La expansión de la producción de hidrocarburos dejó de ser un fenómeno exclusivo del petróleo. El gas natural también viene registrando marcas inéditas, que se explican por el mismo factor que impulsó al crudo: el desarrollo de los recursos no convencionales en la Cuenca Neuquina.

Entre enero y septiembre de 2026, la producción de gas natural promedió 147,7 millones de metros cúbicos diarios, según un informe de la Bolsa de Comercio de Rosario (BCR) elaborado en base a datos de la Secretaría de Energía. El nivel implica una suba de 0,7% interanual y constituye, de acuerdo con el organismo, “un nuevo máximo para el período”.

En términos de volumen, el acumulado de los primeros nueve meses del año llegó a 40.300 millones de metros cúbicos, apenas por encima del registrado un año atrás y el más alto de la serie histórica. La suba es acotada y se da en un contexto en el que la producción de gas convencional disminuye.

El dato mensual, en tanto, es menor al promedio del período. El Gobierno informó que en septiembre la producción de gas fue de 143,1 millones de metros cúbicos por día, un 3,2% más que en septiembre de 2025.

Cambió la composición de la producción

El informe de la BCR muestra que el gas no convencional representó el 67% del total producido entre enero y septiembre de 2026. Cinco años atrás, ese porcentaje era de 44%. La entidad rosarina señaló que “es notable el crecimiento de la producción de gas no convencional”, mientras que la caída del convencional incide sólo de manera parcial en el resultado total.

Al igual que en el petróleo, la Cuenca Neuquina es la principal región productora. En los primeros nueve meses del año aportó el 75,3% del gas del país, y dentro de la cuenca el gas no convencional explicó el 88,5% de su producción.

Entre las demás cuencas, la Austral contribuyó con el 17,3% de la producción nacional entre enero y septiembre y la del Golfo San Jorge con el 5,6%. La BCR proyecta que, en conjunto, las cuencas que no son la Neuquina producirán en 2026 un promedio de 36,4 millones de metros cúbicos diarios, equivalentes a 13.300 millones de metros cúbicos en el año. En 2025 habían aportado 39,9 millones diarios, es decir, 14.550 millones de metros cúbicos anuales. El aumento en Neuquén más que compensaría la caída del resto de las regiones productoras.

Las proyecciones para el cierre del año

Para el 2026 completo, la BCR estima un promedio de 143,3 millones de metros cúbicos diarios, equivalentes a 52.300 millones de metros cúbicos en el año. De concretarse, la producción superaría en torno al 1,25% el registro de 2025 y confirmaría un nuevo récord histórico en el total anual.

En lo que respecta puntualmente a la Cuenca Neuquina, la proyección es de un promedio de 106,8 millones de metros cúbicos diarios, que equivalen a 39.000 millones de metros cúbicos anuales. También sería un nuevo máximo para la serie y mantendría el aporte de la región en cerca de tres cuartas partes del total nacional.

El petróleo, en constante ascenso

La producción de petróleo ya había mostrado su propio récord. Según la Secretaría de Energía, en septiembre se extrajeron 973.700 barriles diarios, un 15,5% más que un año atrás, lo que deja al país a unos 26.300 barriles por día del millón. En el acumulado de enero a septiembre, el promedio fue de cerca de 906.000 barriles diarios, 16,3% más que en igual período de 2025, y el volumen total, de 39,3 millones de metros cúbicos, es una marca que no se registraba desde al menos 1999.

La BCR mantiene la proyección de 54,5 millones de metros cúbicos para todo 2026, lo que superaría en cerca de 12% el récord de 1998. El petróleo no convencional representó el 79% de lo extraído entre enero y septiembre, frente al 21% de hace cinco años, y la Cuenca Neuquina aportó el 78,3% del total, con una producción cercana a 710.000 barriles diarios.

Hacia adelante, un estudio del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), difundido en agosto por la Secretaría de Energía, estimó en 30.170 millones de barriles los recursos remanentes de petróleo técnicamente extraíbles de Vaca Muerta. La cifra casi duplica los 16.220 millones de barriles que había calculado la agencia de energía de Estados Unidos (EIA) en 2013.

Con ritmos de expansión diferentes, el petróleo y el gas comparten, según la BCR, una tendencia: la Cuenca Neuquina “concentra una proporción cada vez mayor de la producción argentina de hidrocarburos”. Esa región resulta decisiva para los niveles récord previstos para 2026.

La Argentina atraviesa una etapa decisiva para el desarrollo de Vaca Muerta. La escala que alcanzó la industria del petróleo y el gas no convencional dejó de ser una promesa y empieza a traducirse en proyectos de inversión de gran magnitud. Sin embargo, el desafío ya no consiste solamente en extraer los recursos del subsuelo, sino en construir las condiciones para convertirlos en exportaciones sostenidas, generar empleo y aportar divisas a la economía.

La Argentina Oil & Gas (AOG) Patagonia 2026, realizada en Neuquén, reflejó ese cambio de escala: según el balance final de los organizadores, reunió a más de 26.000 visitantes y 590 empresas, con un récord de más de 3.200 reuniones de negocios, en una edición que contó por primera vez con la presencia de un presidente de la Nación. El optimismo tuvo fundamentos concretos. Durante la exposición, el Gobierno destacó el crecimiento de la producción y el potencial de las inversiones en el sector, mientras las empresas presentaron proyectos destinados a ampliar la capacidad productiva y exportadora.

Vaca Muerta concentra hoy una parte decisiva de la producción energética argentina: según estimaciones del sector basadas en datos oficiales, hacia mediados de 2026 aportaba del orden del 70% del petróleo y cerca del 60% del gas natural que produce el país. El potencial geológico está probado y el Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) busca facilitar proyectos que requieren desembolsos de largo plazo. Ahora bien, conviene distinguir entre lo anunciado y lo concretado. El Gobierno cifró en más de US$ 210.000 millones los proyectos anunciados al amparo del régimen, de los cuales alrededor del 45% corresponde al petróleo y el gas; pero hasta octubre de 2026 el RIGI acumulaba 25 proyectos efectivamente aprobados por unos US$ 68.000 millones, concentrados casi por completo en energía y minería, y los desembolsos ya ejecutados representan todavía una fracción menor del total comprometido, estimada en torno a US$ 6.000 millones para este año. La diferencia no es menor: anunciar una inversión no equivale a concretarla.

El potencial geológico está probado y el RIGI busca facilitar proyectos que requieren desembolsos de largo plazo

El principal límite para sostener la expansión aparece en la infraestructura. La producción crece, pero para exportar más petróleo y gas se necesitan oleoductos, gasoductos, plantas de procesamiento y terminales portuarias capaces de transportar los volúmenes previstos. El oleoducto Vaca Muerta Sur, por ejemplo, busca ampliar la capacidad de evacuación del petróleo hacia la costa de Río Negro: con su traza de ducto ya finalizada, la obra supera el 85% de avance y prevé su primera carga de crudo a comienzos de 2027, con una capacidad inicial de 180.000 barriles diarios. En paralelo, el proyecto Argentina LNG, impulsado por YPF junto con la italiana Eni y la emiratí XRG, apunta a producir y exportar gas natural licuado (GNL), es decir, gas enfriado hasta convertirse en líquido para facilitar su transporte en buques. La decisión final de inversión quedó fijada para el 26 de noviembre de 2026, fecha que YPF ratificó durante la propia exposición.

La paradoja es que el crecimiento de la producción no elimina automáticamente la necesidad de importar energía. La Argentina puede aumentar su extracción y, al mismo tiempo, necesitar importaciones estacionales para cubrir picos de demanda, especialmente durante el invierno. Además, el gas asociado a la producción de petróleo no necesariamente alcanza para cubrir todos los requerimientos del mercado interno y los futuros compromisos de exportación. Por eso, sostener inversiones en la producción de gas y asegurar reglas previsibles será tan importante como ampliar la infraestructura de transporte.

El desafío también es laboral. Durante la exposición, el presidente de YPF, Horacio Marín, señaló que el Instituto Vaca Muerta había certificado a unos 500 jóvenes, pero que apenas alrededor del 3% había conseguido empleo formal en la cuenca. El dato expone una dificultad que no se resuelve únicamente con inversiones: la formación debe estar acompañada por mecanismos de contratación y por una cadena de proveedores capaz de responder a las necesidades de una actividad cada vez más compleja.

La Argentina puede aumentar su extracción y, al mismo tiempo, necesitar importaciones estacionales para cubrir picos de demanda, especialmente durante el invierno

A estas condiciones se suma la relación entre el Gobierno nacional, las provincias y las empresas. La Nación necesita que el crecimiento energético se traduzca en divisas; las provincias buscan captar una mayor parte de los ingresos y generar empleo local; y las compañías requieren previsibilidad para comprometer capital durante años. Las diferencias sobre impuestos, concesiones y uso de los recursos muestran que el consenso en torno a la necesidad de invertir no elimina las disputas sobre cómo distribuir sus beneficios.

El régimen de incentivos para grandes inversiones puede contribuir a generar condiciones favorables, pero la continuidad de los proyectos también depende de la estabilidad jurídica, la infraestructura disponible y la coordinación entre las distintas jurisdicciones. En una actividad que exige desembolsos millonarios y plazos prolongados, las reglas de juego son parte de la competitividad.

La discusión sobre Vaca Muerta, por lo tanto, entró en una nueva etapa. La pregunta ya no es solamente cuánto petróleo y gas puede producir la Argentina, sino qué capacidad tiene para transportarlos, procesarlos y venderlos al mundo de manera competitiva. El recurso es real y las inversiones proyectadas muestran la magnitud de la oportunidad. El desafío consiste en que las obras, la producción, el empleo y los acuerdos institucionales avancen al mismo ritmo que las expectativas. Solo entonces el potencial energético podrá convertirse en una fuente sostenida de exportaciones y crecimiento para el país.

El autor es codirector del Instituto de Energía de la Universidad Austral

Luego de que se dieran a conocer los descuentos a los que accederán los usuarios alcanzados por el Régimen de Zona Fría y por el esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENREGE) aprobó los nuevos cuadros tarifarios que regirán para el gas.

A través de una serie de resoluciones, las autoridades ordenaron que las facturas reflejen el Precio Anual Uniforme (PAU) del gas, expresado según cada subzona tarifaria, y que se apliquen los descuentos que correspondan de acuerdo con la situación de cada usuario.

“Aprobar los cuadros tarifarios a aplicar por Naturgy BAN Sociedad Anónima incluidos en el Anexo N.° IF-2026-104251731-APN-UDYE#ENREGE que forma parte de la presente”, establecieron. Además, comunicaron que los valores se aplicarán a partir de este miércoles.

De esta manera, adaptaron las tarifas de todas las compañías distribuidoras de red de gas natural en las provincias alcanzadas por el nuevo régimen. De esta manera, la empresa deberá trasladar a las facturas las bonificaciones dispuestas por la Secretaría de Energía, junto con los subsidios focalizados vigentes.

No obstante, aclararon que si las resolución comenzaron a regir durante un período de facturación ya iniciado, las empresas deberán aplicar el mecanismo previsto en el reglamento del servicio de distribución para esos casos. A su vez, deberán comunicar la medida a los subdistribuidores que operen dentro de su área de licencia.

A modo de ejemplo, en el caso de Naturgy BAN, se fijó un PAU de $ 211,17 por metro cúbico en la subzona Buenos Aires Norte. Ese valor corresponde al precio anual uniforme del gas que integra los cargos facturados y sirve como referencia para calcular el descuento del 20% asignado a los beneficiarios del SEF.

Para las entidades alcanzadas por la Ley N° 27.828, que incorpora los beneficios de Zona Fría, esos importes se reducen a entre $105,52 y $ 201,56 por metro cúbico, de acuerdo con la categoría. Sin embargo, el cargo fijo mensual no se modificará, por lo que este irá desde $ 3.716,73 para EBP1 hasta $39.799,97 para EBP4.

El anexo también contempló a las localidades bonaerenses de Tres Sargentos y Cucullú, abastecidas con gas propano o butano indiluido por redes. Para usuarios sin subsidio focalizado, el cargo variable es de $ 428,47 por metro cúbico en Tres Sargentos y de $ 441,64 en Cucullú. En el cuadro de entidades de bien público alcanzadas por Zona Fría, los valores bajan a $140,46 y $153,63 por metro cúbico, respectivamente.

Para los usuarios residenciales que no reciben subsidios energéticos focalizados, el cuadro estableció cargos fijos mensuales que van de $3.716,73 para la categoría R1 a $39.799,97 para R4. El cargo variable por consumo es de $313,05 por metro cúbico para las categorías ubicadas entre R1 y R3-4°, mientras que para R4 asciende a $409,09. Todos los importes se informan sin impuestos.

En el caso de los usuarios del servicio general P —la categoría que incluye, entre otros, comercios— el cargo fijo mensual será de $20.930,92 para P1 y P2, y de $79.469,51 para P3. El valor por metro cúbico cambia según el volumen consumido: para P1 y P2 va de $332,31 a $313,85, y para P3, de $334,63 a $317,43.

Mientras tanto, los clubes de barrio, las entidades de bien público y las organizaciones sin fines de lucro alcanzadas por las leyes 27.098 y 27.218 contarán con tarifas diferenciadas. En el caso de Buenos Aires Norte, el cargo por metro cúbico para las categorías EBP1 y EBP2 se ubica entre $150,36 y $ 68,82, según el nivel de consumo.

El nuevo régimen limitó el descuento automático de Zonas Frías

Esta semana, la Secretaría de Energía reglamentó la aplicación del nuevo esquema de Zonas Frías a través de la Resolución 299/2026, en donde se establecieron dos bonificaciones diferentes, de 50% y de 20% sobre el componente del precio del gas.

La bonificación territorial del 50% quedó reservada para los usuarios residenciales de gas natural y gas propano por redes de la Región Patagónica, el departamento de Malargüe, en Mendoza, y la región de la Puna. También alcanzará a los usuarios del Servicio General P de localidades de esas áreas que reciben gas propano por redes.

En la provincia de Buenos Aires, Patagones es el único distrito que conserva el descuento territorial automático, por su condición de territorio patagónico. La rebaja se calculará sobre el precio del gas y no sobre la factura completa, que además incorpora transporte, distribución, impuestos y tasas.

De este modo, los municipios bonaerenses que habían sido sumados al régimen por la ampliación de 2021 ya no conservarán la bonificación automática únicamente por su ubicación geográfica. Sin embargo, algunos hogares podrán acceder a una Bonificación Adicional por Zona Fría del 20%.

Ese descuento está dirigido a usuarios residenciales que integren el Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), tengan su suministro dentro de las subzonas bioambientales IIIa, IVa, IVb, IVc, IVd, V o VI y no reciban la bonificación territorial del 50%.

Además, deberán cumplir al menos uno de los criterios socioeconómicos definidos por la ley: ingresos netos familiares de hasta tres Canastas Básicas Totales para un hogar tipo 2; Certificado de Vivienda Familiar del ReNaBaP; pensión vitalicia para veteranos de la Guerra del Atlántico Sur; o la evaluación que corresponda en hogares con un integrante que posea Certificado Único de Discapacidad.

La bonificación adicional equivaldrá al 20% del Precio Anual Uniforme (PAU) en el caso del gas natural, o al valor del gas propano por redes. Así, se aplicará sobre los consumos base establecidos por el SEF, por lo que no necesariamente cubrirá todo el gas utilizado durante el período facturado.

La Secretaría de Energía fijó la aplicación de las bonificaciones previstas en el nuevo Régimen de Zona Fría, tras las modificaciones introducidas por la Ley 27.828 y su reglamentación mediante el Decreto 1266/2026. La medida fue publicada este martes en el Boletín Oficial mediante la Resolución 299/2026.

El esquema conserva beneficios para usuarios de la Patagonia, el departamento mendocino de Malargüe y la región de la Puna, e incorpora una asistencia adicional para hogares comprendidos en el Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados.

La norma fija una bonificación de 50% sobre el precio del gas para las zonas incluidas en el régimen específico y otra de 20% sobre los consumos base para usuarios focalizados que cumplan los requisitos establecidos.

Cómo se aplicará el descuento de 50% en las zonas incluidas

La bonificación de 50% alcanzará a los usuarios residenciales de gas natural por redes y de gas propano indiluido por redes de la Región Patagónica, el departamento de Malargüe y la Puna. También se aplicará a los usuarios del Servicio General P de las localidades abastecidas con gas propano indiluido por redes dentro de esas áreas.

Las distribuidoras y subdistribuidoras deberán reflejar el beneficio en las facturas de los usuarios finales y presentar al Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE), con carácter de declaración jurada, la información sobre consumos y bonificaciones otorgadas. El organismo fijará los procedimientos, plazos y mecanismos de control.

El descuento se aplicará sobre el precio del gas natural o del gas propano indiluido por redes, por lo que no equivale a una rebaja de 50% sobre el importe total de la factura, que incluye cargos de transporte, distribución, impuestos y tasas.

La resolución también crea una Bonificación Adicional por Zona Fría para usuarios residenciales alcanzados por el Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados, conocido como SEF. El beneficio será complementario de la asistencia que cada hogar reciba dentro de ese sistema.

La bonificación adicional equivale al 20% del Precio Anual Uniforme del gas natural, denominado PAU, y del precio del gas propano indiluido por redes. Su aplicación se limitará a los consumos base definidos por la normativa vigente del SEF.

Para acceder al descuento, los usuarios deberán reunir de manera simultánea las siguientes condiciones:

• Estar inscriptos en el Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados
• Tener un suministro ubicado en las subzonas bioambientales IIIa, IVa, IVb, IVc, IVd, V o VI, definidas por la Norma IRAM 11.603/12
• No estar comprendidos dentro de las áreas que reciben la bonificación territorial de 50%
• Cumplir al menos uno de los criterios previstos en el inciso b) del artículo 75 de la Ley 25.565, modificado por la Ley 27.828

La resolución no incluye una nómina de localidades ni un padrón definitivo de hogares beneficiarios. La identificación de los usuarios alcanzados dependerá de la información que releve y procese la administración energética.

Las entidades de bien público, clubes de barrio y de pueblo y otras categorías de usuarios sin fines de lucro asimilables también podrán recibir la bonificación adicional. En esos casos, el descuento se aplicará sobre la totalidad del volumen consumido, con adecuación a las bases de facturación y las categorías tarifarias vigentes.

El padrón se elaborará con datos del registro de subsidios

La Subsecretaría de Eficiencia e Información Energética tendrá a su cargo la identificación, incorporación, actualización, revisión y exclusión de los hogares que puedan acceder a la bonificación adicional.

Para esa tarea utilizará los datos del Registro de Subsidios Energéticos Focalizados, o ReSEF, y los articulará con la ubicación de cada suministro y las subzonas bioambientales comprendidas en la normativa. El intercambio de información deberá respetar las disposiciones vigentes en materia de protección de datos personales.

El padrón resultante será enviado al ENReGE, que luego deberá comunicarlo a las distribuidoras y subdistribuidoras. Esas empresas aplicarán el descuento adicional a los usuarios incluidos en el listado oficial.

La subsecretaría también podrá establecer formularios, circuitos y procedimientos operativos para implementar la medida, dentro de las facultades delegadas por la Secretaría de Energía.

El Gobierno aprobó la reglamentación de las modificaciones al Régimen de Zonas Frías, con cambios en el funcionamiento del Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos de Gas, la determinación de las compensaciones a las empresas proveedoras y la administración de las bonificaciones destinadas a los usuarios.

La medida, formalizada mediante el Decreto 1266/2026, establece que la Secretaría de Energía será la autoridad de aplicación del régimen. Entre sus atribuciones estará determinar las compensaciones y bonificaciones previstas por la normativa, intervenir en la validación de los montos a pagar y dictar las disposiciones complementarias necesarias para su funcionamiento.

Cómo funcionará el esquema de subsidios

La reglamentación establece que el Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos de Gas continuará financiando las compensaciones vinculadas con la comercialización de gas natural y gas licuado de petróleo (GLP), así como las bonificaciones correspondientes al Régimen de Zonas Frías.

El esquema contempla beneficios para los consumos de gas en la Región Patagónica, el departamento mendocino de Malargüe y la región de la Puna. También prevé una bonificación adicional por Zona Fría, en el marco del régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).

En este último caso, la bonificación se aplicará sobre los consumos base de los usuarios residenciales de gas natural por redes y gas propano indiluido por redes que reúnan las condiciones previstas en la legislación.

La norma también mantiene la compensación relacionada con la venta de cilindros, garrafas y otros productos de GLP, así como del gas propano comercializado a granel, en las regiones contempladas por el régimen.

El financiamiento del fondo fiduciario se realizará mediante un recargo de hasta el 7,5% sobre el precio del gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte, por cada metro cúbico de 9.300 kilocalorías.

La disposición alcanza a la totalidad del gas consumido o comercializado para consumo a través de redes o ductos dentro del territorio nacional, cualquiera sea su uso final. Quedan exceptuados el gas natural y el gas natural licuado destinados a la exportación, así como el gas natural inyectado al sistema de transporte que provenga de GNL importado y regasificado.

Los productores de gas actuarán como agentes de percepción del recargo cuando emitan las facturas o documentos equivalentes. La reglamentación también contempla a los importadores como agentes de percepción, con excepción de quienes importen gas natural licuado para su posterior regasificación.

Cambios en el pago de las compensaciones

Uno de los puntos centrales de la nueva operatoria es que las compensaciones deberán calcularse sobre el precio del gas y abonarse directamente a las empresas proveedoras.

De esta manera, las distribuidoras y subdistribuidoras quedarán excluidas de la administración y percepción de los fondos correspondientes a los subsidios. Su intervención se limitará a aplicar las bonificaciones en las facturas de los usuarios finales y a proporcionar la información necesaria para determinar y distribuir las compensaciones.

El listado de los municipios que pierden el subsidio

El cambio afecta directamente a 1,24 millones de hogares distribuidos en los 94 municipios bonaerenses. En el ámbito nacional, el número de usuarios que dejarán de recibir el beneficio automático alcanza los 3,35 millones. Patagones es el único distrito de la provincia que mantiene el subsidio, debido a su pertenencia formal a la región patagónica.

• 25 de Mayo
• 9 de Julio
• Adolfo Alsina
• Adolfo Gonzales Chaves
• Alberti
• Arrecifes
• Ayacucho
• Azul
• Bahía Blanca
• Balcarce
• Baradero
• Benito Juárez
• Bolívar
• Bragado
• Cañuelas
• Capitán Sarmiento
• Carlos Casares
• Carlos Tejedor
• Carmen de Areco
• Castelli
• Chacabuco
• Chivilcoy
• Colón
• Coronel Pringles
• Coronel Rosales
• Coronel Suárez
• Daireaux
• Dolores
• Florentino Ameghino
• General Alvarado
• General Alvear
• General Arenales
• General Belgrano
• General Guido
• General La Madrid
• General Las Heras
• General Lavalle
• General Madariaga
• General Paz
• General Pinto
• General Pueyrredon (Mar del Plata)
• General Rodríguez
• General Viamonte
• General Villegas
• Guaminí
• Hipólito Yrigoyen
• Junín
• La Costa
• Laprida
• Las Flores
• Leandro N. Alem
• Lincoln
• Lobería
• Lobos
• Maipú
• Mar Chiquita
• Marcos Paz
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• Monte Hermoso
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• Olavarría
• Pehuajó
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• Pergamino
• Pilar
• Pinamar
• Puan
• Ramallo
• Rauch
• Rivadavia
• Rojas
• Roque Pérez
• Saavedra
• Saladillo
• Salliqueló
• Salto
• San Andrés de Giles
• San Antonio de Areco
• San Cayetano
• San Nicolás
• San Pedro
• Suipacha
• Tandil
• Tapalqué
• Tordillo
• Tornquist
• Trenque Lauquen
• Tres Arroyos
• Tres Lomas
• Villa Gesell
• Villarino

Qué pasa en Córdoba, Santa Fe y San Luis

El recorte también afecta a Córdoba, donde quedan excluidos departamentos del centro y sur provincial, como Río Cuarto, Juárez Celman, General Roca, Presidente Roque Sáenz Peña, Tercero Arriba, Calamuchita, Santa María y San Alberto.

En Santa Fe, la reducción de la cobertura alcanza al sur de la provincia e incluye ciudades como Rosario, Venado Tuerto y Casilda.

Por su parte, San Luis queda completamente fuera de la zona contemplada por el régimen de Zona Fría. De este modo, localidades como Villa Mercedes y Merlo dejan de acceder al descuento.

En Mendoza, el nuevo esquema modifica el alcance territorial del beneficio. A diferencia del régimen anterior, que comprendía a toda la provincia, la cobertura queda limitada a zonas específicas. Entre las localidades y departamentos que pierden el subsidio se encuentran Mendoza Capital, San Rafael, General Alvear, Tunuyán, Tupungato, San Carlos, San Martín, Junín, Rivadavia, Santa Rosa y La Paz. En cambio, Malargüe conserva el beneficio.

El Gobierno del Reino Unido aprobó este miércoles iniciar la extracción del importante yacimiento de gas Jackdaw, situado en el mar del Norte, lo que permitirá suministrar gas a los hogares británicos tan pronto como a finales de este mes.

La decisión, una de las más relevantes del Gobierno laborista de Andy Burnham en materia energética, pone fin a meses de conjeturas sobre el futuro del yacimiento, ubicado a unos 241 kilómetros de la costa de la ciudad de Aberdeen, en el este de Escocia.

La extracción ha sido anunciada por la responsable de Energía, Miatta Fahnbulleh, encargada de permitir que la llamada Autoridad de Transición del mar del Norte (NSTA, por sus siglas en inglés) concediera el permiso oficial de esta extracción.

El proyecto Jackdaw, cuya infraestructura ya está construida, es operado por Adura, una empresa conjunta formada por los gigantes energéticos Shell y Equinor. Según las estimaciones de los expertos, el yacimiento tiene capacidad para cubrir hasta el 6 % de la demanda de gas del país en su momento de máxima producción.

Tras el anuncio, el primer ministro británico, Andy Burnham, dijo que dar luz verde a la extracción permitirá proteger cientos de puestos de trabajo y ayudará a suministrar energía a millones de hogares, aunque admitió que ello no supondrá un obstáculo para los objetivos gubernamentales en materia de energías renovables.

“En un momento en que la población atraviesa grandes dificultades, es correcto que busquemos, de manera responsable, maximizar las reservas energéticas existentes en el Reino Unido que pueden ser de ayuda. Mantenemos nuestro compromiso de avanzar hacia las energías renovables y alcanzar cero emisiones netas para 2050”, puntualizó, después de que Jackdaw fuera centro de polémica por la oposición de los grupos ecologistas a su explotación.

El líder laborista subrayó que el país aún necesita de petróleo y gas para cubrir las necesidades energéticas en las próximas décadas.

Asimismo, el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, expresó su satisfacción por esta extracción y resaltó que supone una buena noticia para Aberdeen.

“¡Excelentes noticias para la riqueza y la prosperidad del Reino Unido y de la maravillosa región de Aberdeen! El Reino Unido ha comenzado a realizar perforaciones en el mar del Norte, una de las zonas petrolíferas más importantes y prósperas del mundo”, escribió Trump en su plataforma Truth Social.

“¡¡¡Deberían ir a toda máquina!!! Esto devolverá al Reino Unido una gran riqueza. ¡Eliminen esos costosos y ridículos molinos de viento! Presidente DJT”, agregó.

Este proyecto es uno de los dos (junto con el yacimiento petrolífero de Rosebank, frente a las islas Shetland) que habían sido aprobados por el anterior gobierno conservador.

Ambos recibieron licencias de extracción en junio de 2022, sin embargo, no prosperaron por la oposición de los ecologistas.

“Tras un análisis exhaustivo de todos los factores pertinentes, he dado mi visto bueno para que el organismo regulador autorice la producción de gas en el yacimiento de Jackdaw. Este comenzará a suministrar gas al Reino Unido a partir de este invierno, gracias a la labor fundamental de los trabajadores altamente cualificados del mar del Norte”, explicó la ministra de Energía en un comunicado.

Puntualizó que esta decisión reforzará la seguridad energética del país mediante el uso de gas de producción nacional y ayudará a reducir la dependencia de combustibles importados con mayores emisiones.

La ministra explicó que la decisión sobre Rosebank, el mayor yacimiento de petróleo sin explotar del mar del Norte, se tomará por separado porque llevará más tiempo.

Desde que asumió el poder en julio, Burnham recibió presiones de los grupos ecologistas para que respetara el espíritu del compromiso electoral del laborismo de no conceder nuevas licencias de petróleo y gas en el mar del Norte.

No obstante, los defensores de los proyectos Jackdaw y Rosebank dentro del partido argumentaron que no se trata de nuevos yacimientos de combustibles fósiles, dado que los preparativos para su explotación ya estaban en marcha antes de que el Partido Laborista llegara al poder en mayo de 2024.

(Con información de EFE)

Así lo mostró un video muy comentado en redes sociales, en el que un joven estadounidense desglosó, rubro por rubro, cuánto le cuesta vivir en la Argentina.

El creador de contenido, Michael Scagliozzo, es originario de Estados Unidos y se mudó a la capital argentina, donde reside en el barrio de Palermo. En los últimos días, compartió en un video el costo mensual de su vida en la ciudad y explicó cada uno de sus gastos fijos.

Alquiler y comida

La vivienda representa la mayor parte de su presupuesto. Scagliozzo paga actualmente USD 650 mensuales por un monoambiente, con todos los servicios incluidos.

Su contrato vence dentro de un mes y anticipó que el monto aumentará. Por esa razón, decidió redondear en USD 750 mensuales para el alquiler.

El influencer aseguró que no gasta demasiado en comida. Para sustentar ese punto, mencionó un acuerdo con una carnicería que le permite ahorrar en uno de los productos que más consume.

“Tengo un muy buen contacto en una carnicería que me vende 10 kilos de pechuga de pollo deshuesada por 70.000 pesos”, contó. Esa cifra equivale, según su propio cálculo, a unos 50 dólares.

Fuera de esa compra, señaló que productos como pasta, arroz y verduras tienen un costo accesible. En conjunto, estimó que gasta USD 350 mensuales en alimentos, un monto que no incluye las salidas a restaurantes.

Telefonía, gimnasio y transporte

Scagliozzo utiliza una reconocida compañía para su servicio de telefonía móvil. Según explicó, el gasto mensual ronda los USD 30, aunque puede ser menor, de acuerdo a la cantidad de datos que utilice.

Para entrenar, el creador de contenido asiste a una cadena de gimnasios que describió como una de las más económicas de la ciudad y aseveró que le cuesta unos USD 30 mensuales.

Por otra parte, el representante de ventas dejó de utilizar aplicaciones como Uber y Didi, y en la actualidad se moviliza en colectivos y subte. Calculó que ese cambio le permite mantener un gasto bajo en movilidad.

“No creo que gaste más de 30 dólares mensuales en transporte”, afirmó. Agregó que un boleto de colectivo o de subte puede costar menos de un dólar, lo que explica ese tope de USD 30 mensuales.

Salidas y gasto total

El influencer tiene novia y contó que, la mayoría de las veces, sus planes en pareja no implican un gasto significativo. “La mayor parte del tiempo, cuando salimos, vamos a un parque y tomamos mate, así que prácticamente no cuesta nada”, relató.

Sin embargo, cuando la salida incluye un restaurante, el gasto aumenta. “Si vamos a un restaurante, normalmente cuesta entre 40 y 50 dólares”, indicó. A partir de ese cálculo, redondeó en USD 120 mensuales su presupuesto para salidas.

La suma de los rubros detallados en el video —USD 750 de alquiler, USD 350 de comida, USD 30 de teléfono, USD 30 de gimnasio, USD 30 de transporte y USD 120 de salidas— llevó el total de gastos mensuales de Scagliozzo a USD 1.310, un monto que generó un intenso debate en Instagram.

Cuánto cuesta alquilar en CABA

Los alquileres en la Ciudad de Buenos Aires mantienen una tendencia ascendente, aunque sus aumentos continúan por debajo de la inflación interanual. Según el último reporte de Zonaprop, un monoambiente de 40 metros cuadrados se ofrece en promedio a $779.370 mensuales, mientras que un departamento de dos ambientes de 50 m² alcanza los 898.154 pesos. Para las unidades de tres ambientes, de unos 70 m², el valor medio se ubica en $1.214.267 por mes.

En septiembre, el precio de oferta de los departamentos de dos ambientes subió 1,3% frente al mes previo. En lo que va del año, los alquileres acumulan un incremento de 20,8% y, en la comparación con septiembre de 2025, avanzaron 28,7 por ciento. Ese aumento quedó por debajo de la inflación interanual, que fue de 33,4 por ciento.

Las expensas también registraron un alza durante septiembre. De acuerdo con el relevamiento de ConsorcioAbierto, el promedio en la ciudad llegó a $379.774, un 4,9% más que los $362.159 registrados en agosto. En términos nominales, esto implicó un desembolso adicional de $17.615 para un departamento promedio.

En los últimos 12 meses, las expensas porteñas aumentaron 28,6%, desde los $295.368 de septiembre de 2025. La diferencia equivale a $84.406 más por mes. Al igual que los alquileres, ese incremento quedó por debajo de la inflación acumulada en el mismo período.

El costo de los servicios en el AMBA

En octubre, la canasta de servicios públicos de un hogar tipo del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) registró una baja mensual de 0,7%, frente a septiembre. La reducción respondió al descenso estacional en el consumo de gas luego de los meses de invierno, que absorbió parte de los ajustes de tarifas aplicados en otros rubros. Pese a esa variación mensual, el costo total mostró una suba de 56% en comparación con octubre del año anterior.

El gasto necesario para afrontar electricidad, gas natural, agua potable y transporte público llegó a $266.456 mensuales, de acuerdo con un informe del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP), de la Universidad de Buenos Aires (UBA) y el Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas (Conicet). La estimación contempla a una familia representativa sin subsidios sobre los servicios energéticos y equivale al 13% del salario promedio formal.

El transporte concentró la mayor parte del presupuesto destinado a servicios públicos: demandó $129.433 por mes, casi la mitad de la canasta. La electricidad implicó un gasto de $49.739; el agua, de $44.948; y el gas natural, de 42.336 pesos.

Desde diciembre de 2023, el costo de los servicios públicos en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) subió 860%, frente a una inflación acumulada del 261% en el mismo período. La brecha, de 599 puntos porcentuales, se explica por una política de recomposición tarifaria que avanzó más de tres veces por encima del nivel general de precios y que, según el último informe del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP), de la UBA y el Conicet, todavía no alcanzó para cubrir la totalidad de los costos del sistema.

El dato surge del Reporte de Tarifas y Subsidios correspondiente a octubre de 2026. La canasta de servicios públicos —que incluye energía eléctrica, gas natural, agua potable y transporte— le demanda hoy a un hogar promedio sin subsidios $266.456 por mes, equivalentes al 13% de un salario registrado promedio. Hace un año, con el mismo salario se podían comprar 9,3 canastas; ahora, 7,7.

Dentro de la canasta, el transporte público es el servicio que más se encareció desde diciembre de 2023, con un incremento del 1.513 por ciento. Le siguió el gas natural, con 1.391%; el agua potable, con 573%; y la energía eléctrica, con 387 por ciento. Todas las cifras superan el 261% del Índice de Precios al Consumidor (IPC) acumulado en el período.

En un año, la canasta subió 56% frente a 33% de inflación

La comparación interanual también muestra una brecha significativa. Respecto de octubre de 2025, la canasta total aumentó 56%, mientras que el IPC avanzó un estimado del 33%. La diferencia es de 23 puntos porcentuales.

El rubro que más creció en la medición interanual fue nuevamente el transporte, con 69%, impulsado por la regla de indexación del boleto de colectivo en la Ciudad de Buenos Aires (IPC más 2%) y los saltos discretos en las tarifas interjurisdiccionales registrados en marzo, abril, junio y julio. Le siguieron la energía eléctrica (+49%), el gas natural (+47%) y el agua (+41%).

De los 56 puntos de suba interanual de la canasta, el gasto en transporte explicó por sí solo 31 puntos porcentuales. El aporte de la electricidad fue de 10 puntos, el del gas 8 y el del agua otros 8.

Pese al fuerte ajuste tarifario, los hogares del AMBA pagan facturas que, en promedio ponderado, cubren el 57% de los costos reales de los servicios. El 43% restante lo absorbe el Estado nacional a través de subsidios y transferencias.

La cobertura es dispar según el servicio. En agua, los usuarios pagan el 100% del costo. En gas natural, la cobertura promedio ponderada alcanza el 72%. En energía eléctrica llega al 58%. Y en transporte público, las tarifas apenas cubren el 35% del costo técnico del sistema.

El costo real del boleto de colectivo

El IIEP elabora un índice propio para estimar el costo técnico del transporte automotor del AMBA por pasajero transportado. A septiembre de 2026, ese valor ascendía a $2.134 sin IVA ($2.358 con el impuesto incluido). Sin embargo, el boleto en la Ciudad de Buenos Aires se ubica en $920 y el de las líneas interjurisdiccionales en $743. La brecha entre el costo real y lo que paga el usuario en CABA es del 132 por ciento.

Mientras tanto, el descuento por atributo social en la tarjeta SUBE —destinado a jubilados, beneficiarios de la Asignación Universal por Hijo (AUH), estudiantes y desempleados— cayó del 56% al 46% entre junio y octubre de 2026. La Resolución 40/2026 fijó un tope al beneficio al nivel tarifario de fines de junio, de modo que el porcentaje de descuento se licúa con cada aumento del boleto.

El peso de los subsidios

Los principales subsidios económicos a energía y transporte acumularon a octubre de 2026 un aumento nominal del 27% interanual. Descontada la inflación, la variación real es una baja del 3 por ciento.

La evolución, sin embargo, fue despareja. Los subsidios a la energía, que concentran el 76% de las transferencias, crecieron 40% nominal y 8% real, traccionados por las transferencias a Cammesa, que subieron 65% nominal ante el mayor costo de la energía despachada durante el invierno de 2026. En la otra punta, los subsidios al transporte se desplomaron 25% en términos reales, con caídas del 28% en la Sociedad Operadora Ferroviaria (SOF) y en el Fondo Fiduciario del Sistema de Infraestructura del Transporte (FFSIT).

En el acumulado de los últimos 12 meses corridos, los subsidios son un 61% menores a los registrados en diciembre de 2023 y un 74% inferiores al pico alcanzado en junio de 2022. Por caso, las transferencias a energía y transporte representaron el 6,8% de los gastos primarios de la Administración Nacional acumulados a septiembre de 2026, 0,7 puntos porcentuales por encima del mismo período de 2025. La cifra se ubica, de todos modos, muy por debajo del promedio histórico de 9,8 por ciento.

Esta reducción de subsidios se produce en un contexto de superávit fiscal primario. Entre los acumulados a septiembre de 2025 y de 2026, el ahorro por baja de transferencias fue de $2,1 billones, mientras que el superávit alcanzó 4,1 billones pesos. Es decir, la reducción de aportes en estos rubros explica cerca de la mitad del resultado fiscal positivo del período.

La producción de petróleo alcanzó un nuevo máximo histórico de 973,7 mil barriles diarios en septiembre, un 15,5% más que un año atrás, según informó la Secretaría de Energía. La cifra deja al país a unos 26.300 barriles por día del millón, un umbral que algunas consultoras esperan superar antes de fin de año.

En ese sentido, el Gobierno informó que la producción de gas “continúa creciendo”: fue de 143,1 millones de metros cúbicos por día (MMm³/día) el mes pasado, un 3,2% más que en septiembre de 2025.

De todas formas, la atención está puesta principalmente en el petróleo y en el peso que tienen las operaciones en la Cuenca Neuquina. Según estimaciones oficiales, Vaca Muerta aporta cerca de 670.000 barriles de crudo diarios, el 71% del total nacional, contra el 64% de un año antes. La formación neuquina multiplicó por 11 su volumen respecto de 2018.

La consultora Montamat & Asociados estima que la producción alcanzará el millón de barriles diarios hacia el último trimestre de 2026. Para llegar a esa conclusión, los analistas midieron la cantidad de etapas de fractura realizadas en Vaca Muerta entre enero y septiembre: sumaron 22.484, un 18,4% más que en el mismo lapso de 2025.

El número histórico que dejaría el 2026

El récord de septiembre se inscribe en una trayectoria que los analistas ya anticipaban. En mayo, la Bolsa de Comercio de Rosario (BCR) proyectó que este año será el de mayor extracción de crudo de la historia. En detalle, se estima que la Argentina alcanzará los 54,5 millones de metros cúbicos de producción de crudo, un 16% más que en 2025 y un 11% por encima del anterior pico, registrado en 1998.

La BCR explicó que el motor de esa expansión es el petróleo no convencional, que se extrae mediante fracking en Vaca Muerta desde 2014. Hoy representa casi el 70% de la producción total del país, mientras que en 2020 era menor al 25% y en 2015, menor al 5%. Para 2026, el organismo calculó que la producción convencional caería un 4% y la no convencional subiría cerca de un 28%.

Del déficit al superávit energético

El aumento de la producción se tradujo en las cuentas externas. Según datos del Indec, la balanza comercial energética acumuló entre enero y septiembre un superávit de USD 9.427 millones. Es más de un 20% por encima de los USD 7.815 millones de todo 2025, que hasta entonces era el máximo histórico, y todavía faltan tres meses para el cierre del año.

Las exportaciones de combustibles y energía sumaron USD 12.452 millones en los primeros nueve meses, un 56,6% más que en igual período del año anterior, y representaron el 16,1% de las ventas externas del país. Las importaciones del rubro fueron de USD 3.025 millones, con una suba de 10,1 por ciento. Solo en septiembre, las exportaciones energéticas llegaron a USD 1.781 millones, un 89,1% más que en septiembre de 2025, y dejaron un saldo de USD 1.600 millones, que explicó el 53% del superávit comercial de ese mes.

El petróleo crudo tiene un lugar central en esos resultados. Los aceites crudos de petróleo se convirtieron en el principal producto de exportación del país: entre enero y agosto representaron el 9,5% de las ventas externas, la mayor participación en dos décadas, y en septiembre alcanzaron USD 1.127 millones, el 11,2% del total exportado.

Nuevos compradores y el límite de la infraestructura

El crecimiento de la oferta coincidió con un cambio en el mercado global. El cierre del estrecho de Ormuz, tras el estallido del conflicto entre Estados Unidos, Israel e Irán a fines de febrero, provocó, según la Agencia Internacional de la Energía, la mayor interrupción de suministro petrolero de la historia.

Ante ese escenario, los refinadores de Japón, Corea del Sur, China y el Sudeste Asiático buscaron proveedores alternativos, y el crudo argentino apareció como una opción. Entre enero y agosto, Estados Unidos se mantuvo como principal comprador, con el 33,6% del valor exportado (USD 2.229 millones), seguido por Chile, con el 21,7% (USD 1.439 millones).

La infraestructura de transporte es hoy uno de los límites para seguir creciendo. Sin embargo, el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que unirá Neuquén con la terminal de Punta Colorada, en Río Negro, prevé comenzar a operar a comienzos de 2027 con una capacidad inicial de 190.000 barriles diarios, ampliable hasta 700.000, y permitirá cargar buques de mayor porte. Con esa infraestructura en funcionamiento, la BCR estima que las exportaciones energéticas de 2027 podrían superar los USD 18.500 millones.

El presidente Javier Milei encabezó este lunes la apertura de la AOG Patagonia 2026, el encuentro anual de la industria energética que se realiza esta semana en Neuquén. Allí, frente a una audiencia que lo recibió con cánticos y aplausos, destacó el acuerdo firmado con Estados Unidos por USD 7.000 millones para el desarrollo de infraestructura crítica en el sector energético y no descartó que el monto pueda ampliarse. El mandatario habló ante representantes de empresas operadoras, de servicios y trabajadores petroleros, y repasó los resultados del cambio de modelo impulsado por su gestión en Vaca Muerta.

Milei se refirió al convenio con Estados Unidos como parte de una estrategia que apunta a acelerar las obras de infraestructura necesarias para sostener el crecimiento de la producción. “No descarten que pueda aumentar el número. Solamente digo eso”, afirmó el presidente, sin precisar montos adicionales ni plazos.

El convenio tiene como antecedente el acuerdo bilateral firmado en septiembre de 2026 entre el canciller Pablo Quirno y el subsecretario de Estado norteamericano, Chris Landau, quien visitará el país esta semana, junto del responsable del Hemisferio Occidental, Juan Pablo Segura.

Aquel entendimiento inicial contemplaba USD 6.000 millones destinados al proyecto Argentina LNG —la megainversión de YPF junto con la italiana Eni y la emiratí XRG— con financiamiento respaldado por el Banco de Exportaciones e Importaciones de Estados Unidos (EximBank) e inversores privados. El acuerdo se inscribe en la estrategia de Washington de asegurar cadenas de suministro energético en el hemisferio occidental, en un contexto de disrupciones en el tránsito por los estrechos de Ormuz y Bab el-Mandeb, en Medio Oriente.

El mandatario sostuvo que el esquema de financiamiento privado, en el que “quien aporta el capital también asume el riesgo”, permite completar obras en menos tiempo que bajo el modelo tradicional de obra pública. Según explicó, las propias empresas del sector ya están adelantando regalías para financiar la construcción de rutas en la región. En ese marco, recordó que el Gobierno concesionó 9.000 kilómetros de rutas nacionales al sector privado.

La producción de Vaca Muerta duplicó niveles de 2023

En un discurso que duró poco más de una hora, el presidente resaltó que la producción de Vaca Muerta duplica hoy la registrada en 2023. Según los datos que presentó, la formación pasó de 310.000 barriles diarios en promedio durante ese año a más de 670.000 barriles diarios en agosto de 2026. A nivel nacional, la producción total de petróleo subió de 635.000 barriles diarios en 2023 a 932.000 en agosto de este año, un récord que supera el máximo histórico de 1998 y que se encamina a alcanzar una producción de 1 millón de barriles diarios, una meta que la industria persigue hace tiempo y que se conseguiría antes de finalizar el año.

Milei atribuyó ese salto a la eliminación del denominado barril criollo, una medida que el propio gobierno incluyó en el decreto 70/23 que dispuso la liberación del precio del petróleo desde la primera semana de su gobierno. “Toda la revolución que estamos viendo en el plano energético arrancó con un punto dentro del decreto 70/2023”, señaló el mandatario, para quien cada desregulación eliminada generó un impacto directo sobre la inversión en el sector.

