos tarifarios en todos los servicios; por el otro, el inicio del pico de consumo invernal en gas y electricidad. El IIEP precisa que el componente de mayor peso en la suba mensual fue el gas natural, cuya factura trepó 23,4% respecto de mayo por la confluencia de ajustes en los cargos fijo y variable —4,4% y 2,2% respectivamente— con el salto estacional en el consumo propio de los primeros meses del invierno.

La factura de energía eléctrica siguió una dinámica similar: el mayor uso hogareño de cara a la temporada fría se sumó a aumentos tarifarios del 4,7% en el cargo fijo y 1,6% en el variable para usuarios sin subsidio, lo que arrojó un incremento del gasto del 14,8% respecto de mayo. La factura del usuario N1 sin subsidio quedó en alrededor de $60.640 mensuales.

El peso del transporte

El transporte, que concentra el 40% de la canasta, registró una suba del 5,7% en el mes. Las líneas de colectivos de la Ciudad de Buenos Aires aumentaron 4,6% —IPC de abril más el 2% de la regla indexatoria—, mientras que las líneas interjurisdiccionales volvieron a subir 7,1% tras el 7,7% de abril. El gasto mensual de un hogar promedio en este rubro alcanzó los 116.688 pesos.

El agua fue el servicio con menor variación: el cambio en el componente variable del 3,5%, un día menos de consumo por tratarse de un mes de 30 días y el tope de incremento mensual del 3% vigente desde mayo resultaron en una suba de apenas 0,2 por ciento.

La canasta acumula 919% desde diciembre de 2023

Desde diciembre de 2023, la canasta de servicios públicos del AMBA acumuló un aumento del 919%, mientras que el índice general de precios lo hizo en 236%. En la comparación interanual, la canasta subió 54% frente al 34% del IPC, con el transporte como el rubro de mayor avance: 75% en 12 meses. El agua, la energía eléctrica y el gas natural registraron incrementos interanuales del 48%, 43% y 37%, respectivamente.

El peso del gasto en servicios públicos sobre el salario también se amplió. La canasta de junio representa el 15% del salario promedio registrado estimado de $1.919.353, lo que equivale a 6,8 canastas por sueldo, frente a las 8 que podían cubrirse en junio de 2025. El transporte explica el 41% del total de la canasta y se consolida como el componente de mayor incidencia sobre los ingresos del hogar.

El Estado cubre el 42% del costo real de los servicios

En materia de cobertura tarifaria, el IIEP señala que los hogares del AMBA pagan tarifas que cubren, en promedio, el 58% de los costos reales de los servicios, mientras que el Estado financia el 42% restante. En junio rige una bonificación extra del 25% en el precio mayorista del gas y del 10% en el de la energía eléctrica, complementaria al esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) ya vigente. La cobertura se mantiene en el mismo nivel que en mayo.

La brecha entre el costo técnico del boleto de colectivo y la tarifa que paga el usuario en la Ciudad de Buenos Aires es del 155%: el IIEP calcula el costo técnico en $2.014 por pasajero, frente a los $788 que abona el usuario en CABA. El organismo advierte que el regulador aún no actualizó el monto de compensación autorizado a las empresas, que sigue fijado con precios de febrero de 2026 y no refleja el impacto de la suba del gasoil.

Los subsidios totales a la energía y el transporte acumularon un incremento nominal del 48% anual a junio, lo que en términos reales representa una suba del 12%. Los subsidios energéticos, que explican el 77% del total, crecieron 52% en términos reales, impulsados principalmente por las transferencias a CAMMESA, que aumentaron 71% real. Los subsidios al transporte, en cambio, cayeron 39% en términos reales, y el Fondo Fiduciario del Sistema de Infraestructura del Transporte (FFSIT) no registró devengamientos en mayo ni en junio. En los últimos 12 meses, los subsidios totales se ubican 60% por debajo de los niveles de diciembre de 2023 y 74% por debajo del pico registrado en junio de 2022.

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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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.