Autor: Mejor Energía

  • Neuquén: las regalías petroleras caen un 13% en términos reales

    Neuquén: las regalías petroleras caen un 13% en términos reales

    Pese a que Vaca Muerta exhibe números de producción récord en petróleo, el contexto internacional impacta en las cuentas y el Gobierno de Neuquén activó análisis permanente de las principales variables que afectan los ingresos por regalías y una revisión de los gastos para poder cumplir con los compromisos de la Provincia.

    Carola Pogliano, secretaria de Hacienda y Finanzas del Ministerio de Economía de Neuquén, explicó que las primeras alertas ocurrieron en abril con la caída del precio del barril Brent. El efecto empezó a verse en mayo y ahora en junio, porque las regalías se liquidan con el promedio del mes anterior.

    «Las regalías son nuestra principal fuente de ingresos. Más del 40% de nuestros ingresos corrientes dependen de la actividad hidrocarburífera y también la mitad de los que recaudamos por Ingresos Brutos», señaló Pogliano en una entrevista con Modo Shale por Radio Mitre Patagonia.

    «A pesar de que la producción viene creciendo, un crecimiento que nos amortigua la caída del precio (del Brent). En mayo, por caso, tuvimos un precio del barril de 69 dólares; y en mayo del año pasado siempre estuvimos arriba de los 80 en promedio», detalló la funcionaria de la cartera económica.

    «Si bien estamos produciendo más y se logra colocar tanto en el mercado interno como externo, nosotros nos vale menos porque el dólar tampoco acompañó el nivel de inflación que hubo», indicó.

    En ese sentido, la funcionaria subrayó: «nosotros vemos una caída del 13% en términos reales. Si llevamos todo a moneda homogénea, las regalías nos han caído un 13% a pesar del incremento de la producción».

    «A pesar de la caída del barril, las empresas siguen viendo al sector rentable y eso no ha generado ningún tipo de distorsión en el nivel de inversiones», planteó Carola Pogliano en el contacto con la radio.

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  • Argentina busca consolidarse como proveedor estratégico de gas para Chile: el rol clave de Vaca Muerta

    Argentina busca consolidarse como proveedor estratégico de gas para Chile: el rol clave de Vaca Muerta

    Luciano Codesseira, Director Ejecutivo de Gas Transition Consultant y codirector del Instituto de Energía de la Universidad Austral, analizó el escenario energético regional en el marco de un seminario virtual organizado por MEGSA.

    En su exposición, el experto se centró en el potencial de exportación de gas natural desde Vaca Muerta hacia Chile, y el impacto que esta estrategia puede tener en la balanza comercial energética argentina y en su inserción internacional como jugador relevante de GNL (gas natural licuado).

    Codesseira trazó un repaso de la relación energética entre ambos países. Desde principios de los 2000, Argentina fue un proveedor confiable de gas natural para Chile, hasta que los problemas en la producción y las restricciones internas derivaron en el corte de exportaciones.

    Esta situación forzó a Chile a desarrollar infraestructura propia —como las plantas de regasificación en Quintero y Mejillones— y a buscar abastecimiento en mercados como Trinidad y Tobago y Estados Unidos.

    Sin embargo, desde 2018 se observa una recuperación en los envíos argentinos: hoy el 57% del gas natural importado por Chile proviene del país. “Es momento de dejar atrás prejuicios sobre la supuesta oposición cultural chilena hacia el gas argentino. La realidad está demostrando otra cosa”, señaló Codesseira.

    El especialista advirtió sobre dos posturas extremas en el debate energético binacional. Por un lado, los “degenerados pesimistas”, que creen que Argentina ya no tiene credibilidad para abastecer de forma sostenida a Chile; y por otro, los “degenerados optimistas”, que suponen que la exportación se dará de forma natural y sin obstáculos. “Ni una ni otra: se necesita una estrategia clara, basada en infraestructura adecuada, contratos de largo plazo y desarrollo regulatorio”, remarcó.