El barril criollo fue un mecanismo de regulación de precios que desacopló el valor del petróleo en el mercado interno del precio internacional. Vigente en distintas versiones desde 2002, el esquema fijaba un precio de referencia local para las transacciones entre productoras y refinadoras, con el objetivo de proteger al sector de la volatilidad global y sostener el empleo y las regalías provinciales. En la práctica, el sistema desincentivó la inversión al comprimir los márgenes de las operadoras cuando el crudo internacional cotizaba por encima del precio regulado.

El presidente también comparó la balanza energética del país con la que existía antes de su gestión. Sostuvo que, de mantenerse las políticas previas de subsidios y precios regulados, el sector energético arrojaría hoy un déficit de entre USD 20.000 y USD 25.000 millones, en lugar del superávit de casi USD 10.000 millones que se registra actualmente.

De hecho, minutos antes de su discurso, el Indec dio a conocer los datos de intercambio comercial. El sector energético, que representó el 17,7% del total de exportaciones del mes, explicó USD 53 de cada USD 100 que ingresaron al país en septiembre. En tanto, el superávit comercial energético alcanzó los USD 1.600 millones en el noveno mes del año, un pico histórico para el sector que ya acumula números en verde en el intercambio comercial acumulado de USD 9.427 millones hasta septiembre de 2026.

De acuerdo con los datos que presentó Milei, las exportaciones de petróleo pasaron de un promedio de 128.000 barriles diarios en 2023 a más del doble en lo que va de 2026, con un pico de casi 330.000 barriles diarios en julio. “En menos de tres años pasamos de ser un país que apenas se autoabastecía a ser un exportador de petróleo de primer nivel de la región”, afirmó.

Milei vinculó ese resultado a un cambio en las reglas de juego para los inversores, más que a la disponibilidad de recursos naturales. “Para que haya inversión no alcanza con tener talento y tampoco alcanza con tener recursos naturales. La Argentina tuvo las dos cosas durante 100 años y aun así se empobreció”, sostuvo. El presidente señaló que generar condiciones de previsibilidad representa una tarea compleja en un país que, según dijo, “incurrió reiteradamente en incumplimientos con inversores a través de default, controles cambiarios, expropiaciones y rupturas de contratos”.

Elogios a Marín y Figueroa

Milei dedicó un tramo de su discurso a reconocer la gestión de Horacio Marín, presidente de YPF, a quien calificó como uno de los mejores titulares que tuvo la petrolera estatal en su historia. También destacó al gobernador de Neuquén, Rogelio Figueroa, por haber adherido al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), la normativa sancionada durante el primer año de su gestión para atraer inversiones de gran escala.

En ese tramo, Milei se dirigió directamente al gobernador: “Hay un boom en la construcción en toda la región: viviendas, parques industriales, hoteles, oficinas, restaurantes que se levantan a una velocidad que Neuquén nunca había visto. Felicitaciones por tu trabajo, Rolo”, dijo, y completó con un contraste dirigido a otras administraciones provinciales: “Hay otras provincias que no adhieren al RIGI. Después no les va bien y se quejan”.

El presidente cerró su discurso con una referencia a la posibilidad de replicar el modelo de Vaca Muerta en otras regiones del país. “Podemos hacer que florezcan mil Vaca Muertas a lo largo y ancho del país”, afirmó, en relación con los proyectos de minería que el Gobierno impulsa en provincias como Catamarca, San Juan y Salta.

Este martes se conocerá un nuevo avance para el Argentina LNG, el megaproyecto de exportación de Gas Natural Licuado (GNL, referido en el ámbito petrolero internacional por su sigla en inglés, LNG) que llevan a cabo YPF, la italiana Eni y la emiratí XRG. Mañana se definirá quién fabricará los tubos para el gasoducto de más de 500 kilómetros que forma parte de la iniciativa más grande presentada bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), con una inversión total estimada en USD 51.000 millones.

La licitación, estimada en USD 2.000 millones, representa la mayor compra de caños de la historia energética del país. La compulsa abarca la tubería para dos gasoductos de 48 pulgadas —1.219 milímetros de diámetro exterior— y un poliducto de 24 pulgadas, unos 610 milímetros. Según fuentes que siguen el proceso, será la primera vez que se adquieran en la Argentina caños con ese diámetro, ese espesor y ese libraje.

El proyecto Argentina LNG, cuya decisión final de inversión se firmará en poco más de un mes, busca vender a gran escala el gas que se extrae de Vaca Muerta. Para lograrlo, el plan contempla un gasoducto troncal de 527 kilómetros desde Meseta Buena Esperanza, en Neuquén, hasta Sierra Grande, en Río Negro, donde se ubicarán los dos buques fábrica licuefactores —conocidos como unidades FLNG, que licuarán el gas para su posterior exportación— frente al Golfo San Matías. El plan incluye, además, una planta de tratamiento de escala comparable a la refinería que YPF tiene en La Plata, el mayor complejo industrial del país.

Las proyecciones de la petrolera de mayoría estatal son ambiciosas: el proyecto generaría exportaciones por USD 10.000 millones anuales a partir de 2031, cuando las dos unidades FLNG comiencen a operar con una capacidad conjunta de 12 millones de toneladas de GNL por año, escalable hasta 18 millones. Para ese año, la inversión acumulada rondaría los USD 29.000 millones, de los cuales unos USD 24.000 millones corresponden a infraestructura —ductos, instalaciones portuarias, plantas de procesamiento y las unidades de licuefacción— y otros USD 5.000 millones al desarrollo de los recursos gasíferos.

Cómo es el mecanismo para conseguir el precio más bajo en sus licitaciones

Para definir al ganador, el consorcio utilizará el mismo sistema que ya empleó para adjudicar la construcción del gasoducto: la subasta japonesa inversa modificada. El mecanismo, implementado por decisión de Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, funciona como una subasta tradicional pero al revés: en lugar de pujar hacia arriba, los oferentes compiten hacia abajo.

Antes de que comience la compulsa, todas las empresas participantes deben tener aprobadas sus condiciones técnicas, legales y financieras, y el contrato firmado. Solo entonces, en igualdad de condiciones, arranca la competencia por precio. Un software envía a todos los participantes el precio de partida y les pregunta si lo aceptan. Quienes dicen que sí pasan a la siguiente ronda, donde el número baja. Quienes se retiran no saben si hay otros que también lo hicieron, y quienes permanecen tampoco saben cuántos competidores siguen activos.

“Hay un caso que hicimos que estuvieron horas compitiendo con ellos mismos”, reveló Marín sobre el efecto que genera el diseño: el instinto de ganar empuja a los oferentes a seguir bajando incluso cuando podrían haberse detenido. “No hay lobby. Se acabó”, sintetizó Marín. Un escribano público y el vicepresidente de la compañía supervisan el proceso incomunicados, sin contacto con el resto de la empresa hasta que la subasta concluye. Al cierre, el acta se labra de forma inmediata.

La construcción del gasoducto ya está adjudicada

La licitación de los tubos se suma a una definición que ya ocurrió: el 9 de julio, el consorcio adjudicó la construcción del gasoducto que conectará Vaca Muerta con la costa rionegrina. La obra quedó en manos de Pumpco, la constructora cuyos accionistas son también dueños del Inter Miami, donde juega Lionel Messi, y Bonatti, con el respaldo de Contreras Hermanos. Tanto la estadounidense Pumpco como la italiana Bonatti construirán infraestructura en el país por primera vez. Contreras Hermanos, en tanto, participó en el diseño e ingeniería del proyecto, pero no compitió en la licitación porque esta tuvo carácter exclusivamente internacional.

La oferta ganadora resultó un 15% inferior a la presentada por la unión transitoria de Techint y Sacde, lo que representó un ahorro superior a los USD 150 millones sobre un contrato cercano a los USD 1.200 millones. De esta manera, el Grupo Techint acumuló su tercera derrota en licitaciones vinculadas a proyectos de GNL en la Argentina. A comienzos de año, Tenaris perdió la provisión de caños para Southern Energy (SESA) —el otro proyecto de exportación de gas licuado en el país, liderado por Pan American Energy— frente a la india Welspun, y semanas después Techint Ingeniería quedó afuera de la obra civil del mismo proyecto. Al grupo le queda una carta por jugar: la licitación de tubos que se define mañana.

Los posibles competidores y el fantasma de “Don Chatarrín”

Si bien la nómina oficial de participantes no fue confirmada, trascendió que Tenaris competiría en la subasta de mañana. También se mencionaron como posibles oferentes la india Welspun -la firma que terminó ganando la provisión de los tubos para SESA- la japonesa JFE Steel, la estadounidense US Steel y productores de China y Corea del Sur.

La eventual participación de Tenaris le agrega un condimento particular a la puja. La derrota frente a Welspun en SESA desencadenó un extenso debate público sobre el precio de los insumos energéticos nacionales que terminó por enfrentar al presidente Javier Milei con Paolo Rocca, a quien llegó a llamar “Don Chatarrín de los tubitos caros” en distintos foros, en una de las fricciones más resonantes entre el Gobierno y el sector privado.

La compra de Argentina LNG es, sin embargo, de una escala diferente ya que es casi 10 veces mayor que la de SESA, aunque el alcance no es comparable de forma directa porque incluye dos gasoductos y un poliducto. El pliego, además, incluye una cláusula que obliga a los oferentes a mantener vigentes sus propuestas hasta el cierre del project finance, lo que indica que las ofertas quedarán congeladas mientras se termina de cerrar la estructura financiera del proyecto.

A cinco semanas de la decisión final de inversión

La licitación de tubos llega en un momento bisagra para Argentina LNG. Horacio Marín confirmó el 14 de octubre, durante el tradicional almuerzo del Consejo Interamericano de Comercio y Producción (Cicyp), que el próximo 26 de noviembre la compañía firmará con Eni y XRG la decisión final de inversión (FID, por sus siglas en inglés) para la primera fase del proyecto. “Después de ahí no hay vuelta atrás”, advirtió el ejecutivo.

Dos pilares sostienen ese paso. Por un lado, el financiamiento: en septiembre, Argentina LNG recibió una propuesta de financiamiento de largo plazo de hasta USD 6.000 millones por parte del Export-Import Bank de los Estados Unidos (US Exim), destinada a la adquisición de bienes y servicios estadounidenses para las etapas de desarrollo de infraestructura y producción. Su eventual otorgamiento quedó sujeto a la aprobación final del Directorio de la entidad. El respaldo de Washington se explica, en parte, por un trasfondo estratégico: las disrupciones en el golfo Pérsico y el estrecho de Ormuz redujeron las exportaciones de Qatar y los Emiratos Árabes Unidos en 35.000 millones de metros cúbicos entre marzo y junio de este año respecto del mismo período anterior, según la Agencia Internacional de Energía (AIE), y Estados Unidos busca diversificar las cadenas de suministro energético.

En paralelo, 47 bancos participaron de las primeras rondas de financiamiento para la primera etapa —valuada en USD 15.500 millones— y el monto total ofrecido llegó a 2,4 veces lo requerido, con JP Morgan a cargo del diseño financiero y el Banco Santander entre las entidades participantes.

El otro pilar son los contratos de venta. Marín confirmó en la feria Gastech 2026, en Bangkok, que la compañía está próxima a firmar entre dos y tres contratos de venta de GNL de entre 0,5 y 1,5 millones de toneladas anuales con compradores externos. Fuentes con conocimiento de las negociaciones indicaron que ya hay más de un acuerdo cerrado. A eso se suma que Eni y XRG, además de socios, son también offtakers —compradores de parte de la producción futura—, lo que significa que una fracción del GNL ya tiene destino asegurado antes de que se firme un solo contrato con terceros.

Con la obra adjudicada, los tubos en proceso de licitación, el financiamiento encaminado y los compradores en fila, Argentina LNG se acerca al punto de no retorno. Marín lo resumió en el Cicyp con una frase que mezcló proyección y convicción: “Estamos haciendo un compromiso por el que Argentina va a exportar USD 55.000 millones en 2031”.

En diciembre de 2023, la diferencia entre lo que la Argentina exportaba e importaba en energía sumaba USD 41 millones en 12 meses. Treinta y dos meses después, ese saldo escaló hasta los USD 11.071 millones y ya explica el 45,3% de todo el superávit comercial de bienes del país, según un informe de Fundación Libertad, elaborado con datos del Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec).

De un total de USD 24.460 millones de resultado positivo en la balanza de bienes durante los últimos 12 meses, casi la mitad correspondió al sector de combustibles, una proporción sin precedentes en la serie histórica que el organismo publica desde 2004.

La evolución del saldo energético en 12 meses móviles da cuenta de la velocidad del cambio. Para agosto de 2024 rondaba los USD 4.226 millones, un año después alcanzó los USD 7.200 millones y en agosto de 2026 superó por primera vez los USD 11.000 millones. Solo entre enero y agosto de este año, el superávit sectorial acumuló USD 7.834 millones, una cifra casi idéntica a todo lo generado durante 2025, cuando el resultado anual había sido de USD 7.829 millones.

En agosto, las exportaciones de combustibles y energía sumaron USD 1.494 millones, con un incremento interanual del 41,2% impulsado tanto por mejores precios (27%) como por mayores volúmenes (12,2 por ciento)

En agosto, las exportaciones de combustibles y energía sumaron USD 1.494 millones, con un incremento interanual del 41,2% impulsado tanto por mejores precios (27%) como por mayores volúmenes (12,2%), lo que explica que se explica por una mayor producción en Vaca Muerta, así como por la suba del precio internacional del petróleo.

Las importaciones de combustibles y energía alcanzaron USD 517 millones y dejaron un saldo mensual de USD 976 millones.

La balanza comercial total de bienes cerró ese mes con un resultado positivo de USD 2.187 millones y extendió a 33 la racha de meses consecutivos con saldo favorable. En lo que va del año, el acumulado asciende a USD 18.249 millones.

Vaca Muerta multiplicó su producción y ya aporta 7 de cada 10 barriles al total

La producción de petróleo en el país alcanzó en agosto un récord de 943.000 barriles diarios, según datos de la Secretaría de Energía. En este escenario, Vaca Muerta aportó alrededor de 670.000 de esos barriles, el 71% del total nacional, cuando un año antes su participación era del 64%. La formación neuquina multiplicó por 11 su volumen respecto de agosto de 2018 y encadena tres años consecutivos de crecimiento.

Entre enero y agosto de 2026, el país exportó aproximadamente 82,3 millones de barriles, un 30,7% más que en el mismo período de 2025, de acuerdo con datos del INDEC compilados por la consultora Empiria. Los aceites crudos de petróleo se convirtieron en el principal producto de exportación y representaron el 9,5% de todas las ventas externas, la mayor participación en dos décadas.

El cierre de Ormuz sacudió el mercado global y abrió una ventana para el crudo argentino

Ese salto productivo coincidió con un cambio profundo en el comercio mundial de hidrocarburos. El cierre del estrecho de Ormuz tras el estallido del conflicto entre Estados Unidos, Israel e Irán a fines de febrero provocó la mayor interrupción de suministro petrolero de la historia, según la Agencia Internacional de la Energía (AIE). Por ese paso marítimo circulaban normalmente unos 20 millones de barriles diarios, cerca de una cuarta parte del comercio global de crudo, y el 80% de esos cargamentos tenía como destino Asia.

Refinadores de Japón, Corea del Sur, China y el Sudeste Asiático a buscar proveedores alternativos fuera de Medio Oriente, y la Argentina apareció como una opción competitiva

La paralización obligó a refinadores de Japón, Corea del Sur, China y el Sudeste Asiático a buscar proveedores alternativos fuera de Medio Oriente, y la Argentina apareció como una opción competitiva gracias al crecimiento sostenido de su oferta exportable.

Si bien Estados Unidos se mantuvo como principal comprador del petróleo argentino -entre enero y agosto y concentró 33,6% del valor exportado, equivalente a USD 2.229 millones-, se sumaron otros destinos. En términos de participación le siguió Chile con 21,7% y USD 1.439 millones, un socio tradicional que recibe crudo tanto por el Oleoducto Trasandino como por vía marítima.

La novedad del año, sin embargo, es la irrupción de compradores que hasta hace poco no figuraban en el mapa exportador argentino. Tailandia se ubicó en el tercer lugar con 9,1% de las ventas y USD 602 millones acumulados. Australia apareció cuarta con 6,2%, seguida por Uruguay (4,9%), China (4,2%) y Brasil (2,4%). Un 17,9% adicional se distribuyó entre otros mercados que incluyen a Singapur, Malasia y Vietnam, tres economías del Sudeste Asiático que durante 2025 no habían registrado compras de petróleo argentino. En total, los destinos que no figuraban en el año anterior concentraron operaciones por cerca de USD 900 millones.

Los corredores por donde sale la energía argentina

Las exportaciones de crudo por corredor alcanzaron en septiembre un pico cercano a los 420.000 barriles diarios, de la serie que arranca en julio de 2025 según datos de la consultora Empiria. Puerto Rosales, operado por Oiltanking Ebytem en la provincia de Buenos Aires, canalizó la mayor parte de los envíos con un promedio cercano a los 300.000 barriles diarios en los últimos meses. El Oleoducto Trasandino aportó entre 50.000 y 70.000 barriles diarios, mientras que la terminal de Caleta Córdova (Termap) en Chubut sumó volúmenes menores pero crecientes.

La puesta en marcha del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que conectará Neuquén con la terminal de Punta Colorada en Río Negro, promete destrabar uno de los principales cuellos de botella de la industria. El sistema prevé comenzar a operar a comienzos de 2027 con una capacidad inicial de 190.000 barriles diarios, ampliable hasta 700.000. La nueva terminal permitirá cargar buques de gran porte, algo que hoy no es posible en Puerto Rosales, limitado a embarcaciones de tipo Aframax.

La terminal de Punta Colorada en Río Negro, promete destrabar uno de los principales cuellos de botella de la industria. El sistema prevé comenzar a operar a comienzos de 2027 con una capacidad inicial de 190.000 barriles diarios

En materia de gas natural, las exportaciones por gasoducto mostraron una fuerte estacionalidad. Los envíos alcanzaron un pico de 11,3 millones de metros cúbicos diarios en marzo de 2026 y retrocedieron hacia los 7,7 millones en octubre.

El corredor Gas Andes, que abastece a Chile, explicó la mayor parte de los volúmenes durante todo el período. Se sumaron también despachos por Methanex (Austral), Pacífico (Guañacos), Cruz del Sur hacia Uruguay, Madrejones hacia Bolivia, Norandino, Paso de los Libres y Colón-Paysandú.

Durante el verano, cuando la demanda interna de calefacción cae, los volúmenes crecieron con fuerza y habilitaron corredores que en invierno permanecen inactivos. La mayor disponibilidad de gas no convencional de Vaca Muerta y la ampliación del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner fueron claves para sostener esa oferta.

El incidente ocurrió en un inmueble ubicado sobre la calle Naranjos, casi esquina con Calakmul, donde la acumulación de gas provocó un estallido que afectó principalmente a la vivienda en la que se originó la emergencia, además de causar daños menores en propiedades cercanas.

Tras recibir el reporte, personal de Protección Civil y Bomberos (PCyB) acudió al lugar para atender a la persona lesionada y evaluar las condiciones de seguridad de los inmuebles de la zona.

De acuerdo con la información difundida por el gobierno municipal, la víctima, quien presuntamente es un adulto mayor, presentó quemaduras de segundo grado. Debido a la gravedad de las lesiones, fue trasladada al Hospital de Alta Especialidad del municipio de Zumpango, donde se reportó estable.

Explosión cimbró viviendas en la unidad habitacional El Dorado

Vecinos de la unidad habitacional El Dorado relataron que el estruendo provocó que el suelo se cimbrara y que, poco después, comenzara a salir humo entre los inmuebles.

La situación generó preocupación entre los habitantes, quienes observaron los daños ocasionados por la explosión en la vivienda donde se registró el incidente.

El estallido también alcanzó propiedades aledañas, en las que se reportaron afectaciones materiales, principalmente en puertas y ventanas. Los daños incluyeron vidrios rotos, como consecuencia de la onda expansiva generada por la explosión.

Aunque al menos seis casas presentaron algún tipo de afectación, las autoridades municipales informaron que los daños en los inmuebles cercanos fueron menores.

Protección Civil descarta daños estructurales en casas cercanas

Luego de controlar la emergencia inicial, los equipos de Protección Civil y Bomberos realizaron inspecciones en las viviendas ubicadas alrededor del inmueble donde se originó la explosión.

El objetivo fue identificar posibles riesgos para los habitantes y determinar si el estallido había comprometido la estabilidad de las construcciones.

Tras las revisiones, las autoridades descartaron daños estructurales en las casas contiguas al inmueble afectado. No obstante, se documentaron desperfectos materiales, principalmente cristales rotos en puertas y ventanas.

El gobierno municipal atribuyó el accidente a la acumulación de gas doméstico en la vivienda donde ocurrió la explosión. Hasta el momento, la información disponible no detalla las circunstancias específicas que provocaron la acumulación ni el origen de la fuga.

Mantienen resguardada la zona tras explosión por gas

Durante la tarde-noche, elementos de seguridad permanecieron en el área para resguardar los inmuebles y proteger los bienes de los habitantes de la unidad habitacional.

Las autoridades indicaron que no fue necesario desalojar a los vecinos, debido a que las inspecciones no identificaron daños estructurales en las viviendas contiguas.

Sin embargo, la presencia de los cuerpos de emergencia y de seguridad permitió mantener vigilancia en el sitio mientras se atendían las consecuencias del incidente.

La explosión en El Dorado vuelve a poner de relieve los riesgos asociados con la acumulación de gas doméstico en viviendas, una situación que puede provocar estallidos, incendios y lesiones de consideración.

Entre las medidas preventivas recomendadas ante una posible fuga se encuentran cerrar la llave de suministro si es seguro hacerlo, evitar encender o apagar interruptores eléctricos, no utilizar fuego y alejarse del inmueble para solicitar apoyo a los servicios de emergencia.

En caso de percibir un olor intenso a gas, lo más importante es no permanecer dentro de la vivienda ni realizar acciones que puedan generar una chispa.

Las autoridades municipales mantuvieron el resguardo del área, mientras que el saldo preliminar del accidente es de una persona lesionada y al menos seis casas con daños materiales, sin afectaciones estructurales reportadas en los inmuebles contiguos.

Southern Energy (SESA) designó a Pablo Abiad como nuevo gerente ejecutivo de Relaciones Institucionales, a cargo de las áreas de Asuntos Públicos, Comunicación y Sustentabilidad.

Abiad es abogado (UBA) y periodista (TEA) con un posgrado en Historia Contemporánea (Di Tella). Anteriormente se desempeñó como gerente de Asuntos Corporativos de Axion/PAE.

También trabajó en otras empresas del sector energético, en el Banco Central de la República Argentina, como gerente principal de Comunicación y Relaciones con la Comunidad; en consultoría, como socio para Cono Sur de LLYC, y como periodista en Clarín, entre otros medios.

Southern Energy es una compañía formada por socios con amplia experiencia en el mercado de hidrocarburos (PAE, YPF, Pampa, Harbour Energy y Golar) que instalará dos buques de licuefacción de GNL provincia de Río Negro para convertirse en el primer exportador a gran escala de GNL del país.

Profertil, la -hasta ahora- única productora de urea de la Argentina, dio un paso en dirección a la construcción de su segunda planta en el Parque Industrial de Ingeniero White, en Bahía Blanca, después de casi una década de postergaciones. La compañía eligió a Techint Ingeniería & Construcción -el brazo constructor del holding de Paolo Rocca- y a la italiana Saipem para desarrollar los servicios técnicos del proyecto.

Según estimaron fuentes del mercado, el plan demandaría una inversión estimada de USD 2.000 millones, tardaría entre tres y cinco años en completarse y duplicaría la capacidad de producción de la empresa. El proyecto podría presentarse bajo el RIGI.

La nueva planta tendrá una capacidad de 4.450 toneladas diarias y se levantará en un terreno que Profertil ya tenía reservado en el centro de su predio bahiense. A pesar de que la decisión final de inversión todavía está pendiente, la novedad llega en un momento en el que la empresa abastece alrededor del 60% del mercado interno de urea —hace 15 años cubría la totalidad, pero hoy no llega a cubrirla y el resto se importa— y la demanda no deja de crecer, empujada por la expansión de los cultivos de trigo y maíz.

La idea de duplicar la capacidad de Profertil no es nueva. El proyecto comenzó a gestarse en 2015, cuando la compañía identificó que la demanda del fertilizante en la Argentina crecía a un ritmo que su única planta no llegaba a acompañar. Sin embargo, la inversión se fue postergando por razones macroeconómicas, cambios regulatorios y, sobre todo, por un traspaso accionario que modificó por completo la estructura de la empresa.

En 2022, en medio de esas idas y vueltas, Profertil firmó un acuerdo de exclusividad con Saipem y el Grupo Techint para incorporar cambios tecnológicos al diseño de la nueva planta. No fue una elección arbitraria: Techint E&C había construido junto a Snamprogetti —hoy Saipem— la planta original, inaugurada en 2001. Más de dos décadas después, la dupla vuelve a trabajar en el mismo complejo.

Nuevos dueños: cómo Adecoagro y ACA tomaron el control de Profertil en menos de un año

El proyecto se destrabó con nuevos accionistas al mando. Hasta 2025, Profertil era controlada en partes iguales por YPF y la canadiense Nutrien. La primera en salir fue la multinacional: en septiembre de ese año vendió su 50% a Adecoagro y la Asociación de Cooperativas Argentinas (ACA) por USD 600 millones. La decisión de Nutrien se enmarcó en una reestructuración global que la llevó a concentrarse en América del Norte.

Tres meses después, en diciembre de 2025, YPF le vendió su otro 50% a Adecoagro por USD 1.200 millones. La petrolera estatal se desprendió de Profertil como parte del Plan 4x4, la hoja de ruta que diseñó su presidente, Horacio Marín, para cuadruplicar el valor de la compañía en cuatro años. La estrategia implicaba salir de todos los activos que no estuvieran vinculados a la operación de Vaca Muerta. En la misma línea, en agosto de este año, YPF vendió su participación mayoritaria en Metrogas a Edenor —la distribuidora controlada por Daniel Vila y José Luis Manzano— por USD 780 millones.

Con la salida de ambos socios, la composición accionaria de Profertil quedó controlada por Adecoagro en un 90%, mientras que ACA retiene el 10% restante.

Pero detrás de Adecoagro hay otro jugador de peso: el grupo Tether, emisor de la stablecoin USDT y una de las empresas cripto más grandes del mundo, que en 2025 pagó más de USD 615 millones para quedarse con el 70% de Adecoagro. La compañía, cofundada y dirigida por Mariano Bosch, atraviesa además una etapa de expansión agresiva: en julio de este año desembolsó USD 148 millones para adquirir una planta de azúcar y etanol en Brasil al Grupo Raízen.

El gas de Vaca Muerta, la pieza que faltaba para viabilizar el proyecto

La urea es un fertilizante nitrogenado indispensable para los principales cultivos extensivos de la Argentina. Se utiliza para devolver nutrientes al suelo y sostener la productividad de unas 11 millones de hectáreas dedicadas al trigo, el maíz y otros cereales.

Hace 15 años, Profertil abastecía el 100% del mercado argentino e incluso exportaba ocasionalmente a Brasil. Pero la demanda creció —impulsada por el aumento sostenido del consumo de trigo y maíz desde 2015— y la capacidad de la planta llegó a su techo. Hoy, la empresa cubre alrededor del 60% de la demanda interna y el resto se cubre con importaciones. De hecho, según datos de la Bolsa de Comercio de Rosario, en 2025 la Argentina importó 4,1 millones de toneladas de fertilizantes, un 28% más que el año anterior y el segundo registro más alto del siglo. Los nitrogenados —categoría que incluye la urea— lideraron con 2,1 millones de toneladas, más de la mitad del total.

El problema no es solo de volumen, sino también de vulnerabilidad. La coyuntura en Medio Oriente expuso la fragilidad de esa dependencia: tras la escalada del conflicto en Irán, la paralización del tránsito marítimo en el Estrecho de Ormuz —por donde fluye un tercio de las exportaciones mundiales de fertilizantes— comprometió las entregas de insumos a nivel global. El ataque iraní a las instalaciones de Qatar Energy, el principal exportador de gas natural licuado del mundo, llevó a la empresa estatal qatarí a suspender su actividad, lo que afectó de lleno la cadena de suministro de la urea. La Argentina no fue la excepción: el 35% de la urea que importa transita por esa zona.

El contexto global agrega presión: para 2050 se espera que la población mundial alcance los 10.000 millones de personas, lo que exigirá un incremento sustancial en la producción de alimentos y, en consecuencia, en el uso de fertilizantes.

El gas natural es, junto con el agua y el amoníaco, uno de los principales insumos para fabricar urea. Durante años, la Argentina operó con déficit energético y debió importar gas para sostener su consumo interno. Ese escenario se revirtió con el desarrollo de Vaca Muerta: la producción no convencional en la cuenca neuquina generó un excedente que no solo eliminó la necesidad de importar, sino que abrió la puerta a proyectos industriales intensivos en gas como el de Profertil.

En ese contexto, la activación del gasoducto Perito Moreno —originalmente llamado Néstor Kirchner— fue una pieza clave. La obra conectó la producción de gas no convencional con el centro y el litoral del país, y le dio viabilidad a una segunda planta que, sin infraestructura de transporte suficiente, difícilmente habría podido avanzar.

Fértil Pampa, el otro megaproyecto que competirá desde el mismo polo industrial

Profertil dejará de estar sola en el negocio de la urea en la Argentina. Pampa Energía, la compañía de Marcelo Mindlin, pidió en abril de este año ingresar al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) para construir Fértil Pampa, una megaplanta de fertilizantes también en Bahía Blanca, con una inversión de USD 2.400 millones.

El proyecto apunta a producir 2,1 millones de toneladas anuales de urea a partir de 2030 y destinar el 60% a la exportación, principalmente a Brasil. La iniciativa contempla financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y de la Corporación Financiera Internacional (CFI), del Banco Mundial.

Si ambos proyectos se concretan, la Argentina pasaría de importar urea a contar con una capacidad instalada de casi 4,7 millones de toneladas anuales, lo que la convertiría en un exportador neto de fertilizantes en la región.

El programa de evaluación técnica de Techint y Saipem para la segunda planta de Profertil tiene una duración estimada de 11 meses, lo que sitúa la definición de las bases de construcción hacia el segundo semestre de 2027. La obra, si se confirma en los plazos previstos, estaría terminada entre 2030 y 2032.

El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, afirmó que se prepara el inicio de una “exploración masiva” de petróleo, gas y minerales en Groenlandia, sin precisar qué empresas o gobiernos participarán en el proyecto ni cuándo comenzarían las operaciones.

“¡La exploración masiva de petróleo, gas y minerales está a punto de comenzar en nuestra nueva y hermosa Groenlandia!”, escribió el mandatario republicano en su red Truth Social. Además, afirmó que existen especialistas que consideran que la cantidad de petróleo de fácil acceso en el territorio ártico supera la disponible en “casi cualquier otro lugar del mundo”.

Trump también vinculó a Groenlandia con la seguridad de Estados Unidos y Europa. En su mensaje, aseguró que la isla ofrece una posición estratégica para anticipar y responder a posibles ataques contra territorio estadounidense.

“Cualquier futuro ataque contra Estados Unidos tendrá que pasar por Groenlandia, donde nuestra defensa derribará rutinariamente drones, misiles o cualquier otro tipo de arma aún no concebida. ¡Nos brinda tiempo, ubicación y visibilidad como en ningún otro lugar del mundo!“, agregó el jefe de Estado.

La declaración se produjo sin detalles sobre el alcance de la exploración, la participación de compañías estadounidenses o las condiciones acordadas con las autoridades de Groenlandia y Dinamarca.

El mandatario había confirmado el pasado 18 de septiembre un acuerdo con Dinamarca y Groenlandia que brindaría a Washington control permanente sobre la seguridad del territorio ártico y restringirá la presencia de Rusia y China. El entendimiento impediría que países ajenos a la OTAN instalen bases militares o envíen tropas al territorio ártico.

Horas antes del anuncio, Trump afirmó que Taiwán comprará durante 20 años el 30% del gas transportado por el proyecto Alaska LNG e invertirá USD 4.400 millones en la iniciativa, que busca conectar los yacimientos del estado con mercados asiáticos.

“Taiwán acaba de aceptar comprar el 30% del gas que salga del gasoducto durante los próximos 20 años. Eso garantiza el éxito. Es uno de los mayores compromisos de la historia (...) Es uno de los acuerdos más grandes que se han hecho jamás. Lo van a pagar, y es un período de 20 años que garantiza el éxito”, declaró en un mitin republicano en Alaska.

Hasta ahora, la empresa estatal taiwanesa de energía CPC Corporation solo había suscrito una carta de intención para invertir en el proyecto, presentada en marzo de 2025. Trump agradeció las gestiones del senador republicano Dan Sullivan y del representante Nick Begich. El mandatario presentó a Sullivan como “el verdadero Dan Sullivan”, en referencia a un candidato homónimo e independiente que competirá con el senador en las elecciones de noviembre.

Según el presidente, el compromiso de Taiwán se suma a los más de USD 50.000 millones que Corea del Sur invertirá en Alaska LNG, de acuerdo con una cifra anunciada por la Casa Blanca el 30 de septiembre. Seúl, sin embargo, indicó que esa inversión no está cerrada y que dependerá de la viabilidad comercial de la iniciativa. El proyecto lleva años en busca de financiación y enfrenta dudas por sus costos y por la posibilidad de que resulte rentable.

Trump defendió Alaska LNG como un instrumento para ampliar las exportaciones energéticas estadounidenses y fortalecer los vínculos con los aliados de Asia.

Durante el acto, el presidente también pidió a los votantes de Alaska que respalden la Medida 2, que propone derogar el sistema electoral implantado en 2020. El modelo contempla primarias abiertas, en las que los cuatro aspirantes con más votos avanzan a la elección general, y un mecanismo de voto por orden de preferencia. “Es una estafa, es una estafa demócrata”, sostuvo Trump. Además, afirmó que solicitó al fiscal federal en Alaska que vigile el proceso para evitar fraude.

(Con información de AFP)

Una fuga de combustible en una gasolinera de la Ciudad de México provocó este martes la evacuación preventiva de aproximadamente 220 personas del Instituto Nacional de Medicina Genómica (Inmegen) y de 866 trabajadores de la sede central del Instituto Nacional Electoral (INE). Autoridades capitalinas y personal de ambas instituciones activaron medidas de protección civil para resguardar a quienes se encontraban en los inmuebles.

La Secretaría de Gestión Integral de Riesgos y Protección Civil de la Ciudad de México informó que los equipos de emergencia atendieron un reporte por olor a hidrocarburo en el Inmegen, ubicado en Periférico Sur, colonia Arenal Tepepan, alcaldía Tlalpan. El origen del incidente fue una fuga en una estación de servicio contigua, que generó una filtración hacia los niveles de estacionamiento de la institución.

Por separado, el INE confirmó que el desalojo de sus oficinas centrales se realizó alrededor de las 11:00 horas, de manera ordenada y conforme a sus planes de contingencia. El organismo precisó que ninguna persona resultó lesionada o afectada durante el incidente.

Personal Táctico Operativo, en coordinación con @Bomberos_CDMX, @Pemex y la #UGIRPC, atendieron un reporte por olor a hidrocarburo en el Instituto Nacional de Medicina Genómica ubicado en Periferico Sur, col. Arenal Tepepan, @TlalpanAl.

El aroma provino de una filtración en los… pic.twitter.com/98hmERx5nt

— Secretaría de Gestión Integral de Riesgos y PC (@SGIRPC_CDMX) October 13, 2026

¿Qué provocó la evacuación del Inmegen y del INE?

De acuerdo con el aviso difundido por la Secretaría de Gestión Integral de Riesgos y Protección Civil, el olor a hidrocarburo detectado en el Instituto Nacional de Medicina Genómica estaba relacionado con una filtración en sus estacionamientos, proveniente de una estación de servicio cercana.

Ante esa situación, se determinó retirar preventivamente a las personas que se encontraban en el inmueble. La dependencia capitalina detalló: “Como medida preventiva, se realizó la evacuación de aproximadamente 220 personas”.

El INE explicó en su comunicado que se detectó una filtración en los tanques de almacenamiento de diésel de un expendio de combustible hacia el estacionamiento de una institución de salud junto a sus instalaciones. Debido a la cercanía del incidente, su Coordinación de Seguridad y Protección Civil recomendó evacuar por completo las oficinas centrales.

Las cifras corresponden a reportes distintos: las aproximadamente 220 personas fueron informadas por las autoridades capitalinas en relación con el Inmegen, mientras que los 866 empleados y empleadas corresponden al desalojo del complejo del INE.

Bomberos, Pemex y Protección Civil atienden la fuga en Tlalpan

La atención del incidente involucró a Personal Táctico Operativo, en coordinación con el Heroico Cuerpo de Bomberos de la Ciudad de México, Petróleos Mexicanos (Pemex) y la Unidad Integral de Gestión de Riesgos y Protección Civil de Tlalpan.

La titular de la dependencia capitalina, Myriam Urzúa Venegas, supervisó los trabajos para la absorción del hidrocarburo, según el mensaje difundido en redes sociales. La intervención se concentró en atender la filtración reportada y realizar las labores correspondientes en el inmueble afectado.

El aviso de las autoridades capitalinas resumió las principales acciones:

• Atención del reporte por olor a hidrocarburo en el Inmegen.
• Identificación de una filtración hacia los niveles de estacionamiento.
• Evacuación preventiva de aproximadamente 220 personas.
• Coordinación con Bomberos, Pemex y Protección Civil de Tlalpan.
• Supervisión de los trabajos para la absorción del combustible.

En esa publicación, la dependencia también señaló: “No hay riesgo para la población ni para inmuebles aledaños”. Esta valoración acompañó el reporte de las labores realizadas por los equipos de emergencia.

INE evacúa a 866 trabajadores y mantiene actividades en home office

La evacuación de la sede central del INE se llevó a cabo como medida de resguardo del personal, tras la recomendación de su área de seguridad y protección civil. El organismo informó que el operativo siguió los procedimientos previstos para este tipo de contingencias.

El comunicado destacó que “ninguna persona resultó lesionada o afectada” y señaló que el retiro de las 866 personas trabajadoras ocurrió en orden. La medida preventiva permitió desalojar el complejo mientras las autoridades atendían la fuga en la gasolinera cercana.

Además del desalojo, el Instituto Nacional Electoral anunció un cambio temporal en su modalidad de trabajo. Según la información disponible al momento de publicar su comunicado, la fuga de combustible persistía, por lo que las actividades continuarían en home office mientras se mantuviera la contingencia.

El organismo indicó que mantiene coordinación con las autoridades de Protección Civil para atender el incidente y proteger tanto a su personal como a sus instalaciones. Por ello, la evacuación de las oficinas no representa por sí misma la suspensión de todas sus funciones: el trabajo continuará a distancia durante la atención de la emergencia.

Los reportes oficiales distinguen entre la valoración de riesgo para la población y el estado de la fuga. Mientras la autoridad capitalina informó que no existía riesgo para habitantes o inmuebles aledaños, el INE señaló que el escape de combustible seguía activo al emitir su comunicado. La continuidad del trabajo remoto quedó vinculada a la duración de esa contingencia.

El Gobierno nacional promulgó la Ley 27.828, que redefine el régimen de Zona Fría y limita el acceso automático a los descuentos en las facturas de gas. La norma fue publicada este martes en el Boletín Oficial, tras su sanción en el Congreso el 24 de septiembre.

La reforma restablece como beneficiarias permanentes a la Región Patagónica, el departamento de Malargüe, en Mendoza, y la región de la Puna. Para el resto de las áreas que habían sido incorporadas mediante la ampliación de 2021, el descuento deja de ser generalizado y queda sujeto a condiciones socioeconómicas y climáticas.

De acuerdo con lo dispuesto en la normativa, este sistema tendrá validez hasta el 31 de diciembre de 2031.

La modificación sustituye el artículo 75 de la Ley 25.565, que regula el Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos de Gas. La reforma deja fuera del régimen general a 94 municipios de la provincia de Buenos Aires que habían sido incorporados a la ampliación de 2021. En ese marco, unos 3,35 millones de usuarios perderían el beneficio automático a nivel nacional.

El cambio implica que los hogares de las zonas agregadas en 2021 ya no conservarán un descuento automático solo por su lugar de residencia. En cambio, podrán solicitar una bonificación adicional si cumplen los criterios previstos por el nuevo Régimen de Subsidios Focalizados.

Entre los municipios alcanzados por el cambio se encuentran Bahía Blanca, Mar del Plata, Tandil, Olavarría, Azul, Necochea, Pinamar, Villa Gesell, Tres Arroyos, Junín, Pergamino, Pilar, San Nicolás, San Pedro, Balcarce, Cañuelas, Chivilcoy y Coronel Suárez.

De acuerdo con la norma, esa asistencia estará disponible para usuarios residenciales que vivan en las subzonas bioambientales IIIa, IVa, IVb, IVc, IVd, V y VI definidas bajo la norma IRAM 11.603. También deberán estar inscriptos en el régimen.

Cuáles son los requisitos para pedir el beneficio de Zona Fría

Para acceder a la bonificación adicional, los usuarios deberán estar inscriptos en el Régimen de Subsidios Focalizados, residir en las subzonas bioambientales contempladas por la ley y no formar parte de la Patagonia, Malargüe o la Puna, donde se mantiene el beneficio histórico.

Además, tendrán que cumplir al menos una de estas condiciones:

• Registrar ingresos netos familiares de hasta el equivalente a tres Canastas Básicas Totales para un Hogar 2, según el INDEC.
• Tener en el hogar a una persona con Certificado de Vivienda Familiar del ReNaBaP.
• Contar con un integrante que perciba una pensión vitalicia como veterano de la Guerra del Atlántico Sur.
• Tener un integrante con Certificado Único de Discapacidad (CUD), aunque en esos casos la Secretaría de Energía deberá evaluar la necesidad de asistencia económica para afrontar el servicio.

La ley no detalla aún el mecanismo de inscripción ni el procedimiento para acreditar las condiciones requeridas. Esa reglamentación quedará bajo la órbita de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía.

Cómo se financiará el nuevo fondo

El Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos de Gas se financiará con un recargo de hasta 7,5% sobre el precio del gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte. El cargo se aplicará sobre el consumo y la comercialización de gas por redes o ductos en todo el país.

Quedarán exceptuados de ese pago el gas destinado a exportación —incluido el gas natural licuado— y el GNL importado que ingrese al sistema tras su regasificación.

El Poder Ejecutivo podrá elevar o reducir ese recargo hasta en un 50%. Además, la norma establece que los productores de gas actuarán como agentes de percepción y que los recursos deberán ser transferidos al fondo fiduciario.

La reforma también cambia el componente de la factura sobre el que se aplicará la bonificación. El subsidio dejará de calcularse sobre el total de la boleta y se limitará al precio del gas en el punto de ingreso al sistema de transporte, conocido como PIST.

Esto significa que cargos como la distribución, el transporte y los impuestos no quedarán alcanzados por el descuento. Por ese motivo, la modificación podría elevar el monto final que pagan incluso los usuarios de las regiones que mantengan el régimen histórico.

Vaca Muerta sigue atrayendo el interés local y mundial. El 18 de octubre llegará a la Argentina una treintena de empresas de Texas para participar de un evento vinculado al desarrollo de la joya energética argentina.

La misión se desarrollará del 18 al 24 de octubre, en busca de asociaciones y negocios. Vendrá de la mano de la Cámara de Comercio Argentino-Texana (ATCC, según su sigla en inglés) y del Atlantic Council, que apunta al alineamiento geopolítico con Estados Unidos, explicó Ariel Bosio, fundador y actual vicepresidente de la ATCC.

El Atlantic Council es el think tank norteamericano que en septiembre de 2025 distinguió al presidente argentino, Javier Milei, como “Ciudadano Global”, reconocimiento que le entregó el secretario del Tesoro de Estados Unidos, Scott Bessent.

“Desde la ATCC estamos convencidos de que Vaca Muerta es un motor fundamental para la seguridad energética regional y global. Nuestra prioridad es seguir siendo el puente que articule estas inversiones clave para potenciar la infraestructura, el desarrollo tecnológico y la cadena de valor, consolidando el vínculo estratégico entre Texas y Argentina”, dijo por su parte Gabriela Aguilar, presidenta de la ATCC, cuya misión, del 18 al 24 de octubre, excederá la agenda del Patagonia Oil & Gas 2026, que tendrá lugar en Neuquén del 19 al 22 del mes.

Tres frentes de negocios

La misión tendrá un hito central el martes 20, día del Energy Trade Mission Summit, en el Centro de Convenciones Domuyo: habrá paneles sobre el lugar de la Argentina en el escenario energético global, con la participación de Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, y Ana Simonato, country manager de Chevron.

También se abordarán los desafíos del financiamiento y la operación de cadenas de valor. Participarán ejecutivos de Citibank, Pickering Energy Partners, PAE, SLB, DLS Archer, H&P y Precision Drilling, entre otras compañías.

El 21 habrá, además, un Innovation Day en el Polo Científico-Tecnológico de Neuquén, en el que se exhibirán soluciones de innovación energética y escalabilidad tecnológica y habrá ruedas de negocios entre empresas locales y de Estados Unidos para evaluar oportunidades de financiamiento, integraciones en la cadena de suministro y joint-ventures.

Más de 150 empresas de la Argentina y del exterior participarán de esa ronda.

En materia petrolera Texas es hoy una suerte de paralelo neuquino, pues alberga la mayor parte de la “Cuenca Permian”, la principal formación de gas y petróleo “no convencional” norteamericana, un área de casi 500 kilómetros de largo y 400 de ancho que se extiende del oeste de Texas al este de New Mexico que ropulsó junto a otras, como “Eagle Ford” y “Bakken”, la “revolución del shale” de Estados Unidos y cambió la geopolítica mundial.

— ¿A priori, dónde ve las principales oportunidades de negocios o asociación?, le preguntó Infobae a Bosio, ingeniero industrial de la Universidad Nacional de Rosario y Máster en Energía de la Universidad de Oklahoma, cuna petrolera del país del norte, quien trabajó en YPF y en Occidental Petroleum, Estados Unidos, donde reside desde hace casi 20 años.

— La delegación tendrá más de 50 personas que representan a las principales instituciones de Estados Unidos, como el Energy Workforce and Technology Council, que agrupa a todas las compañías de servicios, y la International Association of Drilling Contractors, que reúne a firmas de perforación y completación de pozos. También estará el Atlantic Council, un think tank de Washington cuya principal misión es el alineamiento geopolítico con Estados Unidos.

