Autor: Más Energía

  • Récord minero: El litio y el crudo de Vaca Muerta disparan el IPI un 10,4% en marzo

    Récord minero: El litio y el crudo de Vaca Muerta disparan el IPI un 10,4% en marzo

    El Índice de Producción Industrial Minero (IPI minero) de marzo de 2026 confirmó la consolidación de una tendencia positiva para el sector extractivo nacional. Según los datos del INDEC, el nivel general registró un incremento del 10,4% respecto al mismo mes del año anterior, dinamismo que también se reflejó en el acumulado del primer trimestre, con una variación positiva del 6,4% en comparación con el período enero-marzo de 2025.

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    En términos desestacionalizados, el índice anotó una suba del 2,4% mensual, mientras que la serie tendencia-ciclo avanzó un 0,8% respecto a febrero. En conjunto, estos números revelan una aceleración sostenida en la actividad productiva de los principales yacimientos del país.

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    El no convencional de Vaca Muerta, junto con el litio, impulsan el índice hacia arriba.

    El auge de los no convencionales

    La extracción de petróleo crudo y gas natural, junto con sus servicios de apoyo, constituyó uno de los pilares del crecimiento, con un alza del 6,9% interanual. Dentro de este rubro, el petróleo crudo lideró el avance con un incremento del 16,0% interanual y un acumulado anual del 16,2%, llevando la producción total a 4.279,2 miles de m³ durante marzo.

    La brecha entre métodos de extracción resultó determinante: mientras el petróleo no convencional (apalancado en Vaca Muerta) creció un 33,7% —alcanzando los 2.925,9 miles de m³—, el convencional sufrió una caída del 9,8%, con 1.353,3 miles de m³. Una divergencia que refleja la transformación estructural que atraviesa el sector.

    El gas natural, por su parte, mostró un incremento interanual del 5,9%, aunque su acumulado anual todavía registra una leve baja del 0,8%. La producción total del fluido sumó 4.394,0 millones de m³. Al igual que en el petróleo, el componente no convencional sostuvo el balance con una suba del 16,1%, frente a una retracción del 10,1% en la extracción convencional. En sentido contrario, los servicios de apoyo para la extracción declinaron un 13,5% en la comparación interanual.

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    Equipos especializados operan en yacimientos metalíferos para sostener la oferta de oro.

    Minerales metalíferos y la estabilidad del oro

    El rubro de los minerales metalíferos presentó una suba del 5,4% interanual durante marzo, con un número índice de 60,6. La extracción de oro y plata —incluyendo concentrados— ascendió un 6,5%, mientras que la producción de bullón dorado o doré aumentó un 2,6%. Sin embargo, el acumulado del año para esta categoría todavía muestra terreno negativo, con una caída del 3,4%.

    En otro plano, el resto de los minerales metalíferos —que engloba hierro, cobre y plomo— disparó su producción un 45,9%, aunque su incidencia en el índice general resultó marginal.

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    El cobre es uno de los minerales que marcaran la tendencia a partir del año próximo.

    El salto exponencial de los minerales no metalíferos

    La categoría de minerales no metalíferos y rocas de aplicación protagonizó el avance más espectacular del informe: un crecimiento del 50,5% interanual. El acumulado de los primeros tres meses del año para este segmento ya alcanza el 27,9%, una cifra que habla por sí sola.

    El motor de este desempeño fue la extracción de sal, que experimentó un salto extraordinario del 138,7% respecto a marzo de 2025, traccionado principalmente por la producción de salmuera o solución saturada de sal, que trepó un 142,1%.

    Otros componentes del grupo también aportaron resultados positivos: la extracción de minerales para la fabricación de productos químicos creció un 66,8%, las rocas ornamentales subieron un 8,5% y la piedra caliza y yeso avanzó un 7,7%. Como nota discordante, la extracción y aglomeración de carbón y turba retrocedió un 27,4% interanual.

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    El carbonato de litio procesado supera las 11.500 toneladas mensuales con expansión récord.

    Litio: protagonista de la transformación minera

    El carbonato de litio reafirmó su posición estratégica en la minería argentina. Durante marzo de 2026 se beneficiaron 11.508,3 toneladas de este mineral, lo que representa un crecimiento del 56,1% interanual. El acumulado trimestral ya marca una suba del 44,3%, evidenciando que no se trata de un pico puntual sino de una tendencia consolidada.

    Este mineral integra la categoría de productos para la industria química, cuyo índice base 2016 se ubicó en 442,7, un número que refleja la magnitud de la expansión productiva en la región de la Puna y el rol cada vez más central del litio en la economía nacional.