    En su visión, Vaca Muerta representa la última gran oportunidad para Argentina de diseñar una política energética de largo plazo y obtener réditos macroeconómicos concretos. “Los últimos cinco gobiernos, sin importar el signo político, sostuvieron una única política de Estado: Vaca Muerta. Eso no es casual. Es el intangible más valioso que hoy tiene el país en materia energética”, subrayó.

    Con bloques altamente productivos, tanto de gas seco como asociado al petróleo, y una infraestructura en expansión, como el Gasoducto Néstor Kirchner y el futuro puerto de Sierra Grande, Argentina se posiciona como exportador clave, no solo para Chile sino para el mundo.

    Codesseira identificó cuatro factores críticos para convertir a Vaca Muerta en plataforma de exportación regional y global de gas hacia 2030: productividad probada; infraestructura disponible; la calidad del gas de Vaca Muerta; y la demanda de exportación.

    En ese sentido, el mercado chileno, particularmente la zona central, que incluye Santiago y Valparaíso, presenta una oportunidad concreta por su estacionalidad, su densidad de población y su infraestructura de distribución.

    El crecimiento de la demanda residencial y la necesidad de descarbonizar su matriz energética hacen del gas una alternativa estratégica, especialmente si puede ser provisto por un vecino confiable.

    “La clave es construir confianza con proyectos tangibles. Hay señales positivas: bloques orientados a exportar a Chile, acuerdos de infraestructura, y un mercado dispuesto a negociar en función de certezas contractuales”, concluyó Codesseira.

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  • Tensión en Medio Oriente dispara el precio del petróleo: qué implica para Argentina y Vaca Muerta

    Tensión en Medio Oriente dispara el precio del petróleo: qué implica para Argentina y Vaca Muerta

    Los precios internacionales del petróleo dieron un fuerte salto este viernes tras el ataque preventivo lanzado por Israel sobre territorio iraní. La tensión geopolítica en Medio Oriente volvió a disparar la cotización del crudo: el Brent trepó más de un 10% y se ubicó por encima de los U$S 76, mientras que el WTI superó los U$S 75.

    Analistas internacionales señalaron que, de agravarse el conflicto, el precio del crudo podría escalar hasta los U$S 120 o incluso U$S 130 por barril. Esta situación, aunque compleja para el contexto global, representa una oportunidad económica clave para Argentina.

    Según consultoras energéticas internacionales una escalada bélica podría comprometer el flujo de crudo a nivel global. “Para el mercado del petróleo, la pesadilla absoluta es el cierre del estrecho de Ormuz”, señaló Arne Rasmussen, de Global Risk Management.

    A esto se suma una caída de las reservas comerciales de crudo en Estados Unidos, lo que refuerza la presión sobre los precios internacionales. La combinación de oferta en retroceso e incertidumbre geopolítica está impulsando una suba acelerada del valor del petróleo.

    Para Argentina, esta suba es un salvavidas inesperado. Con una producción cercana a los 760.000 barriles diarios, de los cuales unos 230.000 son exportados, cada dólar adicional en el precio internacional significa millones de divisas que ingresan al país. En un contexto donde los dólares del agro empiezan a diluirse, Vaca Muerta gana protagonismo en la balanza comercial.

    Según estimaciones oficiales, un Brent estable por encima de U$S75 permitiría que la balanza energética cierre 2025 con un superávit de hasta U$S 8.000 millones. Esto representa una inyección clave para el Banco Central y una herramienta fundamental para sostener el actual programa económico.

    No obstante, el aumento del Brent podría trasladarse a los surtidores argentinos. En mayo, YPF había reducido un 4% el precio de los combustibles tras la baja del petróleo. Pero con esta nueva tendencia alcista, el escenario podría cambiar a partir de julio.

    Mientras tanto, Vaca Muerta avanza con fuerza. La mejora en eficiencia y reducción de costos permite sostener proyectos aún con precios bajos. Según el presidente de YPF, Horacio Marín, la petrolera nacional es “resiliente incluso con un barril por debajo de los U$S 40”.