Divido a las compañías que vienen en dos grupos: de un lado las que se dedican al banking y al private equity, que buscan ampliar el financiamiento en Vaca Muerta a todo nivel, para grandes proyectos y también para pyme; y del otro empresas de tres sectores: operadoras, de servicios y otras que buscan oportunidades en el midstream.

— Esa sería la oferta. ¿Qué demandas o necesidades locales perciben para el desarrollo de Vaca Muerta?

— Hay tres necesidades muy importantes. Una es el financiamiento, con un primer nivel para proyectos en el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) por más de USD 100.000 millones en los próximos cinco o seis años. El siguiente nivel es toda la cadena de valor para acompañar ese crecimiento, y también tiene que haber financiamiento para proyectos anexos a los operadores vinculados a la exportación de gas natural licuado (GNL) en los próximos años.

La segunda cuestión es el midstream: se están desarrollando los grandes proyectos troncales, como el VMOS y otros oleoductos y gasoductos, pero también hay que lograr que la producción de distintos yacimientos llegue hasta los ductos troncales. Ahí hay una gran oportunidad.

La tercera es la provisión de materiales y servicios. En Vaca Muerta es fundamental seguir bajando los costos y aumentando la productividad. Toda innovación tecnológica es clave. YPF y otras compañías ya tienen el compromiso de aumentar los equipos de perforación y completación un 50%; eso requiere una cadena de valor asociada y capacitada. Son las tres grandes oportunidades. Un poco más a largo plazo hay un cuarto tema: el desarrollo asociado al downstream, como los líquidos de gas.

Lecciones de Permian para Vaca Muerta

— ¿Qué lecciones básicas deja Permian para Vaca Muerta?

— Para ponerlo en contexto, Permian tiene 10 veces el tamaño de Vaca Muerta y el shale de Estados Unidos es 20 veces Vaca Muerta. Todo lo que pasó en Permian lo puede aplicar la Argentina, que está en modo de ejecución y tuvo una curva de aprendizaje muy rápida. Ahí las sinergias son del 100%. Lo que le está pasando a Permian ahora son los desafíos que enfrentará Argentina en cinco o seis años, cuando toda la capacidad para producir petróleo y gas termine de construirse y empiecen a verse otros desafíos.

“Estados Unidos es el país número uno en centros de datos y hoy se advierte que el modelo actual de conectarse a la red está llegando a un límite y compromete la capacidad eléctrica para la industria y la demanda residencial”

— ¿Por ejemplo?

— La saturación de la capacidad energética. En Estados Unidos hoy hay una demanda creciente de energía, por el aumento del PBI y el fenómeno de los centros de datos, que en los próximos años generarán una demanda adicional del 30 al 40% de energía a nivel global. Estados Unidos es el país número uno en centros de datos y hoy se advierte que el modelo actual de conectarse a la red está llegando a un límite y compromete la capacidad eléctrica para la industria y la demanda residencial.

Eso también será una oportunidad para Vaca Muerta. La legislación en Texas apunta a que los centros de datos deben proveerse de su propia energía fuera de la red. Es una oportunidad de negocios complementaria para las operadoras de gas y petróleo.

En Permian ahora hay un tema de monetización: con tanto gas asociado a la producción de petróleo, muchas veces el gas tiene precio negativo. Eso también pasará en Vaca Muerta, tarde o temprano. Las compañías analizan cómo monetizar ese gas a mejores precios. Negocios como el gas to power para centrales eléctricas y el gas to bit para centros de datos, además de seguir ampliando la infraestructura de GNL para exportar.

Innovación, productividad y competencia global

— En Permian hubo pioneros como Scott Sheffield, fundador de Pioneer. También George Mitchell, que desarrolló el fracking. ¿Ve en la Argentina pioneros que empujen el desarrollo de Vaca Muerta?

— Todos los días. Los CEO de las petroleras de la Argentina son un ejemplo: el nivel de innovación y aumento de productividad que ha habido en Vaca Muerta en los últimos cuatro años es notable. Hoy produce el 70% del petróleo y gas de la Argentina y bate récords mes a mes.

El ritmo de reducción del costo de break-even es un signo muy bueno de innovación, impulsado por los CEO de las compañías junto con la cadena de valor y el marco legislativo y regulatorio. El desafío de Vaca Muerta es competir a nivel mundial y, para eso, la innovación debe ser permanente y profundizarse.

“Parte de esa profundización consiste en incorporarse a la cadena de valor internacional y capitalizar todo al máximo”

Parte de esa profundización consiste en incorporarse a la cadena de valor internacional y capitalizar todo al máximo. El CEO de Chevron (Mike Wirth, quien subrayó que Vaca Muerta necesita inversiones masivas en infraestructura para “monetizar” todo su potencial), dijo hace unos meses que hoy Vaca Muerta no es un activo marginal en su cartera de tecnología y conocimiento, sino que Chevron incorpora prácticas de Vaca Muerta en Estados Unidos. Empresas del exterior vienen a la Argentina para complementar y buscar alianzas con la red local, con el objetivo de tener un soft landing en el país. Ese éxito comercial no lo pueden lograr si actúan solas.

En Estados Unidos mueren más de 400 personas por año a causa de intoxicaciones accidentales de monóxido de carbono, un gas inodoro e invisible que no da señales de advertencia hasta que ya es demasiado tarde.

El sábado, un grupo familiar en Richmond, Utah, se convirtió en la cara más brutal de esa estadística: cinco personas murieron en su propio domicilio mientras las alarmas sonaban y el barrio seguía su rutina.

El sheriff del Condado de Cache, D. Chad Jensen, informó que los niveles de gas en la vivienda eran tan altos que superaban el rango máximo de detección del equipo de los rescatistas.

Las víctimas fueron un hombre de 43 años y cuatro menores: una niña de 5, un niño de 11, una niña de 12 y un joven de 16. Las autoridades no divulgaron sus nombres.

Cómo actuaron los equipos de emergencia

Los equipos de emergencia llegaron al complejo de tres unidades poco después de las 12:15 del mediodía, tras recibir el llamado de un vecino que había ingresado al departamento porque las alarmas llevaban sonando un tiempo prolongado.

Fue Rick Pool, vecino del complejo desde hace casi una década, quien encontró al hombre sin vida en el garaje y llamó al 911, tal y como relató KSL. “Jamás imaginé que algo así pudiera pasar aquí”, dijo Pool al medio.

Jensen confirmó los hechos en un comunicado oficial. Los bomberos del Departamento de Bomberos de Richmond no pudieron entrar al principio: los niveles del gas les impedían el acceso.

Una vez tomadas las medidas de seguridad necesarias, evacuaron las unidades contiguas.

El hombre hallado en el garaje estaba junto a un vehículo que seguía en marcha. Las autoridades remolcaron el automóvil hasta el complejo del sheriff para someterlo a peritajes técnicos y determinar si hubo alguna falla mecánica, tal y como precisó KSL. El origen exacto de la fuga de gas permanece sin confirmar.

Pool fue trasladado en ambulancia a un hospital de la zona por posible exposición al gas y recibió el alta médica horas después, según KSL.

Una cronología que abre interrogantes

Jensen explicó a la cadena local KUTV 2News que las alarmas de monóxido de carbono comenzaron a sonar entre las 8 y las 9 de la mañana, pero que el sonido “no era muy fuerte”.

El sheriff admitió desconocer cuánto tiempo estuvieron activas las alertas antes de que los vecinos decidieran intervenir.

El llamado al servicio de emergencias llegó horas después, lo que deja abierta la pregunta sobre cuánto tiempo estuvo la familia expuesta al gas sin que nadie actuara.

Lo que se sabe y lo que falta por determinar

Jensen confirmó a KSL que en la unidad vivían dos hermanos junto a sus respectivos grupos familiares. No se precisó cuántos de los menores pertenecían a cada uno.

Dos de los menores fallecidos cursaban estudios en la North Cache Junior High, según el mismo medio. La comunidad de Richmond, localizada a unos 160 kilómetros (100 millas) al norte de Salt Lake City, tiene una población de poco más de 3.000 habitantes.

Una vecina identificada como KayAnn Schwartz dijo a KUTV 2News que no conocía a la familia, pero que había visto a los niños andar en bicicleta por la calle y detenerse a acariciar a su perro. “Es devastador. Te parte el corazón”, afirmó.

En las primeras declaraciones tras el hallazgo, Jensen reconoció no saber si las muertes habían sido accidentales o intencionales.

Un día después, según KSL, el sheriff inclinó su postura hacia el accidente, aunque subrayó que la investigación permanece activa.

“Creo que la mayoría de las respuestas llegarán cuando el médico forense termine su examen”, declaró el sheriff a KUTV 2News.

Los investigadores continúan con entrevistas a familiares y allegados para reconstruir la cronología de los hechos, de acuerdo con lo publicado por el medio.

La Oficina del Sheriff de Cache indicó que brindará más información a medida que el caso avance.

Pagar las facturas de luz y de gas es, para muchos hogares, una de las cuentas más difíciles de cerrar cada mes. Para aliviar ese gasto, el Estado nacional mantiene vigente un sistema de subsidios, al que se puede acceder cumpliendo una serie de requisitos básicos.

Se trata del régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), un esquema que reúne en un solo sistema los beneficios para la electricidad, el gas natural por redes, el gas propano indiluido por redes y las garrafas de 10 kilos. El programa actual se diferencia de la segmentación en tres niveles de ingresos que existía anteriormente.

La solicitud se hace de forma online, a través de un formulario con carácter de declaración jurada. La información declarada se evalúa según los criterios vigentes del régimen, de modo que completarla con datos correctos es clave para evitar rechazos o demoras.

Antes de entrar al formulario, conviene resolver tres cuestiones: si el hogar necesita inscribirse, si cumple las condiciones para acceder y qué datos hay que tener a mano. A continuación, el detalle de cada una.

Quiénes deben inscribirse

No todos los usuarios deben hacer el trámite. Quienes ya estaban inscriptos en el ex Registro de Acceso a los Subsidios Energéticos (RASE) no tienen que volver a hacerlo: sus datos pasaron de manera automática al Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF).

En cambio, sí deben inscribirse los hogares que nunca solicitaron el beneficio, los que recibían ayuda para garrafas a través del extinto Programa Hogar y los que tenían la Tarifa Social de Gas en las zonas donde regía ese esquema.

Los requisitos para acceder

La condición central para acceder a los subsidios está vinculada con los ingresos. Se toman en conjunto los de todos los integrantes del hogar, y el total neto debe ser menor a tres Canastas Básicas Totales (CBT) para un hogar tipo 2, según el Indec. Ese tope equivale hoy a 4.816.491 pesos.

También están incluidos los hogares que no pertenecen al segmento de mayores ingresos y tienen al menos un integrante con alguno de estos documentos: Certificado de Vivienda Familiar del Registro Nacional de Barrios Populares (ReNaBaP), Pensión Vitalicia a Veteranos de Guerra del Atlántico Sur o Certificado Único de Discapacidad (CUD). En el caso del CUD, la Secretaría de Energía debe evaluar de qué forma ese certificado implica una necesidad de ayuda económica para pagar los servicios energéticos.

Quiénes quedan afuera

Aunque el hogar cumpla con el límite de ingresos, hay situaciones patrimoniales que lo dejan fuera del régimen de subsidios. Una de ellas es que algún integrante tenga un automóvil con una antigüedad de tres años o menos, una exclusión que no se aplica si alguien del hogar es titular de un CUD. También quedan afuera los hogares cuyos integrantes posean, en conjunto, tres o más inmuebles.

La misma consecuencia tiene que al menos un integrante sea dueño de una embarcación de lujo o de una aeronave, o que cuente con activos societarios. En todos los casos, la evaluación se hace sobre el conjunto del grupo familiar y no de manera individual.

El paso a paso del trámite

Una vez que el hogar confirmó que cumple con los requisitos y reunió la documentación, la inscripción se resuelve en cinco pasos, todos desde el celular o la computadora, a través de la web oficial del Gobierno (www.argentina.gob.ar/subsidios).

1. Verificar si el hogar ya figura en el registro. Si estaba en el ex RASE, no hay que hacer nada más.
2. Reunir los datos y la documentación requerida
3. Ingresar al sitio oficial de subsidios energéticos del Gobierno nacional con la cuenta de Mi Argentina y elegir la opción de nueva solicitud.
4. Completar el formulario con carácter de declaración jurada. Allí se piden datos de ingresos, de los integrantes del hogar, de la situación laboral y otros aspectos patrimoniales. Una parte de la información se completa sola con datos que ya tiene el Estado, pero el solicitante debe revisar el resto y corregir lo que esté desactualizado.
5. Enviar la solicitud. El sistema cruza lo declarado con bases de datos oficiales y notifica si fue aprobada o rechazada.

Qué hay que tener a mano

Para completar el formulario se necesita:

• El nombre de la empresa prestadora del servicio.
• El número de medidor.
• El número de Cliente, Servicio, Cuenta, Contrato o NIS, según figure en cada factura.
• El último ejemplar vigente del DNI.
• El número de CUIL de cada integrante del hogar mayor de 18 años.
• Una dirección de correo electrónico.

Además, para operar en la plataforma hace falta una cuenta de Mi Argentina, con CUIL y clave personal.

Cómo seguir el trámite

El estado de la solicitud se puede consultar en el sitio de subsidios energéticos, con el número de gestión, el DNI y el correo electrónico. También está disponible desde la aplicación Mi Argentina.

Si después cambia la composición del grupo familiar, los ingresos o el tipo de servicio contratado, los datos pueden actualizarse en cualquier momento para que se tengan en cuenta en próximas evaluaciones. La plataforma también permite pedir una revisión cuando la información registrada no coincide con la situación real del hogar.

Cómo se aplica el descuento

Una vez aprobada la solicitud, el beneficio se refleja directamente en la factura y no requiere otro trámite. En electricidad, la bonificación base es del 50% durante todo el año sobre el consumo definido como base. En las zonas bioambientales muy cálidas y cálidas, ese consumo base varía según el mes.

En el gas por redes, el descuento del 50% se concentra en los meses de mayor demanda. En los períodos de menor consumo no se aplica ninguna bonificación.

El beneficio para quienes usan garrafa

Los hogares que se abastecen con gas envasado y se inscriben en el ReSEF acceden a una bonificación de $9.593 por cada garrafa de 10 kilos. En invierno el subsidio contempla dos garrafas por mes, y en verano, una.

La compra debe hacerse obligatoriamente a través de las billeteras virtuales BNA+ o MODO, lo que incluye a los bancos adheridos a esa plataforma. El descuento funciona como un reintegro directo en el momento de la operación.

Quienes eran beneficiarios del ex Programa Hogar y todavía no se inscribieron pueden hacerlo desde la plataforma oficial o desde Mi Argentina. No hay una fecha límite establecida para ese registro, pero mientras no se complete, no se puede acceder al beneficio.

“Hace una semana hubo una situación crítica en EEUU, avisaron que iban a dejar de enviar alrededor de la quinta parte de lo que en los gasoductos nacionales tomamos. Era un golpe fuerte”, detalló Cuitláhuac García Jiménez, titular del Centro Nacional de Control de Gas Natural (Cenegas).

De acuerdo con el funcionario, la situación fue atendida “sin problemas” ante la coordinación interinstitucional donde participaron Petróleos de México (Pemex), Comisión Federal de Electricidad (CFE) y el Centro de Control de Energía (Cenace).

García Jiménez explicó en La Mañanera del Pueblo de la presidenta Claudia Sheinbaum, que en México “no tenemos almacenamiento”, pero a través de estrategias conjuntas “podríamos tener hasta tres días, si hubiere algún corte de este gas natural de importación”.

México depende del 75% de importaciones de Estados Unidos de gas natural: Sheinbaum busca la soberanía energética

La presidenta Claudia Sheinbaum destacó en su conferencia que uno de los cinco ejes de su administración con los que pretende reforzar al sector energético es buscar la soberanía energética, definición que busca “disminuir la dependencia exterior”.

En este sentido, señaló que actualmente México depende en un 75% de las importaciones de Estados Unidos de gas natural; “por eso estamos ampliando las fuentes renovables, para sustituir gas por energía del sol, del viento, de la tierra, para que no tengamos que consumir más gas y recuperar el que se ha quemado en la atmósfera”, expresó Sheinbaum.

La mandataria argumentó que, además de ampliar las fuentes renovables, su administración continúa analizando la viabilidad de aplicar la técnica de fracking o explotación de gas no convencional en la zona de Coahuila. Sheinbaum subrayó que para su aplicación:

“Tenemos que garantizar que no se compita con agua para el consumo humano ni para la producción agrícola y que sean tecnologías que permitan reciclar el agua, que es donde mayor problema habría”.

La aplicación de esta técnica continúa siendo analizada por el comité de expertos que integró el gobierno de México.

Inversión de México en el sector energético

El gobierno de México plantea una inversión total de 1,168,710 millones de pesos para el sector energético durante el periodo 2025-2030. La mayor parte corresponde a generación, con 794,109 millones de pesos; de ese rubro, CFE aporta 142,462 millones, los privados 199,109 millones y los proyectos mixtos 452,538 millones de pesos.

Proyectos y acciones de energía renovable

• 55 proyectos de generación renovable en proceso, con una capacidad conjunta de 10,883.9 MW. CFE participa en alrededor de 70% de esta cartera.
• 42 centrales fotovoltaicas, con una capacidad acumulada de 6,856.4 MW.
• 13 centrales eólicas, con capacidad conjunta de 4,027.5 MW.
• 9,050 MW por asignar para nueva capacidad de generación: 4,445 MW fotovoltaicos, 2,159 MW eólicos, 1,694 MW de cogeneración y 752 MW de geotermia, termosolar e hidrógeno.
• Central fotovoltaica de Puerto Peñasco, secuencias III y IV, con una capacidad prevista de 580 MW.
• Modernización de ocho hidroeléctricas como parte de las acciones de generación pública.
• Cinco centrales licitadas, de las cuales cuatro ya se encuentran en construcción, con una capacidad total de 2,719 MW.
• Techos solares para el Bienestar para 5,168 familias de Baja California.
• Las inversiones y nuevas centrales públicas proyectadas permitirían evitar la emisión anual de 29.6 millones de toneladas de CO₂,

El 8 de septiembre de 2026, poco antes de las 8:30 de la mañana, el comedor de la Benson Polytechnic High School de Portland, Oregón, se convirtió en el escenario de un ataque premeditado.

Según informó Fox News, un estudiante de 15 años llevó productos químicos desde su casa y los mezcló en el comedor durante el horario regular de clases.

El gas liberado intoxicó a compañeros y personal escolar, y dejó al propio autor hospitalizado en estado crítico.

El incidente no terminó ahí. Cuatro semanas después, la fiscalía presentó una acusación que los investigadores califican como una de las más graves en la historia reciente del sistema escolar de Oregón: 19 cargos penales que incluyen terrorismo doméstico e intento de asesinato en múltiples grados.

Al menos siete personas requirieron atención médica y más de 100 fueron evacuadas del establecimiento.

Los cargos y la postura de la fiscalía

Nathan Vasquez, fiscal de distrito del Condado de Multnomah, detalló los cargos durante una conferencia de prensa celebrada el 2 de octubre.

La lista incluye 10 cargos de intento de asesinato agravado, uno de intento de asesinato en primer grado y uno en segundo grado, además de terrorismo doméstico en primer y segundo grado.

Se suman cargos por fabricación y posesión ilegal de un dispositivo destructivo, portación de arma en un edificio público, uso ilegal de un arma y puesta en peligro imprudente de terceros.

“La seguridad en nuestras escuelas no es algo que pueda negociarse”, afirmó Vasquez en declaraciones recogidas por Fox News. “Esa violencia, o la amenaza de violencia en una escuela, no se queda dentro del edificio. Llega a los hogares de las familias. Se sienta con ellos en la mesa”.

Lo que encontraron los investigadores

Antes del incidente, investigadores de la Oficina de Policía de Portland ya habían identificado “comportamientos y declaraciones preocupantes” en el adolescente.

El gerente de información pública Mike Benner explicó, en la misma conferencia, que entre esos indicios figuraban un interés por agentes peligrosos, explosivos y violencia.

El sargento Jim DeFrain, supervisor de la investigación y de la Unidad Metropolitana de Eliminación de Explosivos, confirmó la presencia de sulfuro de hidrógeno como agente tóxico liberado.

Un equipo de la Guardia Nacional de Oregón coincidió con esa evaluación. El FBI incautó equipos electrónicos del menor y envió muestras del gas a su laboratorio para análisis adicionales.

El rol del personal del colegio

Fueron los docentes, los directivos y la enfermera quienes alejaron a los estudiantes del lugar e iniciaron la atención al adolescente antes de que llegaran los servicios de emergencia.

El comandante asistente de investigaciones Franz Schoening señaló ante Fox News que “esos primeros momentos fueron decisivos para prevenir más daños y la pérdida de vidas”.

El debate sobre el sistema judicial juvenil

Vasquez aprovechó la conferencia para señalar una falla estructural en la legislación del estado: el sistema juvenil de Oregón deja de tener jurisdicción sobre una persona a los 25 años, aunque la persona aún pueda representar un riesgo para la sociedad.

“Creo que eso está mal”, sostuvo el fiscal ante Fox News, y aseguró que evalúa la peligrosidad de la conducta y lo que considera seguro para la comunidad a largo plazo.

Los abogados del menor negaron todos los cargos y confirmaron, tal como recogió The New York Times, que el adolescente se encuentra internado en una unidad de salud mental.

La investigación permanece abierta luego de la conferencia. Vasquez advirtió que cualquier otra persona con participación criminal en los hechos también podría enfrentar cargos.

La región pampeana fue durante gran parte de la historia argentina la principal región exportadora del país. De hecho, lo sigue siendo. El actual ranking de provincias exportadoras lo encabeza Buenos Aires, seguida por Córdoba y Santa Fe, gracias al peso del agro, la agroindustria y algunas ramas de la industria manufacturera.

Pero ya en el cuarto lugar aparece Neuquén, que apenas cinco años atrás, en 2021, no figuraba siquiera entre las primeras diez provincias exportadoras de la Argentina, precisa un informe del Ieral de la Fundación Mediterránea.

El autor, Federico Belich, responsable de la Regional Comahue, proyectó en base a escenarios de volumen de producción y de precios hidrocarburíferos, en particular del petróleo, cómo el desarrollo de Vaca Muerta, una formación de recursos de petróleo y gas “no convencionales” con epicentro en Neuquén pero que también abarca partes de Mendoza, Río Negro y La Pampa, seguirá modificando el ranking de las provincias argentinas que más exportan, tomando como referencia el origen provincial de la exportación, no el puerto de salida.

Según las proyecciones, Neuquén superaría en valor exportado a Córdoba el año próximo, a Santa Fe en 2028 y a Buenos Aires entre 2031 y 2032, gracias al aumento de la producción de petróleo no convencional, la ampliación de la infraestructura de transporte y la futura exportación de gas natural licuado (GNL).

Durante las últimas dos décadas el 74% de las exportaciones argentinas se concentró en Buenos Aires, Santa Fe y Córdoba, sostenidas por el campo, la agroindustria, la industria automotriz, los complejos aceiteros y las manufacturas.

El explosivo crecimiento de Añelo

El crecimiento de los hidrocarburos no convencionales empezó a alterar esa estructura y Vaca Muerta emergió como un potentísimo motor de generación de divisas y ya compite con las actividades tradicionales.

El fenómeno implicó y sigue implicando una transformación acelerada: Milton Morales, actual delegado regional del gobierno neuquino para Vaca Muerta y exintendente de Añelo, precisó el jueves en un evento sobre “cómo gestionar un territorio en auge” en la Escuela de Gobierno de la Universidad Torcuato di Tella, que esa localidad neuquina pasó en pocos años de 1.500 a 15.000 habitantes, a ella ingresan 25.000 personas por semana y tiene 8.000 ”camas calientes", aquellas sucesivamente ocupadas por trabajadores del sector petrolera o conexos que trabajan en turnos o rosters y se van reemplazando entre sí.

El podio actual

En 2025, Buenos Aires encabezó el ranking exportador con USD 31.684 millones, seguida por Santa Fe, con USD 16.190 millones, y Córdoba, con USD 10.913 millones. Neuquén aún se encontraba detrás de esas provincias, pero ya mostraba una expansión fenomenal: entre 2021 y 2025 sus exportaciones se multiplicaron casi por siete, lo que le permitió pasar del puesto 14 en 2021 al cuarto lugar en 2022, un avance de diez posiciones en un solo año.

La distancia con Córdoba se redujo a unos US$3.300 millones durante los últimos doce meses que consideró el informe, bajo cuyo “escenario base”, Neuquén superaría a la provincia mediterránea en 2027 y a Santa Fe en 2028 con ventas externas estimadas para entonces en USD 18.400 millones.

El salto de Neuquén redefinió además el mapa de la Patagonia. Durante años, Chubut lideró las exportaciones de la región, apoyada en la producción petrolera convencional del Golfo San Jorge, el aluminio y la pesca. Ahora, Neuquén ocupa el primer lugar de la región, seguida por Santa Cruz y Chubut. Las exportaciones de la Patagonia en conjunto pasaron de cerca de USD 7.400 millones en 2021 a más de USD 13.000 millones en 2025. Dentro de la región, la participación neuquina creció del 13 al 50% (esto es, de casi uno de cada ocho, a uno de cada dos dólares).

El informe sostiene que esta expansión no depende solo de expectativas, sino de proyectos de infraestructura concretos. Dos obras ya cuentan con financiamiento y contratos, mientras que una tercera, de mayor escala, avanza hacia una decisión final de inversión. Entre los elementos centrales se encuentran las ampliaciones en la capacidad de evacuación del crudo mediante los sistemas de Oldelval, Otasa y el oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), además de los proyectos de exportación de GNL de Southern Energy y Argentina LNG.

La metodología empleada toma como referencia la serie de Origen Provincial de las Exportaciones (OPEX) del Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec). Ese criterio atribuye las ventas externas a la provincia donde se produce el bien, y no al punto por el que sale del país. Por ese motivo, aunque el petróleo neuquino se embarque por Punta Colorada, en Río Negro, se computa como exportación neuquina.

Para estimar el desempeño de la provincia, Belich proyecta la producción petrolera con datos calibrados según previsiones de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH). La producción crecería 23% en 2027 y luego desaceleraría su ritmo hasta estabilizarse cerca de 1,5 millones de barriles diarios hacia 2035. A ese volumen se le descuenta el consumo de las refinerías locales y se le suman las ventas de GNL previstas. Buenos Aires, Santa Fe y Córdoba se aplican en cambio tasas de crecimiento real similares a sus promedios de las últimas dos décadas: 1% anual para Buenos Aires, 1,2% para Santa Fe y 2% para Córdoba.

Hipótesis de precios

La disputa por el primer lugar depende en gran medida del precio internacional del petróleo. El escenario base supone que el crudo Medanito cotizará a USD 85 por barril en 2026, bajará a USD 80 en 2027 y 2028, y seguirá descendiendo gradualmente hasta USD 70 el barril en 2035. También prevé una reducción en el precio del GNL, desde USD 11 hasta USD 7,5 por millón de BTU entre 2028 y 2035, debido a una mayor oferta global liderada por Estados Unidos y Qatar.

Con esos supuestos, a su vez muy sujetos a la geopolítica y los desarrollos internacionales, como el grado de conflictividad en Medio Oriente y la transitabilidad del Estrecho de Ormuz, Neuquén alcanzaría el primer puesto en 2031, cuando entraría en operación Argentina LNG. Ese año, sus exportaciones rondarían los USD 34.300 millones y superarían por un margen reducido a las de Buenos Aires.

Hacia 2035, las ventas neuquinas llegarían a unos USD 37.000 millones, cerca de USD 2.000 millones por encima de las bonaerenses. Si el barril descendiera hasta US$60, el resultado sería menos concluyente: Neuquén llegaría al primer lugar recién en 2032, lo conservaría de forma acotada y volvería a quedar detrás de Buenos Aires desde 2034.

Buenos Aires mantendría una base exportadora más diversificada, que incluye granos, aceites, carnes, autos y productos químicos. Sus exportaciones llegarían a unos USD 35.000 millones en 2035. Santa Fe, condicionada por una capacidad de molienda de soja cercana a su techo, alcanzaría alrededor de USD 18.200 millones. Córdoba, con una combinación de producción agropecuaria, automotriz y maquinaria agrícola, sumaría unos USD 13.300 millones.

Obviamente, el clima, los precios internacionales, el ritmo de las inversiones y la ejecución de las obras pueden modificar los resultados. Una sequía, como la de 2023, podría afectar fuertemente las ventas externas de la región pampeana, acelerando el proceso, o cambios geopolíticos y de precios podrían suavizar algo el ímpetu del crecimiento de las exportaciones de petróleo y gas. Pero la tendencia central es clara: Vaca Muerta está trasladando el eje exportador hacia la Patagonia y apunta a convertir a Neuquén en la principal provincia exportadora de la Argentina.

El regreso de los buques de gas natural licuado (GNL) al Canal de Panamá vuelve a captar la atención del mercado marítimo internacional. Un reciente análisis de The Wall Street Journal puso el foco sobre la creciente presión por utilizar la ruta interoceánica, después de varios años en que numerosos metaneros optaron por rodear África.

Los datos respaldan ese cambio de tendencia. En julio, 11 buques cargados con GNL atravesaron la vía interoceánica, frente a seis durante junio, según S&P Global Commodity Insights.

El aumento fue de 83.3% y llevó el movimiento mensual a su mayor nivel desde noviembre de 2023, cuando las restricciones hídricas comenzaron a afectar con fuerza este negocio.

La recuperación también encuentra respaldo en las estadísticas acumuladas de la Autoridad del Canal de Panamá (ACP). Al cierre del año fiscal 2026, terminado en septiembre, la vía contabilizó 105 tránsitos de alto calado correspondientes al segmento de GNL, de los cuales 102 utilizaron las esclusas Neopanamax y tres las Panamax.

Los metaneros representaron así 3.1% de los 3,336 tránsitos Neopanamax registrados durante el año fiscal, una participación todavía pequeña dentro del movimiento total de la vía. Sin embargo, la aceleración observada durante los últimos meses vuelve a colocar al GNL bajo atención, especialmente por los cambios que atraviesa el comercio energético internacional.

S&P Global identificó entre las empresas que utilizaron la ruta panameña durante julio y agosto a Cheniere, EDF y QatarEnergy. De los 11 metaneros cargados contabilizados en julio, nueve navegaron hacia Japón y Corea del Sur y otros dos tuvieron como destino Chile, evidenciando el peso de los compradores asiáticos en la recuperación.

El movimiento coincide con un incremento de las exportaciones estadounidenses de GNL hacia Asia. Estados Unidos exportó 10.7 millones de toneladas del combustible durante agosto, según datos de LSEG citados por Reuters, mientras 2.59 millones de toneladas tuvieron como destino el mercado asiático, que posteriormente elevó sus compras durante septiembre.

Para los cargamentos que salen del Golfo de Estados Unidos, Panamá ofrece una reducción considerable en distancia cuando el destino es el norte de Asia. S&P Global calcula que el recorrido puede tomar alrededor de 30 días utilizando el Canal, frente a unos 50 días si la embarcación rodea África por el Cabo de Buena Esperanza.

La diferencia puede representar menos combustible, menores costos de utilización del buque y una reducción de las pérdidas de GNL por evaporación durante el trayecto. La ventaja adquiere mayor relevancia cuando los precios asiáticos permiten compensar los costos asociados al tránsito por Panamá y justifican llevar el cargamento directamente hacia esos compradores.

Pero el repunte todavía no constituye una recuperación completa del mercado perdido. S&P Global advierte que la mayoría de los cargamentos estadounidenses destinados al noreste de Asia continúa utilizando el Cabo de Buena Esperanza, una ruta más extensa que ofrece a los comercializadores mayor flexibilidad para modificar el destino mientras navegan.

Esa posibilidad resulta importante en un mercado donde las diferencias de precios entre Europa y Asia pueden cambiar rápidamente. Un metanero que rodea África puede desviarse hacia diferentes destinos dependiendo de las condiciones comerciales, mientras el tránsito por Panamá supone una apuesta más definida por los mercados del Pacífico.

El comportamiento actual contrasta con la fuerte reducción experimentada después de 2023. Desde finales de ese año y hasta antes de las recientes alteraciones del mercado energético, el Canal llegó a registrar menos de cuatro tránsitos mensuales de metaneros cargados en promedio, según los registros recopilados por S&P Global.

La recuperación del segmento ocurre además cuando el Canal administra cuidadosamente una capacidad condicionada por la disponibilidad de agua. Ante la disminución de las precipitaciones durante agosto y parte de septiembre, la ACP redujo temporalmente los tránsitos y estableció un grupo específico para GNL y gas licuado de petróleo (GLP) dentro de las subastas de espacios Neopanamax.

La competencia por esos cupos produjo ofertas extraordinarias de varios millones de dólares para asegurar determinados tránsitos, según The Wall Street Journal. Aunque esos pagos no representan el peaje ordinario de la vía, mostraron el valor que puede alcanzar un espacio cuando las alternativas implican mayores tiempos de navegación o comprometen las fechas de entrega.

El escenario hídrico comenzó a mejorar durante septiembre. La ACP elevó a 49 pies el calado máximo autorizado para los buques Neopanamax y anunció que desde el 15 de octubre aumentará la capacidad de la vía de 32 a 33 tránsitos diarios, con 10 espacios Neopanamax y 23 Panamax.

Para el GNL, la combinación de mayor disponibilidad de cupos, mejores condiciones de navegación y demanda asiática abre espacio para continuar recuperando tránsitos. Los 105 movimientos registrados durante el último año fiscal muestran, sin embargo, que el retorno apenas comienza y Panamá todavía compite con la ruta africana por recuperar un negocio que perdió fuerza durante la crisis hídrica.

Cada comienzo de mes trae una nueva ronda de aumentos que se refleja en las facturas y en los gastos fijos de los hogares. Octubre no será la excepción: distintos rubros, desde el transporte hasta la vivienda, modificarán sus valores y el presupuesto de quienes deben afrontarlos.

En ese marco, se pueden repasar los incrementos más importantes, ya sea por su magnitud o por el alcance que tienen sobre la población.

Colectivos y subte

Desde el jueves 1 de octubre, viajar en colectivo y subte será más caro en la Ciudad de Buenos Aires. El gobierno porteño aplicará una actualización de 3,7% en las tarifas, en el marco de un esquema que prevé nuevos ajustes mensuales. Los valores se modifican de acuerdo con un índice compuesto por la inflación que publica el Indec más 2%.

De esta manera, el boleto mínimo de colectivo pasará de $887,99 a $920,48 a partir del mes que viene. Quienes paguen con SUBE continuarán abonando según los tramos de distancia, mientras que los pasajeros que utilicen tarjetas o NFC accederán a una tarifa promedio, una modalidad implementada para agilizar el pago.

En el subte, el viaje aumentará de $1.753 a $1.817 desde octubre. El gobierno porteño indicó que seguirán vigentes los descuentos para pasajeros frecuentes: quienes superen los 20, 30 y 40 viajes tendrán bonificaciones del 20%, 30% y 40%, respectivamente. El premetro, por su parte, pasará a costar $635,95 con SUBE registrada y $1.011,16 sin registrar. También continuarán los beneficios de la Red SUBE y los pases y tarifas especiales integrados en la tarjeta, entre ellos los destinados a jubilados y pensionados, personas con discapacidad, estudiantes y docentes.

Los peajes

Los peajes de las autopistas porteñas también tendrán una suba del 3,7% desde octubre. Para los autos en hora pico, el valor en las autopistas Perito Moreno y 25 de Mayo pasará de $6.671,74 a $6.785,16, mientras que en la Illia subirá de $2.773,69 a 2.820,85 pesos.

Desde el gobierno porteño señalaron que los ajustes son necesarios para realizar trabajos de mantenimiento que contribuyen a mejorar la seguridad vial, como la repavimentación de la calzada y las tareas sobre la iluminación de los distintos tramos, las demarcaciones, las defensas, los puentes, las juntas y los alambrados.

Luz, gas y agua

El Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (Enrege) informó que en octubre habrá un aumento promedio del 2,46% para los usuarios residenciales de gas de todo el país. El cálculo contempla, entre otros factores, la suba del 1% registrada por el precio del gas como consecuencia de la variación del tipo de cambio, a lo que se suma un salto del 1,9% sobre el componente de “transporte y distribución”.

En lo que respecta a las boletas de luz, hay dos factores a tener en cuenta. Por un lado, Enrege comunicó que habrá una suba del 2,41% sobre el componente “distribución” de Edenor y un incremento de 2,34% para el mismo ítem de Edesur. Además, podría sumarse un ajuste del precio mayorista, algo que la Secretaría de Energía comunica usualmente en los últimos días del mes previo.

En el caso del agua, la tarifa para la Ciudad y el Área Metropolitana de Buenos Aires aumentará 2,17% en octubre, según la Resolución ERAS N.º 24/26, publicada en el Boletín Oficial. Para el mes se proyecta una factura media mensual, sin impuestos, de $38.002,57 para los usuarios residenciales con agua y cloaca. En los últimos 12 meses, entre octubre de 2025 y octubre de 2026, el aumento acumulado es de 41,37%, mientras que en lo que va de 2026, de enero a octubre, la suba es de 33,25 por ciento.

La Tarifa Social continúa vigente y ofrece a los usuarios alternativas de regularización de deuda acordes a la capacidad económica de cada hogar.

Los planes de las prepagas

Las prepagas informaron un aumento promedio del 2 por ciento. Los incrementos menos pronunciados serán del 1,7% en empresas como Federada Salud y Accord Salud, mientras que los saltos más pronunciados se registrarán en los planes de Omint (2,9 por ciento). También aumentarán por encima del 2% los planes de Prevención Salud (2,2%), Galeno (2,4%) y Avalian (2,5%), entre otras.

Se debe considerar que, para determinar el valor de sus planes, las prepagas tomaron en consideración la inflación de agosto, que según el Indec fue de 1,7 por ciento. Por lo tanto, aunque algunas compañías aplicaron subas equivalente al IPC, otras lo superaron con amplitud.

El dato alentador, es que el aumento promedio (2%) será inferior al registrado en octubre (2,1%) y está lejos del máximo registrado en el año, que corresponde a mayo, cuando las empresas subieron sus planes un 3,4% promedio.

Los contratos de alquiler

Algunos contratos de alquiler también tendrán actualizaciones en octubre, con porcentajes que varían según el índice que rija el acuerdo y la periodicidad del ajuste. Para los contratos que se rigen por el Índice de Contratos de Locación (ICL), la suba será de 17,04% si corresponde una actualización semestral y de 36,41% si el ajuste es anual.

En los acuerdos libres que se rigen por el IPC, a quienes les corresponda un ajuste anual en octubre tendrán una suba estimada de 33,1 por ciento. Se trata de un porcentaje proyectado: el aumento se calcula en base a la evolución del IPC hasta el último mes publicado, agosto de 2026, y se proyectan los meses restantes según la tendencia del indicador.

El sistema de subsidios al gas natural distingue desde hace más de dos décadas entre distintas regiones del país. Ese esquema, creado en 2002, fue ampliado en 2021 y multiplicó la cantidad de hogares alcanzados por el beneficio. Esta semana, el Congreso avanzó con una reforma que redefine ese criterio y que impacta de lleno en la provincia de Buenos Aires.

El Senado aprobó este jueves, por 38 votos a favor y ocho en contra, la reforma al régimen de Zonas Frías que ya contaba con media sanción de Diputados desde mayo. La nueva ley elimina el subsidio automático en la boleta de gas para 1,24 millones de hogares distribuidos en 94 municipios de la provincia de Buenos Aires. A nivel nacional, el impacto alcanza a unos 3,35 millones de usuarios.

La reforma retrotrae el esquema al criterio climático original del régimen, creado en 2002. De esta manera, solo conservan el beneficio los usuarios de la Patagonia, de Malargüe (Mendoza) y de la Puna. Quedan afuera todos los distritos que se habían incorporado con la ampliación sancionada en 2021, impulsada por el entonces diputado Máximo Kirchner, que había multiplicado los beneficiarios de 950.000 a 4 millones de hogares e incluido zonas de Buenos Aires, Córdoba, Santa Fe, San Luis y otras provincias sin condiciones climáticas extremas.

Cómo cambia el cálculo del subsidio

Además de la restricción geográfica, la reforma modifica la base sobre la que se calcula el descuento. Hasta ahora, la bonificación, que oscilaba entre el 30% y el 50% según la región, se aplicaba sobre el total de la factura. Con la nueva norma, el subsidio recae exclusivamente sobre el PIST, uno de los tres componentes de una boleta residencial. Los otros dos, el VAD, que explica gran parte del cargo fijo, y el costo del transporte troncal junto con la carga impositiva, dejan de estar cubiertos.

Ese cambio en la base de cálculo implica que incluso los usuarios que permanecen dentro del régimen, como los hogares patagónicos, tendrán aumentos: las estimaciones manejadas durante la negociación ubican ese incremento en torno al 25% para la zona histórica. Para garantizar el respaldo en la Cámara alta, el Gobierno había negociado en agosto un acuerdo paralelo con gobernadores del norte del país. A cambio del apoyo, se comprometió a ampliar los subsidios eléctricos para las zonas bioambientales cálidas y muy cálidas durante los meses de mayor temperatura: el bloque adicional para la Zona Muy Cálida subiría de 300 a 550 kWh, y el de la Zona Cálida, de 150 a 300 kWh, entre noviembre y abril. Ese compromiso no quedó incorporado al texto de la ley y se instrumentará mediante una resolución en el Boletín Oficial.

Con el cambio establecido por el Senado, los usuarios que habiten en esas zonas del país no tendrán el beneficio de forma automática, sino que tendrán que realizar un trámite y declarar su vulnerabilidad socioeconómica.

El Gobierno proyecta un ahorro de $272.099 millones. De acuerdo con los cálculos del Estado nacional, el esquema anterior generaba un déficit de $485.000 millones, financiado parcialmente por un recargo del 7,5% sobre el gas que resultó insuficiente para cubrir los costos desde la ampliación de 2021.

La titular de la comisión de Energía del Senado, Flavia Royón, sostuvo tras la votación: “Tenemos que avanzar hacia un sistema de subsidios mucho más justo en nuestro país”. La legisladora precisó que en la Argentina hay 9.000.000 de usuarios de gas natural, de los cuales la zona fría histórica representa 940.000 y la zona fría ampliada, 3.360.000. Fuera de quienes tienen conexión de gas por redes, agregó, hay 6.210.000 usuarios que dependen de las garrafas.

Los municipios que pierden el descuento automático

En la provincia de Buenos Aires, el único municipio que conserva el subsidio, por pertenecer formalmente a la Patagonia, es Patagones. Los 94 distritos restantes que quedan excluidos del régimen general son:

• 25 de Mayo
• 9 de Julio
• Adolfo Alsina
• Adolfo Gonzales Chaves
• Alberti
• Arrecifes
• Ayacucho
• Azul
• Bahía Blanca
• Balcarce
• Baradero
• Benito Juárez
• Bolívar
• Bragado
• Cañuelas
• Capitán Sarmiento
• Carlos Casares
• Carlos Tejedor
• Carmen de Areco
• Castelli
• Chacabuco
• Chivilcoy
• Colón
• Coronel Pringles
• Coronel Rosales
• Coronel Suárez
• Daireaux
• Dolores
• Florentino Ameghino
• General Alvarado
• General Alvear
• General Arenales
• General Belgrano
• General Guido
• General La Madrid
• General Las Heras
• General Lavalle
• General Madariaga
• General Paz
• General Pinto
• General Pueyrredon (Mar del Plata)
• General Rodríguez
• General Viamonte
• General Villegas
• Guaminí
• Hipólito Yrigoyen
• Junín
• La Costa
• Laprida
• Las Flores
• Leandro N. Alem
• Lincoln
• Lobería
• Lobos
• Maipú
• Mar Chiquita
• Marcos Paz
• Mercedes
• Monte
• Monte Hermoso
• Navarro
• Necochea
• Olavarría
• Pehuajó
• Pellegrini
• Pergamino
• Pilar
• Pinamar
• Puan
• Ramallo
• Rauch
• Rivadavia
• Rojas
• Roque Pérez
• Saavedra
• Saladillo
• Salliqueló
• Salto
• San Andrés de Giles
• San Antonio de Areco
• San Cayetano
• San Nicolás
• San Pedro
• Suipacha
• Tandil
• Tapalqué
• Tordillo
• Tornquist
• Trenque Lauquen
• Tres Arroyos
• Tres Lomas
• Villa Gesell y
• Villarino

Quiénes pueden conservar el beneficio pese a la exclusión

Los hogares de las zonas excluidas no quedan necesariamente sin asistencia. Para acceder al SEF deberán acreditar vulnerabilidad socioeconómica. El criterio fijado en el proyecto establece un tope de ingresos equivalente a tres Canastas Básicas Totales, que actualmente equivalen a exactamente $4.816.491 para una familia tipo. También accederán en forma directa los hogares con Certificado de Vivienda Familiar del ReNaBaP, los veteranos de Malvinas y aquellos con un integrante con Certificado Único de Discapacidad, aunque estos últimos casos serán evaluados por la Secretaría de Energía.

Para quienes queden fuera del SEF, el impacto en la factura será considerable. Un informe de Ieral, de la Fundación Mediterránea, proyectó que un hogar de Bahía Blanca con un consumo promedio de 118 metros cúbicos mensuales pasaría de pagar $19.945 a $39.890, un incremento del 100%. Para los usuarios de esa misma ciudad que sí califiquen para el subsidio focalizado, la suba sería del 22%. El secretario de Energía, María Carmen Tettamanti, estimó que quienes pierdan el beneficio en las zonas templadas afrontarán aumentos de aproximadamente $15.000 por mes.

La Argentina y Estados Unidos lanzaron este miércoles en Nueva York el Corredor Andes-Atlántico, una iniciativa de infraestructura que prevé inversiones de hasta USD 7.000 millones para 2027. Las obras se concentran principalmente en energía, pero también alcanzan a la minería, el transporte y las telecomunicaciones.

El canciller Pablo Quirno y el subsecretario de Estado Christopher Landau lo rubricaron en nombre de los presidentes Javier Milei y Donald Trump. El acto se realizó en el Consulado argentino en esa ciudad, en el marco de la Semana de Alto Nivel de la Asamblea General de las Naciones Unidas.