    FUENTE:INDEC

  • Gilardone: “Estamos arañando la parte inicial de Vaca Muerta; el Norte va a explotar”

    Gilardone: “Estamos arañando la parte inicial de Vaca Muerta; el Norte va a explotar”

    HOUSTON. Quintana Energy va a adelantar un año su debut en Vaca Muerta del lado mendocino. La compañía perforará el primer pozo no convencional en Cañadón Amarillo a fines de 2026 y el segundo a comienzos de 2027 —su cronograma original con la provincia contemplaba 2027 y 2028— y lo hará con el rig y el frack fleet que YPF está llevando a Mendoza.

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    La definición la dejó Carlos Gilardone, presidente y CEO de la firma, durante el panel “The Next Chapter of Vaca Muerta: Plans and Challenges” del Bilateral Energy Summit que organizó la Cámara de Comercio Argentina-Texas (ATCC) en el Petroleum Club de Houston, junto a Felipe Bayón (GeoPark), Julián Escuder (Pluspetrol) y Javier Rielo (TotalEnergies), bajo la moderación de Gabriela Aguilar —VP Latam de Excelerate Energy y presidenta electa de la ATCC—.

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    La frontera norte de Vaca Muerta

    La aceleración de Quintana en Mendoza tiene una lectura geológica que excede al pozo. Gilardone sostuvo que la formación Vaca Muerta se extiende mucho más allá de lo que muestra el mapa convencional. “Cuando uno mira los mapas históricos de Vaca Muerta, todos terminan en el Río Colorado. Ninguno muestra el potencial al norte. Pero la roca llega hasta Malargüe. Estamos arañando la parte muy inicial de la cuenca”, planteó.

    De esta manera, Galardone ratificó la postura de Continental Resources, quien a través de, Ross Stuart, vicepresidente de Land & Business Development, aseguró que Vaca Muerta tiene hoy unos 3.000 pozos horizontales perforados, contra los más de 30.000 que acumulan las grandes cuencas shale norteamericanas en su etapa madura. “No es comparable cuánto recorrido tiene por delante Vaca Muerta. Recién está empezando”, había dicho. Esto, de alguna manera plantea desafiar el sweet spot de la cuenca y correr el eje desde Añelo hacia el norte y a empujar las fronteras del play hacia afuera.

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    Esa expansión está empezando a ocurrir en ambos extremos. Por el sur, en Río Negro, CAPEX prepara para el primer trimestre de 2027 su primer pozo exploratorio no convencional en Cinco Saltos Norte, apostando a que la continuidad de la formación replique los resultados que Phoenix obtuvo con sus mejores pozos de los últimos dos años en Confluencia Norte y Confluencia Sur.

    Por el norte, Pluspetrol opera Bajo del Choique – La Invernada y Tecpetrol avanza con Los Toldos II Este y Fortín de Piedra; ahora Continental suma posiciones no operadas en cuatro bloques de PAE y la operación de Los Toldos II Oeste. Es ese frente el que Quintana busca extender al territorio mendocino.

    La compañía opera más de 150.000 acres de Vaca Muerta en Cañadón Amarillo. Si los pozos validan la continuidad de la formación al norte del Río Colorado, el efecto va a ser doble. Por un lado, abre una nueva ventana de inversión en Mendoza, una provincia que durante años quedó fuera del mapa shale.

    Por el otro, comprime la curva de aprendizaje regional: la infraestructura de oleoductos y plantas de gas que el clúster Mendoza Sur ya tiene en pie permite saltear varias etapas que en Neuquén se resolvieron con años de obra. “Si estos pozos salen bien, el Norte se abre. Tenés a Continental, a Pluspetrol y a Tecpetrol en la zona. La frontera norte de Vaca Muerta va a empezar a moverse”, anticipó Gilardone.

    El paralelismo, agregó, es con la propia historia del Permian. Antes de su explosión, la cuenca tejana había sido considerada durante décadas un activo convencional en declive. Cuando el shale empezó a extender los bordes del play, áreas que eran percibidas como periféricas pasaron a ser eje del desarrollo. La apuesta mendocina de Quintana es, en clave argentina, una jugada análoga: validar el borde para correr el centro de gravedad de la cuenca.

    Tres adquisiciones en un año y x44 en producción

    La aparición de Quintana en el plano nacional fue meteórica. La compañía multiplicó por 44 su producción —pasó de 400 BOE/d a 21.200 BOE/d— y se ubicó como la novena productora de gas del país. Fue el resultado de tres adquisiciones cerradas en menos de 12 meses, con una matriz común: yacimientos con reservas convencionales, capacidad de midstream disponible y upside no convencional.