    Además, el sector consiguió importantes líneas de crédito en el exterior: Oldelval accedió a un préstamo por U$S 85 millones para transporte de gas, y el consorcio Vaca Muerta Oil Sur está cerca de cerrar un crédito de U$S 1.700 millones para construir un nuevo oleoducto que permitirá duplicar las exportaciones desde la cuenca neuquina hacia la costa atlántica.

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  • Yacyretá: nuevo esquema tarifario apunta a saldar deudas y ordenar compensaciones

    Yacyretá: nuevo esquema tarifario apunta a saldar deudas y ordenar compensaciones

    En un paso clave hacia la regularización del vínculo energético binacional, Argentina y Paraguay oficializaron un nuevo acuerdo sobre la Hidroeléctrica Yacyretá que redefine los términos de compensación por la energía generada en la represa compartida.

    Con vigencia hasta el 31 de diciembre de 2025, el convenio busca ordenar deudas acumuladas, simplificar el esquema financiero y reestablecer previsibilidad para ambas partes.

    El punto central del acuerdo establece un valor de U$S 28 por megavatio hora (MWh) como tarifa de referencia por la energía entregada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), monto que será percibido íntegramente por la Entidad Binacional Yacyretá (EBY) sin deducciones ni cargos adicionales.

    La novedad más relevante del entendimiento es la instrumentación de un nuevo mecanismo contable y financiero, que reemplaza al anterior sistema de compensaciones presupuestarias.

    Según lo acordado, la EBY emitirá una nota de crédito a favor de ENARSA por la energía suministrada, y a su vez, se calculará una nota de crédito adicional por la diferencia entre el valor histórico fijado en el Tratado de 1973 (alrededor de U$S 50/MWh) y la tarifa actual, como forma de compensación por las deudas vinculadas a la construcción de la represa, responsabilidad asumida históricamente por Argentina.

    Uno de los elementos más sensibles del nuevo marco es la decisión de no exigir el pago directo de las diferencias tarifarias acumuladas desde 2022 hasta el primer cuatrimestre de 2025. En cambio, esos montos serán integrados al saldo global de deuda y compensados a través del nuevo modelo contable.

    Así, se introduce un criterio de deuda compensable que permitirá descomprimir tensiones históricas en torno a la financiación del proyecto binacional.

    Este rediseño institucional no solo apunta a cerrar viejas disputas, sino también a preparar el terreno para una nueva etapa de cooperación energética entre los dos países.

    En ese sentido, el acuerdo se apoya en instrumentos técnicos más recientes, como el Reglamento Internacional de Operación, aprobado en 2022, que regula la interconexión eléctrica entre Paraguay (a través de ANDE) y Argentina (vía CAMMESA), estableciendo parámetros de programación, asignación de energía, maniobras y resolución de conflictos.

    En suma, la resignificación financiera de Yacyretá no solo implica una reingeniería contable, sino también un reequilibrio diplomático y energético en una de las sociedades bilaterales más importantes de la región.

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  • Santa Cruz apuesta a la energía solar: avanzan los planes para instalar un parque fotovoltaico en Río Gallegos

    Santa Cruz apuesta a la energía solar: avanzan los planes para instalar un parque fotovoltaico en Río Gallegos

    En un paso firme hacia la diversificación energética y la sostenibilidad ambiental, el Gobierno de Santa Cruz anunció la instalación de un parque solar fotovoltaico en el Parque Industrial de Río Gallegos, un proyecto que busca posicionar a la provincia como referente en energías limpias en la región patagónica.

    El acuerdo fue firmado por la ministra de la Producción, Comercio e Industria, Nadia Ricci, junto al ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, y el secretario de Estado de Energía Eléctrica, Nazareno Diego Retortillo.