Ambos gobiernos difundieron una declaración conjunta con el detalle de los sectores comprendidos y de las herramientas de financiamiento previstas. Estas son las claves del acuerdo.

1. Qué es el Corredor Andes-Atlántico

Es una iniciativa conjunta para fortalecer y modernizar la infraestructura que une los sectores económicos de mayor peso de Argentina con los puertos del Atlántico y con los mercados occidentales. Según el texto oficial, el proyecto se inscribe en el compromiso de ambos países con la seguridad, la protección y la prosperidad del Hemisferio Occidental y de sus cadenas de suministro estratégicas.

El embajador de Estados Unidos en Argentina, Peter Lamelas, señaló en una publicación que el respaldo de Trump y el liderazgo de Milei se traducen ahora en una iniciativa concreta para conectar la matriz productiva argentina con Occidente.

2. El monto y el calendario

El acuerdo contempla inversiones de hasta USD 7.000 millones, que se destinarán durante 2027 a obras de infraestructura. La mayor parte corresponde a proyectos energéticos. El resto se reparte entre minerales, transporte y telecomunicaciones.

3. La geografía que busca conectar

El Corredor apunta a vincular dos zonas: el noroeste argentino, con presencia de minerales críticos, y la cuenca energética de Vaca Muerta. Ambas quedarían conectadas con los puertos atlánticos mediante ferrocarriles, oleoductos y gasoductos, puertos, redes eléctricas y tecnología digital. El Departamento de Estado indicó que la iniciativa busca atender la demanda creciente de los sectores energético y minero y reducir los cuellos de botella en transporte y energía.

4. El peso de Argentina LNG

Unos USD 6.000 millones del total serán destinados a Argentina LNG, el proyecto de exportación de gas de Vaca Muerta que lidera YPF junto con la italiana ENI y XRG, de Emiratos Árabes Unidos. Es la mayor inversión anunciada en la historia del país, con un monto global de 51.000 millones de dólares.

La financiación contará con el respaldo del EXIM y de la Corporación Financiera de Desarrollo Internacional de Estados Unidos (DFC).

5. Los proyectos de transporte

En el rubro de transporte, ambos países se proponen identificar obras prioritarias para rehabilitar y ampliar ferrocarriles, vías navegables y puertos. Las empresas estadounidenses podrán competir en las licitaciones o participar como subcontratistas.

El documento menciona la Hidrovía, los trenes que serán privatizados, como el Belgrano Cargas, y otras líneas, entre ellas una que podría unir Vaca Muerta con Bahía Blanca. No se informaron montos para estos proyectos.

6. Las herramientas para el sector energético

Además del gas, el acuerdo prevé desarrollar comercialmente los recursos de Vaca Muerta con inversión, tecnología e instrumentos financieros de Estados Unidos. Entre ellos figuran préstamos directos, garantías de préstamos y productos de seguros, pensados para movilizar capital, equipos y proveedores de servicios de ese país.

También se menciona el proyecto AMBA I, de transporte de energía eléctrica. Las obras de generación y transmisión forman parte de las inversiones que, según el texto, permitirán aumentar las exportaciones de petróleo y gas.

7. Minerales críticos

El Corredor se apoya en el Acuerdo Marco de Minerales Críticos entre ambos países. Su meta es identificar oportunidades para respaldar la minería y el procesamiento de estos recursos, asegurar las cadenas de suministro y promover su diversificación a nivel global. El Departamento de Estado mencionó al litio y al cobre, junto con el petróleo y el gas, entre los recursos cuyas cadenas de suministro se buscan fortalecer.

8. El componente digital

El sector digital incluye el apoyo al uso de tecnología confiable y la colaboración en la seguridad de plataformas y equipos de inspección aduanera. Este punto se enmarca en el Artículo 3.2 del Acuerdo de Comercio e Inversión Recíprocos entre ambos países.

Entre los proyectos mencionados figuran la expansión de las telecomunicaciones, iniciativas de Arsat, cables submarinos y fibra óptica. El documento señala además que la estadounidense Metrotel quedará con 6 millones de clientes móviles tras la fusión entre Telecom y Telefónica.

9. Quién financia y a qué se compromete Argentina

Del lado estadounidense, el acuerdo habilita el uso de las herramientas de financiamiento, desarrollo y asistencia técnica de la DFC, el EXIM y la Agencia de Comercio y Desarrollo de Estados Unidos, además de la participación del sector privado de ese país.

Al ser consultado en Nueva York sobre el funcionamiento del mecanismo, Quirno explicó que el EXIM “financia proveedores estadounidenses” para que participen en los proyectos que se desarrollan en Argentina. En diálogo con Infobae, el canciller sostuvo que “el país no necesita financiamiento como país” y que lo que hizo fue generar las condiciones para que entidades, como ese banco, puedan respaldar a empresas estadounidenses que, en el pasado, no se animaban a ingresar al mercado argentino.

Argentina, por su parte, se compromete a seguir fortaleciendo su marco legal y regulatorio y la protección a la inversión. Eso incluye reglas transparentes, predecibles y efectivas para las concesiones de infraestructura, con la bienvenida a empresas y financistas estadounidenses. El Departamento de Estado citó como respaldo el Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI), que ofrece beneficios fiscales, comerciales y cambiarios de largo plazo para inversiones de gran escala en sectores prioritarios.

10. El marco internacional y el contexto

El Corredor Andes-Atlántico forma parte de la Asociación del G7 para la Infraestructura y la Inversión Global. Según el Departamento de Estado, es el primero de esa alianza en el Hemisferio Occidental. Se suma a otros corredores impulsados por Washington: el que une India, Medio Oriente y Europa; la Ruta Transcaspiana en Asia Central y el Cáucaso; el Corredor de Lobito, en el África subsahariana; y el Corredor Económico de Luzón, en Filipinas.

El anuncio se produce en un escenario en el que el conflicto en Medio Oriente afecta el transporte de energía por los estrechos de Ormuz y Bab al-Mandab.

Quirno describió un contexto internacional en el que se busca resolver conflictos preexistentes y en el que las cadenas de suministro y de valor adquirieron una importancia que, según indicó, no tenían en los últimos treinta años. Ese cambio, agregó, lleva a los gobiernos a definir con una mirada estratégica y política “quiénes son los países amigos y los países afines” con los que asegurarán el suministro de lo que consideró el futuro del hemisferio.

Horas antes de la firma, Milei invitó ante la Asamblea de la ONU a invertir en Vaca Muerta y planteó que Argentina no será indiferente frente a quienes exploten recursos bajo ocupación externa ilegal. Ambos gobiernos indicaron, además, que buscan profundizar la relación bilateral mediante mayor inversión estadounidense, cooperación en seguridad y valores compartidos.

En medio del fenómeno de El Niño, las hidroeléctricas aportaron la mayor cantidad de electricidad al sistema panameño el martes 22 de septiembre. Entregaron 17.550,75 megavatios hora (MWh), el 46,1% del total, de acuerdo con el reporte diario del Centro Nacional de Despacho (CND). La planta de gas Proyecto Gatún ocupó el segundo lugar, con 11.648,6 MWh, equivalentes al 30,6%.

La central Fortuna, en Chiriquí, fue la hidroeléctrica de mayor producción, con 4.163,95 MWh netos. Después aparecieron Changuinola 1, en Bocas del Toro, con 1.444,6 MWh, y Estí, también en Chiriquí, con 1.189,22 MWh. Entre las tres suministraron cerca de 6.798 MWh, más de un tercio de toda la energía hidráulica entregada durante la jornada.

La ubicación de estas centrales ayuda a explicar por qué El Niño no se refleja de igual manera en cada embalse. Fortuna y Estí aprovechan recursos hídricos del occidente de Chiriquí, mientras Changuinola 1 está en Bocas del Toro. Son cuencas distintas de la del Canal y de la de Bayano. La producción del 22 de septiembre indica que seguían generando, pero un día de operación no demuestra por sí solo cuánto ha llovido en cada una.

El contraste importa porque el episodio climático ya muestra una intensidad muy fuerte en el Pacífico ecuatorial, según la actualización del 21 de septiembre del Instituto Internacional de Investigación para el Clima y la Sociedad. Sus efectos sobre las precipitaciones pueden variar dentro de Panamá. Por eso, para medir el riesgo de una reducción de generación, hay que observar la lluvia y los niveles de cada cuenca durante varias semanas.

En Fortuna, el embalse comenzó el día en 1.045,85 metros sobre el nivel del mar y terminó en 1.045,78 metros, siete centímetros menos. Pese a esa reducción, cerró a 4,22 metros de su máximo operativo, establecido en 1.050 metros, y 45,78 metros por encima del mínimo. Es una reserva relevante para la central que más electricidad hidroeléctrica aportó en el reporte.

El embalse de Changuinola 1 aumentó 33 centímetros: pasó de 161,73 a 162,06 metros entre el inicio y el cierre de la jornada. Quedó a 2,94 metros de su máximo operativo de 165 metros y a 12,06 metros de su mínimo. Aunque la planta registró cero megavatios en la hora de demanda máxima, produjo 1.444,6 MWh a lo largo del día.

En Estí, el nivel consignado por el reporte pasó de 217,04 a 216,97 metros. Frente al rango operativo de Estí-Barrigón, entre 216 y 218 metros, la lectura final quedó apenas 1,03 metros por debajo del máximo. En cambio, Bayano cerró en 54,68 metros, a 7,82 metros de su máximo de 62,5 metros. La central de Chepo entregó 716,91 MWh durante la jornada.

La disminución de las precipitaciones en sectores del país no debe trasladarse automáticamente a todas las cuencas hidroeléctricas. Como referencia de esa presión, la Autoridad del Canal reportó que entre mayo y agosto las lluvias en su cuenca estuvieron 34% por debajo del promedio histórico.

Según Ayax Murillo Burgos, gerente de Hidrología de la Autoridad del Canal de Panamá (ACP), las lluvias acumuladas en la cuenca durante los primeros 21 días de septiembre superaron el promedio histórico. Fue el primer período favorable de la temporada lluviosa de 2026, después de cuatro meses de déficit: las precipitaciones estuvieron 26% por debajo del promedio en mayo, 44% en junio, 32% en julio y 23% en agosto.

Murillo señaló que las lluvias iniciadas a finales de agosto han favorecido una recuperación gradual de los embalses, más visible en Alhajuela que en Gatún. La ACP mantiene, sin embargo, una postura de “prudencia optimista”: el repunte de septiembre no elimina los efectos de El Niño ni garantiza que octubre será igual de lluvioso. La entidad prevé para ese mes unos 200 milímetros de lluvia, frente a un promedio cercano a 300 milímetros.

El resto de la electricidad entregada procedió principalmente de plantas solares, con 5.245,79 MWh, equivalentes al 13,8%. El informe registra además 3.012,97 MWh de autogeneración térmica de Cobre Panamá en una categoría separada. En total, el CND contabilizó 38.095,85 MWh entregados al sistema. La demanda máxima fue de 2.093 megavatios a las 3:22 de la tarde.

El precio de la Tarifa de Último Recurso (TUR) del gas natural podría estar a punto de registrar, a partir del 1 de octubre, una de las mayores subidas de los últimos años. La Organización de Consumidores y Usuarios (OCU) estima que el coste del kilovatio hora (kWh) para los hogares acogidos a la modalidad TUR.2 pasaría de 4,12 céntimos a alrededor de 6,95 céntimos, lo que equivale a un encarecimiento del 69%.

La OCU ha tomado como referencia la vivienda de una familia con calefacción de gas y un consumo anual de 9.000 kWh, un perfil común entre los usuarios acogidos a esta modalidad, que incluye a los hogares con consumos de entre 5.000 y 15.000 kWh al año. Para este caso, la factura anual pasaría de unos 600 a cerca de 910 euros.

Aunque el precio de la energía se dispararía casi un 69%, el impacto real sobre la factura sería inferior debido al peso de otros conceptos que no varían en la misma proporción, como los costes fijos, los impuestos y el alquiler del contador. Con todo, el sobrecoste anual rondaría los 310 euros, un 54% más respecto a los precios vigentes en la actualidad.

El gas estacional, el principal responsable del encarecimiento

La principal causa de esta subida estaría en la propia mecánica de cálculo de la tarifa regulada. Cada último trimestre del año gana peso el llamado gas estacional, un componente que representa cerca del 47% del coste total de aprovisionamiento y que se calcula en función de los futuros del gas cotizados en los mercados.

Actualmente, esos futuros se sitúan en niveles elevados, una circunstancia que podría llevar a prácticamente duplicar el coste de la materia prima respecto al trimestre anterior. A esta revisión se sumará, a partir del mes que viene, el ajuste de los peajes, los cargos regulados y otros componentes de la factura que entran en vigor con el inicio del nuevo año gasista, aunque su incidencia sobre el incremento final sería limitada en comparación con el peso del gas estacional.

No dejar la tarifa regulada de forma precipitada

Sin embargo, pese a la subida prevista, la OCU recomienda no adelantarse y no cambiarse directamente al mercado libre. La TUR mantiene, por ahora, una posición más competitiva que buena parte de las ofertas comerciales. Los ahorros frente a las mejores tarifas de precio fijo llegaban hasta el momento al menos al 22%, y superaban el 40% en comparación con numerosas propuestas del mercado libre.

Qué revisar antes de cambiar de tarifa

Lo que sí aconseja la OCU es que los consumidores revisen las condiciones del mercado libre una vez se confirme la revisión de octubre, ya que algunas ofertas de precio fijo que hasta ahora eran poco atractivas, podrían volverse más competitivas si la subida se materializa tal como se prevé.

Para tomar esa decisión, la organización recomienda analizar, además del precio del kilovatio hora, otros elementos del contrato como el término fijo, la duración de las condiciones pactadas y la existencia de servicios adicionales incluidos en la oferta, factores que pueden alterar el coste real de la factura a lo largo del año.

La canasta de servicios públicos del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) cerró septiembre en $ 268.405 mensuales para un hogar promedio sin subsidios. Esto significó una baja del 7,3% respecto de agosto, la mayor caída mensual del año. El retroceso fue impulsado por el fin del invierno: al reducirse el consumo estacional de gas natural y electricidad, el efecto de la estacionalidad superó con amplitud los aumentos tarifarios vigentes, según el Reporte de Tarifas y Subsidios del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP UBA-Conicet).

La cifra, con todo, representa un alza del 55% frente a igual mes de 2025, es decir, 22 puntos porcentuales por encima de la inflación estimada para ese período, que el relevamiento ubica en torno al 33 por ciento.

La electricidad y el gas explican casi toda la baja mensual

La factura eléctrica de un usuario sin subsidios del segmento N1 quedó en $49.770 al mes, con una caída del 18,8% respecto de agosto. El cargo fijo subió 1,7% y el variable bajó 0,8%, pero fue el menor consumo propio de la salida del invierno el factor determinante del resultado. En gas natural, la dinámica fue similar: el cargo fijo trepó 1,9% y el variable, 1%, aunque la reducción de la demanda estacional llevó la factura a $49.370, un 19,9% por debajo del mes anterior.

Así, los dos servicios energéticos combinados explicaron casi la totalidad de la variación negativa de la canasta, dado su peso relativo frente al agua y el transporte.

En tanto, el gasto en agua se redujo 0,9% y quedó en $42.576, con dos factores que se contrarrestaron: septiembre tiene 30 días de consumo —menos que agosto— y el componente variable del servicio subió 2,4%. En el extremo opuesto, el transporte fue el único rubro que registró un aumento mensual, del 2,4%, hasta $126.689. Las líneas de la Ciudad de Buenos Aires aumentaron 4,1% —IPC de julio más el 2% de la regla indexatoria—, mientras que las líneas interjurisdiccionales no tuvieron ajuste en septiembre tras haber acumulado subas de 7,7% en abril, 7,1% en junio y 3,2% en julio.

El peso del transporte en la canasta total es el más alto: representa el 47% del gasto mensual de una familia promedio del AMBA.

Medida en términos interanuales sin estacionalidad, la canasta acumula un alza del 55%, con el transporte a la cabeza con un incremento del 70% frente a septiembre de 2025. La energía eléctrica subió 48%, el gas natural 42% y el agua 40%, todos por encima de la inflación general estimada para el período.

Al descomponer la contribución de cada servicio al aumento total de la canasta, el transporte aportó por sí solo 30 de los 55 puntos porcentuales del incremento interanual. El gas sumó 9 puntos, la electricidad 8 y el agua 7. Desde diciembre de 2023, la canasta acumuló un alza del 867%, frente a un IPC general del 254% en el mismo lapso.

El Estado cubre el 46% del costo real de los servicios

Los hogares del AMBA abonan tarifas que, en promedio ponderado, cubren el 54% del costo real de los servicios, mientras el Estado financia el 46% restante. En septiembre, esa cobertura se mantuvo estable en torno al 55% —nivel en el que se encuentra desde la implementación del nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF)— tras haber trepado de manera sostenida entre agosto de 2025 y febrero de 2026.

La cobertura varía según el servicio: en electricidad, el usuario sin subsidio paga el 100% del precio de referencia, mientras que el que recibe bonificación abona el 25%. Para el gas natural, un usuario residencial promedio cubre el 60% del costo de abastecimiento. En el transporte, la cobertura es del 35%, y en agua alcanza el 100 por ciento.

La canasta equivale al 14,6% del salario promedio registrado

Con un salario RIPTE estimado de $ 2.024.647 para septiembre, el gasto en servicios públicos representa el 14,6% del ingreso promedio de un trabajador registrado del AMBA. En términos de poder de compra, un salario alcanza para pagar 7,5 canastas de servicios, frente a las 8,9 que cubría en igual mes del año anterior.

El peso de los servicios energéticos —electricidad y gas— sobre ese salario es del 5,1% para un usuario con subsidio y del 3,4% para uno sin bonificaciones. Para los hogares con ingresos equivalentes a dos salarios mínimos, la incidencia combinada de ambos servicios trepa al 7,6% del ingreso.

A poco más de dos semanas de la polémica en torno a Sea Lion, el proyecto petrolero offshore que Rockhopper y Navitas impulsan a 220 kilómetros al norte de las Islas Malvinas, una auditoría reciente permite dimensionar su escala real. El campo acumula 232 millones de barriles de reservas probadas, cifra que equivale al 12,7% de las reservas de Vaca Muerta, la cuenca neuquina que hoy es el epicentro del desarrollo petrolero argentino.

Sin embargo, Sea Lion supera en recursos descubiertos a varias áreas individuales de la cuenca neuquina, precisa un estudio realizado por Juan Carlos Glorioso, petrofísico argentino con pasado en YPF y en Repsol en España que, ya retirado, realizó tareas de consultoría para Ryder Scott, una de las certificadoras internacionales de recursos hidrocarburíferos de mayor prestigio. El análisis llega en un momento en que la Justicia federal ya ordenó frenar las obras y el Gobierno nacional escala las sanciones contra las compañías involucradas.

El informe precisa que las reservas probadas de Vaca Muerta ascienden a 1.825 millones de barriles de petróleo (MMbo), según datos del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG); las de Sea Lion, en tanto, llegan a 232 MMbo.

Por caso, en recursos descubiertos —que suman reservas más recursos contingentes—, la diferencia se sostiene: Vaca Muerta acumula 8.134 MMbo y Sea Lion, 1.017 MMbo, ocho veces menos. Si se incorporan los recursos prospectivos, la formación neuquina alcanza los 30.172 MMbo frente a los 2.811 MMbo del yacimiento malvinense (9,3%).

La comparación cambia cuando, en lugar de medirse contra toda la formación, Sea Lion se pone a la par de campos individuales que explotan Vaca Muerta. En reservas probadas, el único relevado que lo supera es Loma Campana-LLL, con 317 MMbo. La Amarga Chica se aproxima con 224 MMbo, mientras que Bajada del Palo Este (67 MMbo), Cruz de Lorena (32 MMbo), Sierras Blancas (23 MMbo) y Loma Campana (50 MMbo) quedan por debajo de las 232 MMbo del campo malvinense.

En recursos descubiertos, Sea Lion (1.017 MMbo) supera a todos los yacimientos individuales de Vaca Muerta incluidos en el relevamiento: Loma Campana-LLL llega a 582 MMbo, La Amarga Chica a 505 MMbo, Bajada del Palo Este a 214 MMbo, Cruz de Lorena a 112 MMbo, Sierras Blancas a 73 MMbo y Loma Campana a 60 MMbo. La diferencia se explica en parte porque Sea Lion incluye recursos contingentes de mayor volumen relativo, dada la naturaleza offshore del proyecto y el estado más temprano de su desarrollo.

El origen de Sea Lion

La historia de Sea Lion arrancó en mayo de 2010, cuando Rockhopper anunció el hallazgo de crudo en el sondeo 14/10-2, al norte del archipiélago. La exploración en la zona, sin embargo, venía de antes: entre 1970 y 1980 se habían realizado estudios que confirmaron la existencia de rocas madre generadoras de petróleo y gas en el área, aunque ninguna actividad llegó a la fase productiva. En todos los casos, la Argentina nunca reconoció la validez de esas iniciativas ni les otorgó autorización.

Navitas ingresó al proyecto en 2020 con una participación inicial del 30%, que amplió hasta el 65% al convertirse en operadora. Rockhopper, por su parte, retiene el 35% restante. En diciembre de 2025, ambas compañías anunciaron la decisión final de inversión (FID) para las fases 1 y 2 del Área de Desarrollo Norte del yacimiento, el paso que en la industria petrolera indica que las evaluaciones técnicas, económicas y financieras están cerradas y que el proyecto se considera viable.

El plan contempla una inversión de USD 3.900 millones

El cronograma divide Sea Lion en dos áreas y cuatro fases. La primera etapa, concentrada en el Área de Desarrollo Norte (NDA), prevé la perforación de 11 pozos submarinos conectados a una plataforma flotante de producción, almacenamiento y descarga —conocida por su sigla en inglés como FPSO—, con el primer petróleo proyectado para marzo de 2028. Tres años después arrancará la fase 2 en esa misma área, con 12 pozos adicionales.

Luego vendrá el Área de Desarrollo Central (CDA), con una primera fase de 20 pozos y producción prevista hacia fines de 2030, seguida de una segunda etapa con 18 pozos más. En total, el proyecto supera los 60 pozos submarinos y demandará una inversión combinada de USD 3.900 millones para completar todas las fases, de las cuales USD 1.800 millones corresponden al tramo previo al primer barril.

La unidad FPSO que se utilizará en la primera etapa es el buque Aoka Mizu, propiedad de la firma neerlandesa Bluewater Energy Services, que firmó un contrato de alquiler con Navitas por 12 años, de acuerdo con la propia presentación del consorcio al momento de la publicación del FID. El barco dejó de operar en el campo Lancaster, en el Mar del Norte, en mayo pasado y navega hacia un astillero de Singapur para su adaptación. La plataforma de perforación está prevista para llegar a la zona a principios de 2027.

El vínculo de Sea Lion con el oleoducto estrella de Vaca Muerta

En medio de la polémica por el avance del proyecto, Infobae publicó que Bluewater tiene otro contrato vigente en territorio argentino: la empresa neerlandesa fabricó las dos monoboyas tipo Turret CALM que se instalarán frente a la costa de Río Negro para el Vaca Muerta Oleoducto Sur (VMOS), el proyecto de exportación de crudo impulsado por YPF junto con Vista Energy, Pampa Energía, Pan American Energy, Chevron, Shell y Pluspetrol.

El consorcio local aclaró que el contrato con Bluewater se firmó el 12 de junio de 2025, cuando la firma neerlandesa aún no tenía relación con Sea Lion, y que la operación cumplió con todos los requisitos normativos vigentes. Sin embargo, ambos contratos estuvieron técnicamente activos en simultáneo durante un período. “El proceso de contratación de las monoboyas a Bluewater Energy Services cumplió con todos los requisitos establecidos por los procedimientos internos de compliance de la compañía y con la normativa nacional vigente”, señaló VMOS a Infobae. El Gobierno no incluyó a Bluewater en la primera lista de 45 personas y empresas sometidas a proceso sancionatorio, aunque la Cancillería confirmó que la firma neerlandesa figura entre las compañías notificadas en el marco de las intimaciones enviadas por el Estado argentino.

Una jueza federal frenó las obras y exigió una evaluación de impacto ambiental

El 16 de septiembre de 2026, la jueza federal de Río Grande Mariel Borruto hizo lugar a una medida cautelar presentada por el Centro de Ex Combatientes Islas Malvinas La Plata (CECIM) y la Asociación Civil de Abogados, Abogadas y Profesionales Ambientalistas (AAdeAA), y ordenó a Rockhopper y Navitas abstenerse de iniciar o continuar obras vinculadas con Sea Lion.

La prohibición abarca la perforación del lecho marino, la instalación de infraestructura submarina, el tendido de conductos y líneas de flujo, la puesta en funcionamiento de unidades FPSO y el inicio de la extracción comercial. También incluye obras terrestres y portuarias de apoyo en las islas. La magistrada fundamentó la medida en que el proyecto ya estaba en ejecución —con contratos firmados y obras de adaptación del Aoka Mizu en marcha— y en que no se había tramitado ninguna evaluación de impacto ambiental ante organismos argentinos. “Aguardar a la culminación de tales intervenciones para determinar si debieron ser sometidas previamente a evaluación ambiental podría tornar ineficaz la tutela judicial solicitada”, indicó Borruto en su resolución.

Milei firmó un decreto y extendió las sanciones a proveedores y accionistas

En paralelo, el presidente Javier Milei anunció en cadena nacional medidas para bloquear el avance del proyecto. El decreto reglamenta la ley 26.659 —sancionada en 2011—, que prohíbe actividades hidrocarburíferas en la plataforma continental argentina sin autorización del Estado, y amplía su alcance a accionistas, directores y proveedores de las compañías sancionadas, con inhabilitaciones de entre cinco y 20 años. “Si hoy no actuamos con firmeza y celeridad, en pocos meses tendrán la capacidad material de apropiarse de las reservas de petróleo que yacen en nuestro mar”, dijo el mandatario.

Las sanciones a las operadoras, en todo caso, no son nuevas. Rockhopper fue declarada “clandestina” por la Secretaría de Energía mediante la Resolución 133/2012 e inhabilitada por 20 años a través de la Resolución 456/2013. Navitas recibió una sanción equivalente en 2022, mediante la Resolución 240/2022. Pese a esas medidas, la firma israelí opera actualmente el 65% del proyecto.

Desde diciembre de 2023, el discurso oficial repite la promesa de terminar con los subsidios a la energía y el transporte. Los números muestran un recorte real de magnitud, pero también un freno reciente e incluso una reversión parcial en 2026. El resultado, a casi tres años de la asunción a la presidencia de Javier Milei, es un sistema que sigue cubriendo con fondos públicos una porción considerable de lo que cuesta producir la luz, el gas y viajar en colectivo, aunque bajo reglas nuevas y con una brecha que el propio Gobierno reconoce en su letra chica.

Según el Observatorio de Tarifas y Subsidios del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP, UBA-Conicet), tomando el gasto real acumulado en los últimos doce meses, los subsidios “son 59% menores a los observados en diciembre de 2023 y 73% inferiores respecto del pico de 12 meses acumulados observado en el mes de junio de 2022”. En moneda constante de agosto de 2026, la serie muestra que 2023 el Gobierno destinó $26,1 billones a los subsidios y bajó a $10,6 billones en agosto de este año.

Un cálculo independiente, elaborado por el Instituto Argentino de Análisis Fiscal (Iaraf) que dirige Nadin Argañaraz, ofrece una magnitud similar con otra metodología: comparando enero-agosto de 2023 contra enero-agosto de 2026, a precios constantes de agosto de este año, los subsidios a la energía cayeron 61,2% en términos reales, los de transporte 40,1% y el total de ambos rubros 56,7 por ciento.

Se trata de series con bases de cálculo distintas —una mide devengado en doce meses móviles y la otra pagado en ocho meses del año—, pero ambas coinciden en un recorte real de entre el 57% y el 59% desde el inicio de la actual gestión.

Un gasto que vuelve a crecer

Esa tendencia de fondo, sin embargo, no es lineal. El informe de agosto de 2026 del IIEP precisa que, en lo que va del año, el gasto total en subsidios a energía y transporte aumentó 39% nominal y 6% real frente a igual período de 2025, hasta sumar $5,77 billones.

En lo que va del año, el gasto total en subsidios a energía y transporte aumentó 39% nominal y 6% real frente a igual período de 2025 (IIEP)

Los subsidios energéticos, que representan el 77% del total, treparon 21% en términos reales, impulsados sobre todo por las transferencias a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa). El transporte, en cambio, cayó 24% en términos reales en el mismo lapso, y al 17 de agosto no registraba devengamientos en el mes.

Argañaraz vinculó ese comportamiento con la lógica de ejecución del gasto público: explicó que alrededor del 60% del gasto se actualiza en función de la inflación de los dos meses previos, un componente que denominó “automático”. En un contexto de caída de la recaudación tributaria del 5,2% real en el acumulado de enero a agosto, y mientras ese gasto automático retrocede, sostuvo que “el grupo de gastos no automáticos tiene que caer”.

En otras palabras, el mayor gasto en subsidios energéticos obliga a que otros gastos no automáticos, como la obra pública, caigan todavía más. “De cara a 2027, los subsidios a la energía deberían tener una baja real. No veo factible sostener este gasto el año que viene”, afirmó.

Cuánto se subsidia hoy

El punto de partida para dimensionar lo que falta recortar es la cobertura de costos actual. Según el IIEP, en agosto de 2026 “los hogares del AMBA pagan tarifas de servicios públicos que, en promedio, cubren el 55% de los costos y, por lo tanto, el Estado se hace cargo del 45% restante”.

El economista Alejandro Einstoss, uno de los autores del informe y especialista en tarifas y subsidios, coincidió con esa lectura: “Para el AMBA, en agosto de 2026, los usuarios residenciales cubrieron en promedio el 63% del costo de la electricidad y el 57% del gas natural. En transporte, la cobertura fue del 35%, mientras que en agua alcanzó prácticamente el 100 por ciento.”

Einstoss remarcó que esos promedios esconden diferencias sustanciales según el usuario tenga o no subsidio. “En electricidad, los hogares sin subsidio cubrieron aproximadamente el 100% del costo, mientras que los subsidiados pagaron alrededor del 33%. En gas natural, la cobertura fue del 99% para los usuarios sin subsidio y del 25% para los subsidiados”, precisó, en línea con los datos del propio IIEP, que ubican las bonificaciones acumuladas para los hogares alcanzados por el régimen vigente en 66,6% sobre el precio mayorista de la electricidad y 75% sobre el del gas.

“El esfuerzo fiscal está hoy mucho más concentrado en los hogares alcanzados por el régimen de subsidios”, explicó, en referencia al esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).

El esfuerzo fiscal está hoy mucho más concentrado en los hogares alcanzados por el régimen de subsidios (Einstoss)

Ese régimen, creado por el Decreto 943/2025 y vigente desde enero de 2026, eliminó la segmentación por niveles de ingreso N1, N2 y N3 y unificó a los beneficiarios en una sola categoría de hogares vulnerables, inscriptos en el SEF.

Sobre esa base, la Secretaría de Energía va fijando bonificaciones adicionales mes a mes: para septiembre de 2026, la Resolución 223/2026 estableció una bonificación extraordinaria del 24,25% para gas natural y propano por redes, y del 25% para electricidad residencial sobre un consumo base de 200 kilovatios/hora mensual, “con la intención de morigerar el impacto tarifario”, según los considerandos de la norma.

El transporte muestra la mayor dispersión de todas. El Índice Bondi que elabora la Asociación Argentina de Empresas de Transporte por Automotor (Aaeta) situó en julio de 2026 el costo real del boleto sin subsidio en el AMBA en $2.428,71, con una cobertura tarifaria de apenas 32,3% y un déficit de $367,06 por pasajero no cubierto por la tarifa.

El IIEP calcula, con una metodología distinta basada en el costo por pasajero transportado, que la tarifa técnica sin subsidios ascendió a $2.082 a julio de 2026, mientras que el costo reconocido oficialmente por el Estado Nacional para ese mismo cálculo fue de $1.626. En cualquiera de los tres casos, la distancia con lo que efectivamente paga el usuario es enorme: el boleto mínimo de colectivo entre la Ciudad y el Gran Buenos Aires es de $743, según el relevamiento de agosto del IIEP.

Cuánto podrían aumentar las tarifas

Con esos datos es posible estimar el recorrido que aún resta si el Estado se retirara por completo del financiamiento de estos servicios, aunque Einstoss advirtió sobre los límites de ese ejercicio. “No sería correcto tomar la cobertura promedio y calcular mecánicamente cuánto debería subir la tarifa, porque conviven hogares que ya pagan prácticamente el costo pleno de la energía con otros que reciben una bonificación significativa”, alertó.

No sería correcto tomar la cobertura promedio y calcular mecánicamente cuánto debería subir la tarifa, porque conviven hogares que ya pagan prácticamente el costo pleno (Einstoss)

A modo ilustrativo, en electricidad la factura promedio de un hogar del AMBA con subsidio fue de $28.647 en agosto, frente a $58.280 que paga un usuario sin ningún tipo de bonificación: una diferencia de 103%. En gas, la factura promedio país con subsidio fue de $57.994, contra $90.359 sin subsidio, una brecha del 56 por ciento. En transporte, la distancia es la más amplia: el boleto mínimo de $743 debería multiplicarse por 2,8 para alcanzar el costo técnico calculado por el IIEP ($2.082) o por 3,3 para llegar a la estimación de Aaeta (2.428,71 pesos).

Alejandro Einstoss aportó además un matiz sobre el camino hacia adelante: “La reducción de subsidios no necesariamente tiene que provenir de aumentos tarifarios. Puede avanzar por dos vías adicionales: una reducción del costo de abastecimiento de la energía y una mejor focalización de la asistencia sobre los hogares que efectivamente la necesitan”.

Resumió el economista: “Más que pensar en ‘eliminar subsidios’ con aumento de tarifas, el desafío es reducir el costo fiscal manteniendo la protección sobre los hogares vulnerables y reduciendo el costo de la energía en los próximos meses”.

Ahora bien, ¿hay margen para bajar subsidios en lo que resta del año? Para Einstoss, las posibilidades son limitadas. “La indexación tarifaria constituye una limitación importante para un programa que busca consolidar la reducción de la inflación”, comentó.

Según su lectura, no debería esperarse “aumentos tarifarios significativamente por encima de la inflación” en lo que queda de 2026, aunque la cobertura de costos podría mejorar igualmente “por razones estacionales, aún sin un aumento real de las tarifas”. La discusión de fondo, según Einstoss, coincide con el diagnóstico de Nadin Argañaraz sobre el gasto fiscal, “se traslada hacia 2027”.

La dimensión del ajuste pendiente también se refleja en la canasta de servicios públicos que mide mensualmente el IIEP: calculada sin ningún subsidio, alcanzó los $289.622 en agosto, equivalente al 14,5% de un salario promedio registrado en el AMBA. En relación con diciembre de 2023, mes en que asumió Milei, la canasta de servicios aumentó 944%, frente a un avance del IPC general del 249 por ciento.

Argañaraz resumió la tensión de fondo que atraviesa cualquier decisión sobre este frente: “Bajar gasto en subsidio es mayor tarifa para alguien y eso tiene impacto en costos y precios para el usuario. Si termina en el consumidor, afecta al poder adquisitivo”.

La subida del gas vuelve a encender las alarmas en Europa. Su precio ha escalado hasta rondar los 80 euros megavatio/hora, alcanzando máximos de tres años y por encima de las cotas que se dieron tras el estallido del conflicto entre EEUU e Irán la pasada primavera. Aunque todavía está lejos de los más de 300 euros por MWh que llegó a alcanzar en 2022, tras la invasión rusa de Ucrania, la trayectoria ascendente registrada desde comienzos de 2026 pone en jaque a la economía europea, ya que un gas más caro se traducirá en una subida de la inflación que obligaría al Banco Central Europeo (BCE) a subir los tipos de interés y encarecería el crédito y las hipotecas de las familias.

La evolución al alza del gas preocupa especialmente porque los precios actuales superan las hipótesis utilizadas por algunas instituciones para sus previsiones de inflación. Si la subida del gas se prolonga, el impacto puede trasladarse progresivamente al conjunto de la economía y obligar al BCE a mantener una política monetaria más restrictiva durante más tiempo. El riesgo es que el shock energético termine convirtiéndose en un problema de competitividad para las empresas europeas.

A la presión sobre los precios se suma un mercado internacional de Gas Natural Licuado (GNL) especialmente tensionado. El estrecho de Ormuz, una de las principales vías de suministro energético mundial, no parece cerca de recuperar una situación estable.

Las tensiones entre Irán y Estados Unidos solo se relajaron temporalmente durante la tregua de junio. Pero en estos momentos las negociaciones permanecen bloqueadas. Antes del conflicto, por el estrecho circulaba alrededor del 20% del comercio mundial de GNL. La producción adicional de otras regiones ha permitido compensar aproximadamente el 75% del volumen perdido, según la Agencia Internacional de la Energía, pero sigue existiendo un déficit de oferta importante.

Ante esta evidencia, el secretario ejecutivo de ONU Cambio Climático, Simon Stiell, ha alertado esta semana de que, tras un verano “infernal”, Europa se enfrenta a una nueva crisis energética este invierno debido a su dependencia de los combustibles fósiles, lo que en su opinión es “el talón de Aquiles económico de Europa”.

Un invierno con menos reservas y más competencia por el gas

El escenario para Europa se agrava por la situación de Catar, uno de los grandes proveedores mundiales de GNL. “Aunque el estrecho reabriera de forma duradera, la producción catarí seguiría estando obstaculizada durante varios meses al menos. De hecho, algunas instalaciones cruciales están inoperativas, sobre todo el complejo de Ras Laffan en Catar, la instalación de licuefacción de gas natural más grande del mundo. Es materialmente imposible que la actividad industrial pueda normalizarse a tiempo para el próximo invierno”, señala Alexis Bienvenu, gestor de fondos de La Financière de l’Échiquier.

Además, Europa afronta el otoño y el invierno con sus almacenes de gas por debajo de los niveles habituales. Según Gas Infrastructure Europe (GIE), las reservas se situaban a comienzos de septiembre en torno al 65% de su capacidad, frente a una media histórica cercana al 88% en estas fechas. “Se trata de una desviación considerable que augura un abastecimiento especialmente tenso este invierno”, advierte Bienvenu. La diferencia es significativa y anticipa un mercado especialmente sensible a cualquier problema adicional de suministro. En Alemania, una de las economías más dependientes del gas, la situación es todavía más delicada, debido a que sus reservas apenas superan el 50%.

Las causas del déficit

El déficit de gas acumulado responde a varios factores. Los precios elevados durante 2026 han reducido los incentivos económicos para llenar los almacenes, mientras que Europa compite con Asia por los cargamentos de GNL disponibles.

A ello se suma un verano especialmente cálido, que ha incrementado la demanda de gas para producir electricidad destinada a la climatización. Además, la meteorología podría volver a jugar en contra durante los próximos meses: el episodio de El Niño aumenta la probabilidad de una mayor demanda asiática de gas y podría intensificar la competencia internacional por los cargamentos.

Golpe para la industria europea

Una de las principales damnificadas por la subida del precio del gas es la industria europea. “Numerosos factores se han alineado actualmente a favor de un mercado gasista europeo muy tensionado este invierno, lo que probablemente provocará un repunte de la inflación y un descenso de la producción industrial”, vaticina Alexis Bienvenu. El experto prevé que algunas tecnologías y sectores, como la energía nuclear, las renovables, la electrificación o los productores estadounidenses de GNL pueden beneficiarse de este escenario. Al contrario que industrias intensivas en energía, como la química, los fertilizantes o la siderurgia, que afrontan, según el gestor de fondos, un nuevo incremento de costes cuando ya atraviesan dificultades.

En este contexto, la competitividad europea está en juego. Mientras Estados Unidos cuenta con un mercado gasista autosuficiente y precios energéticos más competitivos, Europa depende en gran medida del GNL importado. Si el diferencial de precios entre ambos lados del Atlántico se mantiene durante años, las industrias europeas podrían perder atractivo frente a sus competidoras estadounidenses.

“Con gran esfuerzo, Europa ha conseguido evitar la carestía energética desde 2022, pero nada garantiza que pueda luchar contra su desventaja industrial a medio plazo si el gas sigue estando anormalmente caro”, indica el gestor de fondos de La Financière de l’Échiquier. Advierte que, “con independencia de las temperaturas, el invierno se anuncia caliente desde un punto de vista energético y volverá a poner a prueba la competitividad europea”.

El presidente Javier Milei visitaría en los próximos días Bahía Blanca, para recorrer el proyecto de Líquidos de Gas Natural (LGN) de Compañía Mega, cuyo principal accionista es YPF (38%) en sociedad con Petrobras (34%) y Dow (28%).

A fines de agosto, el gobierno aprobó la adhesión al RIGI del proyecto Mega para ampliar su complejo industrial con una inversión inicial de USD 365 millones y elevar un 27% su producción de “líquidos” que se extraen del gas crudo, tienen alta demanda local e internacional y pueden reforzar la capacidad exportadora del país con un mejor aprovechamiento de la producción de Vaca Muerta.

De hecho, bajo el lema “De Argentina hacia el mundo” el Instituto de Energía de la Universidad Austral reunió el jueves a ejecutivos, expertos y consultores de todo el mundo vinculados a la cadena de valor del Gas Licuado de Petróleo (GLP), un mercado global que el consultor y experto norteamericano Craig Whitley precisó en USD 380.000 millones.

Se trata de un sector con una demanda creciente y una oferta limitada, al punto que actualmente solo 19 países exportan GLP o líquidos del Gas Natural, como propano y butano, mientras más de un centenar son importadores, con la región Asia-Pacífico como principal destino debido a la demanda de países como China, Japón e Indonesia y el creciente peso de la India, el mercado de crecimiento más dinámico y promisorio a partir de transiciones como el reemplazo de leña y carbón como combustibles para cocinar y calefaccionar.

Es otra veta que ofrece Vaca Muerta: la Argentina podría superar los USD 2.000 millones anuales en ventas de GLP, precisó Roberto Carnicer, director del Instituto de Energía de la Universidad Austral, quien precisó que el país ya exporta unos 1,6 millones de toneladas anuales de GLP, propano y butano a países vecinos (Brasil, Chile, Perú) y con los proyectos de expansión de Mega, otro de TGS y desarrollos asociados al GNL en Río Negro, podría alcanzar los 4,8 millones de toneladas en 2030, con resto para exportar entre 3 y 3,4 millones de toneladas, “sin considerar el proyecto asociado al GNL de Río Negro”.

Tres proyectos clave

El proyecto Mega que visitará Milei será uno de los primeros motores a partir de la ampliación de la capacidad de procesamiento de 4.800 a 7.200 toneladas diarias (casi 50% de aumento), con la inversión de USD 260 millones ya aprobada por el RIGI, parte de un programa integral que podría llegar a USD 650 millones.

El mayor proyecto es el desarrollo de líquidos de TGS, vinculado al eje Tratayén-General Cerri-Bahía Blanca, que contempla una inversión superior a USD 3.000 millones y una capacidad estimada de 2,7 a 2,8 millones de toneladas anuales de líquidos C3+. “Si el propano y el butano representan el 85% de ese volumen, el proyecto podría aportar alrededor de 2,4 millones de toneladas anuales de GLP comercial cuando opere a plena capacidad”, precisó Carnicer, quien mencionó una tercera posibilidad, vinculada con los desarrollos de GNL en Río Negro y el tratamiento del gas destinado a licuefacción que podría generar otro polo exportador de propano, butano y gasolina natural en el Golfo San Matías, complementario al complejo de Bahía Blanca.

“América Latina es muy dependiente del GLP de fuera de la región, principalmente de EE.UU., y Argentina puede convertirse en una fuente regional de suministro; no para reemplazar a un proveedor por otro, sino para diversificar las fuentes de abastecimiento”, resaltó Fabricio Duarte, director de la Asociación Iberoamericana de GLP, en tanto que Federico Veller, subsecretario de Hidrocarburos de la Argentina destacó que el GLP en la Argentina abastece a millones de hogares sin acceso a redes de gas natural y es también un producto relevante de exportación regional. “No es una hipótesis de exportación, es una realidad con datos, no promesas”, dijo el funcionario, y mencionó tres cambios a favor del desarrollo de este mercado: menos burocracia, más libertad operativa y comercial y una mejor focalización social del subsidio directo a los hogares vulnerables mediante el programa Hogar, amén de la estabilidad fiscal a 30 años incluida en el RIGI para los nuevos proyectos.

Fuentes y destinos

Julio Faldin, vicepresidente de Desarrollo de Negocios para América Latina de Argus, que diariamente informa más de 42.000 precios de commodities precisó que el 60% de la demanda mundial de GLP se concentra Asia-Pacífico, región a la que definió como “el imán del mundo: cualquier molécula de GLP nueva va a terminar siendo consumida por esta región”. A su vez, agregó, dos tercios de la producción de GLP proviene del gas natural y el tercio restante de la refinación de petróleo, lo que hace, por caso, que China sea un importante productor de GLP, pero aún así de un volumen insuficiente para su demanda interna, lo que lo convierte también en uno de los grandes importadores.

El directivo fue incluso más allá de las proyecciones de Carnicer al afirmar que con todos los proyectos en marcha la Argentina alcanzará los 8 millones de toneladas de GLP hacia 2040, para posicionarse entre los cinco primeros exportadores mundiales de GLP, propano y butano. De hecho, añadió Whitley, la Argentina ya ocupa el puesto 14 en el ranking mundial de exportadores de GLP.

Oscar Sardi, CEO de Transportadora de Gas del Sur (TGS) enfatizó la necesidad de obras de infraestructura para evacuar la producción de Vaca Muerta. “La realidad es que tenemos gas para 150 años; debemos acelerar el proceso de producción de gas mediante la generación de demanda”. Al respecto, mencionó que se está trabajando en la ampliación del gasoducto Perito Moreno (ex Néstor Kirchner), para llevar su capacidad de transporte de 14 a 35 millones de metros cúbicos por día con nuevas plantas compresoras”. Sobre el proyecto de Líquidos de Gas Natural precisó que su plazo de ejecución es de 45 meses que incluye una red de captación, procesamiento en planta, transporte en poliducto y fraccionamiento y terminal portuaria en Bahía Blanca, lo que demandará 4.000 empleos directos y 15.000 indirectos para exportar por ese solo proyecto USD 1.200 millones anuales.

