Energía en 5 minutos

La llegada del Papa León XIV a la Argentina, cuyo mensaje inicial destacó el potencial energético y minero del país junto al llamado a impulsar el empleo y la iniciativa privada, coincidió con el arranque de la licitación de caños por unos USD 2.000 millones para el proyecto Argentina LNG. Encabezado por YPF, ENI y ADNOC, el proceso utiliza el mecanismo de subasta "a la japonesa" —con oferentes compitiendo a ciegas bajo supervisión de escribano— para adquirir un poliducto de 24 pulgadas (donde compite Techint) y un gasoducto de 48 pulgadas (con puja internacional entre Techint desde el exterior, la india Welspun y firmas chinas). Con la obra civil ya adjudicada al consorcio integrado por Pumpco, Bonatti y Contreras Hermanos, el proyecto avanza hacia su audiencia pública ambiental el 16 de noviembre en Sierra Grande y la firma de la Decisión Final de Inversión (FID) el 30 de noviembre en Buenos Aires, respaldado por una oferta financiera del Eximbank de USD 6.000 millones. En paralelo, el consorcio Southern…

Tras el resultado de las elecciones de medio término en EE. UU. el petróleo cayó el primer día cerca de un 10% para luego estabilizarse debajo de los USD 100 el barril. Por otro lado, el mercado de data centers para inteligencia artificial sufrió fuertes desplomes debido a moratorias y prohibiciones aprobadas en estados clave como Texas, Georgia y Ohio por el descontento social ante el consumo de agua, ruido y leves aumentos en las tarifas eléctricas. Esta restricción en EE. UU. abre una oportunidad para países como Argentina, que cuenta con vasto territorio y recursos energéticos para albergar estas instalaciones de forma aislada a zonas pobladas. En este marco, empresas locales reafirman su interés: YPF busca asociarse en proyectos de generación de más de 1 GW (aportando entre el 20% y el 25% de la inversión) y Pampa Energía dispone de 800 MW listos para destinar a la instalación de centros de datos in situ en Neuquén.

La petrolera noruega Equinor confirmó junto a YPF y CGC que avanzará hacia un segundo período de exploración offshore en la Cuenca Austral, frente a Tierra del Fuego y Santa Cruz, con perspectivas de perforación entre 2028 y 2029, reorientando su estrategia tras el pozo seco en la cuenca argentina norte, frente a la costa bonaerense. A su vez, se anunció el desembarco de tres empresas noruegas de servicios (CoroMarin para el proyecto de GNL de Southern Energy, Access Group en ingeniería hidrocarburífera y SAR para el tratamiento de residuos peligrosos en Vaca Muerta), favorecidas por el impulso del acuerdo de libre comercio Mercosur-EFTA. En el plano de los mercados, la expectativa de una resolución del conflicto en Medio Oriente provocó una baja en la cotización internacional del crudo, lo que, sumado a la volatilidad macroeconómica local, derivó en una marcada caída de las acciones de petroleras argentinas.

Tras los resultados de las elecciones de medio término en EE. UU. con triunfos demócratas clave, el mercado energético evalúa el impacto en los precios internacionales del crudo y las perspectivas geopolíticas. Los analistas destacan la urgencia de reponer las reservas estratégicas en mínimos históricos tanto en EE. UU. como en Europa y China, así como la presión del Congreso y de Wall Street sobre Donald Trump para estabilizar los conflictos en Medio Oriente y Ucrania. Mientras consultoras del sector proyectan un barril sostenido cerca de los USD 100 debido al deterioro de la infraestructura global y el bajo nivel de stocks, firmas como Citi vislumbran una caída hacia los USD 70 si se destraba el Estrecho de Ormuz. Para Argentina, la firmeza de precios y el salto en las cantidades exportadas desde Vaca Muerta incrementaron el saldo comercial energético en USD 4.000 millones (+75%), generando una sólida caja corporativa en las petroleras que compensa el alza del costo de financiamiento por el riesgo país.

Los balances del tercer trimestre presentados en Wall Street por YPF, Vista Energy y Pampa Energía confirmaron el fuerte impacto positivo del crecimiento en Vaca Muerta y los precios internacionales. YPF registró ingresos en dólares un 41% superiores, con un aumento del EBITDA del 84% y ganancias por casi USD 1.200 millones, impulsada por un salto del 32% en shale oil que compensó la cesión de áreas convencionales y redujo su ratio de endeudamiento a 0,8 veces. Vista aceleró sus inversiones un 145% alcanzando casi 170.000 barriles diarios tras la incorporación de activos de Equinor. Por su parte, Pampa Energía quintuplicó sus ganancias netas hasta los USD 129 millones, apalancada en la generación eléctrica y el avance de su desarrollo petrolero en Rincón de Aranda, que ya roza los 22.000 barriles diarios dentro de su plan RIGI.

El Gobierno fijó para noviembre incrementos tarifarios del 3,57% en energía eléctrica para el AMBA y del 2,17% promedio en gas natural a nivel nacional, amortiguando la presión del escenario internacional mediante la prórroga de bonificaciones del 75% sobre consumos base de 200 kWh. En paralelo, la aprobación del nuevo régimen de Zonas Frías acotó los beneficios a la Patagonia, Malargüe y La Puna, restringiendo el descuento exclusivamente al componente del precio del gas; en consecuencia, las provincias desafectadas sufrirán subas de hasta el 88% en Córdoba, moderadas por bonificaciones adicionales para sectores vulnerables. Para mitigar el verano, se implementó el esquema de zonas cálidas con bloques subsidiados de hasta 500 kWh, en un contexto donde el gasto en gas y electricidad representa en 2026 el 4,8% del salario RIPTE y cerca del 15% de una jubilación.