    El contrato, firmado bajo la modalidad de comodato por 20 años, establece que la provincia dispondrá del terreno y, una vez finalizado el plazo, todas las instalaciones quedarán en manos del Estado santacruceño.

    El nuevo parque fotovoltaico tendrá como objetivo generar energía limpia a partir de la radiación solar, que será inyectada directamente a la red de distribución de Servicios Públicos Sociedad del Estado (SPSE).

    Se trata de una iniciativa alineada con las políticas nacionales e internacionales que promueven una matriz energética más diversificada y amigable con el ambiente.

    La planta no solo permitirá reducir la dependencia de combustibles fósiles, sino que también aportará a la disminución de emisiones de gases de efecto invernadero, un desafío clave frente al cambio climático.

    Además, la instalación del parque será un motor para la economía local: generará empleo directo e indirecto en el sector de la construcción, operación y mantenimiento, además de potenciar el desarrollo tecnológico en energías renovables.

    La elección del Parque Industrial de Río Gallegos como sede para este proyecto no es casual. Se trata de una zona con infraestructura adecuada y una ubicación estratégica, que permite un fácil acceso a la red eléctrica y favorece la logística durante las etapas de construcción y operación.

    Con este tipo de proyectos, el Gobierno provincial busca no solo mejorar el acceso y la calidad del servicio eléctrico, sino también fortalecer la soberanía energética y reducir los costos asociados al transporte de combustibles fósiles hacia zonas alejadas.

    En paralelo, también se firmó un segundo comodato que permitirá instalar un radar meteorológico en el Parque Logístico La Esperanza, que brindará información en tiempo real para mejorar la gestión de riesgos climáticos, planificación productiva y protección de recursos hídricos.

    Ambos proyectos – el parque solar y el radar- reflejan la visión estratégica del Gobierno de Santa Cruz: un desarrollo equilibrado, con fuerte anclaje territorial, que priorice la infraestructura de servicios y acompañe el arraigo de las familias en cada rincón de la provincia.

    “Estamos trabajando por una Santa Cruz más moderna, sustentable e inclusiva”, destacó el ministro Álvarez. “Estas inversiones no solo tienen impacto ambiental, sino también social y económico. El futuro energético de la provincia ya está en marcha”, agregó.

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  • Neuquén: las regalías petroleras caen un 13% en términos reales

    Por la caída del Brent, las regalías por petróleo en Neuquén se redujeron

    Pese a que Vaca Muerta exhibe números de producción récord en petróleo, el contexto internacional impacta en las cuentas y el Gobierno de Neuquén activó análisis permanente de las principales variables que afectan los ingresos por regalías y una revisión de los gastos para poder cumplir con los compromisos de la Provincia.

    Carola Pogliano, secretaria de Hacienda y Finanzas del Ministerio de Economía de Neuquén, explicó que las primeras alertas ocurrieron en abril con la caída del precio del barril Brent. El efecto empezó a verse en mayo y ahora en junio, porque las regalías se liquidan con el promedio del mes anterior.

    «Las regalías son nuestra principal fuente de ingresos. Más del 40% de nuestros ingresos corrientes dependen de la actividad hidrocarburífera y también la mitad de los que recaudamos por Ingresos Brutos», señaló Pogliano en una entrevista con Modo Shale por Radio Mitre Patagonia.

    «A pesar de que la producción viene creciendo, un crecimiento que nos amortigua la caída del precio (del Brent). En mayo, por caso, tuvimos un precio del barril de 69 dólares; y en mayo del año pasado siempre estuvimos arriba de los 80 en promedio», detalló la funcionaria de la cartera económica.

    «Si bien estamos produciendo más y se logra colocar tanto en el mercado interno como externo, nosotros nos vale menos porque el dólar tampoco acompañó el nivel de inflación que hubo», indicó.

    En ese sentido, la funcionaria subrayó: «nosotros vemos una caída del 13% en términos reales. Si llevamos todo a moneda homogénea, las regalías nos han caído un 13% a pesar del incremento de la producción».