Rompiendo récords

Pedro Locreille, director de Midstream Gas & GLP de YPF, recordó a su turno la producción de Gas Natural está rompiendo récords históricos y proyectó que ya en 2031 la Argentina será el séptimo exportador mundial de GLP.

El interés regional por el GLP y los líquidos del Gas Natural de la Argentina se reflejó en la presencia de Alexandre Matta, Gerente de Originación de Moléculas de la brasileña Copa Energía, quien destacó que el 49% de las importaciones brasileñas de GLP provienen actualmente de la Argentina. “La escala ya existe, el valor estratégico dependerá de convertir volumen en continuidad”, afrimó. Francisco García Bustos, gerente de Abastecimiento de la chilena Lipigas dijo que la “gran oportunidad” argentina es sustituir de forma natural las importaciones que Chile hoy hace de desde Estados Unidos, su principal proveedor (y también, por lejos, el principal exportador mundial de GLP). Sara Vélez, Directora Ejecutiva de la colombiana Agremgas recomendó a la Argentina no repetir el error de Colombia de eliminar la exploración y explotación de hidrocarburos. “Argentina nos puede ayudar mucho si logra hacer su salida al Pacífico y nos da un poquito a Colombia para completar lo que necesitamos”, completó.

También Udaya Jain, ex director de Adani, de la India, manifestó su interés por el GLP argentino. India, dijo, “no busca un barril más barato, sino una segunda puerta (para no depender solo de EEUU y de los exportadores del Golfo Pérsico). De hecho, se trata de un mercado nuevo para la Argentina, que el año colocó allí 22.000 toneladas de GLP y en la primera mitad de 2026 más que duplicó ese volumen, colocando 50.000 toneladas “lo que demuestra que India no es reacia”, dijo Jain. Y Koichi Tanake, funcionario de la Japan LP Gas Association destacó que la conversión al GLP puede generar demanda y contribuir a la reducción de las emisiones de CO2. “El GLP es una energía valiosa que iluminará el futuro y seguirá siendo la energía de elección para la gente”, afirmó.

Mercado interno

La realidad y la promesa exportadora no deben hacer olvidar que el GLP es muy importante en el mercado interno, de hecho indispensable para los casi 6 millones de hogares y 20 millones de argentinos que no tienen acceso a redes de gas natural y cocinan y se calefaccionan diariamente con GLP en garrafas.

“El gran desafío logístico es atender la distancia promedio de 710 kilómetros desde los centros de producción”, puntualizó Pedro Cascales, presidente de la Cámara de Empresas de Gas Licuado de la Argentina (Cegla) y Juan Giménez, Gerente General de YPF Gas destacó la “función clave” de la empresa para, mediante una “colocación eficiente” de moléculas en el mercado se garantice la disponibilidad de GLP en todos los puntos de consumo del país.

El futuro de la producción de hidrocarburos en Colombia dependerá de las decisiones que se tomen. El Gobierno busca recuperar terreno en un sector que ha perdido volumen durante los últimos años y que enfrenta una menor disponibilidad de reservas de petróleo y gas.

La apuesta tiene una cifra como referencia: regresar a una producción de un millón de barriles diarios. La ministra de Minas y Energía, María Nohemí Arboleda, explicó a Portafolio que para alcanzar ese nivel será necesario acelerar proyectos, remover obstáculos y generar condiciones para atraer capital hacia la industria.

El objetivo no parte del nivel actual. De acuerdo con los datos históricos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Colombia alcanzó en 2015 una producción promedio de 1’008.161 barriles diarios. Hoy, el promedio se encuentra en 730.966 barriles diarios, una brecha que muestra el desafío para recuperar ese registro.

La ministra sostuvo que el petróleo conserva un peso importante para la economía, las finanzas públicas y la seguridad energética. “Colombia necesita más barriles y más moléculas de gas y ese es el criterio con el que estamos actuando”, afirmó Arboleda.

Gobierno busca destrabar 270 contratos petroleros y atraer nuevas inversiones

Para avanzar en el corto plazo, el Gobierno pondrá el foco en los contratos que ya están vigentes. Según la funcionaria, hay 270 contratos sobre los que se pretende acelerar la ejecución mediante la eliminación de obstáculos que han retrasado su desarrollo.

Una de las herramientas previstas será el Comité Intersectorial de Hidrocarburos, cuya activación está programada para finales de septiembre. El organismo tendrá la tarea de coordinar mecanismos que permitan atender los cuellos de botella existentes dentro de las normas actuales.

Arboleda advirtió, sin embargo, que agilizar los proyectos que ya tienen decisiones de inversión no resolverá por sí solo las necesidades de producción de los próximos años. Las medidas actuales deberán estar acompañadas por señales que permitan a las empresas tomar decisiones de largo plazo y comprometer recursos para exploración y producción.

En esa dirección, el Ministerio y la ANH evaluarán áreas disponibles para futuras asignaciones de recursos convencionales y no convencionales. También revisarán las condiciones fiscales, con la intención de establecer un esquema que haga más competitivo a Colombia frente a otros países que buscan captar inversiones para el sector.

La ministra señaló que se analizarán alternativas que permitan al Estado conservar su capacidad de capturar valor cuando las condiciones del mercado sean favorables, tomando como referencia experiencias internacionales.

La competencia por esos recursos ocurre mientras otros productores de la región avanzan en sus propios objetivos. Argentina registró en julio un récord de 916.200 barriles diarios, impulsado por la extracción mediante fracking, mientras Venezuela plantea alcanzar 1,5 millones de barriles diarios a partir del acuerdo petrolero suscrito con Estados Unidos.

Colombia, según Arboleda, todavía conserva factores que pueden resultar atractivos para las compañías. La experiencia acumulada, la disponibilidad de recursos y las capacidades técnicas hacen parte de esas fortalezas; a esto se suman la estabilidad, la seguridad jurídica y una institucionalidad sólida, condiciones que la funcionaria considera determinantes para competir por capital internacional.

La caída de las reservas aumenta la presión sobre el futuro energético de Colombia

El reto no se limita al crudo. Los datos sobre gas muestran otra presión para la seguridad energética. Entre 2022 y 2025, la producción comercializada de gas cayó 26%, al pasar de 1.073 millones de pies cúbicos diarios a 794,3 millones de pies cúbicos diarios.

Para el Ministerio, esta reducción constituye una señal de alerta frente al abastecimiento futuro. La disponibilidad de reservas impone límites: Colombia cuenta actualmente con 7,4 años de reservas probadas de petróleo y 5,9 años de reservas probadas de gas.

Con ese panorama, la estimación oficial para 2026 mantiene la producción petrolera lejos de la meta planteada. El Ministerio calcula que el país cerrará el año con un promedio de entre 725.000 y 735.000 barriles diarios. El desafío, por tanto, consiste en cerrar la brecha entre ese nivel y el millón de barriles diarios que el Gobierno pretende recuperar.

El Gobierno argentino anunció este martes que ampliará las denuncias y los procedimientos sancionatorios por la exploración y explotación de petróleo en las Islas Malvinas y sumó nuevos nombres a la lista de personas y compañías a las que acusa de participar, financiar o prestar servicios para actividades hidrocarburíferas realizadas sin autorización nacional. La ofensiva alcanzó a petroleras, accionistas, inversores, proveedores estratégicos y, esta vez, también puso nombre y apellido a varios de los ejecutivos que están detrás de esos negocios.

La decisión se produjo en medio del avance de distintos proyectos petroleros alrededor del archipiélago. Entre las compañías involucradas aparecen Navitas, Rockhopper, Borders & Southern, Eco (Atlantic) Oil & Gas y JHI, junto con empresas que brindan servicios o participan financieramente de las operaciones. El Gobierno también anticipó que avanzará con una denuncia penal y sostuvo que las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en las aguas circundantes a las Malvinas requieren autorización argentina. “Argentina no admite ni admitirá ataques contra su soberanía”, afirmó la administración nacional.

Entre los nuevos alcanzados también figuran empresas que cumplen funciones muy diferentes dentro de ese entramado. La lista incorporó a Shlomo Eliahu Holdings, como accionista de Navitas; Aberdeen Group, HBOS Investment Fund Managers, SMR Advisors y Mizrahi Tefahot Bank, como accionistas de Rockhopper; y a Bluewater y Noble, por su papel como proveedores estratégicos. Bluewater tiene, además, un vínculo particular con la Argentina: la empresa neerlandesa relacionada con el FPSO Aoka Mizu para el proyecto Sea Lion fabricó las dos monoboyas destinadas al Vaca Muerta Oleoducto Sur.

Pero detrás de las sociedades, fondos de inversión y estructuras financieras aparecen también los nombres propios. Entre los empresarios y ejecutivos que quedaron en la mira del Gobierno están David Harry Williamson Dobson, ligado a Borders & Southern Petroleum, y seis figuras de Eco Atlantic: Gil Holzman, Keith Hill, Peter Nicol, Alan Friedman, Gadi Levin y Alice Carroll. Sus perfiles permiten reconstruir quiénes están detrás de algunas de las compañías involucradas: hay empresarios mineros, especialistas en mercados de capitales, un ex Goldman Sachs, ejecutivos con pasado en Shell y Occidental Petroleum y profesionales que acumulan décadas en la búsqueda y financiamiento de yacimientos alrededor del mundo.

David Harry Williamson Dobson, el hombre de Borders & Southern

David Harry Williamson Dobson, conocido también como Harry Dobson, es un empresario y financista británico con una extensa trayectoria en minería, petróleo y recursos naturales. Fue banquero de inversión y socio senior de Yorkton Securities y fundó Kirkland Lake Gold, compañía minera canadiense que se convirtió en un actor relevante de la industria aurífera. También fundó Western Gold Exploration y actualmente figura como presidente ejecutivo de North Peak Resources.

Su vínculo con Malvinas aparece a través de Borders & Southern Petroleum, petrolera británica dedicada a la exploración de hidrocarburos en las islas. Dobson ingresó como director en 2004 y actualmente ocupa el cargo de presidente no ejecutivo. Los registros societarios británicos indican que tiene nacionalidad británica y residencia en Mónaco.

Gil Holzman, el CEO y cofundador de Eco Atlantic

Gil Holzman es cofundador, presidente y CEO de Eco (Atlantic) Oil & Gas, compañía independiente de exploración de petróleo y gas que cotiza en los mercados AIM de Londres y TSX Venture de Canadá. Cuenta con más de 25 años de experiencia en energía, minería y recursos naturales, principalmente en África y América del Sur.

Antes de crear Eco Atlantic, cofundó GP Minerals y entre 2003 y 2006 se desempeñó como director gerente para Medio Oriente de Bombardier. Al frente de la petrolera impulsó proyectos de exploración offshore en Namibia, Guyana y Sudáfrica.

Keith Hill, cuatro décadas en el negocio petrolero

Keith Hill cuenta con más de 40 años de experiencia en exploración, desarrollo y gestión de proyectos de hidrocarburos. Desde marzo de 2026 se desempeña como presidente no ejecutivo de Eco Atlantic, después de integrar durante años el directorio como director no ejecutivo.

Desarrolló más de dos décadas de su carrera dentro del Lundin Group y ocupó posiciones vinculadas con exploración y nuevos negocios en Occidental Petroleum y Shell Oil Company. También fue presidente y CEO de Africa Oil Corp. y encabezó otras compañías petroleras.

Peter Nicol, de Goldman Sachs al directorio petrolero

Peter William Nicol es un especialista financiero con más de 40 años de experiencia en petróleo y gas. Actualmente es director no ejecutivo de Eco Atlantic y preside su Comité de Auditoría. Hasta marzo de 2026 fue presidente no ejecutivo de la compañía, puesto en el que lo reemplazó Keith Hill.

Su trayectoria combinó energía y finanzas: fue responsable de Oil & Gas en GMP Securities, directivo de Tristone Capital, Global Sector Director of Oil Research de ABN AMRO y responsable del análisis del sector petrolero y gasífero europeo en Goldman Sachs. También trabajó en British National Oil Corporation.

Alan Friedman, mercados de capitales y adquisiciones

Alan Friedman es un abogado y empresario sudafricano radicado en Canadá, con más de 25 años de experiencia en mercados de capitales. Es cofundador y director no ejecutivo de Eco Atlantic, compañía que creó en 2011 junto con Holzman y Colin Kinley, y participó en operaciones de financiamiento, adquisiciones y desarrollo corporativo.

También es cofundador y managing partner de Bayline Capital Partners y fue cofundador de Auryx Gold Corp., minera con activos en Namibia que posteriormente adquirió B2Gold. Su carrera se concentró especialmente en fusiones y adquisiciones, levantamiento de capital y estructuración financiera de compañías vinculadas con recursos naturales.

Gadi Levin, el responsable de las finanzas

Gadi Levin es un ejecutivo financiero y contador que actualmente se desempeña como vicepresidente de Finanzas y director financiero de Eco Atlantic. Ingresó a la compañía como financial controller en 2014 y en noviembre de 2016 fue designado director de Finanzas.

Antes y durante su trayectoria en la petrolera ocupó cargos financieros en distintas compañías que cotizan en Canadá. Comenzó su carrera en las firmas de auditoría Arthur Andersen y Ernst & Young y obtuvo la certificación de Chartered Accountant en Sudáfrica.

Alice Carroll, desarrollo de negocios y asuntos corporativos

Alice Carroll es una ejecutiva británica con cerca de 15 años de experiencia en petróleo y gas. Actualmente se desempeña como vicepresidenta de Desarrollo de Negocios y Asuntos Corporativos y directora ejecutiva de Eco Atlantic. En enero de 2026 fue promovida a su actual posición ejecutiva.

Antes trabajó en Azinor Catalyst y fue Global Marketing and Investor Relations Manager de Seacrest Azimuth Group, donde gestionó relaciones externas en proyectos de distintos países. En Eco Atlantic lidera áreas de desarrollo de negocios, asuntos corporativos y comunicaciones y participa en iniciativas de crecimiento estratégico y adquisiciones.

Eco Atlantic, JHI y el desembarco en Malvinas

La presencia de seis integrantes de Eco Atlantic en la nómina se relaciona con el avance de la compañía sobre activos vinculados con las islas. Eco Atlantic busca obtener exposición a la licencia PL001 offshore Malvinas a través de la adquisición de JHI Associates. La licencia se encuentra en la cuenca norte del archipiélago y es lindera al proyecto Sea Lion.

La operación sumó así otro actor al entramado empresario que rodea la explotación petrolera en la zona. Eco Atlantic tiene experiencia en exploración offshore y proyectos en Namibia, Guyana y Sudáfrica, mientras que la adquisición de JHI le abre la puerta a una licencia ubicada en aguas alrededor de las Malvinas.

Borders & Southern, en tanto, mantiene desde hace años actividades de exploración de hidrocarburos en las islas. Allí aparece Dobson como presidente no ejecutivo de la compañía y como uno de los empresarios alcanzados por las actuaciones argentinas.

Sea Lion y la red de compañías alcanzadas

Otro de los focos está puesto sobre Sea Lion, el proyecto petrolero ubicado al norte de las Islas Malvinas y relacionado directamente con Navitas y Rockhopper. A su alrededor se conformó una red de accionistas, inversores, prestadores de servicios y proveedores que también quedó alcanzada por las actuaciones del Gobierno.

La nueva lista incorporó a Shlomo Eliahu Holdings como accionista de Navitas y a Aberdeen Group, HBOS Investment Fund Managers, SMR Advisors y Mizrahi Tefahot Bank como accionistas de Rockhopper. También incluyó a Bluewater y Noble por su papel como proveedores estratégicos.

Entre esos casos sobresale Bluewater, empresa neerlandesa vinculada con el FPSO Aoka Mizu, la unidad flotante prevista para Sea Lion. La compañía tiene además una conexión con la Argentina continental: fabricó las dos monoboyas destinadas al Vaca Muerta Oleoducto Sur, infraestructura vinculada con la evacuación y exportación del crudo producido en la formación neuquina.

El Gobierno avanzará con procedimientos sancionatorios y una denuncia penal contra personas y compañías relacionadas con estas actividades. La posición oficial se apoyó en que la exploración y explotación de hidrocarburos en las aguas circundantes a las Islas Malvinas requiere autorización argentina.

En junio de este año, Argelia puso en marcha la construcción de su tramo del Gasoducto Transahariano (TSGP), un proyecto ideado por primera vez en la década de los 70 y que ahora recupera impulso en medio de la crisis energética europea. La nueva ruta, de 4.128 kilómetros, uniría los yacimientos de Nigeria con Argelia a través de Níger, de acuerdo con lo publicado por Pipeline Journal.

El proyecto corre a cargo de la petrolera estatal Sonatrach, junto con la Corporación Nacional de Petróleo de Nigeria (NNPC) y la Compañía de Productos Petrolíferos de Níger (Sonidep). Según los responsables del proyecto, el gasoducto se conectará con la red existente cerca de Aoulef, en el suroeste argelino, y de ahí hasta las terminales de exportación del Mediterráneo, entre ellas las que alimentan el mercado europeo a través de Italia y España.

Argelia, gran proveedor de gas a Europa

Argelia exportó en 2025 alrededor de 40.000 millones de metros cúbicos de gas a la Unión Europea, en torno al 14% del total de las importaciones europeas, de acuerdo con lo publicado por Euronews. El país cuenta con dos gasoductos que conectan de forma directa con el continente: el Transmediterráneo (TransMed), que llega hasta Italia; y Medgaz, que se dirige a España, además de exportaciones adicionales mediante buques de gas natural licuado. De hecho, lleva tres años consecutivos siendo el principal proveedor de gas natural para España.

El consumo interno argelino también crece de forma sostenida, con más de 53.000 millones de metros cúbicos registrados en 2025, según información de Arab News. Esa combinación de exportación y demanda interna explica el interés de Argel en ampliar su papel como país de tránsito y en sumar nuevas fuentes de gas, como la que aportaría el TSGP.

Un proyecto con casi medio siglo de intentos fallidos

La idea de conectar el gas nigeriano con el norte de África a través de Níger se planteó por primera vez en la década de los 70, pero quedó paralizada durante décadas por problemas de financiación y por la inestabilidad en la región, sobre todo en Níger y el norte de Nigeria, según consta en el registro histórico del proyecto recogido por la Administración de Comercio Internacional de Estados Unidos (Trade.gov). Argelia, Níger y Nigeria firmaron un primer acuerdo intergubernamental en 2009, con la idea de tener el gasoducto operativo en 2015, fecha que se fue posponiendo de forma sucesiva.

El proyecto se reactivó en 2022 con un memorando de entendimiento firmado en Argel, pero volvió a congelarse en 2023 tras el golpe militar en Níger y la ruptura diplomática del país con Argelia. La relación entre ambos países empezó a mejorar este mismo año, con la reincorporación de embajadores y la firma en marzo de más de veinte acuerdos de cooperación, entre ellos la reactivación del TSGP, según información de Al24News.

Un intento de golpe de Estado en Níger pone en duda la seguridad del corredor

El país atravesó en agosto un nuevo episodio de inestabilidad. Un grupo de militares protagonizó un intento de golpe de Estado en Niamey contra la Junta que gobierna Níger desde 2023, encabezada por el general Abdourahamane Tiani. El alzamiento partió de la base 101, junto al aeropuerto internacional de la capital, y fue reducido con apoyo de las fuerzas rusas del Africa Corps desplegadas en el país, según lo recogido por Al Jazeera y Reuters.

Níger enfrenta además un conflicto activo contra grupos yihadistas vinculados al Estado Islámico y a Al Qaeda, cuyos ataques se intensificaron este verano en la región de Tillabéry. Argelia respondió al intento de golpe con el envío de cuatro cazas y otro equipamiento a Niamey, según información de Reuters, un gesto que analistas de Arab Progress o Algeria Gate vinculan de forma directa con la necesidad de proteger la ruta prevista para el TSGP en territorio nigerino.

El proyecto rival: el gasoducto Atlántico Africano

El TSGP no es la única vía que se plantea para llevar gas nigeriano hasta Europa. En paralelo avanza el Gasoducto Atlántico Africano, también conocido como gasoducto Nigeria-Marruecos, que prevé una ruta de unos 6.900 kilómetros por la costa atlántica de África occidental, con conexión final a la red marroquí y, desde ahí, al gasoducto Magreb-Europa que enlaza con España.

En abril, la responsable de la Oficina Nacional de Hidrocarburos y Minería de Marruecos, Amina Benkhadra, anunció que este 2026 se firmaría un acuerdo intergubernamental para el proyecto, valorado en 25.000 millones de dólares, con las fases de estudio de viabilidad y diseño preliminar ya completadas, según información recogida por Reuters. La iniciativa contempla una capacidad máxima de 30.000 millones de metros cúbicos anuales, poco más de la mitad de lo que transportaba Nord Stream (55.000 millones), el gasoducto que hasta 2022 abastecía a Europa de gas ruso.

Marruecos es un país con escasos recursos fósiles propios. El proyecto le permitiría garantizar el suministro de gas y estrechar sus vínculos geopolíticos con el África subsahariana, en un contexto marcado por la rivalidad con Argelia, que mantiene una posición energética dominante en toda la región del Sahel y sería la gran perdedora si el corredor atlántico llegara a materializarse.

La conexión con el gasoducto Magreb-Europa, que une Marruecos con España, reforzaría el papel de Rabat como Estado puente entre Europa y África. Para Nigeria, el proyecto abre además una vía adicional de exportación: el país es el decimoquinto productor mundial de gas y el segundo de África tras Argelia, y busca reducir su dependencia de los mercados occidentales, cuyo consumo de hidrocarburos va en descenso, además de ampliar su influencia en el África occidental francófona.

La CEDEAO puso en marcha el proyecto en su cumbre de Freetown

La 69ª cumbre de la Comunidad Económica de los Estados de África Occidental (CEDEAO) se celebró el pasado 19 de julio en Sierra Leona. Allí, los jefes de Estado y de gobierno de los doce países miembros dieron luz verde a la construcción del gasoducto que unirá Nigeria con Marruecos y atravesará 13 países africanos situados en la costa atlántica del continente.

“Más allá de su dimensión energética, el proyecto encarna la ambición compartida de África de construir un continente más integrado, industrializado y próspero”, declaró Benkhadra. La funcionaria añadió que la infraestructura fortalecerá la seguridad energética, impulsará el desarrollo industrial, abrirá nuevas oportunidades económicas y contribuirá a un crecimiento sostenible e inclusivo para las próximas generaciones.

La idea la planteó hace diez años el rey de Marruecos, Mohammed VI, sin que entonces se adoptara una decisión definitiva sobre su ejecución, según publica Le Grand Continent. Ahora, la guerra en Irán y las tensiones que ha generado en el mercado mundial del gas han llevado a la CEDEAO a acelerar los plazos: la construcción debería arrancar en 2028 y las primeras entregas están previstas para 2031.

El acuerdo entre ambos gobiernos quedó firmado en julio, pero el proyecto no ha alcanzado todavía la decisión final de inversión necesaria para iniciar la construcción. Para supervisar las obras se creará una sociedad específica con sede en Marruecos, mientras que los órganos de gestión del gasoducto se instalarán en Abuja, Nigeria.

Los riesgos de seguridad y financiación siguen pendientes

Con un coste estimado de 25.000 millones de dólares, el Gasoducto África Atlántico figura entre los grandes proyectos energéticos previstos en África. El presupuesto podría aumentar por la inflación y por la complejidad de una infraestructura de cerca de 6.900 kilómetros, con tramos marítimos y terrestres. Tras la firma, en julio de 2026, de un acuerdo intergubernamental entre los países implicados, siguen pendientes la financiación, la decisión final de inversión y la creación de los órganos que asumirán la ejecución del proyecto.

La protección de la infraestructura y la estabilidad política de los Estados participantes son dos de los asuntos que condicionan su desarrollo. La ruta prevista evita en gran medida las áreas más inestables del Sahel, aunque atraviesa una región donde persisten riesgos como la piratería en el golfo de Guinea, los ataques contra infraestructuras energéticas y la actividad de grupos armados en algunos países de África Occidental.

De hecho, un informe de la consultora North Africa Risk Consulting (NARCO), especializada en riesgos políticos y de seguridad en el norte de África, cuestiona la viabilidad económica del proyecto. El estudio calcula que la inversión podría requerir hasta 288 años para amortizarse y sostiene que, después de atender las necesidades de los países de tránsito y el consumo interno marroquí, el gas disponible para exportar a Europa podría situarse en torno a 12.000 millones de metros cúbicos anuales. NARCO también eleva el coste potencial de la obra hasta los 38.000 millones de dólares y alerta sobre el descenso de la producción de gas de Nigeria en las dos últimas décadas.

El proyecto coincide con la política de la Unión Europea de reducir las importaciones energéticas procedentes de Rusia y diversificar los proveedores desde la invasión rusa de Ucrania. La Comisión Europea ha incluido esa diversificación entre los ejes de REPowerEU (su plan de reducción de su dependencia de los combustibles fósiles rusos y de aceleración de la transición ecológica), aunque no ha vinculado de forma específica este gasoducto con su estrategia.

Dos gasoductos, un horizonte incierto

El calendario oficial sitúa la decisión final de inversión como el siguiente hito para el Gasoducto Atlántico Africano, un trámite que condicionará el inicio efectivo de las obras previsto para 2028. El TSGP, por su parte, ya cuenta con obras físicas en marcha en su tramo argelino, mientras Nigeria y Níger tienen previsto arrancar los suyos a partir de 2027.

Ambos proyectos seguirán dependiendo, en los próximos años, de la negociación entre los gobiernos implicados y de la estabilidad de las regiones que atraviesan sus respectivos trazados. Solo entonces quedará claro cuál de las dos rutas, si alguna, logra convertirse en el nuevo corredor de gas entre África y Europa.

Desde este año, el Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados unificó en Argentina el acceso a los subsidios para electricidad, gas por redes y garrafas de 10 kilos, con un trámite que se hace de forma online y que define la ayuda según los ingresos y la situación patrimonial de cada hogar. El esquema busca aliviar el peso de las boletas de luz y gas, que aumentarán 1,75% y 1,4% respectivamente en septiembre, en hogares con recursos ajustados y concentra toda la gestión en una plataforma del Ministerio de Economía.

El requisito central para ingresar al beneficio es que los ingresos netos del grupo familiar no superen $4.694.148, equivalentes a tres veces la Canasta Básica Total para un hogar tipo dos, de acuerdo con el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec). El sistema también admite hogares que excedan ese límite si al menos uno de sus integrantes tiene Certificado de Vivienda del Registro Nacional de Barrios Populares, Pensión Vitalicia para Veteranos de Guerra del Atlántico Sur o Certificado Único de Discapacidad.

La ayuda alcanza también a quienes usan gas envasado: el régimen prevé una bonificación mensual de $9.593 por garrafa de 10 kilos. En invierno cubre dos garrafas por mes y en verano, una.

Cómo inscribirse

La inscripción se realiza en el sitio oficial del Gobierno, en argentina.gob.ar/subsidios, y exige tener cuenta activa en Mi Argentina con CUIL y clave personal. Desde esa plataforma se puede iniciar una solicitud, consultar el estado del trámite o pedir una revisión cuando la información registrada no refleje la situación real del hogar.

Antes de comenzar, el solicitante debe reunir el número de medidor y el número de cliente, servicio, cuenta, contrato o NIS que figuran en las facturas de electricidad y gas por red, además del DNI vigente, el CUIL de cada integrante del hogar mayor de 18 años y un correo electrónico personal. Quienes ya estaban anotados en el antiguo Registro de Acceso a Subsidios de Energía (RASE) fueron incorporados automáticamente al Registro de Subsidios Energéticos Focalizados.

Sí deben hacer el trámite quienes nunca pidieron el beneficio, quienes cobraban subsidio para garrafas a través del extinto Programa Hogar y quienes accedían a la Tarifa Social de Gas en las zonas donde ese esquema seguía vigente. En esos casos, la carga de datos se hace mediante un formulario con carácter de declaración jurada.

Ese formulario pide información sobre ingresos, cantidad de integrantes del grupo familiar, situación laboral y condiciones patrimoniales. Una parte de los datos aparece completada con información que ya tiene el Estado, pero el usuario debe revisar y corregir cualquier dato desactualizado antes de enviar la solicitud.

La evaluación patrimonial

El sistema cruza lo declarado con bases de datos oficiales y, a partir de esa verificación, aprueba o rechaza el pedido. Si después cambian los ingresos, la composición del hogar o el tipo de servicio contratado, esos datos pueden actualizarse para futuras evaluaciones.

El régimen deja afuera a los hogares en los que algún integrante sea titular de un automóvil con una antigüedad de hasta tres años, salvo que en la vivienda haya una persona con Certificado Único de Discapacidad (CUD). También quedan excluidos los grupos familiares que posean en conjunto tres o más inmuebles, una embarcación de lujo, una aeronave o activos societarios.

La evaluación patrimonial se hace sobre todo el grupo familiar y no sobre una persona en particular. Esa condición puede impedir el acceso al subsidio incluso cuando el hogar declare ingresos por debajo del tope establecido.

Una vez aprobada la solicitud, el descuento se aplica directamente en la factura sin trámites adicionales. En septiembre, el Gobierno modificó los descuentos adicionales aplicados a las tarifas de energía. En el caso de la electricidad, elevó el beneficio extraordinario al 25%, que se agrega al subsidio habitual del 50 por ciento. De ese modo, la reducción total sobre la factura llega al 75 por ciento.

Para los usuarios de gas natural, el descuento complementario quedó establecido en 24,5 por ciento. La medida se suma a la bonificación base y deja el beneficio total en 74,5%, de acuerdo con la normativa oficial.

El subsidio para garrafas

Para quienes dependen del gas envasado, el reintegro funciona en el momento de la compra y no después. La operación debe hacerse a través de las billeteras virtuales BNA+ o MODO, incluidas las entidades bancarias adheridas a esa red de pagos.

Quienes eran beneficiarios del ex Programa Hogar y todavía no se inscribieron en el nuevo régimen pueden hacerlo desde la plataforma oficial o mediante la aplicación Mi Argentina. El registro no tiene una fecha límite definida, pero mientras no se complete la inscripción, el usuario no podrá acceder al beneficio.

Luego del 2,1% que marcó el Índice de Precios al Consumidor (IPC) en julio y ante la expectativa de una fuerte desaceleración en agosto, el Gobierno definió aumentos en las tarifas públicas para este mes por debajo de la inflación esperada y mayores bonificaciones, como un mecanismo para proteger a los hogares más vulnerables, pero que ayuda a no generar presiones vía regulados y consolidar la tendencia a la baja de la dinámica inflacionaria.

Este martes, la Secretaría de Energía informó que las facturas de electricidad aumentarán en promedio 1,75% durante septiembre, mientras que las de gas natural registrarán una suba media de 1,40%. Los dos porcentajes quedaron por debajo del 2,1% que informó el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec) para julio, el último dato oficial de inflación disponible.

A su vez, Aguas y Saneamientos Argentinos (AySA) comunicó una actualización de 2,37% para el servicio de agua y cloaca. La empresa indicó que el incremento responde a la Resolución ERAS N.º 24/26, publicada en el Boletín Oficial, y proyectó una factura media mensual sin impuestos de $36.790,85 para los usuarios residenciales que cuentan con ambos servicios.

Las actualizaciones tarifarias se conocieron mientras las consultoras privadas ajustaron a la baja sus proyecciones para la inflación de agosto. Las estimaciones se ubicaron entre 1,4% y 1,9%, después de que el IPC de julio llegó a 2,1% por factores estacionales relacionados con las vacaciones de invierno.

Por debajo de la inflación y bonificaciones

La suba promedio de 1,75% en electricidad regirá para los usuarios de Edenor y Edesur dentro del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). Es que el Gobierno Nacional solo tiene competencia sobre el servicio eléctrico en esa jurisdicción.

Pero no solo contempla una suba por debajo de la inflación sino que se combina con una ampliación de las bonificaciones. En el caso de la boleta de la luz, para el noveno mes del año, el Gobierno elevó la bonificación extraordinaria de electricidad al 25%, que se suma a una bonificación base de 50 por ciento. De esta forma, el descuento total llegará a 75% en las facturas de electricidad de los usuarios incluidos en el esquema.

Según la comunicación de la cartera energética, las decisiones tarifarias buscan sostener la protección de los sectores más vulnerables sin dejar de lado el proceso de normalización de los precios de los servicios públicos y las metas fiscales.

Por su parte, en el caso del gas natural, informó un incremento promedio de 1,40% en septiembre tras el 2,99% que se aplicó en agosto. Pero a diferencia de lo que sucederá con la boleta de luz, esta medida tendrá alcance nacional porque la regulación de ese servicio es de carácter federal. Y también habrá una bonificación extraordinaria de 24,5% para el gas natural. Ese beneficio se agrega a la bonificación base, por lo que el descuento total alcanzará 74,5% para los usuarios que estén incluidos en el esquema actual.

Mayor aumento

El mayor aumento del mes lo tendrá la boleta de Aguas y Saneamientos Argentinos (AySA) que informó un ajuste 2,37% en septiembre. La empresa vinculó la actualización con la Resolución ERAS N.º 24/26 y señaló que el ajuste regirá durante el mes. La compañía calculó una factura media mensual sin impuestos de $36.790,85 para usuarios residenciales con agua y cloaca.

“Hasta agosto estaba el tope del Ministerio de Economía de aumentos del 3%, esto era para recuperar todo lo que no se había podido aumentar en el 2025. A partir de septiembre no hay una nueva normativa y se vuelve al esquema donde se aumenta a través de la formula polinómica que tiene Índice de salarios, Índice de Precios al Consumidor (IPC) e Indice de Precios Mayoristas (IPIM)”, comentaron fuentes de la empresa a Infobae.

La actualización de AySA supera los porcentajes promedio comunicados para electricidad y gas natural. Mientras la luz aumentará 1,75% y el gas tendrá una suba de 1,40%, la tarifa de agua y cloaca registrará un ajuste de 2,37 por ciento.

La empresa confirmó la continuidad de la Tarifa Social, que ofrece opciones para regularizar deudas de acuerdo con la capacidad económica de cada hogar. Los usuarios pueden gestionar la solicitud a través de los canales online de AySA. Y que mantendrá un descuento de 15% para los usuarios de zonales bajos.

Tendencia a la baja

La decisión del Gobierno de autorizar aumentos en las tarifas por debajo de la inflación esperada y de otorgar mayores bonificaciones en septiembre se comunicó en una semana en donde las consultoras privadas redujeron sus estimaciones para agosto a partir de los nuevos relevamientos.

Las proyecciones privadas ubicaron la inflación de agosto en un rango de entre el 1,4% y el 1,9%, a partir de las estimaciones elaboradas por la Fundación Libertad y Progreso (1,4%), Eco Go (1,5%), C&T Asesores Económicos (1,6%), Analytica (1,7%) e Invecq (1,9%). A pesar de la dispersión de medio punto porcentual entre los pronósticos, todas las mediciones mostraron un aflojamiento respecto del 2,1% que registró el Índice de Precios al Consumidor (IPC) en julio.

De concretarse la previsión del 1,4%, el indicador mensual mostraría un descenso de 0,7 puntos porcentuales frente al mes previo y se posicionaría por debajo del 1,5% informado por el Indec para mayo de 2025, el menor registro en la era Milei. Para septiembre, el último Relevamiento de Expectativas de Mercado (REM) del Banco Central anticipó un 1,8 por ciento.

A fines de julio, Pampa Energía confirmó el cierre de su planta de caucho sintético en Puerto General San Martín, provincia de Santa Fe. En los últimos días, tras semanas de negociaciones con el sindicato y el gobierno provincial, se supo que 100 trabajadores acordaron retiros voluntarios -no hubo despidos propiamente dichos- y otros 25 serán reubicados dentro del grupo empresarial que comanda Marcelo Mindlin.

El Sindicato de Obreros y Empleados Petroquímicos Unidos (Soepu) confirmó el cese definitivo de la actividad luego de que, el viernes, venciera la conciliación voluntaria en el Ministerio de Trabajo sin que las partes alcanzaran una alternativa para la continuidad de la planta. La instancia había sido prorrogada en varias oportunidades e incluyó una mesa de trabajo con participación del gobierno de Santa Fe.

En el marco del acuerdo final, la totalidad de los empleados desvinculados aceptó el retiro voluntario, con indemnizaciones superiores a las que indica la regulación. Un grupo reducido continuará vinculado a la planta a través de tareas de mantenimiento.

De los cerca de 130 empleados que trabajaban en la línea de caucho, unos 25 serán reubicados en otras compañías del grupo. Entre las opciones disponibles figuran la constructora SACDE —que también tendrá a su cargo la ejecución de Fertil Pampa—, la Transportadora de Gas del Sur (TGS), controlada en forma conjunta por Pampa y la familia Sielecki, y Transener, el mayor operador de transmisión eléctrica en alta tensión del país. Esta última es controlada a través de Citelec, holding del que Pampa mantiene una posición co-controlante junto al consorcio integrado por Genneia —vinculada a Jorge Brito, presidente del Banco Macro— y Edison Energía, liderada por los hermanos Juan y Patricio Neuss, tras la privatización en la que el Estado transfirió su participación por USD 356 millones.

Un coletazo del cierre de Fate

El antecedente directo del cierre sucedió en febrero de este año, cuando Fate, la histórica fabricante argentina de neumáticos, despidió a sus 920 empleados y bajó la persiana de su planta de Virreyes, en el partido de San Fernando. La salida de Fate del mercado eliminó uno de los principales compradores locales de caucho sintético y dejó sin sustento comercial esa línea de producción.

Según un comunicado de la empresa, “los cambios registrados en el mercado local de caucho sintético terminaron por hacer inviable la continuidad del negocio”. Pampa subrayó que evaluó distintas alternativas antes de adoptar la decisión, y que el resto de las operaciones del Complejo Petroquímico de Puerto General San Martín continuarán con normalidad.

El cierre se enmarca en una reorientación estratégica de la empresa. Recientemente, Pampa Energía confirmó la construcción de Fertil Pampa, la planta de urea que se levantará en Bahía Blanca con una inversión de USD 2.700 millones y capacidad para producir 2,1 millones de toneladas anuales a partir de fines de 2029. El proyecto, que demandará más de 3.500 empleos directos durante la construcción, fue calificado por Mindlin como “la decisión de inversión más importante en la historia de Pampa”.

El proyecto ya recibió la aprobación del Comité Evaluador del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), lo que le garantiza estabilidad jurídica e impositiva para acceder al financiamiento externo. El impacto estimado para la economía argentina ronda los USD 1.000 millones anuales, considerando tanto el reemplazo de importaciones como las exportaciones, principalmente hacia Brasil, que importa entre siete y ocho millones de toneladas de urea por año.

El complejo ocupará 80 hectáreas en el área portuaria de Bahía Blanca, contará con dos líneas de producción con una capacidad total de 6.000 toneladas diarias y tendrá acceso directo a los gasoductos provenientes de Vaca Muerta. La ejecución estará a cargo de Tecnimont —parte del grupo italiano Maire— y de SACDE. Una vez operativa, la planta requerirá cerca de 300 empleados permanentes, y la empresa priorizará la contratación de trabajadores locales y proveedores de la región.

Con los cuatro principales proyectos de Pampa y TGS, la compañía comprometió inversiones que totalizan cerca de USD 11.000 millones, según precisó Mindlin al presentar la iniciativa ante el presidente Javier Milei en Casa Rosada.

El gobierno de Javier Milei dispuso aumentos en las tarifas energéticas que elevarán 1,75% las facturas de electricidad y 1,40% las de gas natural en septiembre. La medida surge de los cuadros tarifarios publicados por el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE), con información de la Secretaría de Energía de la Nación.

La decisión fue presentada por el Gobierno como una respuesta a “la actual suba internacional de los costos energéticos”. Según fuentes oficiales, si se hubiera aplicado sin cambios el esquema original previsto para este año, ese escenario habría derivado en un incremento mayor para los hogares.

Este martes por la madrugada se oficializó el aumento a través de Boletín Oficial. Uno de los puntos centrales de la medida es la modificación del tope de consumo bonificable de energía eléctrica. El texto oficial indica que el Gobierno resolvió elevar el techo de consumo bonificable de energía eléctrica a 200 kWh mensuales, revirtiendo así la reducción a 150 kWh que estaba prevista en el cronograma original establecido a comienzos de este año.

Esa baja formaba parte del esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF). Con la nueva decisión, el tope subsidiado para la energía eléctrica queda nuevamente fijado en 200 kWh mensuales para los usuarios alcanzados por la medida.

La medida en luz alcanza al AMBA y en gas rige a nivel nacional

La información oficial también detalla que la disposición no tiene el mismo alcance territorial en ambos servicios. En electricidad, la medida se aplica a los usuarios de Edenor y Edesur en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), que es la jurisdicción donde el gobierno nacional tiene competencia. En el caso del gas natural, en cambio, la decisión rige a nivel nacional.

En paralelo con la actualización de los cuadros tarifarios, el Gobierno informó cambios en las bonificaciones extraordinarias. En electricidad, la bonificación extraordinaria se incrementó al 25%. Ese porcentaje, sumado a la bonificación base del 50%, lleva la cobertura total al 75 por ciento.

Para el gas natural, la bonificación extraordinaria se ubica en 24,5 por ciento. Según el texto oficial, ese nivel hace que la bonificación total alcance el 74,5 por ciento.

La Secretaría de Energía vinculó estas decisiones con el objetivo de amortiguar el impacto de los mayores costos energéticos internacionales sobre las facturas residenciales, dentro del esquema tarifario definido para septiembre.

De acuerdo con la cartera energética, el aumento promedio en las facturas de septiembre quedará por debajo del 2,1% de inflación registrado en julio, el último dato oficial disponible del Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec). Las proyecciones del Relevamiento de Expectativas de Mercado (REM) del Banco Central de la República Argentina (BCRA) estiman que el Índice de Precios al Consumidor (IPC) se ubicará en 1,8% este mes.

“Con esta medida, el Gobierno Nacional refuerza su compromiso de proteger a los más vulnerables sin resignar el proceso de normalización tarifaria ni las metas fiscales”, indicaron desde Energía. De ese modo, la explicación oficial presenta la actualización tarifaria de septiembre como una combinación entre subas acotadas en las facturas, ampliación del consumo eléctrico bonificable y refuerzo de las bonificaciones extraordinarias en ambos servicios.

Casi $300.000 para cubrir los servicios

En agosto, un hogar promedio del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) sin subsidios destinó $289.622 al pago de energía, transporte y agua potable en agosto, según el último Reporte de Tarifas y Subsidios del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP) de la UBA y el Conicet. El monto representó una baja mensual del 2,1%, aunque se ubicó 54% por encima del registrado en agosto de 2025.

La disminución frente a julio respondió a la combinación de los aumentos tarifarios y una menor demanda energética estacional. La electricidad y el gas natural tuvieron el mayor peso dentro de la canasta de servicios y explicaron la variación negativa del período.

Desde diciembre de 2023 hasta agosto de 2026, la canasta de servicios públicos del AMBA acumuló un alza del 944%, frente a un incremento estimado del 249% en el nivel general de precios. En la comparación interanual, el transporte fue el rubro con mayor aumento, con un 69%, y aportó 27 de los 54 puntos porcentuales de suba total de la canasta.

El Gobierno estima un ingreso de USD 7.737 millones en inversiones durante 2026 y 2027, los dos últimos años del mandato de Javier Milei, a partir de los proyectos ya aprobados bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). La cifra surge de sumar los USD 4.252 millones proyectados para el corriente año y los USD 3.485 millones estimados para el próximo, en el marco de los 22 proyectos aprobados hasta la fecha por el Comité Evaluador dependiente del Ministerio de Economía, según datos publicados en la página web oficial del RIGI.

El total de inversión comprometida por esos 22 proyectos asciende a USD 47.073 millones, con un horizonte de ejecución que se extiende hasta 2055 y una promesa de generación de 95.950 empleos directos e indirectos. La cartera abarca cinco sectores: minería (12 proyectos), petróleo y gas (6), energía eléctrica (2), siderurgia (1) e infraestructura (1).

Los dos últimos ingresos al régimen se formalizaron en las últimas semanas. Este miércoles, el Ministerio de Economía aprobó el plan de Compañía Mega —sociedad controlada por YPF (38%), Petrobras (34%) y Dow (28%)— por USD 365 millones para ampliar su complejo industrial en cuatro provincias: Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires. La obra elevará un 27% la producción de líquidos del gas natural y sumará más de 500.000 toneladas anuales de capacidad, con el 80% del volumen incremental destinado a mercados externos. El cronograma de obras se extiende hasta fines de 2028.

La semana pasada, en tanto, el Comité Evaluador había dado luz verde al proyecto Los Toldos II Este de Tecpetrol, la petrolera del Grupo Techint del empresario Paolo Rocca. Con una inversión total de USD 6.400 millones, el proyecto apunta a una producción de 70.000 barriles diarios en Vaca Muerta y generará 3.100 empleos directos y 4.800 indirectos.

Uno de los proyectos de mayor volumen dentro de los aprobados es el de licuefacción de gas natural de Southern Energy (SESA), el consorcio integrado por Pan American Energy (PAE), YPF, Pampa Energía, Harbour Energy (Reino Unido) y Golar LNG (Noruega), con una inversión de USD 7.000 millones en la primera etapa —escalable a más de USD 15.000 millones en dos décadas—. El proyecto prevé instalar dos buques de licuefacción frente al Golfo San Matías, Río Negro, con una capacidad conjunta de 6 millones de toneladas anuales de gas natural licuado (GNL). El inicio de operaciones del primer buque está previsto para noviembre de 2027.

En el segmento minero, Vicuña Argentina —la sociedad formada por la australiana BHP y la canadiense Lundin Mining para desarrollar los yacimientos de cobre, oro y plata Josemaría y Filo del Sol en San Juan— es el proyecto de mayor escala: USD 9.700 millones en una primera etapa, escalables a USD 18.000 millones en una década. Cuando llegue al pico de construcción, entre 2027 y 2030, demandará 12.000 puestos directos. En plena operación, proyecta exportaciones de USD 6.000 millones anuales.

La minería concentra más de la mitad de los proyectos aprobados. Rio Tinto (Reino Unido) tiene dos iniciativas dentro del régimen: el Proyecto Rincón, en el Salar de Rincón, Salta, con una inversión de USD 3.000 millones para producir 60.000 toneladas anuales de carbonato de litio; y el Proyecto Fénix, en el Salar del Hombre Muerto, Catamarca, con USD 530 millones para incorporar 9.500 toneladas anuales de capacidad adicional. En marzo de 2026, Rio Tinto realizó el primer envío comercial de carbonato de litio desde Rincón: 200 toneladas con destino a Shanghái.