En el Salar del Hombre Muerto en Catamarca, Rio Tinto inauguró junto al presidente Javier Milei las plantas Fénix 1B y Sal de Vida, con una inversión de USD 1.400 millones que sumará 25.000 toneladas anuales de carbonato de litio y elevará su producción local a 100.000 toneladas. La comitiva gubernamental viajó luego a Rosario para encabezar un encuentro entre 43 megaproyectos mineros y 1.800 Pymes, donde la Secretaría de Energía precisó que el 85% de las compras en 6 proyectos aprobados bajo el RIGI corresponden a proveedores locales. En simultáneo, se anticipan nuevas presentaciones RIGI en cobre por casi USD 6.000 millones a través de Taca Taca en Salta (USD 4.200 millones) y Altar en San Juan (USD 1.600 millones en su etapa inicial).

En el evento Reinventando Argentina de Forbes, Horacio Marín, CEO de YPF, confirmó la presentación de 3 nuevos proyectos bajo el RIGI por un total de USD 44.000 millones en el Hub Norte de Vaca Muerta, desarrollados en sociedad con Vista Energy (bloque Bajo del Toro), Shell y Pluspetrol (La Escalonada) y Chevron (Arambuena). Marín ratificó la meta de llevar a la Argentina al millón de barriles diarios y posicionarla entre los diez principales exportadores globales, señalando que la expansión de Vaca Muerta no se detendrá por coyunturas electorales. Asimismo, anticipó que YPF busca ingresar al negocio de generación eléctrica para gigantescos data centers de inteligencia artificial de más de 1 GW y proyectó a la petrolera hacia 2035-2040 internacionalizada con proyectos de GNL, offshore en marcha y un crecimiento de cinco veces en la capacidad de YPF Luz.

Tres ejecutivos de la industria repasaron sus estrategias tras la AOG Patagonia. Pablo Iuliano, al frente de Tango Energy, anticipó la presentación de un RIGI hacia fin de año por más de USD 3.000 millones para desarrollar bloques en Río Negro, Neuquén y Mendoza, apuntando a 400 pozos. Ignacio Mazariegos, de GeoPark, confirmó que la compañía superó los 5.000 barriles diarios en Vaca Muerta y aplicó al RIGI por más de USD 1.000 millones para perforar más de 50 pozos y montar una planta de tratamiento de 20.000 barriles en Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste. Finalmente, Ricardo Hösel, CEO de Oldelval, detalló el uso de polímeros para incrementar entre 150.000 y 200.000 barriles diarios la capacidad del Duplicar Plus y adelantó una ampliación de USD 500 millones para el proyecto Duplicar Norte (400 millones para 200 km de caño), clave para drenar la producción de Bajo del Choique, La Escalonada, El Trapial y Los Toldos hacia Allen.

La Expo AOG Patagonia cerró en Neuquén con un récord de 26.000 visitantes en medio de indicadores de producción al borde del millón de barriles diarios y un superávit energético de USD 1.600 millones en septiembre. La cumbre estuvo cruzada por la polémica sobre el incremento del canon del agua dispuesto por la provincia para incentivar el reuso (flowback) y proyectos agropecuarios, un costo adicional de unos USD 500.000 por pozo cuestionado por las petroleras. Tras el evento, se confirmó la renuncia del viceministro de Energía y Minería, Daniel González, dejando a María Tettamanti (Energía) y Luis Lucero (Minería) sin un coordinador general. Asimismo, la estatal neuquina GyP adjudicó 8 áreas exploratorias por USD 410 millones a empresas como PCR, Central Puerto, GeoPark, Phoenix Continental y Selva María Oil.

En la AOG Patagonia, Horacio Pizarro, nuevo CEO de TGN, detalló el plan para construir el Gasoducto Manuel Belgrano, una obra proyectada en USD 1.500 millones para aplicar al RIGI. El ducto, de 750 km entre Tratayén y La Carlota, tendrá una capacidad inicial de 13 millones de m³/día para abril de 2029 e irá por fuera del sistema regulado. La obra permitirá abastecer a centrales eléctricas e industrias del Litoral y del norte argentino, al tiempo que impulsará la ampliación de la reversión del Gasoducto Norte a 29 millones de m³/día para posibilitar envíos firmes a Chile, Brasil, Bolivia y viabilizar el proyecto GALA (Gasoducto Argentino del Litio) para abastecer a la minería de la Puna.

Durante su presentación en la AOG Patagonia 2026, Marcos Bulgheroni, CEO de Pan American Energy (PAE), afirmó que Argentina se posicionará entre los 10 mayores productores globales de gas en los próximos 10 años, lo que exige "gestionar la abundancia" expandiendo la cadena de valor. Destacó el crecimiento en fertilizantes (urea) e identificó la instalación de data centers impulsados por inteligencia artificial como un motor de demanda clave que requerirá energía firme basada en gas. Asimismo, en relación con los campos maduros de Chubut (Cerro Dragón), detalló una estrategia en tres ejes: digitalización masiva con drones analizados por IA, proyectos de recuperación terciaria con polímeros y la confirmación de desarrollo de shale gas en el Golfo San Jorge, donde la compañía ya perforó su tercer pozo con una rama lateral de 2.500 metros para consolidar una nueva cuenca no convencional.