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    Primero, Estación Fernández Oro (EFO) en Río Negro, un yacimiento con 1,3 TCF de gas in place del que apenas se produjo el equivalente a 100 BCF y donde la firma terminó la campaña de workover. Después, el cluster Mendoza Sur —seis áreas que YPF traspasó en junio de 2025: Chihuidos, El Portón, Cañadón Amarillo, Altiplanicie del Payún, entre otras—, una de las cuales (Altiplanicie del Payún) es más grande que la Ciudad de Buenos Aires. Y por último Cañadón León en Santa Cruz, un yacimiento de 7.000 barriles diarios.

    Mendoza Sur

    La estrategia de Mendoza Sur, según Gilardone, no se agota en el shale. La infraestructura del clúster —oleoductos y plantas de gas— habilita una segunda apuesta: convertir parte del activo en una facility de almacenaje de gas a tiempo para el momento en que el desarrollo de Vaca Muerta empiece a generar excedentes de gas asociado, en la antesala de los proyectos de GNL. “En el Permian pasó eso antes de que llegara el LNG: hubo un overflow de gas asociado. Identificamos a Mendoza Sur como una potencial facility de almacenaje”, explicó.

    Gilardone aprovechó el panel para repasar el origen de Quintana, una historia menos conocida en el mainstream del sector. La compañía nació en plena pandemia, cuando el precio del crudo se desplomaba y los teléfonos de su consultora —FDC, especializada en estudios de reservorios— sólo sonaban para recibir cancelaciones de contratos. La decisión, dijo, fue mirar el vaso medio lleno: “Era un buen momento para empezar a comprar empresas o activos”. Llamó entonces a sus compañeros del ITBA. La primera adquisición fue la operación argentina de Quintana Petroleum, una empresa estadounidense de la familia Corby Robertson (Texas) para la que el propio Gilardone había trabajado en sus inicios y que tenía un descubrimiento en Santa Cruz frenado por el contexto político. La operación se cerró con financiamiento de Trafigura como off-taker y le permitió a la compañía «bookear» 15 millones de barriles de reservas para arrancar.

    La decisión más singular del modelo de Quintana, dijo Gilardone, fue ofrecerle a los ingenieros y geólogos jóvenes la posibilidad de comprar acciones al mismo precio que los socios fundadores. “No tuvimos empleados ni colaboradores: convertimos a la gente en propietaria. Por eso trabajaron como locos analizando todas las oportunidades del mercado”, planteó. Esa misma estructura, agregó, es la que terminó identificando los activos de YPF que se ponían a la venta y diseñando la matriz de las tres adquisiciones posteriores.

    El cierre de Gilardone fue un elogio explícito al capital humano del sector. “Quiero remarcar la calidad de los recursos humanos que tiene la Argentina. Los ingenieros, los geólogos, los técnicos. Es lo que hace a este país absolutamente increíble”, sintetizó, en sintonía con el tono general que la delegación argentina llevó al Petroleum Club.

  • Es oficial el ingreso de Continental Resources a Vaca Muerta en Río Negro

    Es oficial el ingreso de Continental Resources a Vaca Muerta en Río Negro

    El gobierno de Río Negro dio luz verde al desembarco formal de Continental Resources en el sector hidrocarburífero provincial. A través del Decreto N° 447/26, rubricado por el gobernador Alberto Weretilneck y publicado en el Boletín Oficial, la provincia autorizó la cesión del 13% de la participación de Pan American Energy (PAE) sobre la Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (CENCH) del área Loma Guadalosa a favor de la firma estadounidense.

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    Esta maniobra empresaria marca un hito para la actividad no convencional en el territorio rionegrino. Continental Resources, un verdadero gigante del shale en Estados Unidos y pionero indiscutido en la formación Bakken, suma ahora su participación directa en un bloque con objetivo Vaca Muerta en la provincia de Río Negro. El movimiento demuestra el atractivo que retiene la roca madre argentina a nivel global, extendiendo los límites de inversión más allá del núcleo productivo neuquino.

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    La petrolera estadounidense presentó la solicitud formal de ingreso ante la Secretaría de Estado de Energía y Ambiente a principios de enero de 2026. Tras evaluar la documentación y verificar la inscripción de Continental en el Registro de Empresas Petroleras de Nación, las autoridades rionegrinas avalaron la transferencia de derechos. Las operadoras tienen ahora un plazo estricto de diez días hábiles para presentar la escritura definitiva de la cesión.