El Hombre Muerto Oeste (HMW), de la australiana Galan Lithium Ltd, es el segundo proyecto RIGI en estar operativo. La planta de producción de carbonato de litio en el Salar del Hombre Muerto, Catamarca, arrancó el 1 de abril de 2026 con una capacidad de 12.000 toneladas anuales. Apenas cinco meses transcurrieron entre la aprobación del régimen, en agosto de 2025, y el inicio de operaciones.

En infraestructura de transporte de hidrocarburos, el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) —consorcio integrado por YPF, PAE, Vista Energy, Pampa Energía, Pluspetrol, Chevron y Tecpetrol— registra un avance de entre el 70% y el 73% en la construcción de sus 437 kilómetros entre Añelo (Neuquén) y Punta Colorada (Río Negro), con una inversión de USD 3.000 millones. Transportadora de Gas del Sur (TGS) obtuvo en mayo de 2026 la aprobación para la ampliación del Gasoducto Perito Moreno, con USD 550 millones de inversión y una capacidad adicional de 12 millones de metros cúbicos diarios.

El primer proyecto upstream de petróleo en acceder al régimen fue Rincón de Aranda, de Pampa Energía, aprobado a fines de junio. La iniciativa, en la ventana de shale oil de Vaca Muerta, demandará USD 4.521 millones y apunta a un plateau de 45.000 barriles diarios en 2027, con exportaciones proyectadas de USD 17.000 millones a lo largo de 30 años.

En energía eléctrica, el Parque Solar El Quemado de YPF Luz, la primera iniciativa aprobada por el RIGI, ya está en operación desde el 23 de diciembre de 2025: una planta fotovoltaica de 305 MW en Jocolí, Mendoza, con una inversión de USD 212 millones. El Parque Eólico Olavarría, de PCR y Acindar, con USD 276 millones de inversión y 180 MW de capacidad, tiene previsto su inicio de operaciones para el 1 de diciembre de 2026.

Otros 20 proyectos aguardan evaluación del Comité, con una inversión comprometida de USD 110.883 millones y el potencial de generar 145.615 empleos adicionales. El régimen, creado por la Ley Bases en 2024 y extendido hasta julio de 2027, otorga a los proyectos aprobados una reducción del impuesto a las Ganancias del 35% al 25%, devolución inmediata del IVA, eliminación de retenciones a las exportaciones desde el segundo año y estabilidad fiscal y legal por entre 30 y 40 años.

El Ministerio de Economía aprobó el ingreso de Compañía Mega al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para la ampliación de su complejo industrial. Se trata de un desembolso de USD 365 millones que elevará un 27% la producción de líquidos del gas natural —los componentes de mayor valor que se extraen del gas crudo y se venden a mercados internacionales— y reforzará la capacidad exportadora del país en un contexto de expansión acelerada de la producción de hidrocarburos en Vaca Muerta.

La aprobación del Comité Evaluador, el organismo dependiente del Ministerio de Economía que determina la viabilidad de los proyectos que se presentan al régimen de incentivos, formaliza un proyecto presentado en marzo de 2026 bajo el sector de petróleo y gas —subsector procesamiento, fraccionamiento, compresión y licuefacción— y traza un cronograma de obras que se extenderá hasta fines de 2028 en cuatro provincias: Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires.

Los NGLs —etano, propano, butano y gasolina natural— son los componentes ricos que se extraen del gas crudo mediante separación y fraccionamiento. A diferencia del gas natural, cada uno cotiza por separado en los mercados internacionales, lo que multiplica el valor de lo que sale del pozo. Con una demanda global de estos productos en alza, procesarlos en origen y exportarlos fraccionados es, en la práctica, el negocio más rentable que permite Vaca Muerta. El proyecto apunta justamente a eso: el 80% de la producción incremental irá a mercados externos, mientras que el 20% restante abastecerá el mercado interno como etano para la industria petroquímica.

El plan contempla la incorporación de aproximadamente 1.500 toneladas diarias adicionales de líquidos del gas natural (NGLs, por su sigla en inglés), lo que se traduce en una producción incremental anual superior a las 500.000 toneladas. Con esa expansión, la capacidad instalada de la compañía superará los 2,5 millones de toneladas por año, con un impacto estimado de USD 213 millones en la balanza comercial.

“Esta iniciativa nos permite seguir ampliando una infraestructura clave para transformar en realidad el enorme potencial de Vaca Muerta y acompañar el desarrollo energético de la Argentina”, afirmó Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega. “Con esta inversión consolidamos el compromiso de largo plazo que nos trazamos: impulsar proyectos e infraestructura que agreguen valor al gas natural y a los líquidos asociados, fortalecer la matriz energética nacional y contribuir de manera creciente a la generación de divisas para el país”, añadió el ejecutivo.

Las obras abarcan intervenciones en toda la cadena de valor de la compañía. En la planta separadora de Loma La Lata (Neuquén) se ampliarán los separadores de entrada de gas, se eliminarán cuellos de botella operativos, se incorporará un nuevo turbocompresor y un tanque adicional de almacenamiento de NGLs. Sobre el poliducto —la columna vertebral del sistema— se construirán dos nuevas estaciones de bombeo en General Roca (Río Negro) y La Adela (La Pampa). En la planta fraccionadora de Bahía Blanca se sumarán capacidad de almacenamiento, adecuaciones eléctricas y mejoras en el sistema de vapor y condensado.

La aprobación bajo el RIGI se inscribe dentro del plan integral 2023-2028 de la compañía, con una inversión total prevista de USD 650 millones. Ese programa ya incluyó la ampliación del tren de fraccionamiento en Bahía Blanca —una obra de USD 260 millones que aumentó un 50% la capacidad de separación de NGLs— y ahora avanza con esta segunda etapa orientada a resolver las restricciones de transporte y maximizar el volumen procesado.

Compañía Mega tiene como accionistas a YPF (38%), Petrobras (34%) y Dow (28%). Opera desde 2001 y tiene como eje del negocio agregar valor al gas natural mediante la separación y fraccionamiento de sus componentes: etano, propano, butano y gasolina natural. La empresa procesa cerca del 40% del gas natural producido en la Cuenca Neuquina y es el principal exportador argentino de GLP. Su infraestructura integra la planta de Loma La Lata, un poliducto de unos 600 kilómetros y la fraccionadora de Bahía Blanca, el principal puerto argentino para la exportación de este tipo de productos.

Durante la etapa de construcción, el proyecto generará hasta 800 puestos de trabajo directos e indirectos en ingeniería, fabricación de equipos, logística, supervisión, construcción y servicios especializados, con participación prevista de proveedores locales en obras civiles, montajes electromecánicos y servicios industriales.

Trabajar en la industria del petróleo y el gas en la Argentina puede significar cobrar desde $3 millones hasta más de $18 millones por mes. Según 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.

La consultora de recursos humanos ManpowerGroup relevó seis posiciones representativas del sector, ordenadas de menor a mayor remuneración: un Asistente de Laboratorio Jr. cobra entre $3.000.000 y $4.000.000; un Asistente de Mantenimiento Jr., entre $3.800.000 y $5.000.000; un Operador de Campo, entre $5.000.000 y $8.000.000; un Ingeniero en Perforaciones, entre $7.500.000 y $9.800.000; un Supervisor de Campo, entre $8.000.000 y $12.000.000; y un Company Man —el representante de la operadora en el yacimiento—, entre $12.000.000 y $14.000.000. La propia consultora aclara que estos valores son referencias orientativas, no un estudio de mercado formal, y que pueden variar según la empresa, la ubicación geográfica, la experiencia del profesional y otros componentes de la compensación.

El descuento sobre el salario bruto tampoco es parejo para todos. 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 trepa al 30,6% para quienes superan los $20 millones. Es el efecto de la progresividad del impuesto a las Ganancias combinado con las contribuciones sindicales y previsionales.

La jerarquía define el rango

Más allá de los puestos operativos, la encuesta de la Fundación Contactos Energéticos clasifica los niveles de seniority en siete categorías, y la diferencia entre el primero y el último casi triplica el valor de entrada. Un profesional Junior cobra en la mediana $4,4 millones. El paso a Semi Senior implica un salto a $5 millones, y 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 supera los $15 millones.

Cuánto paga cada cuenca

El mapa salarial también varía según la región donde se opera. La cuenca Austral/Magallanes, 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. Las tres cuencas patagónicas se agrupan en la cima, con diferencias mínimas entre sí.

A medida que el mapa se aleja de la Patagonia, los números cambian. Las áreas de administración y oficinas centrales —generalmente en Buenos Aires— registran una mediana de $7 millones. La cuenca Cuyana (Mendoza y San Juan) se ubica en $6,3 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 separa por un margen amplio del resto y que sugiere una composición de muestra con perfiles de menor seniority o condiciones de mercado muy distintas a las de la Patagonia.

El tamaño de la empresa y los bonos

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. 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 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. El primer semestre de 2026 cerró con una suba salarial mediana del 10%, y el 74% de los encuestados declaró recibir bono anual.

Irán identificó a 46 buques que, según sus autoridades, violaron los protocolos de tránsito por el estrecho de Ormuz y advirtió que enfrentarán multas, detención o confiscación si vuelven a cruzar esa vía marítima sin autorización iraní. La lista, difundida el lunes por la Autoridad del Estrecho del Golfo Pérsico (AEGP) —el organismo creado por Teherán para regular el paso—, incluye grandes petroleros (VLCC), metaneros de gas natural licuado (LNG) y de gas licuado de petróleo (LPG), y buques de productos limpios, según reportaron el Financial Times y la agencia Reuters.

Quiénes son los dueños de los buques señalados

Entre los propietarios de las naves identificadas figuran la Compañía Nacional de Petróleo de Abu Dhabi (ADNOC) y su subsidiaria Navig8 Tankers, la naviera estatal saudí Bahri, la surcoreana Sinokor —que había adquirido petroleros por 5.900 millones de dólares poco antes del estallido de la guerra, en febrero pasado—, la firma Klaveness Ship Management y la noruega Stolt Tankers. ADNOC declinó hacer comentarios ante la consulta de Reuters, mientras que el resto de las compañías no respondió de inmediato.

La gran mayoría de los buques listados realizan los llamados “viajes de enlace”: trayectos cortos dentro del propio estrecho que utilizan los países del Golfo para transferir petróleo o gas hacia embarcaciones de mayor tamaño que aguardan fuera de la zona de riesgo, en aguas consideradas más seguras. Según la AEGP, cualquier buque que realice transferencias de carga con alguna de las naves señaladas también podría sumarse a la lista negra. El organismo no detalló con precisión cuáles son sus reglas de tránsito, aunque Teherán sostuvo en el pasado que los armadores deben obtener autorización iraní para cruzar Ormuz y abonar tasas por servicios de seguridad.

Varios de los buques ya fueron blanco de ataques

Entre los primeros nombres de la lista figura el Kiku (IMO 9329796), un petrolero VLCC de bandera panameña construido en 2006, que ya había sido atacado por la Guardia Revolucionaria Islámica (CGRI) en el estrecho en junio pasado, en el segundo ataque de ese tipo desde la firma del memorando de entendimiento entre Irán y Estados Unidos. También aparece el Mubaraz (IMO 9074626), un metanero de bandera liberiana operado por la firma emiratí National Gas Shipping, con base en Abu Dabi.

Otro de los buques señalados es el Al Rekayyat (IMO 9397339), un metanero catarí clase Q-Flex, de bandera de las Islas Marshall, que el 7 de julio fue impactado en el costado de babor mientras transitaba el estrecho por una ruta cercana a la costa omaní, provocando un incendio en la parte superior de la sala de máquinas y forzando la evacuación parcial de la tripulación.

Ese mismo día, en un ataque múltiple, un misil iraní golpeó también al Wedyan (IMO 9524970), un superpetrolero saudí operado por la naviera estatal Bahri, cerca de la costa de Omán. Arabia Saudita condenó el hecho como “un asalto a la seguridad y protección de la navegación internacional y a la seguridad del suministro energético mundial” y responsabilizó por completo a Irán.

Días después, el Stolt Magnesium (IMO 9739317), un quimiquero de la naviera Stolt-Nielsen, fue atacado el 14 de julio a unas 40 millas náuticas de la costa omaní, la misma jornada en que el CGRI alcanzó con misiles de crucero a otros dos buques de propiedad emiratí incluidos también en la lista, el Mombasa B (IMO 9739501) y el Al Bahyah (IMO 9937799), en el primer uso de ese tipo de armamento por parte de Irán contra buques comerciales durante la escalada.

Un mes más tarde, el Minoan Pioneer (IMO 9471630), un buque granelero de bandera liberiana construido en 2011 y gestionado por intereses griegos, fue alcanzado el 3 de agosto a unas 20 millas náuticas al noreste de Khasab, en Omán. El proyectil impactó la sala de máquinas, provocó un apagón total a bordo y un incendio en la zona de camarotes; el tercer maquinista de la nave permaneció desaparecido tras el ataque. Según la consultora de riesgo marítimo Windward, el buque comparte el mismo propietario efectivo que otra nave atacada semanas después, y ambas habían hecho escala en el puerto iraní de Bandar Imam Khomeini antes de ser alcanzadas al abandonar el golfo, un patrón que, según analistas, sugiere que Irán apunta selectivamente a embarcaciones que tocaron puertos iraníes.

Además figura en la nómina el Minoan Dignity (IMO 9294484), cuyo jefe de máquinas murió la semana pasada durante un ataque, según informó el Financial Times, lo que elevó a 19 la cifra de marineros muertos desde el inicio de la guerra, de acuerdo con datos de la Organización Marítima Internacional (OMI).

Una lista de 46 nombres, de distintas banderas y tamaños

La nómina completa incluye, además de los ya mencionados, a los buques Hafeet (9928009), Cyprus Prosperity (9595216), Al Rawdah (9734513), Rasheeda (9443413), Lebrethah (9976927), Lila Vadinar (9324100), Maha Roos (9231004), Gfs Galaxy (9401271), Al Watan (9615030), Navig8 Messi (9482859), Singapore Prosperity (9419967), Disha (9250713), Gaslog Shanghai (9600528), Lubna (9489065), Hazi 1 (7802598), Ryujin (8206818), Anna Barbara (9407500), Sunbird Arrow (9323821), Maria (9917828), Kavomaleas (1042823), Mardan (9360453), Sweden Prosperity (9588392), Jarnain (9823546), Kaifan (9656046), Nissos Kea (9920758), Rotterdam Energy (9508859), Al Hamra (9074640), Umm Al Ashtan (9074652), Marigold LNG (9230062), Banastar (9228045), Navara (9241798), Nissos Heraclea (9419618), Blue Star 1 (9215115), Ashley (9258466), Mraweh (9074638) y Al Lulu (9583627).

Una guerra marítima que ya dejó decenas de víctimas

La publicación de la lista se da en momentos en que el tráfico por Ormuz cayó a mínimos históricos: Windward registró apenas 16 tránsitos diarios en la última semana, frente a más de 130 antes del inicio del conflicto, por una vía que antes de la guerra canalizaba cerca de una quinta parte del petróleo y el gas natural licuado del mundo.

Ejecutivos navieros consultados por el Financial Times señalaron que la medida disuadirá aún más a los operadores de intentar el cruce, aunque reconocieron que muchos ya gestionaban un “riesgo elevado”.

Martin Kelly, director de asesoría de la consultora EOS Risk, calificó la publicación de la lista como la “primera implementación real de un perfil objetivo en el estrecho de Ormuz”: “Desde la perspectiva de Irán, Ormuz está cerrado a todos los barcos sin permiso iraní”, dijo. “Pero ahora contamos con una lista de buques muy específica, algunos de los cuales ya fueron atacados”.

La publicación de la lista ocurre además en momentos en que se anunció que el ministro de Relaciones Exteriores de Omán viajará este martes a Irán, en el marco de la búsqueda de un acuerdo entre Teherán y Mascate para regular el tránsito de buques por el estrecho de Ormuz.

El ministro de Petróleo de Irán, Mohsen Paknejad, anunció este domingo el descubrimiento de 7,5 billones de pies cúbicos de gas en un yacimiento de la provincia sureña de Fars, en medio de las amenazas de Estados Unidos de redoblar la presión financiera sobre el país persa.

“Este hallazgo aporta una importante cantidad adicional de hidrocarburos a las reservas nacionales de Irán y refleja los esfuerzos de la industria petrolera por identificar y explotar nuevos recursos”, afirmó Paknejad, en declaraciones recogidas por la agencia Shana, dependiente de la cartera de Petróleo.

Según el funcionario, del total descubierto se podrían extraer unos 5,7 billones de pies cúbicos, una cantidad equivalente a 15 años de producción de la primera fase de Pars Sur, el mayor yacimiento de gas natural del mundo. El hallazgo también contiene un importante volumen de gas condensado, que Paknejad aseguró que generará “miles de millones de dólares para Irán”.

Reservas gigantes, pero sin fondos para explotarlas

Irán posee las segundas mayores reservas de gas natural del mundo (33,6 billones de metros cúbicos) y las terceras de petróleo (unos 200.000 millones de barriles), pero carece de los fondos necesarios para explotar plenamente esos recursos. Como consecuencia, el país sufre apagones en verano e invierno y debe importar gasolina, al tiempo que enfrenta serias dificultades para exportar sus productos petroleros por las sanciones que le impone Estados Unidos.

El anuncio se produce apenas días después de que Irán informara otro hallazgo en la misma zona de South Pars, de 21.000 millones de metros cúbicos de gas, lo que refuerza la estrategia oficial de mostrar avances en el sector energético justo cuando arrecia la presión financiera externa.

Una nueva ofensiva de sanciones de Washington

El descubrimiento llega en un momento de máxima tensión económica entre Teherán y Washington. El presidente estadounidense, Donald Trump, anunció esta semana “la operación económica más devastadora jamás emprendida contra cualquier país”, en lo que calificó como un “Día D económico” contra Irán, con el objetivo declarado de poner fin a la guerra entre ambos países y forzar la reapertura del estrecho de Ormuz. Washington no ha detallado aún en qué consistirán las nuevas medidas, pero el secretario del Tesoro, Scott Bessent, advirtió que los países que brinden “cualquier tipo de ayuda vital a Irán” sufrirán consecuencias económicas.

Frente a ese escenario, el presidente iraní, Masoud Pezeshkian, pidió este domingo que “todas las autoridades” del país respalden e implementen el memorando de entendimiento firmado con Estados Unidos en junio, y reconoció que Irán atraviesa “numerosas dificultades” económicas, entre ellas inflación y desempleo.

En paralelo, el jefe del Ejército de Pakistán, mariscal de campo Asim Munir, viajará este lunes a Teherán al frente de una delegación oficial en un nuevo intento de mediación entre Irán y Estados Unidos, seis meses después del inicio de la guerra entre ambos países.

La ministra venezolana de Hidrocarburos, Paula Henao, promovió este miércoles en Estados Unidos un “abanico” de oportunidades de inversión más allá de la explotación de crudo pesado, incluidos yacimientos de petróleo liviano y proyectos de gas natural, en un intento por proyectar estabilidad y atraer a empresas extranjeras.

Durante un evento celebrado en Houston, la capital petrolera de Estados Unidos, Henao insistió en que las reformas de la legislación energética venezolana establecen un marco normativo “mucho más claro” y permitirán acelerar las inversiones en más de 916 oportunidades de exploración que, según aseguró, su Gobierno ha identificado en todo el país.

“Creemos y confiamos en que, amparados en esta nueva reforma de la ley (...), podemos alcanzar de manera más expedita todos estos planes de inversión”, indicó Henao durante el simposio, patrocinado por el Gobierno venezolano y por una empresa de relaciones públicas con sede en Sudáfrica que trabaja con el sector energético.

El vicepresidente de la petrolera estatal venezolana PDVSA, Jeovanny Martínez, reconoció, por su parte, que su país debe aumentar la “capacidad” y la “confiabilidad” de la infraestructura petrolera y señaló que ese objetivo solo será posible mediante la inversión.

“Nosotros hemos evolucionado en los últimos años y hoy presentamos al mundo un contrato que agrada y que establece condiciones claras”, añadió Martínez.

La visita de estos altos funcionarios del sector energético venezolano se produce en medio de las presiones del Gobierno de Donald Trump tras deponer y capturar al ex dictador Nicolás Maduro durante una intervención militar.

Por ahora, las grandes petroleras estadounidenses se han mostrado cautelosas ante la posibilidad de reinvertir en Venezuela, con la excepción de Chevron, la única que permaneció en el país después de que, en 2007, el Gobierno de Hugo Chávez exigiera a las compañías energéticas conceder a PDVSA una participación mayoritaria en los proyectos petroleros.

ExxonMobil y ConocoPhillips enviaron a principios de año equipos de profesionales para “evaluar” las oportunidades en el país, pero desde entonces no se han concretado acuerdos con el Gobierno venezolano, encabezado por la presidenta encargada, Delcy Rodríguez, quien fue la número dos de Maduro.

Al margen de las negociaciones con las grandes petroleras, Henao anunció en la víspera la firma de acuerdos con dos empresas energéticas estadounidenses: Hunt Oil, una productora independiente, y SLB, la mayor compañía de servicios petroleros del mundo.

La producción venezolana de crudo alcanzó en julio un promedio de 1,2 millones de barriles diarios (bpd), un aumento del 1,09% respecto a junio, en un contexto marcado por la emergencia provocada por dos potentes terremotos registrados el pasado 24 de junio en el norte del país, que dejaron al menos 6.438 muertos.

La mitad de la producción petrolera venezolana se exporta a Estados Unidos, según afirmó el vicesecretario estadounidense de Energía, Kyle Haustveit, durante un evento celebrado esta semana en Houston, de acuerdo con medios especializados.

Según cifras oficiales, la producción de crudo de Venezuela ha aumentado el 29,8% desde los 924.000 bpd registrados en enero, antes de la captura de Maduro y de la flexibilización de las sanciones que Estados Unidos mantenía sobre el sector energético.

Las próximas semanas serán decisivas para el gobierno británico, encabezado por Andy Burnham, quien deberá resolver si autoriza dos proyectos de perforación en el mar del Norte que generaron un intenso debate dentro del Partido Laborista. El dilema enfrenta los compromisos climáticos del partido con la urgencia de reforzar el suministro energético local y aliviar el peso de las facturas domésticas.

La discusión se centra en los yacimientos Jackdaw y Rosebank. El primero, de gas, se ubica al este de Aberdeen, mientras que el segundo, enfocado en petróleo, se encuentra al oeste de las islas Shetland. Ambos proyectos recibieron luz verde bajo el anterior gobierno conservador, pero fueron frenados por un fallo judicial escocés que cuestionó la falta de consideración sobre las emisiones indirectas de carbono.

Adura, fruto de la fusión de las operaciones offshore de Shell y Equinor, detenta la propiedad total de Jackdaw y la mayoría en Rosebank. Según Matt Cooper, vicepresidente de Rystad Energy, “para Jackdaw, toda la infraestructura está ahí, los pozos están perforados, está listo para operar y podría funcionar en cuestión de meses”. Cooper subraya que, si se autoriza pronto, “Jackdaw estaría listo en el momento perfecto para la temporada de invierno, cuando se necesita más gas”.

La consulta pública sobre ambos proyectos concluyó el lunes, y ahora el Ejecutivo debe decidir si mantiene el veto laborista a nuevas licencias o cede ante la presión por mayor autosuficiencia. “Dentro del laborismo, algunos apoyan la perforación por seguridad de suministro y asequibilidad, mientras otros valoran los empleos que asegura”, explicó Jill Rutter, del Institute for Government. Para otro sector, “lo más importante es el compromiso con el objetivo de emisiones netas cero”, añadió.

El primer ministro Burnham reconoció recientemente que el país “no puede ignorar” sus reservas de hidrocarburos, en aparente contraste con la promesa electoral de 2024 de no conceder nuevas licencias de explotación. La oposición conservadora y el presidente estadounidense, Donald Trump, también presionaron para ampliar la producción local, manteniendo el tema en el centro del debate político.

La pregunta central para los hogares británicos es si la puesta en marcha de Jackdaw y Rosebank aliviará el coste de la energía, que aumentó tras los conflictos en Ucrania y Medio Oriente. “Si aumentas el suministro de gas británico, todo lo demás igual, debería reducir el precio”, señaló Cooper. No obstante, admitió que el efecto real sería limitado, ya que los precios nacionales dependen en gran medida de los mercados internacionales, lo que deja a las tarifas sujetas a vaivenes externos.

El gas extraído de Jackdaw se integraría en la red británica y reduciría parte de las importaciones de gas natural licuado (GNL), mejorando la autosuficiencia nacional, según James Reid, analista de Wood Mackenzie. Sin embargo, Reid matizó que los volúmenes previstos tienen “escala modesta” respecto al mercado global.

La incidencia en el recibo eléctrico también sería marginal. En el Reino Unido, el precio de la electricidad suele fijarse por el coste de las centrales de ciclo combinado a gas, que son las últimas en entrar en funcionamiento cuando la demanda crece. Los consumidores sólo percibirían un alivio si el gas nacional desplazara importaciones más costosas. Para que los proyectos reduzcan de forma significativa las facturas o impulsen la inversión en energía limpia, el gobierno debería crear mecanismos específicos para redistribuir parte de los ingresos generados, advirtió Rutter.

En términos de emisiones, el desarrollo de estos nuevos campos tendría un impacto neutro si el consumo británico de gas y petróleo permanece estable. Reid apuntó que, en la fase de extracción y transporte, sustituir parte del LNG importado por gas de Jackdaw podría incluso ser menos contaminante, ya que “la licuefacción, el transporte, la regasificación y la incorporación a la red generan más emisiones que la producción en el mar del Norte”.

Sin embargo, los defensores del medio ambiente advierten que incrementar la oferta de combustibles fósiles puede incentivar el consumo y retrasar la transición hacia fuentes limpias. La ley británica obliga a considerar las emisiones indirectas, conocidas como Scope 3, al evaluar proyectos de este tipo. Por ello, Jackdaw y Rosebank deben presentar de nuevo sus informes de impacto ambiental para obtener la aprobación definitiva.

El futuro de ambos yacimientos, y la política energética del Reino Unido, dependerán de la decisión que tome Burnham tras el periodo de consultas. El desenlace será un test crucial para el liderazgo laborista y su equilibrio entre economía, clima y política internacional.

(Con información de AFP)

Las tarifas de servicios públicos —luz, gas, agua y transporte— ya representan más del 12% del salario de los trabajadores argentinos, más del doble de lo que absorbían en 2023, cuando ese porcentaje no superaba el 5 por ciento. El dato surge de un informe del Instituto Argentina Grande (IAG) y refleja el impacto acumulado de los ajustes tarifarios aplicados desde el cambio de gestión.

La canasta de servicios públicos del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) alcanzó en julio de 2026 los $295.826, según un relevamiento del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP) de la Universidad de Buenos Aires (UBA) y el Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas (Conicet). El valor supone un incremento del 4,6% respecto de junio y un 53% frente al mismo mes de 2025, una suba que superó en 19 puntos porcentuales la variación estimada de la inflación general, que fue del 34 por ciento.

El rubro de mayor peso dentro de la canasta fue el transporte, con un gasto mensual de $121.023, seguido por la energía eléctrica ($68.210), el gas natural ($64.862) y el agua potable ($41.724). El transporte concentró el 41% del costo total y explicó 27 de los 53 puntos porcentuales del alza interanual.

El aumento mensual del 4,6% respondió a una combinación de incrementos tarifarios y mayor demanda estacional. En el caso del gas, el cargo fijo subió 2,8% y el variable, 3%, con el agregado del pico de consumo invernal, lo que derivó en una suba del 5,2% en la factura. La electricidad registró el mayor salto del mes: los aumentos del 3% en el cargo fijo y del 5,7% en el variable, potenciados también por el mayor consumo de invierno, elevaron el gasto un 12,5 por ciento. En transporte, las líneas de la Ciudad de Buenos Aires subieron 4,1% y las interjurisdiccionales, 3,2%, con un incremento total del gasto familiar del 3,7 por ciento. El agua fue la excepción: una baja del 7,7% en el componente variable compensó el efecto de un día adicional de consumo en julio, y el gasto en ese servicio cayó 4,6 por ciento.

“El aumento del 4,6% mensual en la canasta de servicios responde a la combinación de incrementos tarifarios en los servicios y la mayor demanda energética estacional de cara al invierno. El componente más relevante en julio fue la energía eléctrica”, resumió el IIEP en su informe.

Desde diciembre de 2023, la canasta de servicios públicos del AMBA acumula un incremento del 966%, mientras que el nivel general de precios subió 241% en el mismo lapso. El salto más pronunciado lo registró el gas, con un avance del 2.185 por ciento. En ese mismo período, según el IAG, la tarifa de luz subió un 1.065% para los hogares con subsidio y un 509,5% para los que no lo tienen, contra una inflación del 320 por ciento.

El IAG atribuye esas subas a dos períodos de ajuste marcados: principios de 2024 y lo que va de 2026, ambos ligados a cambios en los esquemas de segmentación tarifaria. Entre las modificaciones más recientes, se redujo la cantidad de kilowatts-hora subsidiados a un máximo de 300 kWh por mes, se bajó el porcentaje del valor del kWh subsidiado al 50% —antes era del 65% para hogares de ingresos bajos— y se achicó el universo de hogares con acceso a subsidios: los de ingresos medios pasaron de estar cubiertos si cobraban hasta 3,5 canastas básicas totales a solo 3.

En contraste, según el IIEP, la canasta de servicios representó el 15% del salario promedio registrado estimado en 1.924.456 pesos. Un salario promedio alcanzó para adquirir 6,5 canastas de servicios públicos en julio de 2026, frente a las 7,8 que podía cubrir en el mismo mes de 2025. Un trabajador del sector privado registrado perdió 4,3% de capacidad de compra en abril de 2026 respecto al promedio de 2023, pero la caída del ingreso disponible —una vez descontado el gasto en servicios— fue del 9,7 por ciento.

El escenario para las empresas empleadoras del sector privado mostró una evolución dispar entre las distintas jurisdicciones argentinas. Mientras la mayoría de las provincias registró una reducción en la cantidad de firmas en funcionamiento, una jurisdicción logró escapar de esa tendencia y sumó nuevas compañías durante el último año.

Se trata de Neuquén, que en mayo registró un aumento de 0,1% en su stock de empresas empleadoras respecto del mismo mes de 2025. La mejora se explicó por la incorporación de 13 nuevas compañías y se vinculó con el impulso de Vaca Muerta, según los datos difundidos este lunes a través de un informe de Politikon Chaco.

El resultado contrastó con el comportamiento del conjunto del país. De acuerdo con los datos oficiales, durante el quinto mes del año se contabilizaron 477.463 empresas empleadoras activas en el sector privado, una cifra que representó una caída interanual de 3,3%. En términos absolutos, el país registró 16.422 empresas menos que en mayo de 2025.

Los datos surgieron de un informe elaborado por la consultora Politikon Chaco a partir de cifras oficiales de la Superintendencia de Riesgos del Trabajo (SRT).

El relevamiento mostró que la reducción no se limitó a un período puntual. Con el resultado correspondiente a mayo, se acumularon 27 meses consecutivos de descensos interanuales en la cantidad de empresas empleadoras activas.

Neuquén, la excepción

De acuerdo con el documento, la baja registrada en mayo fue la más fuerte de todo ese período. El comportamiento de Neuquén se ubicó, en ese contexto, como la principal excepción entre las jurisdicciones del país.

El crecimiento fue de 0,1%, equivalente a la creación de 13 nuevas compañías frente al mismo mes del año anterior. El informe vinculó esta evolución con el impulso de Vaca Muerta, actividad que marcó una diferencia respecto del comportamiento registrado en las otras jurisdicciones.

El resultado también se destacó cuando el período de análisis se amplió. Entre noviembre de 2023 y mayo de 2026, es decir, durante el período de la actual gestión de gobierno considerado por el informe, la cantidad de empresas empleadoras cayó 6% a nivel nacional.

En ese período, desaparecieron 30.385 firmas en el conjunto del país. Neuquén volvió a ubicarse como la excepción: registró un crecimiento acumulado de 1,7%, con la incorporación de 148 empresas.

El contraste con Neuquén se extendió al resto del territorio. En las otras 23 jurisdicciones se observaron retrocesos de distinta intensidad en la cantidad de empresas empleadoras.

Las reducciones oscilaron entre niveles inferiores al 2% y caídas superiores al 10%. El mayor descenso porcentual correspondió a La Rioja, donde el stock de empresas empleadoras se contrajo 16,1%.

La diferencia entre las provincias también se observó en términos de magnitud. Las jurisdicciones que concentraron la mayor cantidad de empresas fueron, al mismo tiempo, las que explicaron las pérdidas más importantes en números absolutos.

La provincia de Buenos Aires registró la mayor reducción, con 4.786 empresas menos, equivalente a una baja de 2,9% interanual. Después se ubicó Córdoba, que perdió 2.664 firmas. La siguió la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, con 1.704 empresas menos, mientras que Santa Fe registró una reducción de 1.509.

En conjunto, esos cuatro distritos concentraron el 78% del total de las empresas del país. Por ese peso dentro del universo nacional, su evolución incidió de manera directa en el resultado general.

La Ciudad de Buenos Aires, además, se ubicó entre las jurisdicciones con retrocesos inferiores al 2%, mientras que otras provincias registraron contracciones superiores al 10%. La Rioja presentó la caída más pronunciada, con una reducción de 16,1% en su stock de firmas empleadoras.

La industria encabezó las caídas por actividad

El informe también permitió observar la evolución de las empresas según el sector de actividad. En esta clasificación, la industria manufacturera registró la mayor caída interanual.

El sector presentó una reducción de 5,5% en la cantidad de empresas empleadoras respecto de mayo de 2025. El segundo retroceso más importante correspondió al comercio, con una baja de 4,4%.

La construcción y el sector agropecuario también mostraron una reducción, aunque de menor intensidad. La construcción registró una caída interanual de 2,3%, mientras que el sector agropecuario retrocedió 2,6%.

Días después de presentar ante el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) el proyecto más grande de su historia —Argentina LNG, con una inversión estimada de USD 51.000 millones—,YPF reveló la metodología con la que licitará las obras e insumos que demandará esa iniciativa. Horacio Marín, presidente y CEO de la petrolera de mayoría estatal, describió la fórmula que utilizará para conseguir los costos más bajos para llevar a cabo la iniciativa que busca exportar GNL desde las costas de Río Negro.

Se trata, según explicó Marín, de la subasta japonesa inversa modificada, un mecanismo en el que los precios bajan ronda a ronda y cada oferente compite, en algún punto, contra sí mismo, sin saber si sus rivales ya abandonaron.

La primera aplicación del nuevo esquema licitatorio fue para la construcción del gasoducto que correrá 527 kilómetros desde la zona de Plaza Huincul, en Neuquén, hasta las costas del Golfo San Matías, en Río Negro. El contrato, cercano a los USD 1.200 millones, se adjudicó hace poco más de un mes a la alianza formada por Pumpco —cuyos accionistas son también dueños del club Inter Miami, donde juega Lionel Messi—, la italiana Bonatti y la firma local Contreras Hermanos. La oferta ganadora resultó un 15% inferior a la presentada por la unión transitoria de Techint y Sacde, lo que representó un ahorro superior a los USD 150 millones.

Cómo funciona la subasta

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, explicó el funcionamiento del mecanismo en el programa de Eduardo Feinmann, en A24: antes de la subasta, todas las empresas participantes deben tener sus condiciones técnicas, legales y financieras aprobadas y el contrato firmado. Solo entonces, en igualdad de condiciones, comienza la competencia por precio. “Ponemos un escribano y va a estar el vicepresidente de YPF y otra persona de la compañía. Están cerrados, están incomunicados, ninguno podemos comunicarnos con ellos hasta que se termina la subasta”, describió Marín.

La dinámica opera en rondas sucesivas. Un software envía a todos los participantes el precio de partida y les pregunta si lo aceptan. Quienes dicen que sí pasan a la siguiente ronda, donde el número baja. Quienes se retiran no saben si hay otros que también lo hicieron, y quienes permanecen tampoco saben cuántos competidores siguen activos. “Cuando va a cuatro mil seiscientos hay dos que se van, pero los dos que se van no saben si ganaron, porque no hay comunicación entre ellos”, ilustró el CEO con un ejemplo hipotético de cuatro proveedores.

Ese diseño genera lo que Marín identificó como un “efecto psicológico”: el instinto de ganar empuja a los oferentes a seguir bajando incluso cuando podrían haberse detenido. “Hay un caso que hicimos que estuvieron horas compitiendo con ellos mismos”, reveló. El resultado, según el ejecutivo, es sistemáticamente el menor precio posible. Al cierre de la subasta, el escribano labra el acta de forma inmediata. “No hay lobby. Se acabó”, sintetizó Marín.

El diseño del mecanismo también apunta a proteger a quienes deben firmar las decisiones de adjudicación: al eliminar el margen para negociaciones bilaterales o criterios discrecionales, reduce la exposición de los funcionarios a presiones y cumple con estándares internacionales de compliance. La plataforma en la que se realiza la subasta es auditada y monitoreada por escribano público.

El impacto en el mercado de proveedores

La licitación de los tubos y la posterior compulsa para la construcción del gasoducto generó un fuerte enfrentamiento en el otro proyecto de GNL, Southern Energy, el que lidera Pan American Energy y donde también participa YPF. De hecho, a comienzos de año, Tenaris —subsidiaria del Grupo Techint y única productora local de este tipo de tubos— perdió frente a la india Welspun la licitación de caños para SESA. Esa derrota desencadenó una andanada de críticas del presidente Javier Milei hacia Paolo Rocca, a quien llegó a llamar “Don Chatarrín de los tubitos caros” en distintos foros. Semanas después, Techint Ingeniería y Construcción también quedó fuera de la adjudicación de la obra civil del gasoducto de SESA, que fue a manos de la UTE Víctor Contreras - SICIM.

Por delante se sucederán una serie de licitaciones millonarias para el proyecto de YPF: la obra civil de la nueva planta separadora en Neuquén, los tendidos de un gasoducto, un poliducto y un oleoducto, y la mega planta de NGLs en Río Negro para la extracción de propano, butano y gasolina, un complejo de escala comparable a la refinería de La Plata. En total, este bloque de obras movilizará alrededor de USD 24.000 millones en infraestructura de midstream, sobre un presupuesto global de USD 29.000 millones hasta 2031.

Las obras se realizarán en el marco del Argentina LNG, proyecto que YPF desarrolla junto a la italiana Eni y la emiratí ADNOC a través de su brazo inversor XRG, y que apunta a producir un mínimo de 12 millones de toneladas de gas natural licuado por año, con potencial de escalar hasta 18 millones.

La petrolera de mayoría estatal YPF presentará este jueves en el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) su proyecto Argentina LNG, la iniciativa de exportación de gas natural licuado que demandará un desembolso estimado de USD 51.000 millones, el mayor presentado hasta el momento. El proyecto que la compañía lleva adelante junto a la italiana Eni y la emiratí ADNOC a través de su brazo inversor XRG no es nuevo, y apunta a producir un mínimo de 12 millones de toneladas de gas licuado por año, con una meta de escalar hasta 18 millones. Hasta ahora es el proyecto más grande que se sumó al programa de beneficios para inversiones.

Según pudo confirmar Infobae, la presentación ante el RIGI marca un hito formal en el avance de un proyecto que, una vez en plena operación, podría generar exportaciones por USD 10.000 millones anuales durante dos décadas y que no hubiera sido posible sin el nuevo marco regulatorio. El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, había resaltado en una nota con este medio la importancia del régimen para este tipo de proyectos: “Sin RIGI hoy no hay LNG. Lo dije al principio y lo sigo diciendo. Era muy necesario ese cambio y esa apertura a los negocios”.

La infraestructura que demandará el proyecto es de escala inédita para la Argentina. El plan contempla la construcción de un gasoducto de 527 kilómetros entre Meseta Buena Esperanza, en Neuquén, y Sierra Grande, en Río Negro, con un diámetro de 48 pulgadas y una capacidad proyectada de alrededor de 100 millones de metros cúbicos diarios. En paralelo, se construirá un poliducto para el transporte de líquidos asociados al gas, plantas de tratamiento y al menos dos barcos fábrica licuefactores frente al Golfo San Matías. Un gasoducto de ese diámetro no existe actualmente en el país.

El financiamiento del proyecto se estructura como el mayor esquema de project finance de América Latina. El desarrollo total demandará unos USD 51.000 millones, distribuidos entre las etapas de upstream, midstream y downstream, con un 70% cubierto mediante crédito internacional y el 30% restante con aportes directos de los socios. El foco inmediato está en cerrar el financiamiento de la primera etapa, que asciende a USD 15.500 millones, con JP Morgan a cargo del diseño financiero. Según reveló Marín a Infobae, 47 bancos presentaron números y el total ofrecido llegó a 2,4 veces lo requerido. “Cuando tenés un book que sobrepasa lo que necesitás, eso significa más plazo y menos tasa”, explicó Marín. Entre las entidades que participarían se destaca el Santander.

El plan de inversiones contempla un desembolso total de USD 51.000 millones a lo largo de todo el proyecto. Hasta 2031, fecha prevista para la puesta en operación de las dos unidades flotantes de licuefacción, se estima una inversión cercana a los USD 29.000 millones: unos USD 24.000 millones destinados a infraestructura estratégica —complejos industriales, ductos, instalaciones portuarias y las dos unidades FLNG— y alrededor de USD 5.000 millones para el desarrollo del upstream y la perforación de pozos.

Los bloques que alimentarán el proyecto ya están definidos. Tras la compra de Meseta Buena Esperanza I y II, Aguada Villanueva Norte y Las Tacanas I y II —que pertenecían en partes iguales a YPF y Pluspetrol—, un swap de activos dejó la distribución en 36% para YPF y 32% para cada socio internacional. La administración de esas áreas quedó en manos de UPCO ARLNG I S.A.U., la sociedad creada específicamente para el proyecto.

El impacto sobre el empleo también figura entre los compromisos del proyecto. Durante la etapa de construcción, prevista entre 2026 y 2030, Argentina LNG generará aproximadamente 20.000 puestos de trabajo anuales, con picos de hasta 40.000 trabajadores en los períodos de mayor actividad. Ya en la fase de operación, el proyecto sostendrá alrededor de 8.000 empleos anuales entre directos e indirectos. A eso se suma una contratación estimada de USD 15.000 millones en bienes y servicios a proveedores nacionales, lo que impulsaría el desarrollo de la industria local en Neuquén, Río Negro y el resto de la cadena de valor energética del país.

Entre las obras que demanda el proyecto, la licitación de los caños para el gasoducto es una de las más esperadas por la industria, dado el volumen y la escala del contrato. Tenaris estudia una inversión para participar al menos en el revestimiento, aunque la fabricación completa en el país es inviable por el diámetro requerido. El holding que lidera Paolo Rocca busca revancha en la compulsa principal tras perder la última licitación de caños frente a la india Welspun, que se quedó con el contrato para proveer los tubos al otro proyecto de GNL del país, Southern Energy (SESA), liderado por Pan American Energy (PAE).

De hecho, SESA ya firmó un contrato por USD 7.000 millones con la empresa estatal alemana Securing Energy for Europe (SEFE) para exportar 2 millones de toneladas anuales de GNL durante ocho años a partir de fines de 2027. Ese volumen cubrirá cerca del 80% de la capacidad del primer buque licuador, el Hilli Episeyo, frente al Golfo San Matías. Los buques de SESA tienen entre un 40% y un 60% menos de capacidad que los previstos para Argentina LNG, cuyo inicio de operaciones está proyectado entre 2029 y 2031.

La semana pasada hubo una reunión en la que dos altos integrantes del Gobierno en la que conversaron sobre una iniciativa que interesa sobremanera al presidente Javier Milei. Se trata del proyecto de Régimen de Zona Fría, una iniciativa que no solo se compone por el capítulo que retrotrae los descuentos plenos en diferentes áreas geográficas, sino que tiene otro menos mencionado: compensa las deudas de las empresas distribuidoras de energía eléctrica a cambio de que renuncien a los juicios que mantienen con el Estado.

“En el sector de las distribuidoras eléctricas hay como 10 empresas listas para salir a colocar deuda para hacer inversiones, pero tienen sin resolver las deudas con el Estado por congelamientos de tarifas. Con esa ley se ordenarían y podrían salir a mercado”, afirma una figura importante del ecosistema político nacional. Ese fue uno de los motivos que generó la conversación entre dos integrantes del Ejecutivo y que apuntaba a la aceleración de las gestiones para su aprobación.

El esquema ya tiene media sanción en Diputados desde mayo pasado y espera aprobación en el Senado, ámbito liderado por Patricia Bullrich. Este consiste en una compensación cruzada: el Estado calcularía cuánto dejaron de percibir las distribuidoras eléctricas durante los años de emergencia tarifaria, cuando no se respetaron las actualizaciones previstas en sus contratos. Ese crédito reconocido no se pagaría en efectivo, sino que se usaría para saldar las deudas que esas mismas empresas tienen con Cammesa por la compra de energía, a cambio de que renuncien a todos sus reclamos judiciales y administrativos. Solo podrán acceder las distribuidoras que ya firmaron acuerdos de regularización con Cammesa; las que no pagan ni negociaron quedan excluidas.

En la Casa Rosada buscan que la medida avance para que el activo regulatorio se ordene y que las empresas puedan sanear sus balances, tomar crédito e incrementar sus inversiones en el sector. Esto es observado de forma transversal por los empresarios sectoriales, no solo porque las compañías pueden salir a buscar fondeo externo, sino porque implica una señal positiva para sus accionistas.

Infobae consultó a Edenor y a Edesur —las principales compañías alcanzadas por este esquema—, así como a la cámara empresarial que engloba al resto de las distribuidoras eléctricas, pero en todos los casos se optó por no realizar comentarios al respecto.

“Son juicios largos y en general los ganan los privados, por lo que le implicarían plata al Estado. Lo que estamos haciendo es ahorrar plata y tiempo a cambio de que ellos desistan esos juicios. Hay que hacer el cálculo de efectivamente lo que se les debe y eso se les va a reconocer en los pagos que ellos le van a hacer a Cammesa. Se van a descontar. Eso va a hacer que puedan tomar crédito y puedan endeudarse”, explican fuentes gubernamentales. La Subsecretaría de Energía Eléctrica sería la encargada de calcular los montos y definir la metodología, sin intervención del Congreso ni de ningún organismo independiente.