Durante una nueva jornada de la Expo AOG Patagonia 2026, el embajador de Estados Unidos, Peter Lamelas, anunció que su país evalúa ampliar el apoyo financiero a la Argentina hasta los USD 20.000 millones a través de organismos como la DFC y EXIM. En el plano corporativo, Pluspetrol ratificó su acelerado crecimiento tras la adquisición de los activos de Exxon, proyectando alcanzar los 100.000 barriles diarios el próximo año e incorporando 85.000 barriles de capacidad en Bajo del Choique en los próximos 30 meses. Por su parte, Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, detalló la estrategia en Los Toldos II Este bajo el RIGI (con una inversión total de USD 6.400 millones para sumar 70.000 barriles) y proyectó que la compañía podría escalar su producción total de crudo a 140.000 barriles diarios para finales de la década.

El presidente Javier Milei y el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, encabezaron la apertura de la AOG Patagonia con fuertes elogios recíprocos, destacando la gestión provincial como un modelo a replicar en el país. Milei resaltó la temprana adhesión de Neuquén al RIGI, la vigencia de reglas claras de mercado y elogió el liderazgo de Horacio Marín al frente de YPF; por su parte, Figueroa atribuyó el histórico impulso de Vaca Muerta al orden macroeconómico, la certidumbre legislativa y la fluida colaboración técnica entre Provincia y Nación. En el marco del evento, la jornada también estuvo marcada por el incipiente debate sobre los costos derivados del nuevo canon de agua provincial para las operadoras y el boom de desarrollo inmobiliario e industrial que atraviesa la región.

Eduardo Bolsonaro reavivó la propuesta de construir un gasoducto directo entre Vaca Muerta y Brasil para abastecer su industria ante la declinación de los pozos en Bolivia. Si bien la industria hidrocarburífera argentina mantiene como prioridad el desarrollo del GNL y señala que un proyecto regional exige un precio de break-even de USD 3,5 por millón de BTU para ser competitivo, el gas de Vaca Muerta encuentra un destino firme en la petroquímica local: Profertil (ahora controlada por Adecoagro) contrató a Techint y Saipem para el diseño técnico de una ampliación de USD 2.000 millones que duplicará su capacidad de producción de urea (4.450 toneladas diarias) para sustituir importaciones y abastecer la demanda agrícola brasileña. Por último, la petrolera GeoPark presentó su balance reportando un aumento de producción en Argentina de 1.400 a 5.000 barriles diarios en un año, ratificando su meta de alcanzar los 20.000 barriles diarios en tres años mediante un plan de inversión de USD 1.000 millones.

En el marco de la AOG Patagonia, Germán Heberling, director de Corporate Bank del Citi en Argentina, analizó la posición estratégica del país en la agenda global de oil & gas y el avance del financiamiento internacional para megaproyectos de infraestructura. Heberling remarcó el hito crediticio logrado en el gasoducto San Matías Pipeline con una estructuración por USD 900 millones a 7 años y emisiones internacionales a más de 10 años, extendiendo los plazos alcanzados en el oleoducto VMOS (USD 2.000 millones a 5 años). Asimismo, confirmó la visita al país de Ketty Sheppard, jefa global de la industria para el banco, y subrayó que el flujo de inversiones billonarias en Vaca Muerta no responde a una lógica de wait and see electoral, sino a decisiones estructurales de largo plazo apalancadas por la geopolítica energética actual.

En el evento por el 5° aniversario de la consultora Aleph Energy se presentaron las proyecciones a 10 años para el sector energético argentino, trazando un escenario optimista donde la producción de petróleo podría alcanzar los 2,2 millones de barriles diarios (2 millones provenientes de la Cuenca Neuquina) y 300 millones de m³/día de gas, impulsados por la máxima expansión del VMOS y nuevas obras luego del 2030. Respecto a la competitividad, Aleph Energy precisó los precios de break-even: para Vaca Muerta, el proyecto completo requiere USD 66 el barril sin RIGI (USD 53 por pozo) y USD 57 con RIGI (USD 48 por pozo), mientras que el petróleo convencional necesita al menos USD 70. En gas, la ventana de gas seco demanda USD 3 el millón de BTU con RIGI, mientras que en la ventana de gas húmedo enfocado en GNL el valor de equilibrio perfora el piso de USD 1 el millón de BTU gracias al aporte de los líquidos asociados.

Las intensas lluvias e inusuales bajas temperaturas impulsadas por el fenómeno de El Niño están reconfigurando la matriz energética argentina, provocando un fuerte salto en la generación hidroeléctrica que alcanzó el 29% del total en agosto con una suba interanual del 45%. La crecida de los ríos Paraná y Uruguay llevó a la central Yacyretá a abrir sus compuertas ante caudales de septiembre y octubre entre un 37% y 40% superiores al promedio histórico. Pese a que el aumento del nivel aguas abajo reduce el salto técnico de agua por metro cúbico, el volumen hídrico compensa con creces esta pérdida de eficiencia. Sumando el aporte de Salto Grande, el saldo neto proyectado para el verano es altamente positivo, aportando mayor volumen de energía limpia y abaratando el costo de la energía en Argentina.