    «A pesar de la caída del barril, las empresas siguen viendo al sector rentable y eso no ha generado ningún tipo de distorsión en el nivel de inversiones», planteó Carola Pogliano en el contacto con la radio.

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  • OLADE impulsa la integración energética regional con una hoja de ruta común

    OLADE impulsa la integración energética regional con una hoja de ruta común

    El 5 6 de junio pasado representantes de 20 países de América Latina y el Caribe se reunieron en Brasil para fortalecer la cooperación en materia energética y avanzar en una hoja de ruta común para la planificación energética regional.

    El encuentro tuvo lugar en la sede de la Empresa de Pesquisa Energética (EPE) y fue convocado por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL), en el marco de la II Reunión del Consejo Regional de Planificación Energética y la VIII Reunión del Foro Regional de Planificadores Energéticos (FOREPLEN).

    El Consejo, creado en 2023 durante la IX Semana de la Energía en Paraguay, busca consolidarse como una instancia técnica y política permanente para armonizar la planificación energética entre los países miembros, fortalecer capacidades institucionales y facilitar una transición energética justa y sostenible, en línea con el Acuerdo de París.

    Durante el foro, se compartieron experiencias de planificación de países como Brasil, Chile, Colombia, México y Perú, en busca de proyecciones integradas que contemplan eficiencia energética, fuentes renovables y reducción de emisiones.

    En las sesiones técnicas se presentó un diagnóstico regional basado en planes energéticos de más de 15 países, que reveló importantes avances en acceso universal, eficiencia y energías limpias, aunque persisten desafíos como la alta dependencia de combustibles fósiles y la necesidad de modernizar marcos regulatorios.

    Rodrigo Moreno, del Instituto de Sistemas Complejos de Ingeniería (ISCI) de Chile, destacó que una mayor integración eléctrica regional podría generar ahorros millonarios y significativas reducciones de emisiones de COâ‚‚.

    Según proyecciones, se necesitarán cerca de 300 GW de capacidad de interconexión adicional para 2045.

    Otro eje central del encuentro fue la integración de las Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDCs) en las estrategias energéticas a largo plazo. Los delegados trabajaron en la elaboración de escenarios energéticos prospectivos para las subregiones Andina, Cono Sur y Caribe, promoviendo mayor coherencia entre políticas nacionales y regionales.

    En el cierre, se presentó un borrador de hoja de ruta regional que busca armonizar enfoques de planificación, reforzar la cooperación técnica y mejorar la respuesta del sector energético frente al cambio climático.

    CEPAL también propuso una metodología para estandarizar políticas energéticas sostenibles y resilientes a nivel regional.

    «Desde OLADE, proyectamos este trabajo hacia un marco formal de integración energética», afirmó Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de la organización. «Nuestro compromiso es seguir impulsando colectivamente estos esfuerzos hacia un sistema energético más integrado y resiliente para América Latina y el Caribe», concluyó.

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  • Los Chihuidos tendrá energía las 24 horas con una red híbrida renovable

    Los Chihuidos tendrá energía las 24 horas con una red híbrida renovable

    El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, encabezó la firma de un convenio entre la Secretaría de Ambiente y el Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN) para reestructurar el sistema de distribución eléctrica de Los Chihuidos, e incorporar una microred híbrida con energía renovable.

    La obra busca garantizar energía eléctrica las 24 horas del día y representa un paso significativo hacia una matriz energética más limpia en el corazón de Vaca Muerta.

    El acuerdo contempla una inversión de más de 361 millones de pesos, financiados con fondos provenientes de la Ley 2183, que regula las servidumbres hidrocarburíferas.

    Actualmente, la localidad sólo cuenta con suministro eléctrico durante 13 horas al día, provisto por un grupo electrógeno diésel, lo que genera altos costos operativos y frecuentes interrupciones, especialmente en invierno.