El Gobierno sostiene que le conviene porque en algunos casos la deuda del Estado con las distribuidoras sería menor a lo que ellas deben a Cammesa, de modo que la compensación cerraría el conflicto sin costo neto para el fisco. Esto es seguido de cerca por la Secretaría de Hacienda, comandada por Carlos Guberman, que debe estar atenta a los movimientos de compensación de los subsidios eléctricos.

Datos de la Asociación Argentina de Presupuesto y Administración Financiera Pública (ASAP) de junio de 2026 muestran que el total de los subsidios económicos registró una variación interanual positiva del 76,0% ajustada por IPC, asociada al desempeño de los orientados al sector energético.

“El comportamiento de los subsidios al sector energético se explica, principalmente, por la evolución de las transferencias a Cammesa, que durante junio recibió $521.351 millones, frente a los $35.555 millones transferidos en igual mes de 2025”, detalla el informe de ASAP.

Uno de los objetivos del Gobierno para lograr la sanción en el Senado es acercar posiciones con los gobernadores. El jefe de Gabinete, Diego Santilli, participó en Posadas del Consejo Regional del Norte Grande, donde les dijo a nueve mandatarios provinciales que el Ejecutivo avanza con su propio proyecto de zonas cálidas, visto con buenos ojos por esas provincias. Con ese acuerdo de fondo, en la Casa Rosada esperan que varios de ellos aporten adhesiones para lograr la aprobación de la modificación del Régimen de Zona Fría en su totalidad.

El proyecto propone recortar los subsidios al gas que la ley de 2021 (27.637) había extendido a zonas templadas y frías de Córdoba, Santa Fe, Buenos Aires, Mendoza, Salta, San Juan, San Luis, Jujuy y La Rioja. Si el Senado lo aprueba, esas regiones perderían el beneficio automático por criterio geográfico: solo seguirían accediendo al subsidio los hogares que acrediten ingresos iguales o inferiores a 3 canastas básicas totales (equivalentes a $4,4 millones mensuales), más casos especiales como veteranos de Malvinas o beneficiarios del ReNaBaP. Para la Patagonia, Malargüe y la Puna, los subsidios se mantendrían sin cambios.

“Zona Fría es importante por el agujero fiscal que genera la aberración que hizo Máximo Kirchner, que incrementó la cantidad de usuarios de 800.000 a un total de 4.000.000. El Estado tiene que poner plata adicional porque no llega a recaudar por el esquema de compensaciones actuales”, explican voceros del Gobierno.

El subsidio patagónico compensa a los usuarios residenciales de la Patagonia. Todos los usuarios de gas del país, sean o no beneficiarios del subsidio, tienen un aporte en factura. Esos montos son tomados por las empresas —que actúan como agentes de recaudación— y los colocan en un fondo fiduciario que el Banco Nación administra para compensar la parte que el usuario no abona.

En el sector afirman que ese esquema de eficiencia se perdió con la ampliación realizada cinco años atrás: “Tenés un exceso de consumo, porque la señal de precio te lleva a la baja. Se empieza a evidenciar un sobreconsumo y parecería que ya no es suficiente el aporte que hacen los usuarios para poder compensar eso”. Aun así, sostienen que el gesto definitivo que esperan para generar previsibilidad en el sector y poder buscar crédito para invertir son las extensiones de las licencias.

“Enargas ya dio su consentimiento para la extensión de la licencia y ahora estamos en alguna instancia del Estado para que eso se promulgue. Eso sí le da previsibilidad, no necesariamente la ley de zonas frías”, agregan desde una de las compañías más importantes del sector. La confirmación de la extensión de la licencia ya le fue otorgada a Transportadora de Gas del Sur (TGS) y es lo que aguardan el resto de las distribuidoras.

El desarrollo de Vaca Muerta transformó a la Argentina en uno de los exportadores energéticos de mayor crecimiento en el mundo. En el primer semestre de 2026, el superávit en la balanza comercial de combustibles y energía alcanzó los USD 5.076 millones, un salto del 61,7% frente al mismo período del año anterior, según el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec). Las proyecciones son todavía más ambiciosas: un informe privado estima que ese saldo podría escalar a USD 13.600 millones al cierre del año. El problema es que la Argentina carece de la infraestructura de transporte, almacenamiento y exportación que exigirá una mayor producción hidrocarburífera, y tampoco tiene salida directa al Océano Pacífico, el camino más corto hacia los mercados asiáticos que hoy concentran la mayor demanda global de energía. Justo ahí es donde podría entrar Chile.

Ximena Rincón llegó a Buenos Aires esta semana como parte de la delegación chilena para participar en la X Mesa de Diálogo del Siesur (Sistema de Integración Energética del Sur), el foro regional apoyado por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) que reúne a los ministros de energía de la Argentina, Chile, Brasil, Uruguay, Paraguay y Bolivia con el objetivo de expandir las transferencias eléctricas entre países y trazar un plan de acción conjunto para 2026-2027.

Lleva poco más de cinco meses al frente del Ministerio de Energía del gobierno de José Antonio Kast y, en ese tiempo, visitó Vaca Muerta junto al canciller Francisco Pérez Mackenna, se reunió con el ministro de Economía Luis Caputo y mantuvo contacto permanente con el secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González. En diálogo exclusivo con Infobae, detalló el estado de las negociaciones y su visión sobre lo que ambos países pueden construir juntos.

— ¿Qué puede ganar cada país con un acuerdo de integración energética?

— Chile y Argentina juntos serían dinamita. La Argentina tiene una riqueza enorme en materia de gas natural e hidrocarburos, y nosotros tenemos infraestructura para la salida de esos recursos al Pacífico. Pero además podemos poner nuestra energía renovable en Argentina. Es un win-win desde todo punto de vista. La pregunta es si somos capaces de construir un acuerdo de integración energética —ya no solo minero, ya no solo de cooperación— para aprovechar los recursos que existen en ambos lados de la cordillera.

— ¿Cómo sería ese acuerdo en términos concretos?

— Lo primero es darle un marco jurídico, porque eso da certeza. Un acuerdo binacional como el que tenemos en materia minera permite planificación, certeza y un apoyo recíproco que hoy es fundamental. Argentina acaba de destrabar una norma que prohibía ciertas ventas fuera del territorio nacional. Se entiende esa norma en un contexto donde no tenían disponibilidad de recursos, pero hoy tienen recursos para 200 años. Eso liberaliza la posibilidad de comercializar. Y un acuerdo de integración que pase por la validación de los parlamentos —como lo hicimos en materia minera— es el escenario deseable.

— Chile tiene la terminal de GNL Quintero. ¿Qué rol jugaría en este esquema?

— GNL Quintero son además socios de los argentinos. Entonces hay que articular con Codelco, con ENAP, con GNL Quintero, con todos los actores de allá y con los actores políticos que conocen la importancia del desarrollo productivo en esos territorios. Una parte del gas se queda en Chile y otra parte sigue camino, pero para eso se necesita almacenar, disponer y embarcar. Eso crea negocio, crea oportunidad. Esa infraestructura ya existe en Chile. De hecho, estamos trabajando con los alcaldes de Concón, Quintero y Puchuncaví para pensar una estrategia de desarrollo a largo plazo, en asociación público-privada, donde las empresas sean socias del territorio. Allá hablan de zonas de sacrificio: nosotros queremos hablar más de eso.

— Los cortes de gas de mediados de los 2000 dejaron una marca en Chile. ¿Cómo se reconstruye esa confianza?

— Eso tiene que ser una lección aprendida. Por eso son tan importantes los acuerdos bilaterales que den soporte de los Estados a los acuerdos entre privados. Lo que ocurrió en esa historia no tan lejana tiene que ser un ejercicio de aprendizaje, de entender lo importante que es respetar los compromisos. Hoy el escenario es distinto: está Vaca Muerta. Pero como no necesariamente las condiciones objetivas son las que crean realidad, tener un tratado con penalidades y un marco jurídico que permita pactar y lograr acuerdos firmes habla de un espacio diferente. Una integración energética con Argentina puede significar que la energía baje de precio para los chilenos, y eso es una buena noticia. Porque hoy la energía no es un elemento más: es habilitante de todo. En salud, en educación, en desarrollo productivo, en inteligencia artificial. Sin energía las cosas no pasan.

Relación bilateral

El vínculo de ambos países tiene larga data. El Tratado de Integración y Complementación Minera, firmado en diciembre de 1997 por Carlos Menem y Eduardo Frei —y relanzado este año—, sobrevivió 17 cambios de gobierno entre ambos países sin interrupciones y hoy respalda una cartera de inversiones conjunta superior a los USD 20.700 millones en proyectos de cobre, oro y litio a lo largo de los 6.691 kilómetros de frontera compartida en la Cordillera de los Andes.

Es, además, el único instrumento jurídico de este tipo en el mundo: ningún otro par de países vecinos habilitó la explotación minera binacional en la propia zona de frontera.

La propia Rincón integró el equipo técnico que negoció ese acuerdo hace casi tres décadas, al inicio de su carrera como abogada. Hoy, ese tratado minero es el modelo sobre el que ambos gobiernos quieren construir algo más amplio: un acuerdo de integración energética con respaldo parlamentario, penalidades y certeza jurídica para los contratos privados, que incluya garantías para evitar que se repitan los cortes de gas que marcaron la relación bilateral a mediados de los 2000.

— Argentina empieza a desarrollar su industria minera con fuerza. ¿Chile lo ve como una amenaza?

— Soy amiga de la competencia, porque cuando no la hay no existe ningún incentivo a mejorar ni a ser más productivo. Chile es un país minero, ha sido muchos años eminentemente minero, tiene grandes reservas aún en litio, las mejores sin lugar a duda. Y creo que la competencia le hace bien, porque lo dinamiza, lo activa, lo alerta. En materia minera, Chile exportó al mundo su conocimiento y sus capacidades técnicas. Que Argentina se desarrolle en ese sector, bienvenido sea.

— El gobierno de Kast acaba de tomar una decisión histórica respecto a Codelco. ¿Qué implica?

— Por primera vez en la historia, todas las utilidades de Codelco van a ser reinvertidas en la empresa. Eso no había sucedido nunca: los dividendos los recolectaba el Estado y no se quedaban en inversión. Para una empresa, eso tiene un costo muy grande. Desde el punto de vista de la mitología política, algunos podían pensar que el ideario del presidente Kast era privatizar Codelco. Esta decisión va exactamente en el sentido contrario: apuesta por la empresa para sacarla adelante, pagar la deuda que tenía, reactivarla, invertir en capital humano. Es como YPF.

— ¿La confluencia política entre los gobiernos de Kast y Milei facilita este tipo de acuerdos?

— Las personas y las comunidades no son ideológicas. Si se mira el porcentaje de militancia en cualquier país, es bajísimo. La ciudadanía quiere que los problemas se resuelvan, que existan proyectos. No les importa quién lo haga, lo que les importa es que se haga. Lo que el presidente Kast nos señaló es que tenemos que resolver los problemas, agilizar los proyectos, avanzar sin excusas. En Chile hablamos de “permisología”; acá tienen un ministro de Desregulación; la ministra de Uruguay habla de destrabar nudos. Es algo que atraviesa a todos. Si hay suficiente conciencia de la importancia de resolver esos problemas, puede haber un cambio que beneficie a todos los países. Pero nadie dice que va a ser para siempre, porque tenemos una ciudadanía que demanda que las promesas se cumplan.

La región atlántica de la provincia de Buenos Aires atraviesa un proceso de expansión urbana y productiva que exige una infraestructura de gas natural capaz de acompañar ese ritmo. En ese contexto se enmarca una nueva etapa de obras sobre el sistema de transporte y distribución que abastece a decenas de localidades bonaerenses.

Camuzzi anunció una inversión superior a los USD 6 millones destinada a finalizar las obras pendientes sobre la Planta Compresora Las Armas. Se trata de una infraestructura clave para el sistema de distribución de gas natural que abastece a 40 localidades bonaerenses de la zona atlántica.

La planta está compuesta por dos equipos motocompresores, con una potencia de 2.400 HP cada uno. Su puesta en funcionamiento permitirá incrementar las condiciones operativas sobre el Gasoducto de la Costa y el Gasoducto Tandil-Mar del Plata, optimizando la capacidad de transporte del sistema.

Un plan de obras más amplio

La finalización de la Planta Compresora Las Armas se inscribe dentro de un plan de repotenciación integral del sistema de transporte y distribución de gas natural que Camuzzi viene desarrollando en la región. Ese plan contempló, además del desarrollo de la planta, otras tres intervenciones sobre la red.

Por un lado, detalló la compañía, se ejecutó un refuerzo en el Gasoducto de la Costa. Por otro, se realizó un refuerzo sobre el ramal de alimentación a la localidad de Balcarce. A eso se sumó la interconexión de las Estaciones Reguladoras de Presión La Invernada y El Tejado, que alimentan a la ciudad de Mar del Plata.

Estas tres obras ya fueron concluidas. Sin embargo, para que el sistema funcione en plena capacidad, resulta necesaria la finalización de la Planta Compresora Las Armas, que es la pieza que todavía está pendiente dentro de ese esquema de repotenciación.

Capacidad de transporte

El objetivo central de la obra apunta a generar las condiciones necesarias para acompañar el crecimiento residencial, comercial e industrial de una amplia región bonaerense. La ampliación de la capacidad de transporte sobre el Gasoducto de la Costa y el Gasoducto Tandil-Mar del Plata busca dar respuesta a una demanda que crece a la par de la expansión urbana en las localidades atlánticas.

La disponibilidad de gas natural condiciona el desarrollo de nuevos proyectos inmobiliarios y empresariales en cualquier región del país. Por eso, la repotenciación del sistema que alimenta a la zona atlántica bonaerense busca despejar ese cuello de botella y habilitar un margen de crecimiento mayor al que existe en la actualidad.

Cronograma de obras

Las obras sobre la Planta Compresora Las Armas se iniciarán en el corto plazo. Según el cronograma difundido por la empresa, estarán culminadas antes del invierno de 2027, de manera que el sistema pueda operar con la capacidad ampliada durante la temporada de mayor demanda de gas natural.

La región atlántica bonaerense, que combina un fuerte componente turístico con un crecimiento sostenido de la población estable, depende en gran medida de la robustez de este sistema de transporte y distribución. Las 40 localidades abastecidas por la red que integra la Planta Compresora Las Armas abarcan tanto centros urbanos consolidados como zonas de expansión más reciente.

Con la incorporación plena de los dos equipos motocompresores de 2.400 HP, el sistema quedará en condiciones de sostener niveles de transporte más altos sobre el Gasoducto de la Costa y el Gasoducto Tandil-Mar del Plata, dos de las arterias principales que abastecen de gas natural a la costa atlántica bonaerense.

En paralelo, Camuzzi trabaja en el mantenimiento de un sistema de gasoductos de transporte, ramales y redes de distribución que superan los 50.000 km lineales de extensión en diferentes puntos del país. Cabe recordar, que la compañía abastece a más de 2.200.000 de usuarios de siete provincias del país: Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Chubut, Río Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego.

Las distribuidoras de gas del AMBA resolvieron restringir este fin de semana la venta de GNC en las estaciones de servicio para evitar una caída de presión en los gasoductos.

Se trata del cuarto pico de frío extremo 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 responde al salto en la demanda residencial que provocan las bajas temperaturas y que tensiona la capacidad de transporte del sistema gasífero.

Las distribuidoras aplicaron desde este sábado nuevas restricciones en el suministro en La Plata, con impacto directo en las estaciones de GNC y en la actividad industrial, mientras que en Mar del Plata la interrupción rige desde la medianoche para los contratos interrumpibles, a raíz de complicaciones en el sistema de transporte.

En ambos casos, la prioridad es preservar el abastecimiento de los usuarios residenciales, que encabezan la jerarquía de despacho ante situaciones de tensión en la red. Este fin de semana, Buenos Aires registró mínimas de 4°Cy máximas que apenas rozaron los 13°C, mientras que en Mar del Plata las temperaturas bajaron hasta los 4°C con ráfagas de viento de hasta 59 km/h. Para los primeros días de la semana, el Servicio Meteorológico Nacional (SMN) prevé que el frío se mantenga, con mínimas de 3°C el lunes en el área metropolitana.

El impacto, sin embargo, no se limita al expendio de combustible: la industria local también enfrenta limitaciones, y las ladrilleras —cuya producción depende del gas natural— recibieron una reducción del 30% de su consumo habitual. Fuentes del sector confirmaron a Infobae que esa quita afecta de manera directa el ritmo productivo, aunque no obtuvieron explicaciones sobre los criterios aplicados para fijar ese porcentaje.

Interrumpibles

En Mar del Plata, la interrupción alcanza a las estaciones con contratos interrumpibles. En términos prácticos, los surtidores no quedan sin gas de forma automática: pueden despachar hasta el cupo garantizado por contrato firme, pero todo el volumen interrumpible queda cortado hasta que la situación se normalice. Superar ese cupo no es una opción viable, ya que las regulaciones vigentes establecen una multa equivalente al valor de un litro de nafta súper por cada metro cúbico excedido, una penalidad que elimina cualquier margen comercial para quien intente vender por encima de lo habilitado.

El sistema nacional de despacho establece un orden de prioridades que ubica a los hogares, hospitales y escuelas por delante del resto de los usuarios. Las estaciones de servicio y los establecimientos industriales quedan en los últimos lugares de esa escala, lo que vuelve obligatoria la restricción cada vez que la red opera al límite. Fuentes con conocimiento del caso confirmaron a Infobae que la medida suele extenderse mientras dura la ola de frío.

Para entender por qué el sistema llega a ese límite, hay que partir de una característica del gas que lo distingue de otros combustibles: no se puede almacenar. Una vez extraído e inyectado a los gasoductos, debe consumirse o se pierde. 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 en otra época del año.

Oscar Olivero, vicepresidente de la Cámara de GNC, explicó unas semanas atrás en Infobae en Vivo que el cuello de botella no está en la extracción, sino en la capacidad de transporte. Según detalló, la Argentina dispone de una red con capacidad para transportar 120 millones de metros cúbicos diarios, un volumen que resulta suficiente durante ocho o nueve meses del año. El problema surge en invierno, cuando el consumo residencial —que en condiciones normales representa alrededor del 14% de la demanda total— puede trepar “hasta 60 y hasta 70%” en los días de frío intenso.

La restricción en curso es la cuarta de la temporada. En los tres episodios anteriores, el sistema respondió de la misma manera: priorizó el abastecimiento residencial y de servicios esenciales por encima del expendio de combustible y de parte de la actividad industrial.

Bolivia vivió más de una década de bonanza económica gracias al auge la industria de los hidrocarburos: entre 2006 y 2014 recibió cerca de USD 30.000 millones por exportaciones de gas natural, impulsadas por los contratos con Brasil y Argentina y los elevados precios internacionales.

Ese ciclo de ingresos fue posible gracias a los descubrimientos de grandes campos gasíferos y la infraestructura de exportación desarrollados en las décadas previas, mientras que la nacionalización de los hidrocarburos, decretada en 2006, incrementó la participación del Estado en la renta extraordinaria.

El pico más alto, entre 2012 y 2014, hizo que el país tuviera la mayor cantidad de reservas internacionales en relación con su Producto Interno Bruto (PIB) de toda la región y la economía creció a tasas cercanas al 6% anual. En esos años Bolivia registró superávits externos, circulación regular de divisas y un tipo de cambio estable, lo que permitió financiar bonos sociales, inversión pública y expandir el gasto estatal.

Diez años después de la época dorada, el panorama es opuesto: las reservas internacionales se redujeron a una fracción de aquel récord, las exportaciones de gas se desplomaron y el país enfrenta una escasez crónica de dólares, dificultades para importar combustibles, presiones inflacionarias, un déficit fiscal persistente y una inflación que alcanzó niveles no vistos en décadas.

Un informe del Instituto Nacional de Estadística (INE) difundido esta semana revela que las exportaciones de gas del primer semestre volvieron a caer: 498,1 millones de dólares, una reducción del 12,9% en comparación con el mismo periodo el año anterior.

Aunque los efectos de la crisis se sintieron hace un par de años, la desaceleración de la economía inició después de 2014 cuando se alcanzó un pico de 6.011 millones de dólares por las exportaciones de gas natural.

Los años siguientes fueron una disminución sostenida que durante algunos años, como en 2015, se agravó por la caída de los precios internacionales o situaciones excepcionales como la pandemia de 2020. Los datos del INE, procesados por el Instituto Boliviano de Comercio Exterior (IBCE), reflejan esta caída:

· 2014: USD 6.011millones

· 2015: USD 3.770 millones (Hubo una fuerte caída de los precios internacionales)

· 2016: USD 2.049 millones

· 2017: USD 2.581 millones

· 2018: USD 2.970 millones

· 2019: USD 2.719 millones

· 2020: USD 1.989 millones (Efecto pandemia mundial)

· 2021: USD 2.249 millones

· 2022: USD 2.973 millones (Alza temporal por la crisis energética global)

· 2023: USD 2.049 millones

· 2024: USD 1.614 millones

· 2025: USD 1.082 millones

Esta baja continua se debe a la declinación natural en la capacidad de producción de los principales pozos petroleros, a la falta de exploración y ausencia prolongada de nuevos yacimientos y a la finalización del contrato con Argentina, luego de que lograra la autosuficiencia energética con el campo Vaca Muerta.

Las exportaciones bolivianas de gas natural, cuyos mercados principales eran Brasil y Argentina, se vieron severamente afectadas en septiembre de 2024 cuando concluyó el contrato con Argentina que se había extendido a lo largo de 18 años y representaba entre el 40% y el 45% del total del gas exportado.

Tras el fin del contrato, el gas boliviano tocó mínimos históricos y aunque en junio de 2025 se reanudaron algunos envíos marginales bajo la modalidad de contratos interrumpibles con empresas privadas, el negocio no sustituye a su antiguo comprador.

En este escenario, el Estado que por años dependió de la renta hidrocarburífera busca nuevas fuentes de financiamiento para sostener el gasto público y evitar un ajuste más severo de la economía.

El expresidente Luis Arce, que como ministro de Economía manejó las cuentas de un país con prosperidad efímera y como presidente vio explotar la crisis a inicios de 2023, impulsó una política de industrialización que nunca llegó a despegar, con empresas estatales deficitarias que hoy enfrentan cierres inminentes o ajustes en su organización administrativa para sobrevivir sin generar costos al Estado.

El nuevo gobierno de Rodrigo Paz busca estabilizar las cuentas fiscales mediante el acceso a créditos externos y nuevas fuentes de ingresos. El ministro de Economía, José Gabriel Espinoza, señaló en varias entrevistas que no se puede reemplazar los ingresos de los hidrocarburos con otro recurso natural sino con una economía diversificada que incluya la exploración de nuevos campos, mayor productividad, inversión privada y el desarrollo simultáneo de sectores exportadores como la minería, la agroindustria y los servicios.

Ese proceso, que se anticipa largo y requiere la modificación de una serie de leyes estratégicas, avanza bajo la presión de una eventual crisis energética que diversos especialistas sitúan entre 2027 y 2028 si no se revierte el declive de la producción de gas.

La discusión, por tanto, trasciende la búsqueda de nuevas reservas: implica definir un marco regulatorio que combine incentivos para la inversión, seguridad jurídica y ambiental, mecanismos que aseguren la repatriación de divisas, protección del medioambiente y una distribución equilibrada de la renta de los recursos naturales.

La Universidad Estatal de Ohio busca determinar si la exposición a la salmuera de yacimientos petroleros puede afectar la salud a largo plazo de las personas que viven en comunidades donde ese residuo se esparce sobre los caminos para derretir hielo y controlar el polvo.

Para ello, un equipo encabezado por Arbor Quist, epidemióloga ambiental y profesora asistente de la universidad, recolecta materiales poco convencionales: dientes de leche, uñas de los pies y muestras de suelo en el condado de Licking y en zonas de Coshocton y Ashtabula.

La búsqueda de huellas de salmuera en los dientes y uñas

La Dra. Quist señaló en WBNS, afiliada de CBS, que los metales pesados como el radio y el plomo imitan al calcio. Esa característica hace que sean absorbidos por los huesos. Por consiguiente, al alojarse en las piezas dentales, los dientes de leche se convierten en “un registro histórico”.

La convocatoria está dirigida, por un lado, a adultos que hayan vivido en el condado de Licking durante los últimos 12 meses, quienes pueden donar recortes de uñas. Por otro, en el caso de los dientes de leche, el requisito es que el niño al que pertenece la pieza haya residido en ese mismo condado durante el segundo y tercer trimestre del embarazo y también en su primer año de vida, reportó Associated Press.

El estudio ofrece tarjetas de regalo para incentivar la participación. La compensación prevista es de USD 40 por recortes de uñas, USD 80 por un diente de leche y USD 90 por ambas donaciones.

El 19 de septiembre, Quist formará parte del mercado de productores de Granville, donde expondrá sobre cómo el radio afecta al cuerpo y buscará comunicarse con padres de hijos que residen en zonas donde este residuo se dispersa.

Asimismo, la epidemióloga ambiental participó en el desarrollo de un mapa interactivo que, mediante una cadena automatizada de inteligencia artificial, ordena datos sobre los lugares donde se dispersa salmuera en las rutas estatales.

El uso de salmuera en las rutas de Ohio y sus riesgos potenciales

El residuo generado a partir de la explotación de petróleo y gas, conocido como salmuera de yacimientos petroleros, se utiliza legalmente desde 1985 en algunas rutas y caminos de Ohio para el derretimiento de hielo y el control del polvo.

En el este del estado, a partir de finales del siglo XIX, se perforaron más de 100.000 pozos convencionales y, por su condición de material de desecho, los propietarios deben eliminar la salmuera resultante.

En consecuencia, algunos la proporcionan sin costo a municipios, distritos o condados, pero, según Quist, el estado no analiza la salmuera antes de su uso en la vía pública.

Las críticas al empleo de esta sustancia señalan su composición. Diversos análisis detectaron benceno, tolueno, etilbenceno, xileno, PFAS, metales pesados e isótopos radiactivos como radio-226 y radio-228.

Según declaró Jacque Morgan, residente del condado de Licking, esos isótopos poseen vidas medias de aproximadamente 1.600 años y no tienden a evaporarse ni a disiparse. “Persisten en el suelo, son arrastrados por el agua a los arroyos y las tierras de cultivo, y pueden bioacumularse”, explicó.

La Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos informó que la exposición prolongada a concentraciones elevadas de radio puede aumentar los casos de cáncer de hueso, de hígado y de mama.

El panorama empeora porque el radio se descompone en radón, un gas inodoro e incoloro clasificado como la segunda causa de cáncer de pulmón en el país. Incluso, en un reportaje publicado en 2025 por The Columbus Dispatch, se definió al Condado de Licking como “zona cero” del radón en Estados Unidos.

No obstante, el debate trasciende a ese condado. El Departamento de Recursos Naturales de Ohio analizó la salmuera de 107 pozos ubicados en 26 condados y 10 formaciones geológicas diferentes. Todas las muestras presentaron niveles de radiactividad demasiado altos como para ser vertidas en el ambiente, de acuerdo con el código administrativo estatal, consignó Associated Press.

El impulso legislativo y las alternativas a la salmuera

Morgan y la Red Ambiental de Buckeye buscan un cambio en la utilización de este material desde lo legislativo.

El proyecto de ley Ohio Senate Bill 329 propone prohibir la dispersión de salmuera de pozos en las rutas del estado y tuvo una segunda audiencia en febrero en el comité de Agricultura y Recursos Naturales del Senado, aunque desde entonces no registró avances.

La residente contó que se reunió con el senador Tim Shaffer, que representa a los condados de Fairfield, Licking y Perry: “Shaffer nos dedicó mucho tiempo. Escuchó lo que teníamos que decir e hizo preguntas. Para mí, el proyecto de ley del Senado 239 debería ser un asunto no polémico ni partidista”.

Además, existen otras alternativas a la salmuera de yacimientos. El Municipio de Granville dejó de utilizarla y pasó a producir su propio descongelante a partir de una mezcla de agua y sal para caminos, con el objetivo de evitar los contaminantes presentes en ese residuo.

Respecto a la investigación, Morgan expresó que duda que llegue a modificar la situación actual de la salmuera en los yacimientos petrolíferos del condado de Licking. Aun así, confía en que, en algún momento, una comprensión más profunda acerca de los efectos de la salmuera permita mejorar la situación, detalló Associated Press.

Durante su conferencia La Mañanera del Pueblo de este jueves 6 de agosto, la presidenta Claudia Sheinbaum Pardo reafirmó que el eje central de su administración es la transparencia frente a la toma de decisiones, por ello, defendió la apertura al debate público de temas como el análisis de la posible extracción de gas no convencional (fracking) en el país y la propuesta sobre los lineamientos de los derechos de las audiencias.

Sheinbaum Pardo sostuvo que su administración se rige bajo el principio de: “No robar, no mentir y no traicionar al pueblo”, contrastando el actuar del gobierno con las críticas de censura y con las prácticas de opacidad en el sector privado.

Estas declaraciones surgen bajo un contexto marcado por los señalamientos hacia el gobierno federal sobre censurar a medios de comunicación y a políticos opositores, pues Sheinbaum abrió la consulta pública que, según la mandataria, busca reforzar los derechos de las audiencias, sin embargo; paralelamente, el Instituto Nacional Electoral (INE) determinó prohibir al dirigente del Partido Revolucionario Institucional (PRI), Alejandro Moreno Cárdenas, llamar ‘narcopartido’ a Morena.

Evaluación científica y social para el gas no convencional

Sobre el debate energético, la mandataria explicó que el gobierno optó por no tomar decisiones unilaterales respecto a la extracción de gas no convencional, a pesar de la alta dependencia de las importaciones. En su lugar, se conformó un grupo multidisciplinario de 54 expertos para evaluar su viabilidad en el país.

“Podríamos haber dicho: ‘La presidenta cree que hay que usar el gas no convencional’, y decirle a Pemex que empiece a hacerlo a partir de la normatividad que hay ahora [...] No, decidimos otra cosa. Decirle al pueblo de México: ‘Hemos pensado que vale la pena preguntarse si es factible utilizar el gas no convencional’”, detalló Sheinbaum.

El panel no solo incluye especialistas en fractura hidráulica, sino también a biólogos, ecólogos, sociólogos y expertos en agua y energías renovables de instituciones como la UNAM, el IPN, el IMTA y especialistas en el extranjero.

A partir de estas mesas de trabajo, el gobierno ha trazado una ruta estricta antes de aprobar cualquier proyecto:

• Zonas descartadas: Se prohibió tajantemente la intervención en regiones como la Huasteca y Puebla para proteger su riqueza cultural y medioambiental.
• Zonas potenciales: Se evalúa la viabilidad en ciertas áreas de Coahuila y Tamaulipas.
• Condicionantes: El siguiente paso es verificar la existencia de agua salada para los procesos de extracción, reportando los hallazgos en las conferencias matutinas.
• Consulta popular: Si se comprueba la viabilidad técnica, se realizará una consulta pública e informada con la población local.

“Es el ejercicio más transparente que se puede hacer”, sentenció, reconociendo que el tema generará debate tanto a favor como en contra.

Sheinbaum plantea códigos de ética públicos para diferenciar noticia y publicidad

La presidenta Claudia Sheinbaum defendió su consulta para los nuevos lineamientos sobre audiencias y sostiene que obligar a los medios a distinguir entre información y publicidad protege a la ciudadanía sin llegar a la censura. El pasado martes 4 de agosto, durante su conferencia matutina, afirmó que la autorregulación mediante códigos de ética públicos y vinculantes es preferible a que el Estado intervenga sobre los contenidos.

La mandataria enmarcó su postura en las críticas de periodistas y comunicadores que han advertido un posible riesgo para la libertad de expresión. Frente a esos señalamientos, insistió en que la intención de su gobierno no es censurar, sino evitar que se vulneren los derechos de las audiencias con información falsa o tendenciosa.

Sheinbaum dijo que los medios deben explicar con claridad cuándo un contenido es noticia y cuándo es publicidad. A su juicio, esa distinción permite que el radioescucha y el televidente conozcan la naturaleza del mensaje que reciben.

También sostuvo que los medios tendrían que publicar su código de ética y abrir espacios para que la audiencia pueda inconformarse cuando detecte información falsa. En sus palabras: “Por lo menos que publiquen su código de ética para ver si ellos mismos lo respetan o no, y que tengan un espacio donde la gente pueda decir: ‘oye, eso no es cierto’”.

Una explosión seguida de un incendio en un edificio residencial del Bronx dejó un muerto y 14 heridos el miércoles 5 de agosto en el barrio de Norwood, en Nueva York, de acuerdo con reportes de New York Daily News, ABC7 New York y otros medios locales.

Entre los lesionados hubo seis bomberos y al menos dos civiles quedaron en estado crítico, mientras las autoridades mantenían abierta la investigación para determinar el origen del estallido y del fuego.

El episodio se produjo cerca de las 12.26 del mediodía en el edificio ubicado en 374 East 209th Street, cerca de Decatur Avenue y Parkside Place, tal y como detalló ABC7 New York.

El inmueble, de cinco plantas y 27 departamentos, sufrió daños severos tras la explosión, que dio paso a un incendio de cinco alarmas y a un colapso parcial en sectores de la estructura, según el Departamento de Bomberos de Nueva York (FDNY).

El fuego se expandió por varios pisos y obligó a rescates de urgencia

El jefe de departamento del FDNY, Joe Esposito, aseguró ante la prensa que los equipos llegaron al lugar en unos tres minutos y encontraron un escenario de alto riesgo.

El funcionario explicó, en declaraciones recogidas por New York Daily News, que la explosión expulsó marcos de ventanas hacia la calle y arrancó puertas de sus bisagras dentro del edificio, lo que facilitó la propagación de las llamas por escaleras, pasillos y viviendas linderas.

Ese cuadro complicó tanto el ataque al fuego como la búsqueda de sobrevivientes. News 12 reportó que el incendio avanzó sobre el segundo y el tercer piso y que parte de la estructura cedió durante el operativo, una situación que obligó a los bomberos a retirarse por momentos antes de volver a ingresar.

Las autoridades también difundieron imágenes de rescates desde escaleras de emergencia, entre ellos el de un niño que quedó atrapado mientras el fuego se extendía por el edificio.

La comisionada del FDNY, Lillian Bonsignore, indicó que varias personas tuvieron que ser evacuadas y confirmó que 14 personas resultaron heridas, entre civiles y personal de emergencia.

De acuerdo con ABC7 New York, dos civiles sufrieron heridas críticas, mientras otros residentes y bomberos presentaron lesiones de distinta gravedad.

La investigación sigue abierta y persisten las dudas sobre una posible fuga de gas

En las primeras horas posteriores al hecho circularon versiones sobre una posible relación con una batería de ion de litio, aunque esa hipótesis perdió fuerza con el correr de la jornada.

New York Daily News afirmó que investigadores del FDNY comenzaron a inclinarse por la posibilidad de una explosión de gas, una línea que también apareció en testimonios de vecinos que aseguraron haber percibido olor antes del estallido.

Uno de esos relatos fue el de Daniel Mercado, de 49 años, quien contó al New York Daily News que había sentido gas antes de la explosión. El vecino relató que revisó su vivienda para intentar detectar una pérdida y que, al poco tiempo, se produjo la detonación.

Otros residentes repitieron versiones similares en declaraciones a News 12 y a ABC7 New York, donde aseguraron que habían advertido problemas en el edificio desde semanas anteriores.

Aun así, apareció un dato que volvió más compleja la investigación. El FDNY revisó sus registros y no encontró denuncias previas por fuga de gas en ese inmueble durante 2026, según informó ABC7 New York.

Esa diferencia entre los registros oficiales y los testimonios de los vecinos quedó como uno de los puntos a esclarecer en la pesquisa.

La víctima fue hallada en un sector colapsado y hay familias fuera de sus casas

En medio del operativo, los rescatistas encontraron muerto a un hombre de unos 40 años en el tercer piso del edificio, área que había colapsado durante el incendio, según New York Daily News. Hasta el momento, su identidad no fue difundida oficialmente.

Las coberturas locales también señalaron que una mujer de 48 años, residente del departamento del segundo piso donde habría comenzado el fuego, figuraba entre las personas internadas en estado crítico, de acuerdo con la información citada por ABC7 New York.

Las autoridades no cerraron esa línea y seguían trabajando sobre el punto exacto en que se originó la explosión.

La Cruz Roja instaló un centro de asistencia para los afectados y comenzó a registrar a los damnificados pocas horas después del incendio.

Norwood News indicó en una primera actualización que había 19 personas asistidas, mientras otras coberturas hablaron de 18 residentes desplazados en los reportes posteriores.

Hasta el momento, el edificio sigue bajo evaluación y la seguridad estructural debe ser revisada antes de autorizar un eventual regreso de los vecinos, tal y como indicó ABC7 New York.

La causa exacta de la explosión y del incendio permanece bajo investigación, mientras peritos y autoridades buscaban establecer si existió una pérdida de gas, una falla interna o algún otro factor que explique el desastre.

El pago de las boletas de luz y gas representa todo un desafío para miles de hogares en Argentina, en especial para aquellos con niveles de ingresos cercanos a los niveles de pobreza o indigencia. Frente a este escenario, el Estado nacional dispone de un mecanismo pensado para aliviar ese gasto a través de un beneficio que se tramita íntegramente de manera online.

Se trata de los Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), un esquema que desde 2026 unificó los criterios de acceso a las bonificaciones en electricidad, gas natural por red, gas propano por redes y garrafas de 10 kilos. A diferencia de los regímenes anteriores, que contemplaban distintas categorías de usuarios, el nuevo sistema establece un solo parámetro para determinar quién recibe el beneficio y quién queda afuera.

La gestión del trámite se concentra en una única plataforma digital, administrada por el Ministerio de Economía, donde cada solicitante puede iniciar la inscripción, revisar el estado de su pedido o actualizar los datos de su grupo familiar. El sistema evalúa la información declarada y, en base a ella, confirma o rechaza el acceso al subsidio.

Quiénes pueden acceder al subsidio

El requisito central para ingresar al régimen es que los ingresos netos del grupo familiar no superen el equivalente a tres veces la Canasta Básica Total (CBT) para un hogar tipo 2, según los valores que difunde el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec). Ese monto equivale hoy a 4.594.418 pesos.

Además de ese tope de ingresos, el sistema incorpora a otros hogares aun cuando no cumplan estrictamente ese límite, siempre que cuenten con al menos un integrante que posea Certificado de Vivienda expedido por el Registro Nacional de Barrios Populares (ReNaBaP), Pensión Vitalicia para Veteranos de Guerra del Atlántico Sur o Certificado Único de Discapacidad (CUD).

Los hogares que quedan afuera del beneficio

El esquema también define un conjunto de condiciones patrimoniales que excluyen automáticamente a un hogar del subsidio, más allá del nivel de ingresos que declare. Quedan fuera aquellos grupos familiares en los que algún integrante sea titular de un automóvil con una antigüedad igual o menor a tres años, salvo que en el hogar exista una persona con Certificado Único de Discapacidad.

También resultan excluidos los hogares cuyos integrantes posean en conjunto tres o más inmuebles, aquellos en los que alguno de sus miembros sea dueño de una embarcación de lujo o de una aeronave, y los casos en que algún integrante cuente con activos societarios. Es un hecho que esa evaluación patrimonial se realiza sobre el conjunto del grupo familiar y no de manera individual.

Paso a paso para inscribirse online

Antes de iniciar el trámite, conviene reunir la información necesaria para completar el formulario sin inconvenientes. Se necesita el número de medidor y el número de Cliente, Servicio, Cuenta, Contrato o NIS que figuran en la factura de electricidad y de gas por red, el DNI vigente de quien realiza la gestión, el número de CUIL de cada integrante del hogar mayor de 18 años y una dirección de correo electrónico personal de uso frecuente.

El primer paso consiste en verificar si el hogar ya forma parte del nuevo padrón. Quienes estaban inscriptos en el antiguo Registro de Acceso a Subsidios de Energía (RASE) no deben realizar ningún trámite adicional, dado que sus datos se trasladaron de manera automática al Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF). En cambio, sí deben inscribirse quienes nunca solicitaron el beneficio, los hogares que recibían el subsidio a través del extinto Programa Hogar para garrafas, y quienes eran beneficiarios de la Tarifa Social de Gas en las zonas donde regía ese esquema.

La inscripción se realiza en el sitio oficial del Gobierno (www.argentina.gob.ar/subsidios) destinado a los subsidios energéticos. Para operar en la plataforma es necesario contar con una cuenta habilitada en Mi Argentina, con CUIL y clave personal. Una vez dentro, el usuario puede elegir la opción que corresponda a su situación: iniciar una nueva solicitud, consultar el estado de un trámite en curso o pedir una revisión si los datos registrados no coinciden con la realidad del hogar.

Quienes deban inscribirse por primera vez tienen que completar un formulario con carácter de declaración jurada, en el que se solicitan datos sobre ingresos, cantidad de integrantes del grupo familiar, situación laboral y otros aspectos patrimoniales. Parte de esa información se completa de manera automática con datos que ya posee el Estado, aunque queda a cargo del solicitante revisar los campos restantes y corregir cualquier dato desactualizado.

Con la solicitud enviada, el sistema cruza la información declarada con distintas bases de datos oficiales para confirmar la situación económica y patrimonial del hogar. En base a ese análisis, la plataforma notifica si la solicitud fue aprobada o rechazada. Cuando se producen cambios posteriores en la composición familiar, en los ingresos o en el tipo de servicio contratado, esos datos pueden actualizarse en cualquier momento para que sean tenidos en cuenta en próximas evaluaciones.

Cómo se aplica el descuento en la factura

El beneficio se refleja de manera directa en la factura del servicio, sin que el usuario deba realizar un trámite adicional una vez aprobada la solicitud. En electricidad, la bonificación base es del 50% durante todo el año sobre el consumo definido como base, aunque en las zonas bioambientales muy cálidas y cálidas ese consumo base varía según el mes.

En el caso del gas por redes, el descuento del 50% se concentra en los meses de mayor demanda, mientras que no se aplica ninguna bonificación durante los períodos de menor consumo. De manera extraordinaria, y solo durante 2026, se sumó un descuento adicional del 25% en ambos servicios durante enero, que se irá reduciendo mes a mes hasta desaparecer por completo en diciembre.

El subsidio para quienes usan gas envasado

Los hogares vulnerables que se abastecen con gas envasado también cuentan con un beneficio específico dentro del nuevo régimen. Quienes se inscriban a través del ReSEF pueden acceder a una bonificación mensual de $9.593 por garrafa de 10 kilos. Durante el período invernal, el subsidio contempla dos garrafas por mes, mientras que en el período estival se reduce a una garrafa mensual.

La compra debe realizarse de manera obligatoria a través de las billeteras virtuales BNA+ o MODO, incluyendo a todos los bancos adheridos a esa plataforma de pagos. De esta manera, el descuento opera como un reintegro directo en el momento de la operación, sin que el usuario deba realizar gestiones posteriores para recibirlo.

Quienes eran beneficiarios del ex Programa Hogar y todavía no se inscribieron para recibir el subsidio a la garrafa a través del nuevo esquema pueden hacerlo desde la plataforma oficial o a través de la aplicación Mi Argentina. Ese registro no tiene una fecha límite establecida, aunque mientras la inscripción no se complete, los usuarios no podrán acceder al beneficio.

Entre los legados de las décadas de conflicto en Oriente Medio se encuentra una red de oleoductos que busca desviar el petróleo de la región hacia puertos más seguros. En 1968, tras el cierre del Canal de Suez durante la Guerra de los Seis Días, Egipto y los estados del Golfo concibieron un plan para construir un oleoducto de 320 km (200 millas) que conectaría el Mar Rojo con el Mediterráneo. Sin embargo, no fue hasta 1974, después del embargo petrolero provocado por la Guerra de Yom Kippur, que comenzó la construcción del oleoducto Suez-Mediterráneo (Sumed). En 1977, año en que Sumed entró en funcionamiento, Mobil, una gigante petrolera estadounidense, anunció planes para construir un oleoducto de 1200 km a través de Arabia Saudí, desde los gigantescos yacimientos petrolíferos de Ghawar, cerca del Golfo Pérsico, hasta el Mar Rojo. La construcción del oleoducto Este-Oeste, finalizada en 1981, se aceleró debido al estallido de la guerra Irán-Irak el año anterior.

Hoy, con el estrecho de Ormuz bloqueado, los diversos oleoductos que atraviesan la región revisten una importancia vital. El 4 de agosto, Aramco, el gigante petrolero de Arabia Saudita, señaló que la “infraestructura estratégica”, incluido el oleoducto Este-Oeste, había amortiguado el impacto de la guerra con Irán. Su beneficio operativo en el segundo trimestre aumentó un 29% interanual, ya que los precios más altos compensaron con creces la reducción de volúmenes.

Ahora, los gobernantes de la región ansían más oleoductos. Los Emiratos Árabes Unidos buscan construir uno que discurra junto a su oleoducto Habshan-Fujairah, duplicando así su capacidad. El mes pasado, Estados Unidos, Irak y Qatar anunciaron planes para modernizar un oleoducto que conecta Irak con Siria. Chevron, una importante petrolera estadounidense, está considerando la construcción de una serie de oleoductos desde Irak hasta Siria y Turquía. Aramco también está explorando inversiones.

Todo esto contribuirá al auge de la construcción de oleoductos que se está produciendo en todo el mundo. Según Global Energy Monitor, una empresa de investigación, actualmente hay unos 12.300 km de oleoductos en construcción, con otros 20.100 km propuestos, lo que representa una expansión significativa de los 350.000 km de oleoductos que actualmente forman parte de la red mundial (véase el mapa).

Algunos de estos oleoductos tienen como objetivo mejorar la seguridad del suministro energético sorteando puntos críticos. Otros son necesarios para acceder a fuentes de suministro nuevas o en expansión. En Argentina, donde la producción petrolera está en auge, se está construyendo un oleoducto de 440 km para conectar los campos petrolíferos de Vaca Muerta, en el oeste del país, con el Atlántico. En África oriental, un oleoducto de 1440 km, actualmente en construcción, transportará petróleo desde el interior de Uganda hasta la costa de Tanzania para su exportación.

El coste total de estos proyectos será considerable. Afortunadamente, el creciente interés de los inversores por los activos de infraestructura proporciona una fuente de capital disponible. La construcción de oleoductos no es para cualquiera, ya que suele verse afectada por retrasos regulatorios y está sujeta a la volatilidad geopolítica. Sin embargo, la guerra con Irán ha incrementado la necesidad de este tipo de inversiones.