La Expo Oil & Gas Patagonia regresa a Neuquén, consolidándose como la cumbre petrolera más importante del año con la confirmada presencia del presidente Javier Milei junto al gobernador Rolando Figueroa. En un contexto de crecimiento donde la producción no convencional creció un 27% interanual y aporta más del 70% del petróleo nacional, la feria reunirá a los principales líderes de la industria —como Horacio Marín (YPF), Marcos Bulgheroni (PAE), Ricardo Markous (Tecpetrol) y Ana Simonato (Chevron)—. El encuentro estará atravesado por los anuncios de inversiones RIGI por más de USD 100.000 millones, obras de infraestructura clave como el oleoducto VMOS y la planta de YPF en La Angostura Sur, además del debate central sobre la competitividad y la reducción de costos logísticos, con especial foco en los sobrecostos del transporte de arena de fractura hacia los pozos.

YPF dio inicio a una nueva etapa de perforación en la Lengua Norte de Vaca Muerta y evalúa presentar un RIGI por USD 4.500 millones para unificar y desarrollar las áreas CN7 y Paso Barras en el sur de Mendoza. Tras una reunión entre Horacio Marín y el gobernador Alfredo Cornejo, la ministra de Energía provincial, Jimena Latorre, confirmó que el proyecto apunta a producir 90.000 barriles diarios de petróleo, abarcando un 25% del potencial no convencional mendocino y permitiendo a la provincia triplicar su producción actual de 50.000 barriles por día. El anuncio impulsa el desarrollo de la franja sur limítrofe con Neuquén y suma el interés de otros operadores privados, como la alianza Quintana TSB (USD 44 millones en piloto) y Tango Energy (hasta USD 1.000 millones para sumar entre 15.000 y 20.000 barriles diarios).

Durante el Seminario Internacional del Litio en Jujuy, el secretario de Minería, Luis Lucero, anunció una meta de exportación de USD 10.000 millones en carbonato de litio equivalente para 2031, lo que permitiría a Argentina ascender al tercer puesto en el ranking de los mayores productores del mundo. La proyección implica escalar la capacidad instalada a casi 300.000 toneladas para 2026 y alcanzar un pico de 700.000 toneladas en 2035, impulsada por desarrollos de Río Tinto, Minera Exar y CNGR. A la par, la Mesa del Litio trazó una hoja de ruta centrada en infraestructura crítica —como la reactivación ferroviaria y rutas hacia los puertos—, mientras que el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, destacó avances en su proyecto provincial de litio, la reactivación del proyecto de cobre San Jorge para 2027/2028 y la presentación de estudios ambientales para 20 proyectos en el distrito Mendoza Norte.

Un análisis sobre el estado de la energía renovable en Argentina durante 2026 muestra un ritmo de crecimiento estancado, representando el 18% de la matriz eléctrica nacional, donde la tecnología solar lidera la expansión (+26%) en contraste con la generación hidráulica. Tras la aprobación de la estabilidad fiscal por 20 años, el mayor desafío del sector reside en la saturación de la red de transporte eléctrico. Mientras avanzan grandes desarrollos bajo el RIGI —como El Quemado (YPF Luz), Olavarría (PCR y ArcelorMittal Acindar), Mendoza Sur (Genneia) y la expansión eólica de Aluar—, la industria busca alternativas mediante proyectos de mediana escala (hasta 50 MW) y microredes híbridas con baterías como las impulsadas por Coral Energía, optimizando la capacidad disponible cerca de los centros de consumo.

YPF firmó un acuerdo clave con TotalEnergies para exportar combustibles renovables (SAF y HVO) producidos en la reconvertida refinería de San Lorenzo, proyecto bajo el RIGI con una inversión de USD 400 millones. En infraestructura de exportación, llegaron a Río Negro las monoboyas del proyecto VMOS tras superar las demoras logísticas en el estrecho de Ormuz, mientras que el consorcio Southern Energy inició el traslado de caños para el San Matías Pipeline, un gasoducto de 470 km y USD 1.300 millones destinado al GNL. Finalmente, se otorgó la prórroga por 20 años de la licencia de Metrogas a cambio de compromisos de inversión por USD 187 millones, destrabando formalmente el proceso de venta de la distribuidora a Edenor.

Durante su participación en el Coloquio IDEA de Mar del Plata, Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, proyectó que la producción hidrocarburífera argentina alcanzará entre 1,5 y 1,6 millones de barriles diarios para 2030, permitiendo que la balanza energética alcance un superávit de hasta USD 40.000 millones a fin de la década. La petrolera del Grupo Techint está invirtiendo USD 2.300 millones en una primera etapa (con un desarrollo total proyectado de USD 6.400 millones en el área Los Toldos II Este) para pasar de cero a 70.000 barriles diarios de petróleo, advirtiendo que la industria debe prepararse para competir con un valor internacional cercano a los USD 70. Asimismo, Markous enfatizó la importancia de la articulación público-privada para potenciar el entramado pyme mediante iniciativas como el programa ProPymes y celebró la articulación con los nuevos proyectos RIGI del sector minero.

Las elecciones presidenciales en Brasil dejaron un resultado que sacudió el escenario internacional: Flávio Bolsonaro se impuso en la primera vuelta sobre Luiz Inácio Lula da Silva, perfilando una reconfiguración geopolítica global. Brasil, posicionado como el 5.º productor mundial de petróleo (4,6 millones de barriles diarios) y poseedor de la segunda reserva global de tierras raras —clave para la IA, robótica y defensa—, podría alinearse más con EE. UU. en la disputa por cadenas de suministros frente a China. En el plano energético, se prevé continuidad en la estatalidad de Petrobras y las inversiones en el Margen Ecuatorial (con un potencial de 30.000 millones de barriles), pero se abre la puerta a una mayor desregulación del mercado de gas que favorezca la llegada de Vaca Muerta, la habilitación de recursos no convencionales en territorio brasileño y el fin de los subsidios a los combustibles, medida bien recibida por el mercado.