    “La obra comenzará en agosto, financiada por Pan American Energy, y nos permitirá estabilizar el servicio hoy, pero además dejar preparado el sistema para el abastecimiento futuro con energía solar”, destacó Figueroa.

    Y añadió: “No importa cuánta gente viva en cada rincón de la provincia, tenemos que llevar infraestructura que mejore la calidad de vida y que esa neuquinidad se sienta en cada punto del territorio”.

    La solución técnica será una microred híbrida solar-diésel, respaldada por baterías e inversores híbridos. El componente fotovoltaico será la principal fuente de energía durante la mayor parte del año, reduciendo drásticamente el consumo de gasoil y las emisiones de gases de efecto invernadero.

    La secretaria de Ambiente, Leticia Esteves, informó que además del aporte al EPEN, se firmó un convenio con Pan American Energy por una inversión adicional de un millón de dólares para la instalación del parque solar.

    “Estamos cambiando la fuente de energía y pasando hacia una energía limpia, lo que ayuda a mitigar el cambio climático”, explicó.

    Por su parte, Mario Moya, presidente del EPEN, detalló que el convenio incluye la adecuación de líneas de media y baja tensión, modernización de subestaciones transformadoras y colocación de luminarias LED.

    “Esto nos permitirá estabilizar el servicio y dejar lista la conexión para el futuro parque solar”, señaló, y agregó que los trabajos se completarán en cuatro meses bajo la modalidad de obra por administración.

    En tanto, Gabriel Rojas, presidente de la comisión de fomento de Los Chihuidos, celebró el anuncio. “Hoy generamos electricidad por horas, y a medianoche se corta el servicio. Esta obra es un anhelo de muchos años que ahora se hace realidad”, agradeció.

    Este proyecto se enmarca en el Plan de Acción Climática Provincial y ratifica el compromiso del gobierno neuquino de avanzar hacia sistemas energéticos más sostenibles, inclusivos y resilientes, priorizando a las comunidades más postergadas del interior provincial.

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  • Estados Unidos alcanzó un hito histórico al superar su récord de producción energética

    Estados Unidos alcanzó un hito histórico al superar su récord de producción energética

    El incremento en la producción energética refleja la creciente capacidad de EE.UU. para generar energía de diversas fuentes, consolidando al país como un líder mundial en la industria energética.

    A medida que las energías renovables continúan ganando terreno y las tecnologías de extracción como la fracturación hidráulica siguen avanzando, el país se encuentra en un camino hacia una producción energética cada vez más diversificada y sostenible.

    En 2024, Estados Unidos alcanzó un hito histórico al superar su récord de producción energética, superando los 103 cuatrillones de unidades térmicas británicas (BTU), lo que representó un aumento del 1% con respecto al récord anterior de 2023.

    Este logro- según los últimos datos de la Agencia Internacional de Energía de los Estados Unidos– se debió a un incremento en la producción de varias fuentes de energía, entre ellas el gas natural, el petróleo crudo, los líquidos del gas natural, los biocombustibles, la energía solar y la energía eólica, que cada una de ellas alcanzó niveles récord el año pasado.

    El gas natural- de acuerdo con el estudio- continúa siendo la principal fuente de energía en los EE. UU. desde 2011, cuando superó al carbón. En 2024, representó aproximadamente el 38% de la producción energética total del país, alcanzando casi 38 billones de pies cúbicos, una cifra similar a la del año anterior.

    En tanto, la producción de petróleo crudo en EE.UU. también rompió récords, alcanzando los 13.2 millones de barriles por día, lo que representó un aumento del 2% en comparación con 2023.

    El crecimiento en la producción se concentró en la región Permiana, que abarca partes de Texas y Nuevo México, consolidando a EE. UU. como el principal productor mundial de crudo.

    Por otro lado, el carbón, que fue la principal fuente de energía en el país desde 1984 hasta 2010, solo representó el 10% de la producción energética en 2024. La producción de carbón cayó a 512 millones de toneladas cortas, la cifra más baja desde 1964.