Un oleoducto de gran diámetro con capacidad para transportar aproximadamente 1 millón de barriles de petróleo al día (b/d) tiene un coste medio de construcción de unos 5 millones de dólares por kilómetro, o alrededor de 5.000 millones de dólares para un oleoducto de 1.000 km. Sin embargo, si atraviesa montañas y otros terrenos accidentados, el coste del proyecto puede multiplicarse considerablemente.

Sin embargo, rara vez existen buenas alternativas. Transportar petróleo a 1000 km por tierra mediante camiones o ferrocarril (cuando es posible) suele ser aproximadamente cinco veces más costoso. (La ruta de transporte de petróleo por carretera de Siria solo ha prosperado porque su red de oleoductos está en mal estado). El transporte marítimo es mucho más barato que los oleoductos, pero no siempre está disponible ni es seguro, y las interrupciones en el suministro pueden resultar enormemente costosas. «El petróleo varado no tiene valor», señala Rob West, de Thunder Said Energy, otra empresa de investigación. Una interrupción de 1 millón de barriles diarios durante un año podría costar quizás 30.000 millones de dólares.

Construir un oleoducto más ancho suele ser más rentable, pero deja a quienes lo financian en una situación difícil si los volúmenes disminuyen. Por ello, es fundamental que los oleoductos transporten de forma constante la cantidad de petróleo para la que fueron diseñados. Así, los oleoductos suelen operar mediante acuerdos de “compra o pago”. Los clientes compran una cantidad mínima del oleoducto o pagan una tarifa fija, a menudo indexada al precio del petróleo durante una década aproximadamente. Este acuerdo garantiza un flujo constante de efectivo, como un bono.

Esto ha convertido a los oleoductos en un activo atractivo para los inversores externos, con quienes las compañías petroleras del Golfo han cerrado varios acuerdos de venta y posterior arrendamiento en los últimos años. Las compañías ceden una participación en un oleoducto a cambio de un pago inicial, sin renunciar al control operativo. Estos acuerdos alivian la presión sobre sus balances y liberan capital para otras inversiones. Aramco busca concretar más acuerdos, tras haber obtenido casi 40.000 millones de dólares en los últimos cinco años.

Los inversores externos disfrutan de una rentabilidad anual fiable del 6-8%. Como resultado, los oleoductos han tenido una gran demanda entre el creciente número de fondos de infraestructura privada, cuyos activos gestionados combinados se cuadruplicaron hasta alcanzar los 1,6 billones de dólares en la década que finaliza en 2025, según McKinsey, una consultora. El 3 de agosto, KKR, un gigante estadounidense de activos privados, finalizó la captación de su mayor fondo de infraestructura hasta la fecha, con un valor total de 19.000 millones de dólares. El mes pasado, junto con Blackstone y Brookfield, dos de sus competidores, la firma firmó un acuerdo de 16.000 millones de dólares con la petrolera kuwaití para adquirir una participación en la red de oleoductos del país.

Los riesgos son “menos graves” que para otros activos, afirma el director de un fondo de infraestructura. Compara una avería en un oleoducto, que se puede reparar rápidamente, con una en una instalación de almacenamiento o terminal, cuya reparación lleva mucho más tiempo. El seguro ofrece una forma de protegerse contra conflictos y otras fuentes de interrupción. Los gobiernos que buscan atraer inversiones también están dispuestos, en ocasiones, a cubrir estos riesgos, señala el inversor.

Líneas de falla

Sin embargo, la construcción de nuevos oleoductos sigue siendo una tarea compleja. Goldman Sachs, un banco de inversión, señala que, en una muestra de nueve oleoductos, el tiempo promedio de construcción fue de aproximadamente 2,5 años. Los oleoductos más largos, sin embargo, requieren muchos más permisos, lo que puede retrasar el desarrollo. Los que cruzan fronteras son aún más difíciles. En los últimos siete años, se han paralizado proyectos de oleoductos por un valor aproximado de 35.000 km, según Global Energy Monitor. Esto incluye el gigantesco oleoducto Keystone XL, que conecta Canadá con Estados Unidos y que fue cancelado por la administración Biden debido a preocupaciones ambientales. En la década de 1990, Irán, Pakistán e India acordaron construir un gasoducto que uniera los tres países. India se retiró del acuerdo en 2009, y aunque la construcción de la conexión Irán-Pakistán comenzó en 2013, aún no se ha completado.

Incluso cuando se construyen, los oleoductos transfronterizos están expuestos a disputas entre países vecinos. Un oleoducto iraquí que atravesaba Arabia Saudí, por ejemplo, fue clausurado en 1990 durante la primera guerra del Golfo. Otro que pasaba por Siria fue cerrado en 1982 cuando el país se puso del lado de Irán en la guerra Irán-Irak.

No obstante, es probable que los oleoductos desempeñen un papel cada vez más vital en el transporte mundial de hidrocarburos. El 20 de julio, los hutíes, un grupo rebelde aliado de Irán en Yemen, declararon el bloqueo del estrecho de Bab al-Mandeb, en el extremo sur del Mar Rojo, por donde suelen pasar los buques cisterna que transportan petróleo saudí desde el oleoducto Este-Oeste. Aramco comenzó entonces a utilizar buques cisterna para transportar el petróleo procedente del este del país a través del Mar Rojo, hasta el oleoducto Sumed. Sin embargo, incluso este oleoducto opera prácticamente a plena capacidad. Es improbable que la demanda de más oleoductos disminuya.

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El boom de Vaca Muerta dejó de ser solo un fenómeno productivo para convertirse en un factor determinante de las cuentas externas del país. A la par de los récords de extracción que viene marcando la formación neuquina, el sector energético empezó a consolidarse como uno de los principales generadores de dólares de la economía argentina, con un saldo comercial que crece a un ritmo cada vez más acelerado.

En ese marco, un informe de BBVA Research proyectó que el superávit energético del país podría escalar a USD 13.600 millones en 2026, luego de haber cerrado 2025 en 7.900 millones de dólares. De cumplirse esa estimación, el crecimiento interanual sería de 72%, en un contexto de mayor producción, más exportaciones y una fuerte sustitución de importaciones.

El documento, titulado “Situación Petróleo y Gas”, destaca que el complejo petróleo y gas representa actualmente 12,5% de las exportaciones argentinas, con una tendencia creciente que se atribuye tanto a mayores volúmenes exportados como a la caída de las compras externas de energía.

El punto de partida de ese proceso es la producción. Según el informe, en 2025 la extracción de petróleo alcanzó los 46,4 millones de m³, equivalentes a un promedio de 860.000 barriles diarios, con un crecimiento de 13,1% interanual. Se trata del nivel más alto registrado en la historia del país.

Un cambio estructural en la matriz energética

El pronóstico de BBVA Research sobre el superávit energético se sustenta en gran medida en lo ocurrido en la primera mitad del año a nivel productivo. En el acumulado a junio de 2026, la producción nacional de crudo creció 17,2% interanual, con Neuquén alcanzando un nuevo máximo histórico de 648.114 barriles diarios.

Detrás de esos números aparece un mismo factor: el avance del shale oil. De acuerdo con el estudio, el petróleo no convencional ya representa el 70% de la producción total de crudo en el país, lo que evidencia una transformación estructural del sector energético. En paralelo, el desarrollo de Vaca Muerta también impulsó la recuperación del gas natural, con una producción estimada en crecimiento de 5,5% para este año, sostenida por el aporte del shale gas.

De esta manera, el banco internacional sostiene que “Argentina dejó atrás su condición de producción estancada para ingresar en una etapa de expansión sostenida, en la que el crecimiento del petróleo no convencional redefine el perfil productivo del país”.

Las cifras oficiales acompañan esa lectura. Según el Instituto Nacional de Estadística y Censos, la balanza comercial de combustibles y energía acumuló en el primer semestre de 2026 un superávit de USD 5.076 millones, un salto de 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 de 42,5% interanual, mientras que las importaciones se mantuvieron en 1.518 millones de dólares.

El desafío de la infraestructura

Ahora bien, el análisis del banco advierte que el principal desafío ya no es productivo, sino de infraestructura. “El crecimiento del petróleo requiere ampliar la capacidad de transporte, almacenamiento y exportación para evitar cuellos de botella y capitalizar plenamente el nuevo nivel de producción alcanzado”, indica el análisis.

Hoy, el país cuenta con una red de más de 16.000 kilómetros de gasoductos troncales, pero el desarrollo de Vaca Muerta exige, según el informe, nuevas inversiones en oleoductos, terminales portuarias y proyectos de exportación de energía. En ese sentido, BBVA Research estimó que serán necesarias inversiones adicionales de entre USD 15.000 millones y USD 20.000 millones para acompañar la expansión del sector.

Uno de los proyectos que apunta a destrabar ese cuello de botella es 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, y prevé su puesta en marcha para fines de este año. La obra, aprobada 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.

Un factor determinante para el crecimiento de las exportaciones energéticas tiene que ver con el marco legal. La Secretaría de Energía aprobó un nuevo procedimiento para la exportación de hidrocarburos líquidos y sus derivados, a través de la Resolución 166/2026. La medida eliminó la oferta previa obligatoria en el mercado interno que regía desde 2017 y reemplazó tres resoluciones dispersas, algunas con más de tres décadas de vigencia, por un único marco normativo.

Contexto internacional favorable

Por otra parte, el análisis del banco internacional remarcó que el escenario global continúa siendo relevante para el sector. “La volatilidad geopolítica en regiones clave como Medio Oriente refuerza, según el informe, la importancia de productores alternativos con capacidad de expansión, como Argentina”, remarca el estudio.

Esa coyuntura ayudó a sostener los precios internacionales durante buena parte del año. Aun así, BBVA Research espera una normalización gradual de las cotizaciones hacia el segundo semestre de 2026, aunque aclaró que la persistencia de riesgos geopolíticos sostiene un entorno favorable para países con crecimiento productivo como el argentino.

El sector proyecta, además, inversiones por casi USD 13.000 millones para este año, con un pico previsto para 2027 que superaría los USD 21.000 millones, en línea con la magnitud de las obras de infraestructura que el propio informe identifica como el próximo desafío del ciclo expansivo que atraviesa la industria petrolera argentina.

A partir de 2027, la Unión Europea prohibirá por completo la importación de gas natural licuado (GNL) ruso, un mercado del que hoy depende en gran medida: los países del bloque compraron casi toda la producción de la planta siberiana de Yamal durante el primer semestre de este año. Ante esa fecha límite, Rusia viene ampliando de forma discreta su flota de buques gaseros para sostener sus exportaciones pese a las restricciones, según reveló el diario Financial Times.

Una flota que ya suma 25 buques

Según la firma de datos marítimos Windward, citada por el diario británico, al menos ocho tanqueros de GNL usados fueron vendidos y utilizados en los últimos seis meses para transportar cargamentos rusos, lo que eleva a 25 buques el tamaño de esta flota. Incluye dos naves nuevas construidas en el astillero ruso de Zvezdá: el Alekséi Kosygin, que transporta cargamentos del sancionado proyecto Ártico LNG 2 desde diciembre, y el Konstantín Posiet, bautizado este mes.

Cuatro de los buques recientemente adquiridos por Rusia transportaron volúmenes desde terminales que manejan GNL sujeto a sanciones occidentales, de acuerdo con datos de Kpler analizados por el Financial Times. Todos navegan hoy bajo bandera rusa, rebautizados con nombres como Kosmos, Orión, Merkuri y Luch.

El mismo manual que la flota petrolera

El esquema replica el que Rusia ya utiliza con su “flota oscura” de petroleros —que supera los 1.000 barcos— para eludir las sanciones occidentales sobre el crudo.

“La flota petrolera en la sombra tuvo precedentes en Irán y Venezuela. Pero ningún otro país había alcanzado ese nivel de avance tecnológico en producción de gas para el momento en que fue sancionado”, dijo al Financial Times Irina Mirónova, investigadora sénior del New Energy Advancement Hub, quien calificó el fenómeno de “único”.

Los tanqueros de esta flota gasera pertenecen mayormente a empresas fantasma radicadas en Dubái, Hong Kong y Singapur, y navegan bajo banderas de conveniencia, recurriendo a interferencia de señales y transferencias buque a buque para disimular el origen de la carga.

Por qué construir un buque gasero es más difícil

Sin embargo, replicar el modelo petrolero con gas es considerablemente más complejo, advirtió Septimus Knox, director de la firma de inteligencia S-RM, en declaraciones al Financial Times. “La ejecución es mucho más difícil por la naturaleza del transporte de GNL. Hay menos buques y se requiere infraestructura más específica y escasa”, explicó.

Los buques gaseros cuestan unos 300 millones de dólares y necesitan sistemas de contención complejos para mantener el gas líquido a -162°C. Como las principales plantas rusas están en el Ártico, además se requieren buques de clase hielo durante gran parte del año.

China es hoy el único comprador de la producción sancionada de Ártico LNG 2: once buques, con diez años de antigüedad promedio, transportan esos volúmenes hacia terminales flotantes desde donde se transfieren a tanqueros convencionales. Todos están bajo sanciones de Estados Unidos, y la empresa privada Novatek se convirtió en propietaria o fletadora de casi todos en los últimos dos años.

Novatek domina el sector: su planta de Yamal, junto con la sancionada Ártico LNG 2, produce más del 65% del total nacional, según el organismo estadístico ruso, mientras que el proyecto Sajalín-2, de la estatal Gazprom, aporta otro 30%. Buena parte de los volúmenes no sancionados todavía viaja en buques fletados a navieras internacionales, como la griega Dynagas o la japonesa Mitsui OSK, pero la ola de restricciones obligó a Moscú a diversificar.

Un cuello de botella tecnológico

El ritmo de expansión podría chocar pronto con una barrera técnica. Navin Kumar, de la consultora Drewry, dijo al Financial Times que Rusia podría tener dificultades para seguir construyendo sus propios buques, ya que la empresa francesa GTT mantiene un cuasi monopolio sobre los sistemas de contención especializados y suspendió sus contratos con Rusia en 2023 por las sanciones europeas. Aun si Moscú desarrollara tecnología propia, necesitaría aprobaciones de organismos internacionales, en un proceso que Kumar calificó de “largo y complejo”. Otros cuatro buques se construyen actualmente en Zvezdá, mientras seis embarcaciones de clase hielo permanecen bloqueadas para su entrega en el astillero surcoreano Hanwha.

Esa limitación empuja a Rusia hacia el mercado de segunda mano, donde ya compite con otros actores. “Hay muchos buques antiguos saliendo al mercado, y sí creo que una parte de ellos terminará en la flota rusa”, dijo al Financial Times Carl-Antoine Saverys, director ejecutivo de la naviera gasera Exmar, que reconvierte tanqueros usados en unidades de almacenamiento flotante.

La semana pasada, la Unión Europea dispuso que la venta de tanqueros de GNL a ciudadanos rusos deberá notificarse a Bruselas, aunque —tras presión de Grecia— evitó prohibir el transporte de gas ruso en buques comunitarios hacia terceros países.

El capital movilizado en fusiones y adquisiciones en la Argentina creció un 38% en el primer semestre de 2026 respecto al mismo período del año anterior, al alcanzar los USD 4.672 millones en 129 operaciones, según el Reporte de M&A del primer semestre publicado por la consultora Aon. El dato contrasta con una caída del 5% en el número de transacciones, lo que refleja un mercado donde los inversores apuestan por operaciones de mayor envergadura en sectores estratégicos.

La transacción más voluminosa del período fue la adquisición por parte de Mercuria Energy Group, firma independiente de energía y materia prima con sede en Suiza, del 100% de los activos de downstream de Raízen en Argentina —que incluyen una refinería en Dock Sud con capacidad para 101.000 barriles diarios y una red de 700 estaciones de servicio Shell— por USD 1.420 millones, a través de sus subsidiarias Latam Downstream Holdings Ltd. y Silver Projects I S.A.U. El acuerdo vinculante se firmó en junio de 2026. La operación representó una de las mayores apuestas del capital internacional por los activos de distribución de combustibles en el país.

El sector de energía, petróleo y gas fue el principal motor de actividad durante el semestre, seguido por tecnología y software vinculados a la industria, y el rubro de alimentos. Este patrón sectorial se alinea con la tendencia identificada por PwC Argentina, que en su propio análisis del período señaló que energía y recursos concentraron aproximadamente un tercio de las operaciones anunciadas, con un protagonismo marcado del segmento de Oil & Gas, impulsado en parte por el potencial de Vaca Muerta.

“A medida que avanza el año, observamos que la Argentina obtiene una mayor atención y expectativa por parte de los inversores. El país está captando un mayor interés para operaciones estratégicas en sectores como energía, minería, infraestructura, tecnología y alimentos, impulsado tanto por el potencial de crecimiento como por las oportunidades de consolidación que ofrecen estas industrias", afirmó Carlos Dorado, Líder de M&A and Transaction Solutions para Hispanic South America en Aon, en el reporte.

El contexto regional: menos operaciones, pero mayor valor

A nivel regional, el informe registró 1.062 transacciones en América Latina por un valor total de USD 49.107 millones hasta junio de 2026, lo que representa una caída del 30% en el número de operaciones y del 6% en su valor respecto al primer semestre de 2025.

Brasil mantuvo el liderazgo por volumen con 593 deals —un descenso del 35%—, aunque el capital movilizado creció un 15% hasta los 32.557 millones de dólares. Le siguió Chile con 163 transacciones y una caída del 13% tanto en número como en valor (USD 3.595 millones). La Argentina ocupó el tercer lugar del ranking regional.

México, en tanto, registró 118 transacciones —una baja del 19% en número—, pero un alza del 21% en valor, con USD 10.911 millones. Colombia anotó 91 operaciones (descenso del 29%) y fue uno de los mercados con mayor expansión en capital movilizado: un incremento del 50%, hasta 7.230 millones de dólares.

El caso más llamativo en términos de valorización fue Perú, con 58 transacciones y el mayor aumento en capital movilizado de toda la región: un salto del 313% respecto al primer semestre de 2025, hasta alcanzar los 4.337 millones de dólares.

En el ámbito de las operaciones transfronterizas, las empresas latinoamericanas concentraron su actividad de expansión principalmente en Europa y América del Norte, con 42 y 22 transacciones respectivamente. En sentido inverso, Norteamérica fue la región con mayor participación en adquisiciones dentro de América Latina, seguida por Europa y Asia.

El análisis de Aon sobre Argentina coincide con datos de otras consultoras. Según PwC Argentina, el primer semestre de 2026 se posicionó como el tercer semestre más activo por valor desde 2010, con compradores locales a la cabeza del 59% de las adquisiciones. Entre las operaciones más relevantes del período también figuraron la compra por parte de Vista Energy de los activos de Equinor en Vaca Muerta por aproximadamente USD 1.100 millones, y la adquisición de Prisma Medios de Pago y Newpay por parte de Visa por 1.500 millones de dólares

Las recientes inspecciones de la Acodeco sobre los cilindros de gas licuado de petróleo (GLP) de 25 libras han suscitado inquietud entre pequeños comercios, pero la entidad aclaró que estos operativos no buscan sancionar a los minoristas cuando se detecta un faltante en el contenido.

La Autoridad de Protección al Consumidor y Defensa de la Competencia detalló que, al detectar un cilindro con menos gas del estipulado, el procedimiento consiste en retirar el tanque del punto de venta y abrir una investigación técnica.

Posteriormente, se notifica al distribuidor para que presente sus descargos y, si se comprueba una infracción, se aplican las sanciones previstas por la ley.

En Panamá propietarios de comercios dedicados a la venta al por menor evaluaban suspender la venta de los cilindros de gas licuado de 25 libras

El llamado “tanquecito de gas” es utilizado en más de 734 mil hogares y tiene un precio unitario de $4.37, gracias a un subsidio estatal que data de 1993, que anualmente representa una erogación estatal de al menos $90 millones.

La posibilidad de que comerciantes dedicados al comercio al por menor suspendieran la venta de cilindros de gas de 25 libras generó inquietud entre los consumidores.

Diversos propietarios de minisúper y abarroterías, especialmente dentro de la comunidad china, han manifestado en redes sociales que la falta de tiempo para revisar el contenido de los cilindros y el temor a conflictos por el peso declarado los ha llevado a considerar la suspensión temporal de este servicio.

Los comerciantes alegan que la tarea de verificar cada cilindro y enfrentar sanciones representa una carga adicional difícil de asumir.

El administrador de la entidad, Ramón Abadi Balid, subrayó que el enfoque está en proteger a los consumidores y asegurar que cada familia reciba la cantidad de gas por la que paga.

“Es importante que los propietarios de minisúper, abarroterías y la ciudadanía tengan la tranquilidad de que la Acodeco no sanciona al comercio minorista cuando detecta un cilindro de 25 libras con menos contenido del debido”, afirmó, reforzando que solo se sanciona a quienes incumplen dentro de la cadena de suministro.

En la práctica, los funcionarios verifican el peso de los cilindros con equipos calibrados y, si encuentran un faltante, retiran el producto sin imponer multas al comercio donde se realizó la detección.

El objetivo central de estas inspecciones es garantizar la protección del consumidor y la transparencia en la distribución del GLP.

Las verificaciones del contenido neto de los cilindros continuarán en todo el país, como parte de las acciones permanentes de vigilancia del mercado que realiza la entidad.

Estas medidas buscan fortalecer la transparencia a lo largo de la cadena de distribución y proteger los recursos públicos destinados al subsidio del gas.

Las inspecciones sobre los cilindros de gas GLP de 25 libras no tienen como propósito sancionar a los comercios minoristas, sino identificar irregularidades en el contenido neto y garantizar que los consumidores reciban lo que realmente pagan.

Cuando se detecta un faltante, el cilindro es retirado para investigación y, en caso de comprobarse responsabilidad del distribuidor, se imponen las sanciones correspondientes.

El administrador general enfatizó que la entidad mantendrá estos operativos y llegará “hasta el fondo de cada investigación” para determinar en qué etapa de la cadena se produce cualquier pérdida de contenido. “Ese compromiso lo vamos a hacer cumplir”, aseguró.

También hizo un llamado a no dejarse llevar por informaciones incorrectas sobre estos operativos.

Insistió en que los comercios donde se hallan cilindros con faltante no son objeto de sanción automática, sino parte de un proceso de control que finaliza solo si se demuestra un incumplimiento normativo por parte de los responsables en la cadena de suministro.

Se reiteró que la vigilancia seguirá extendiéndose por todo el país para asegurar la transparencia en el mercado y salvaguardar los derechos económicos de los consumidores panameños.

El comienzo de agosto marcó una nueva serie de aumentos en el costo de vida. Algunos de ellos cuales ya se sintieron, ya que desde el sábado 1 de agosto comenzaron a regir nuevos incrementos en el boleto de colectivo de las líneas que circulan en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA) como también de la provincia de Buenos Aires. Otros, como la luz, gas, agua y colegios, se sentirán en la próxima boleta. Sin embargo, no todos aumentaron al mismo ritmo en lo que va del 2026 y en el último año, lo que responde a diferentes intereses y regulaciones.

En CABA, el boleto de colectivo subió 3,9% y el valor pasó de $820,99 a $853. En la provincia, el incremento llegó a 4,4% y elevó el boleto de colectivo de $1.063,98 a $1.110. El boleto de tren tuvo una suba mayor: 10,5%, de $380 a $420. Estas modificaciones ocurrieron en el marco de una mecánica particular de definición de tarifas, con distintos criterios y autoridades responsables.

CABA fija el precio de los colectivos que sólo circulan en la ciudad, mientras que la provincia de Buenos Aires regula los que operan en su territorio. La Secretaría de Transporte de la Nación define el valor de los colectivos que cruzan los límites de la ciudad y forman parte del sistema del AMBA. En 2026, tanto la ciudad como la provincia aplicaron una fórmula de incremento de dos puntos porcentuales por encima del aumento mensual de la inflación. Salvo ciertos meses en donde la provincia convalidó subas más altas, en respuesta a reclamos de empresas de transporte por mayores ingresos.

El gobernador Axel Kicillof priorizó ajustar la tarifa antes que subir los subsidios, una medida que no impactó directamente en su costo político ya que la mayoría de los usuarios no identifica el origen de la autorización. Lo mismo sucede en la Ciudad con Jorge Macri. En las líneas reguladas a nivel nacional, el Gobierno mostró menor disposición para convalidar nuevas subas, ya que éstas inciden en el índice de inflación. Hasta ahora para agosto, la Secretaría de Transporte de la Nación no fijó un nuevo aumento de tarifa tras el 6% acumulado entre mayo, junio y julio.

Al comparar los incrementos anuales, las diferencias se hicieron evidentes. El boleto de colectivo en CABA aumentó 67,58% entre agosto de 2025 y agosto de 2026, subiendo de $509 a $853. En la provincia de Buenos Aires, el alza fue del 119% en el mismo período, de $506 a $1.110. Si se observa sólo el período enero-agosto de 2026, CABA tuvo una suba del 37,58% (de $620 a $853) y la provincia del 61,43% (de $688 a $1.110).

Agua, luz y gas

En el caso de los servicios públicos, la factura de agua de AySA, empresa que opera en CABA y 26 partidos del conurbano bonaerense, aumentó 3% en agosto. El valor medio mensual sin impuestos para usuarios residenciales con agua y cloaca quedó en $35.940,69, frente a $34.895 de julio, lo que representó un incremento de 1.045,69 pesos.

A su vez, la Secretaría de Energía de la Nación informó que la tarifa de gas subió 2,99% a nivel nacional, mientras que la electricidad en el AMBA tuvo una suba del 1,8%. En otras jurisdicciones, los ajustes de tarifas eléctricas quedaron bajo responsabilidad de los entes reguladores locales.

Pero el sistema de subsidios continuará en agosto. Se prorrogó un 25% extra de bonificación para usuarios de gas natural y gas propano indiluido por redes, además de una bonificación adicional del 16,59% en electricidad. La vigencia de estos beneficios respondió a la política oficial de amortiguar el impacto de los aumentos sobre los hogares que mantienen subsidios.

Colegios y alquileres

En el sector educativo, los aranceles de colegios privados bonaerenses subieron 8,1% de manera escalonada: 5,5% en agosto y 2,5% adicional en septiembre. Este ajuste alcanzó a 1,2 millones de alumnos que asisten a establecimientos privados de la provincia. En el nivel primario, los valores de agosto oscilaron entre $37.150 para instituciones con 100% de subsidio estatal y $167.990 para colegios con 40% de subsidio. Tras el segundo tramo en septiembre, los montos quedarán entre $38.070 y 172.180 pesos.

El mercado de alquileres también tuvo actualizaciones, con dos esquemas según la fecha del contrato. Los firmados bajo la Ley de Alquileres (hasta el 17 de octubre de 2023) se ajustaron según el Índice para Contratos de Locación (ICL) y en agosto subieron 31,52% interanual. Los acuerdos celebrados bajo la Ley 27.737 (del 18 de octubre al 29 de diciembre de 2023) se ajustan por la fórmula de Casa Propia, con un alza estimada en 36%. Los contratos más recientes se rigen por el criterio de “libertad de contratación”, por lo que los incrementos dependen de lo pactado entre partes.

Prepagas

En el rubro salud, las principales empresas de medicina prepaga confirmaron subas de hasta 2,1% para agosto. Desde julio de 2025, las compañías deben informar mensualmente a la Superintendencia de Servicios de Salud (SSS) los valores vigentes de sus planes. En esta ocasión, las subas comunicadas incluyeron a OSDE, Avalian y Sancor Salud, con un incremento del 1,9% en agosto. Swiss Medical trasladó una suba de 1,8% y Galeno un 2,1 por ciento.

Diferente ritmo de aumento

Previo a que se conocieron los aumentos de agosto, el Instituto Interdisciplinario de Economía Política de la Universidad de Buenos Aires (IIEP-UBA) informó que en julio un hogar promedio del AMBA sin subsidios gastó $295.826 para cubrir necesidades energéticas, de transporte y agua potable. Ese gasto creció 4,6% respecto del mes anterior y alcanzó un 53% más que en julio de 2025.

El informe remarcó que la canasta total de servicios subió 19 puntos porcentuales (p.p.) por encima del índice general de precios interanual. El costo de la canasta aumentó 53%, cuando el IPC estimó una suba del 34% en el mismo período. Y a esto se debe sumar los nuevos aumentos de agosto.

Lo que es la explicación de por qué muchas personas aseguran que el dato de inflación que da a conocer el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec) no se corresponde con los aumentos que siente su bolsillo en la diaria. Es que no hay que olvidar la inflación es un promedio del aumento de 12 divisiones que tiene diferentes ponderaciones.

El análisis del IIEP-UBA detalló que el mayor incremento interanual se vio en el transporte, con una suba del 73% respecto a julio de 2025, superando la variación del IPC. El gasto en agua aumentó 35%, la energía eléctrica 48% y el gas natural 39% en términos interanuales. Estos datos muestran el peso creciente de los servicios esenciales en el presupuesto familiar, en un escenario de inflación persistente y ajustes sucesivos.

Los aumentos de agosto se sumaron a una serie de ajustes previos que modificaron la estructura de costos de los hogares urbanos y del conurbano. Cada rubro presentó particularidades en la forma de actualización, los criterios regulatorios y la velocidad de traslado al usuario final. El seguimiento de estos cambios resultó fundamental para entender la dinámica de los precios y el alcance de las políticas públicas en el acceso a los servicios básicos, el transporte, la educación y la salud.

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 sube un 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 pasa a $853,01, mientras que en el conurbano bonaerense el valor para el tramo de entre 0 y 3 kilómetros llega a $1.105,48. El subte porteño tien 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 aumentan 3,9% desde hoy. En la Autopista Alberti, el valor para autos pasa 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 quedan en $4.701,49 fuera de la hora pico y en $6.662,77 durante ese horario. En la Autopista Illia, el valor asciende 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 suben 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 van 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 pasan 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 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%.

En el marco del proceso de actualziación de tarifas, el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) publicó los aumentos que impactarán a partir de agosto en las boletas de luz y gas de los usuarios del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

Los nuevos cuadros tarifarios de los servicios energéticos brindados por las empresas Edenor y Edesur quedaron establecidos mediante la publicación en el Boletín Oficial de las resoluciones 375/2026 y 374/2026 del ENReGE. Los valores comenzarán a regir a partir de este mismo sábado, de acuerdo con los dispuesto.

Con respecto a la suba prevista para los usuarios de Edenor, el aumento será de un 1,78%, según la suba en el concepto de Costo Propio de Distribución (CDP). Por otro lado, quienes se encuentren bajo el área de cobertura de Edesur sufrirán una suba del 1,71% en sus boletas.

De igual forma, el Gobierno mantiene vigente los subsidios, según el nivel de ingresos de l grupo familiar y de consumo.

La medida alcanza a usuarios residenciales con y sin subsidio, clubes de barrio y de pueblo, entidades de bien público y usuarios-generadores.

Las nuevas disposiciones también incluyen la aprobación del Valor Agregado de Distribución (VAD) Medio, que a partir de la fecha indicada será de $ 69,394 para Edenor y de $ 63,540 para Edesur. Además, se definen los valores tarifarios que deberán aplicarse para el sistema de medición autoadministrada, así como los montos correspondientes al Costo de la Energía Suministrada en Malas Condiciones (CESMC) y al Costo de la Energía No Suministrada (CENS).

Las resoluciones disponen que ambas empresas deberán publicar los nuevos cuadros tarifarios en al menos dos diarios de mayor circulación en su área de concesión dentro de los cinco días corridos posteriores a la notificación de la medida. El objetivo es asegurar que los usuarios estén debidamente informados sobre los valores vigentes y los cambios que impactarán en sus facturas a partir del 1 de agosto de 2026.

Nuevos aumentos en el gas

Como es habitual llegando fin de mes, el Ejecutivo autorizó también una nueva suba en las tarigas de gas. De esta manera, publicó los nuevos cuadros tarifarios que regirán a partir del mes próximo.

La Resolución establece que las facturaciones de ambas empresas deberá reflejar el Precio Anual Uniforme (PAU) y, cuando corresponda, las bonificaciones previstas en el marco del régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF). Las licenciatarias deberán cumplir con la obligación de identificar de forma clara estos conceptos en las facturas emitidas a los usuarios.

Para usuarios residenciales sin subsidios energéticos focalizados, los cargos fijos mensuales y cargos variables por m³ de consumo se segmentan por subzonas y escalas de consumo.

En el AMBA, hay dos empresas que se encargan de admnistrar el suministro de gas: Metrogas y Naturgy BAN. Con respecto al primer caso, para la categoría R1 en Capital Federal, el cargo fijo es de $4.350,12 y el cargo variable de $155,74 por m³ para consumos de hasta 1.000 m³ anuales; en Buenos Aires, el fijo es de $5.023,67 y el variable de $157,32 por m³. Los valores varían ascendiendo por escalas y categorías, llegando hasta $103.928,59 de cargo fijo y $146,28 por m³ para escalas superiores y grandes demandas.

En el caso de entidades de bien público y clubes de barrio y de pueblo, se aplica una estructura tarifaria diferenciada conforme a la normativa vigente. Estos usuarios acceden a cargos variables y fijos menores, con valores, por ejemplo, de $23.039,79 y $23.031,87 de cargo fijo, y $155,74 y $157,32 por m³ de consumo para los primeros escalones en Capital Federal y Buenos Aires respectivamente.

Mientras tanto, para aquellos usuarios residenciales de Naturgy BAN, el cargo fijo mensual parte de $4.350,12 para la categoría más baja, asciende a $12.896,90 en escalones intermedios, y llega hasta $103.928,59 en los consumos más altos. El cargo variable por metro cúbico de consumo se establece en $208,66, con una deducción por diferencias diarias acumuladas de -$4,78, quedando $203,88 incluidos en los cargos por consumo. El costo de gas retenido es de $8,72 y el costo de transporte, de $100,48 por m³. En Buenos Aires, los valores son similares: cargo fijo inicial de $5.023,67 y variable de $208,66 por m³, con los mismos conceptos de deducciones y componentes del precio final.

En cuanto a la composición del precio, el Precio en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) representa el 72,88% del cargo variable, mientras que el costo de transporte equivale al 25,58%. La participación por ruta en la compra de transporte muestra que la mayor parte proviene de la ruta TGS - Neuquén - GBA, con un 59,61% de incidencia.

El cuadro tarifario también detalla que, para entidades de bien público y clubes de barrio y pueblo, los valores son más bajos y están diferenciados según subzonas y escalas de consumo. Por ejemplo, los cargos fijos parten de $1.782,38 y escalan a $19.086,21, mientras que el cargo variable se mantiene en $148,96 hasta llegar a $195,02 en los tramos superiores de consumo.

Mientras persisten las tensiones geopolíticas en Medio Oriente y continúan los riesgos sobre algunas de las principales rutas mundiales del comercio energético, América Latina y el Caribe fortalece sus propias cadenas de suministro de combustibles. El aumento de la producción de petróleo y gas natural, junto con un mayor peso del comercio intrarregional, posiciona a la región con una mayor capacidad para abastecer su demanda energética utilizando recursos propios.

Según el último informe de la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE), durante marzo de 2026 la producción regional alcanzó 324 millones de barriles de petróleo y 22 mil millones de metros cúbicos de gas natural, en un contexto marcado por la volatilidad internacional derivada de los conflictos sobre infraestructura energética y las tensiones en torno al estrecho de Ormuz.

Menor dependencia de proveedores externos

Uno de los indicadores que más refleja el cambio en las cadenas de suministro es el comercio entre los propios países de la región. En petróleo, el 53% de las importaciones realizadas por América Latina y el Caribe provino de productores regionales, mientras que en el caso del gas natural esa participación alcanzó el 49%, consolidando un esquema de abastecimiento con menor dependencia de mercados extrarregionales.

El informe señala que esta mayor integración energética fortalece la seguridad de suministro, ya que cerca de la mitad del gas natural importado por los países latinoamericanos fue abastecido por productores de la propia región. Esa dinámica reduce la exposición frente a eventuales interrupciones logísticas o restricciones derivadas de conflictos internacionales.

Brasil lidera el petróleo y Argentina impulsa el gas

En petróleo, la producción regional creció un 9% interanual respecto de marzo de 2025 y un 1,3% frente a febrero de este año. Brasil encabezó la producción con el 41% del total regional, seguido por México (17%) y Venezuela (11%). También sobresalieron Guyana (9%), Argentina (8%), Colombia (7%) y Ecuador (5%).

En gas natural, el crecimiento fue del 5% interanual y del 5% mensual. Argentina lideró la producción regional con una participación del 23%, impulsada por el desarrollo de Vaca Muerta, seguida por Trinidad y Tobago (21%) y Brasil (15%). Bolivia y México aportaron el 10% cada uno, mientras que Venezuela, Perú, Colombia y Ecuador completaron el resto de la oferta regional.

Un desafío que también es logístico

Para OLACDE, el fortalecimiento de las cadenas regionales de suministro no depende únicamente de aumentar la producción de hidrocarburos. El organismo sostiene que el principal desafío pasa por mejorar la infraestructura energética, ampliar las conexiones entre países y facilitar el intercambio comercial para que los recursos disponibles puedan llegar con mayor eficiencia a los mercados que los demandan.

En ese escenario, la integración regional adquiere un rol estratégico. Contar con una red de abastecimiento más conectada permite reducir tiempos de respuesta frente a eventuales interrupciones del comercio internacional, diversificar las fuentes de suministro y fortalecer la resiliencia logística del sistema energético latinoamericano. A ello se suma la necesidad de seguir invirtiendo en gasoductos, oleoductos, terminales portuarias y otras infraestructuras que faciliten el movimiento de hidrocarburos entre productores y mercados de consumo.

En un contexto de elevada incertidumbre global, la capacidad de abastecerse dentro de la propia región aparece como uno de los principales factores para sostener la continuidad de las cadenas de suministro de combustibles.

S&P Global Ratings elevó la calificación crediticia de Compañía General de Combustibles (CGC), la petrolera de Corporación América, el holding que lidera Eduardo Eurnekian.

La suba, “impulsada por su solidez operativa y financiera”, según destacó CGC, impacta en la calificación crediticia de largo plazo de la empresa.

S&P asignó una perspectiva estable, “en reconocimiento a la fortaleza alcanzada por la compañía en materia financiera y operativa”.

“La decisión refleja la reducción del riesgo de refinanciación, una mejora sostenida de la rentabilidad y el fortalecimiento de sus indicadores crediticios. Asimismo, la nota de CGC fue elevada de CCC+ a B-”, se detalló.

S&P también destacó la incorporación de producción proveniente del bloque Aguada del Chañar, en Vaca Muerta, cuya contribución permitirá acelerar la participación del petróleo dentro del portafolio productivo de CGC.

“Junto con la implementación de un programa integral de eficiencia y un escenario más favorable para los precios internacionales del crudo, este desarrollo contribuyó a fortalecer la generación de caja y mejorar significativamente los márgenes operativos de la compañía. La perspectiva estable asignada por la calificadora refleja su expectativa de que CGC continúe fortaleciendo su rentabilidad, mantenga una sólida generación de fondos y un acceso fluido a los mercados financieros”, destacaron desde la petrolera.

La noticia llega en lo que este medio denominó días atrás, un “boom de endeudamiento”, con las empresas que emitieron casi USD 10.000 millones en la primera mitad de 2026, con las energéticas que concentraron la mitad de ese monto.

El mercado argentino de obligaciones negociables (ON) cerró el primer semestre del año con emisiones por USD 9.632 millones en 169 series, un 8% más que el mismo período del año anterior. De ese total, las empresas energéticas absorbieron 55 de cada 100 dólares, pese a haber realizado apenas el 14% de las emisiones del período. CGC está dentro de las compañías que emitieron ONs en el período.

Palermo Aike y Chile

El plan se apoya en la capacidad de transporte regional en la que participa la compañía, con flujos hacia Chile y Brasil de hasta 50 millones de metros cúbicos diarios, según expuso el presidente y CEO de la empresa en el foro internacional de energía. Ese corredor es presentado como una condición para transformar nuevos recursos en exportaciones sostenidas.Durante el panel “La Argentina en el Mercado Regional”, Eurnekian sostuvo también que el desarrollo no convencional de Palermo Aike, en la cuenca Austral, es la próxima gran oportunidad productiva del país ante la inminente generación de grandes volúmenes de gas asociado en Vaca Muerta. Su planteo vincula la expansión de la oferta con la necesidad de abrir nuevas vías de evacuación y venta.El ejecutivo precisó que Palermo Aike se consolida como el segundo recurso energético más relevante de Argentina, con estimaciones de hasta 10.000 millones de barriles de petróleo y más de 130 billones de pies cúbicos de gas. Esas cifras, presentadas por Eurnekian, ubican al yacimiento entre los desarrollos shale más prometedores fuera de Vaca Muerta.Según explicó el empresario, el trabajo de CGC junto con YPF en perforación y adquisición de datos permitió acelerar la curva de aprendizaje y reducir la incertidumbre técnica en Palermo Aike. Esa tarea preliminar también ayudó a disminuir el riesgo exploratorio y, en palabras de Eurnekian, a “ampliar la frontera productiva de Argentina”.

El presidente de la compañía afirmó que el proyecto presenta condiciones geológicas comparables con las de Vaca Muerta. Esa similitud, de acuerdo con su exposición, refuerza la calidad del recurso y la posibilidad de escalar la producción en el corto y mediano plazo.

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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.

]]>Reutershttps://www.infobae.com/economia/2026/07/29/inflacion-de-agosto-uno-por-uno-todos-los-aumentos-que-enfrentaran-los-argentinos-a-partir-del-proximo-mes/https://www.infobae.com/economia/2026/07/29/inflacion-de-agosto-uno-por-uno-todos-los-aumentos-que-enfrentaran-los-argentinos-a-partir-del-proximo-mes/Wed, 29 Jul 2026 10:39:28 +0000

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%.

]]>https://www.infobae.com/economia/2026/07/24/el-gobierno-modifico-el-esquema-de-ajuste-del-precio-del-gas-como-impactara-en-las-tarifas/https://www.infobae.com/economia/2026/07/24/el-gobierno-modifico-el-esquema-de-ajuste-del-precio-del-gas-como-impactara-en-las-tarifas/Fri, 24 Jul 2026 22:44:50 +0000

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.

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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”.

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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).

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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.

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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.

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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.

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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.

]]>Reutershttps://www.infobae.com/opinion/2026/07/13/vaca-muerta-la-grieta-que-no-existe-y-la-oportunidad-que-la-argentina-no-puede-desperdiciar/https://www.infobae.com/opinion/2026/07/13/vaca-muerta-la-grieta-que-no-existe-y-la-oportunidad-que-la-argentina-no-puede-desperdiciar/Mon, 13 Jul 2026 10:29:12 +0000

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

]]>REUTERShttps://www.infobae.com/economia/2026/07/13/superavit-energetico-historico-en-seis-meses-la-argentina-casi-igualo-el-record-de-todo-2025/https://www.infobae.com/economia/2026/07/13/superavit-energetico-historico-en-seis-meses-la-argentina-casi-igualo-el-record-de-todo-2025/Mon, 13 Jul 2026 05:25:07 +0000

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.

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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.

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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”.

]]>Reutershttps://www.infobae.com/economia/2026/07/10/los-subsidios-energeticos-aumentaron-1608-interanual-real-en-junio/https://www.infobae.com/economia/2026/07/10/los-subsidios-energeticos-aumentaron-1608-interanual-real-en-junio/Fri, 10 Jul 2026 05:09:04 +0000

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%.

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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.

]]>Reutershttps://www.infobae.com/economia/2026/07/05/la-ruta-del-petroleo-en-medio-de-boom-de-vaca-muerta-como-se-calculan-las-regalias-y-cuanto-cobran-las-provincias/https://www.infobae.com/economia/2026/07/05/la-ruta-del-petroleo-en-medio-de-boom-de-vaca-muerta-como-se-calculan-las-regalias-y-cuanto-cobran-las-provincias/Sun, 05 Jul 2026 15:33:18 +0000

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.

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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.

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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.

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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.

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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.

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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.

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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.

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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.

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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.

]]>https://www.infobae.com/colombia/2026/06/26/informe-revelo-cifras-que-dejan-mal-parado-al-gobierno-petro-en-el-manejo-de-reservas-de-petroleo-y-gas-el-nivel-de-autosuficiencia-mas-bajo-de-lo-esperado/https://www.infobae.com/colombia/2026/06/26/informe-revelo-cifras-que-dejan-mal-parado-al-gobierno-petro-en-el-manejo-de-reservas-de-petroleo-y-gas-el-nivel-de-autosuficiencia-mas-bajo-de-lo-esperado/Fri, 26 Jun 2026 15:33:50 +0000

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.

]]>Reutershttps://www.infobae.com/colombia/2026/06/25/hay-alerta-por-lo-que-se-debe-hacer-en-colombia-para-resolver-los-problemas-de-escasez-de-gas/https://www.infobae.com/colombia/2026/06/25/hay-alerta-por-lo-que-se-debe-hacer-en-colombia-para-resolver-los-problemas-de-escasez-de-gas/Thu, 25 Jun 2026 21:05:59 +0000Las reservas de petróleo de Colombia se mantuvieron cerca de 2.020 millones de barriles durante tres años, pero dos gremios del sector advierten que el principal problema ya no pasa solo por encontrar nuevos yacimientos. Analizaron el Informe de Reservas 2025 de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y apuntaron que hay un cuello de botella: llevar a producción los recursos ya descubiertos, mientras el gas registra una caída más profunda.

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.

]]>Colprensahttps://www.infobae.com/colombia/2026/06/24/este-es-el-plan-de-abelardo-de-la-espriella-para-afrontar-la-crisis-energetica-e-impulsar-la-industria-petrolera-en-colombia/https://www.infobae.com/colombia/2026/06/24/este-es-el-plan-de-abelardo-de-la-espriella-para-afrontar-la-crisis-energetica-e-impulsar-la-industria-petrolera-en-colombia/Wed, 24 Jun 2026 13:30:02 +0000

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.

]]>https://www.infobae.com/economia/2026/06/23/neuquen-registro-un-record-historico-de-produccion-de-gas-en-mayo-y-podria-seguir-creciendo-por-el-invierno/https://www.infobae.com/economia/2026/06/23/neuquen-registro-un-record-historico-de-produccion-de-gas-en-mayo-y-podria-seguir-creciendo-por-el-invierno/Tue, 23 Jun 2026 22:45:51 +0000

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.

]]>Agustin Marcarian