Durante la Argentina Week en París se anunciaron compromisos de inversión por casi USD 30.000 millones bajo el régimen del RIGI. El anuncio más destacado lo encabezó Pluspetrol con un proyecto de USD 12.400 millones para el bloque Bajo del Choique y La Invernada en Vaca Muerta, con el objetivo de alcanzar los 100.000 barriles diarios de petróleo y generar USD 2.200 millones anuales en exportaciones. En minería, Glencore confirmó la aprobación del RIGI por USD 4.000 millones para el proyecto de cobre Agua Rica (interconectado con La Alumbrera) y la prospección de Pachón por USD 9.500 millones para 2027. Eramet sumó USD 350 millones en litio en Salta, mientras PAE presentó USD 1.200 millones para recuperación terciaria en Cerro Dragón. Finalmente, Pampa Energía abrió la puerta al uso de gas de Vaca Muerta para alimentar data centers e YPF ratificó que la decisión final de inversión (FID) del proyecto Argentina LNG se anunciará el 26 de noviembre.

La Secretaría de Energía publicó una nueva resolución para regular el abastecimiento eléctrico de las grandes demandas extratendenciales que superen los 100 MW (0,5% de la demanda media del mercado eléctrico mayorista), enfocada en proyectos mineros, petroquímicos, de GNL y grandes centros de datos. La normativa busca proteger a los usuarios actuales exigiendo que estos megaproyectos acrediten contratos de nueva oferta por al menos el 80% de su consumo a 5 años y cuenten con respaldo de potencia firme (térmica, hidroeléctrica, nuclear o baterías de más de 6 horas). Damián Sanfilippo, subsecretario de Energía Eléctrica, destacó la necesidad de resguardar el sistema, aplicando sobreexigencias del 115% de potencia firme a los data centers y aplicando recargos de hasta un 400% si deben recurrir al mercado spot.

El ministro de Economía, Luis Caputo, y el CEO de Toyota Argentina, Gustavo Salinas, anunciaron el primer RIGI para la industria automotriz por USD 1.340 millones, destinado a producir vehículos electrificados con perfil exportador en la planta de Zárate. Desde la Argentina Week en París, se sumaron otros importantes anuncios de inversión bajo el régimen de incentivos: Pan American Energy presentó un RIGI de USD 1.200 millones para recuperación terciaria en Cerro Dragón (Chubut) proyectando sumar 17.000 barriles diarios, mientras que la minera francesa Eramet solicitará un RIGI de USD 350 millones para ampliar el proyecto de litio Centenario Ratones. En tanto, TotalEnergies proyectó inversiones por USD 10.000 millones en Vaca Muerta (bloques San Roque y Aguada Pichana) y desarrollos offshore en Tierra del Fuego.

El Gobierno nacional dio inicio al proceso licitatorio para privatizar tres centrales termoeléctricas clave: Manuel Belgrano, San Martín y Guillermo Brown, esperando recaudar entre USD 200 y USD 300 millones por cada una. El envío inicial abarca a las dos primeras, donde Enarsa posee participaciones mayoritarias junto a socios privados como Central Puerto, que cuenta con derecho de preferencia (first refusal). A la par, el subsecretario Damián Sanfilippo anticipó en el evento de EconoJournal el paquete de próximas reconcesiones hidroeléctricas, incluyendo Futaleufú, Los Nihuiles, Tucumán y Río Juramento (Salta). Finalmente, Juan Luchilo, gerente general de Cammesa, destacó la importancia estratégica de instalar generación eléctrica en boca de pozo aprovechando los recursos de gas no convencional de Vaca Muerta.

El Senado aprobó la nueva Ley de Zonas Frías, retrotrayendo el régimen al esquema original de 2002 y reduciendo los beneficiarios de 4,4 millones a 940.000 usuarios en la Patagonia, Malargüe y Puna. Los 3,5 millones de usuarios restantes migrarán al Subsidio Energético Focalizado (SEF), mientras que en la Patagonia el beneficio del 50% se aplicará únicamente sobre el precio del gas mayorista (PIST), generando subas de entre 20% y 30%. A la par, se acordó por resolución la creación de la "Zona Cálida" para el norte del país, se regularizaron deudas de distribuidoras con Cammesa y se prorrogó por 20 años la estabilidad fiscal para las energías renovables hasta 2045. Finalmente, la norma derogó el Decreto Chevron absorbiendo sus beneficios en el RIGI y fijó un tope del 7,5% al PIST para financiar el régimen, eximiendo explícitamente a las exportaciones de gas y GNL.

El incremento del precio internacional del petróleo por encima de los USD 100 el barril, impulsado por tensiones en Medio Oriente y ataques a refinerías rusas, provocó subas en las estaciones de servicio locales. Mientras Raízen, Axion y Puma ajustaron hasta un 5% en gasoil y 2,5% en naftas, YPF aplicó un aumento del 1%, utilizando un esquema de contención gradual apoyado en la expectativa de una eventual baja del crudo. En paralelo, Central Puerto redefinió sus activos: vendió su participación en el proyecto de plata AbraSilver tras multiplicar por seis su inversión inicial de USD 25 millones, al tiempo que avanza en exploración de litio en Catamarca y busca proyectos de cobre en Mendoza. Asimismo, la compañía consolida su presencia no convencional agrupando áreas estratégicas en el norte de Neuquén y el sur de Mendoza para conformar un hub productivo en Vaca Muerta con un RIGI superior a los USD 600 millones previstos.