    La energía renovable también ha sido protagonista en 2024, con aumentos significativos en la producción de biocombustibles, energía solar y eólica. La producción de biocombustibles alcanzó un récord de 1.4 millones de barriles por día, un incremento del 6% respecto al año anterior.

    La energía solar y eólica también experimentaron crecimientos destacables del 25% y 8%, respectivamente, gracias a la incorporación de nuevos generadores.

    Un factor clave en el aumento de la producción de energía de EE.UU. fue la expansión de la producción de petróleo en la región Permiana.

    Desde 2010, la producción de petróleo en las regiones terrestres de los 48 estados más bajos ha aumentado más de tres veces, impulsada por la extracción de «tight oil» o petróleo no convencional, principalmente de la región Permiana.  

    Se estima que en 2024, la producción en esta región alcanzó los 5.6 millones de barriles por día, un aumento del 45% en comparación con 2020.

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  • Combustibles: repuntan las ventas en las naftas y  cae el gasoil común

    Combustibles: repuntan las ventas en las naftas y  cae el gasoil común

    En abril de 2025, se comercializaron 1.323.216 metros cúbicos de naftas y gasoil en todo el país, lo que representa una suba del 2,1% respecto al mismo mes de 2024.

    No obstante, en comparación con marzo pasado, las ventas se retrajeron un 6%, según un informe de la consultora Politikon. Además, se advierte que los datos aún no incluyen las ventas de las empresas DAPSA y Refinor, que en conjunto representaron un 3% del mercado en 2024, por lo que los resultados podrían ajustarse levemente una vez incorporadas.

    Del estudio se desprende que el 57% del total vendido correspondió a naftas y el 43% a gasoil.

    Las naftas crecieron un 5% interanual, con un fuerte impulso del segmento premium, que se disparó un 19,8%, mientras que la nafta súper tuvo un leve pero relevante aumento del 0,7%, luego de cinco meses consecutivos de caídas.

    En contraste, el gasoil presentó una baja interanual del 1,6%. Mientras que el gasoil premium subió un 11,3%, el común se desplomó un 8,1%, revelando una marcada segmentación en el comportamiento de consumo.

    Entre las principales empresas del sector, YPF se mantuvo como líder con el 55,4% del mercado y un alza del 3,4%. Shell, con el 24,4% del total, mostró una suba del 7,7%, y Axion ocupó el tercer lugar con el 12,5% de participación y un crecimiento del 5,5%.

    El dato destacado del mes fue el desempeño de Puma Energy, que con una cuota del 6,1% logró el mayor crecimiento interanual entre las líderes, con un salto del 13,1%. En cambio, Gulf Combustibles fue la única de las grandes marcas que registró una baja, del 1,2%.

    A nivel provincial, 13 de las 24 jurisdicciones subnacionales mostraron incrementos en la venta de combustibles. Las subas más destacadas se registraron en Formosa (+15,0%), Tierra del Fuego (+11,1%) y Santiago del Estero (+10,6%). Buenos Aires, San Luis, Corrientes y Córdoba también superaron el promedio nacional de crecimiento.

    En 21 de las 24 jurisdicciones, la nafta fue el combustible más vendido, con picos como el de CABA, donde representó el 78,1% del total. Solo en Córdoba, Mendoza y La Pampa el gasoil mantuvo su predominio.

    En cuanto a segmentos, la nafta premium creció en todas las provincias, con un máximo de +47,1% en Tierra del Fuego. La súper, en cambio, mostró crecimiento en solo nueve provincias, con Formosa a la cabeza (+8%).

    El gasoil, por su parte, tuvo resultados mixtos: subas en once distritos con fuertes repuntes en Formosa, Tierra del Fuego y Santiago del Estero, pero caídas pronunciadas en CABA (-17,4%). El gasoil premium creció en 21 provincias, mientras que el común retrocedió en la mayoría, salvo excepciones como Formosa y La Pampa.

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