En el marco de la Asamblea de la ONU, el gobierno de Estados Unidos lanzó el Corredor Andes-Atlántico, una iniciativa de financiamiento de hasta USD 7.000 millones para proyectos energéticos y mineros en el hemisferio occidental. De este paquete, unos USD 6.000 millones se destinarían al proyecto de GNL liderado por YPF junto a ENI y ADNOC, sumándose al project finance de USD 15.000 millones encabezado por Santander y a créditos de agencias de desarrollo. En el ámbito corporativo local, YPF vendió más de un millón de acciones en un mes a través de su aplicación móvil tras la división de acciones (split), sumando a más de 21.700 usuarios únicos con compras promedio de entre 1 y 8 papeles, una estrategia orientada a democratizar la inversión en la petrolera y prevenir estafas digitales.

El sistema eléctrico argentino incorpora baterías de almacenamiento diseñadas para cargar energía durante la madrugada y descargarla en las horas de mayor demanda durante el verano. De los 600 MW licitados en el AMBA y 700 MW en nodos estratégicos del país, Central Puerto encabeza la iniciativa con una inversión de USD 200 millones para aportar más de 200 MW. Este esquema genera un costo de USD 35/MWh frente a los USD 180-200/MWh que demandan las importaciones o la generación térmica ineficiente. La solución rápida de almacenamiento responde además a la demora en la provisión de turbinas térmicas por la demanda de datacenters. En paralelo, el Presupuesto 2027 proyecta una reducción de subsidios en energía y transporte equivalente al 0,11% del PBI, con recortes del 35% real en Cammesa y del 43% en zonas frías no patagónicas.

A tres años de haber estado al borde del cierre por restricciones macroeconómicas y bajos precios del oro, la mina Gualcamayo en San Juan atraviesa una transformación radical bajo la gestión de AISA Group. En el marco del Forbes Mining Summit, Nicolás Barreta (Head of Mining de AISA Group) detalló cómo convirtieron un pasivo ambiental y social en un activo industrial con un proyecto a 30 años. La compañía revirtió sus números operativos hasta alcanzar un resultado positivo de USD 116 millones antes de impuestos en 2025, respaldado por un RIGI aprobado de USD 665 millones, reservas por casi 5 millones de onzas y un plan de exploración de USD 1.500 millones focalizado en el yacimiento subterráneo Carbonatos Profundos. Asimismo, prevén exportaciones por USD 26.000 millones entre 2030 y 2055 y la meta de ser la primera mina abastecida al 100% con energía renovable propia.

En el marco del Mendoza Energy Summit, la provincia presentó su nueva ley de hidrocarburos, la cual establece un esquema flexible de regalías —sin piso fijo y con un techo del 15%— para incentivar tanto yacimientos maduros como no convencionales. Durante el evento, Horacio Marín (CEO de YPF) celebró la norma y anunció una campaña de perforación de cinco pozos exploratorios en la lengua mendoza de Vaca Muerta, con miras a un plan de desarrollo a 18-24 meses. Asimismo, Pablo Iuliano, CEO de Tango Energy, detalló planes para perforar sus primeros pozos no convencionales en Payún Oeste y proyecta hasta USD 1.000 millones de inversión para 150 pozos, sumado a sus avances en Río Negro. Finalmente, Benoil Energía concretó la toma de dos áreas convencionales con un compromiso de inversión total de USD 206 millones en la provincia.

Un masivo corte de luz afectó a casi 600.000 usuarios en CABA y el Gran Buenos Aires debido a una falla en un interruptor de 220 kV ubicado en el partido de San Martín, impactando principalmente la zona de Edenor. Frente al próximo operativo de verano, la red sumará almacenamiento por baterías y el alivio temporal de mayores lluvias asociadas al fenómeno de El Niño. En el plano internacional, el precio del petróleo cayó hacia los USD 100 por barril tras el incremento de 7 millones de barriles en las reservas de EE. UU. y un flujo récord de envíos escoltados por la Fuerza Armada estadounidense en el Estrecho de Ormuz. Finalmente, Argentina alcanzó en agosto un superávit comercial energético cercano a los USD 1.000 millones, impulsado por Vaca Muerta, acumulando casi USD 8.000 millones en el año y explicando cerca del 50% del superávit comercial total del país.

TGN dió detalles de su megaproyecto "Gasoducto Manuel Belgrano", una inversión de USD 2.200 millones que conectará Tratayén (Neuquén) con La Carlota (Córdoba) a lo largo de 553 km. La iniciativa transportará 13 millones de m³/día de gas, garantizará el suministro al NOA y Litoral, y generará un ahorro anual de USD 700 millones en sustitución de importaciones. En paralelo, la obra Duplicar Norte de Oldelval completó su última soldadura para incrementar el transporte de petróleo a 500.000 barriles diarios, mientras que el proyecto VMOS logró USD 233 millones en su primera emisión corporativa. En el plano internacional, la tensión en los mercados se disipa gradualmente tras los ataques al oleoducto Este-Oeste de Saudi Aramco y el avance de sus reparaciones.

La empresa estatal neuquina GyP dio a conocer las ofertas económicas para 8 áreas en Vaca Muerta, donde la firma PCR se posicionó como la principal ganadora preliminar en 3 de los bloques, superando al tándem Phoenix-Continental Resources. El proceso prevé compromisos de inversión exploratoria por USD 230 millones y USD 180 millones en bonos de acceso. En el plano internacional, Continental Resources firmó un memorándum con PDVSA para desarrollar el bloque Ayacucho 2 en Venezuela, al tiempo que Exxon negocia su retorno al país caribeño. Finalmente, TGN confirmó la presentación al RIGI del proyecto del gasoducto Neuquén-Córdoba, una inversión de USD 2.000 millones diseñada para transportar 15 millones de m³/día de gas, resolver el abastecimiento en el NOA y habilitar saldos exportables a Chile y Bolivia.

Desde la cumbre internacional Gastech en Bangkok, Tailandia, el presidente de YPF, Horacio Marín, compartió panel con los ejecutivos de Eni y XRG (Adnoc) para ratificar la firma de la Decisión Final de Inversión (FID) de Argentina LNG a fin de año. El proyecto escalará a 18 millones de toneladas anuales con la incorporación de un tercer barco fábrica, el inicio de obras previsto para febrero de 2027 y la negociación avanzada de contratos de venta por hasta 1,5 millones de toneladas al año. En el mismo foro, Chevron confirmó que incluyó formalmente al gas argentino en su cartera de oportunidades globales de GNL. A nivel local, en tanto, el CEO de TGS, Oscar Sardi, adelantó que la compañía ya evalúa ampliar su proyecto de exportación de líquidos del gas natural (RIGI de USD 3.000 millones) aprovechando la capacidad instalada y la superficie de su terreno.

Las exportaciones mineras argentinas alcanzaron un récord de USD 4.740 millones en el primer semestre de 2026, con un crecimiento del 75% interanual impulsado por el oro y el avance del litio, que desplazó a la plata como segundo complejo exportador. Este escenario se vio acompañado por una fuerte aceleración de la inversión extranjera directa en el sector. En paralelo, un informe de Deloitte proyecta que las exportaciones de hidrocarburos podrían multiplicarse hasta alcanzar USD 46.000 millones en 2035, posicionando al país entre los 15 mayores productores globales de crudo. En materia de GNL, la escala proyectada del proyecto Argentina LNG ubica al país en disputa por ingresar al top 5 mundial de exportadores, en un mercado de compradores liderado por Asia y con Alemania perfilado como el principal destino europeo para el gas de Vaca Muerta.

En la segunda parte de la entrevista con la ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, se detalló la reconfiguración del mapa energético provincial. Con la adjudicación de áreas del Plan Andes a nuevos operadores, Mendoza busca revertir la caída del petróleo convencional, mientras YPF y Quintana retoman perforaciones no convencionales en la lengua norte de Vaca Muerta. En renovables, la provincia consolida su liderazgo tras inaugurar el parque solar más grande del país junto a YPF Luz en Jocolí y proyectar una nueva iniciativa de Genneia por 345 MW en el sur provincial. Por último, en minería, el proyecto PSJ Cobre Mendozino prevé iniciar la construcción de su mina a principios de 2027 y comenzar a producir en 2028, en paralelo a los avances de exploración impulsados por la alianza estratégica entre BHP y CobreX en el distrito Malargüe.

En entrevista con la ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, se clarifica la situación operativa del complejo hidroeléctrico Los Nihuiles tras la contratación temporal de la empresa Edison Energía. Latorre explicó que la medida responde a un esquema de servicios provisorios para resguardar los activos hasta la definición de una licitación pública nacional e internacional a 30 años, debido a que ni Pampa Energía ni otras operadoras locales aceptaron asumir la prestación transitoria. Asimismo, justificó la decisión de la provincia de desprenderse de su participación del 49% para ofrecer el 100% del activo al mercado, permitiendo que el nuevo operador acelere una inversión estimada en USD 200 millones para recuperar 200 MW que hoy se encuentran fuera de servicio dentro de una potencia instalada total de 290 MW.

La escalada del conflicto entre Estados Unidos e Irán impulsó el barril de petróleo Brent a USD 109, generando un escenario dual para el sector energético argentino. Mientras beneficia los ingresos y exportaciones de las empresas productoras, tensiona el mercado interno de combustibles, donde la brecha frente al precio de referencia local ($86 USD) genera un atraso cercano al 20% en refinadoras no integradas. Esta disparidad ya impacta en el canal mayorista y eleva el riesgo de desabastecimiento o contracción adicional de la demanda en las estaciones de servicio. En paralelo, YPF aprovechó el contexto para concretar una histórica colocación de bonos internacionales por USD 1.200 millones a 9 años con una tasa del 7,55%, fondos que destinará a refinanciar pasivos y apalancar el plan de crecimiento en Vaca Muerta.

Un estudio conjunto de la CAF y la OLACDE expone la paradoja del Mercosur: pese a exportar más de USD 250.000 millones en alimentos, la producción agrícola de la región funciona por debajo de su potencial debido a la alta dependencia (92%) de fertilizantes importados. Frente a la pérdida de competitividad de Brasil por los elevados costos del gas, Vaca Muerta emerge como la clave para agregar valor al fluido local. Argentina encabeza la respuesta con proyectos en Bahía Blanca como Fertil Pampa (ya presentado al RIGI por 2,1 millones de toneladas) y la ampliación de Profertil (1,3 millones de toneladas), iniciativas orientadas a cubrir la demanda nacional y volcar saldos exportables a Brasil. Asimismo, se contempla la exportación de gas vía Bolivia hacia el estado de Mato Grosso para abastecer plantas locales y optimizar la logística agroindustrial.

El CEO de YPF, Horacio Marín, anunció que la compañía prevé movilizar USD 154.000 millones en inversiones bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) junto a sus socios comerciales. El plan consolida desarrollos clave como el proyecto petrolero LLL Oil y la iniciativa Argentina LNG, a la que se sumará un tercer barco fábrica para expandir la capacidad a 18 millones de toneladas anuales. En ese marco, la petrolera avanza hacia la Decisión Final de Inversión (FID) para fin de año, el lanzamiento de la licitación para el mayor gasoducto del país (48 pulgadas) y la definición de las plantas de separación de líquidos. Asimismo, se contempla la presentación de un nuevo RIGI petrolero junto a Shell y Pluspetrol en las áreas compradas a TotalEnergies, impulsando la ampliación del oleoducto VMOS para acompañar el crecimiento exportador.

En este episodio analizamos la reactivación y reconfiguración del sector petrolero en Venezuela tras los recientes acuerdos avalados por el gobierno de Estados Unidos. Se detallan los planes de inversión de Chevron por USD 7.000 millones adicionales en la Faja del Orinoco para alcanzar los 600.000 barriles diarios, la incorporación de GeoPark en el bloque Baré con potencial de hasta 95.000 barriles día, y la asociación de la italiana ENI con PDVSA para operar el yacimiento Junín 5. Asimismo, se examina la polémica supervisión de 17 campos a cargo de la empresa Navep, ligada al empresario Alejandro Betancourt López, y las cláusulas comerciales reservadas a favor del Departamento de Estado y el Departamento de Guerra estadounidense, en medio de cuestionamientos de sectores de la oposición sobre la transparencia de estas adjudicaciones.

El Gobierno nacional anunció un conjunto de medidas y acciones legales para frenar el desarrollo de proyectos petroleros en las Islas Malvinas, con especial foco en el proyecto Sea Lion impulsado por Navitas Petroleum y Rockhopper Exploration, el cual prevé una inversión de USD 1.800 millones. En cadena nacional, el presidente Javier Milei confirmó la firma de un DNU para agilizar las sanciones dispuestas en la Ley 26.659 contra empresas, directores y proveedores vinculados a la exploración offshore no autorizada, prohibiéndoles operar o contratar en territorio argentino. Asimismo, se dispondrá la asignación de recursos al Ministerio de Defensa para la construcción de una base naval integrada en Tierra del Fuego y el envío de un proyecto de ley al Congreso para endurecer el régimen de penalidades y extender la inhabilitación al sector privado.

En este episodio se analizan las recientes controversias políticas y regulatorias que involucran a Edison Energía en el sector eléctrico. En primer lugar, se aclara el alcance de la distribución de dividendos en la transportista Transener —luego de la privatización del 26% de las acciones estatales adquiridas por Edison y Genneia—, una medida previamente autorizada para otorgar atractivo a la compulsa y cuyo monto proporcional para los nuevos socios representa un 12% del capital invertido. Por otro lado, se explican los motivos técnicos que llevaron a la asignación transitoria de la operación del complejo hidroeléctrico Los Nihuiles en Mendoza tras el vencimiento de la concesión y la negativa de otros operadores. Finalmente, se repasa la reactivación de un desembolso por $45.000 millones proveniente de China Gezhouba para reanudar los trabajos en las represas hidroeléctricas de Santa Cruz (La Barrancosa y Cóndor Cliff).

La nueva escalada en el conflicto del Medio Oriente elevó la cotización del petróleo por encima de los USD 95 el barril, reactivando la tensión sobre el precio de los combustibles en el mercado interno y el mecanismo del buffer implementado por YPF. Este escenario prolonga los plazos necesarios para compensar el atraso acumulado, estimado en torno al 10%, en un contexto donde el Gobierno decidió prorrogar la actualización del impuesto a los combustibles para sostener la demanda. Asimismo, el aumento en dólares del precio por litro ubica al país por encima de la media regional en gasoil, mientras la demanda de naftas registra bajas interanuales. Por último, YPF formalizó su ingreso al bloque offshore OFF-5 en Uruguay junto a la italiana ENI, compartiendo participación en partes iguales para la exploración en aguas uruguayas.

Ante el contexto económico local y el impacto internacional, el Gobierno definió una serie de medidas para mitigar las subas tarifarias previstas para septiembre en luz, gas y combustibles. En electricidad, se elevó el bloque de consumo subsidiado de 150 a 200 kWh mensuales y se mantuvieron las bonificaciones cercanas al 75%, moderando los incrementos al 1,75% en luz y 1,40% en gas (por debajo del último dato de inflación). En paralelo, se prorrogó la congelación del Impuesto a los Combustibles Líquidos, acumulando una menor recaudación superior a los USD 1.230 millones en lo que va del año. Informes de la UBA y el CONICET reflejan que la canasta de servicios públicos aumentó un 54% interanual en agosto y representa el 14,5% del salario promedio en el AMBA, mientras que los subsidios estatales aún cubren el 37% del costo real del sistema eléctrico residencial.