    La reconfiguración del consorcio petrolero

    El ingreso de Continental modifica sustancialmente el mapa societario del bloque Loma Guadalosa. El área experimentó transformaciones estructurales profundas en los últimos dos años. Originalmente, el Decreto N° 1.523/18 adjudicó esta concesión a Petrolera Aconcagua Energía, firma que en septiembre de 2025 modificó su denominación a Tango Energy Argentina S.A.

    El salto hacia el desarrollo no convencional cobró impulso institucional definitivo a mediados de 2025. Mediante el Decreto Provincial N° 827/25, Tango Energy y la empresa estatal provincial EDHIPSA cedieron el control a Pan American Energy. En esa oportunidad, la compañía de la familia Bulgheroni absorbió el 65% de la participación, mientras que Tango Energy retuvo el 35% restante. Ese mismo acto administrativo avaló la reconversión de Loma Guadalosa a una concesión no convencional (CENCH) por un plazo de 35 años, con fecha de vencimiento en agosto de 2060.

    Con la nueva operación comercial confirmada por el Ejecutivo de Viedma, Pan American Energy cede parte de su cuota pero mantiene el liderazgo y la operación del proyecto. Así, el nuevo consorcio a cargo de Loma Guadalosa queda integrado por PAE con el 52% del capital, Tango Energy con el 35%, y Continental Resources con el 13%.

    El atractivo de la nueva frontera rionegrina

    La provincia de Río Negro busca consolidar su posición en el radar del shale nacional. La Constitución Nacional reconoce el dominio originario de las provincias sobre sus recursos, y la actual gestión rionegrina utiliza esta herramienta jurídica para acelerar la llegada de inversiones de peso. El tratamiento expedito de este expediente evidencia la voluntad política de agilizar los trámites burocráticos para las operadoras que apuestan al fracking.

    La llegada de un actor con el volumen técnico, operativo y financiero de Continental Resources aporta un valor agregado invaluable. La firma norteamericana conoce a la perfección las métricas y los secretos de la estimulación hidráulica masiva. Su alianza con PAE, la mayor operadora privada integrada de la Argentina, conforma una sociedad de altísima capacidad técnica.

    Loma Guadalosa representa una pieza clave en el rompecabezas del margen este de Vaca Muerta. A diferencia del corazón de la cuenca neuquina, donde la geología presenta un nivel de conocimiento exhaustivo, los bloques rionegrinos exigen una etapa exploratoria y de delineación mucho más agresiva. El ingreso de dólares frescos y tecnología de punta resulta un factor vital para reducir el riesgo geológico e iniciar las campañas intensivas de perforación.

  • ¿Cuánto ganan en oil & gas y minería? Claves de la Guía Salarial 2026

    ¿Cuánto ganan en oil & gas y minería? Claves de la Guía Salarial 2026

    En un mercado laboral argentino que recupera previsibilidad tras años de turbulencia inflacionaria, los sectores de hidrocarburos y minería consolidan su posición como los que mayor competitividad salarial ofrecen. Así lo revela la Guía Salarial 2026 de Michael Page, elaborada sobre la base de 600 respuestas de clientes y 1.332 de profesionales, relevadas en febrero de este año.

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    El 64% de los clientes encuestados ocupa posiciones de gerencia y C-level, lo que le otorga al informe una perspectiva calificada y de alto valor para la toma de decisiones.

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    Las áreas de ingeniería y supply chain son el corazón operativo de la industria extractiva, y la demanda de perfiles en estos sectores no muestra señales de desaceleración. Según el relevamiento, en ingeniería se realizaron más de 750 entrevistas y 220 reuniones con empresas durante 2025, con una presión de contratación concentrada en procesos, mejora continua, mantenimiento técnico y automatización.

    De acuerdo al informe, los sectores de energía, minería y recursos naturales lideran esa demanda, aunque la escasez de talento se vuelve crítica en regiones como NOA, Cuyo y Patagonia, donde la complejidad técnica y la lejanía geográfica elevan la presión sobre los paquetes de compensación.

    Tal como señaló Federico Madro, Headhunter en MV Recursos Humanos, en declaraciones a +e, el informe muestra que el principal déficit no es de ingenieros: es de profesionales capaces de combinar dominio técnico con gestión y visión estratégica. Las herramientas como CAD y SolidWorks ya son requisito básico; el valor diferencial reside en automatización, análisis de datos y liderazgo operativo, incluyendo la gestión sindical.

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    El sector extractivo lidera la demanda de gerentes con perfil técnico-estratégico en Argentina en 2026.

    Escalas salariales en ingeniería: qué ofrece el mercado

    Los datos de la Guía Salarial 2026 de Michael Page muestran rangos de salario bruto mensual en pesos argentinos, segmentados por tamaño de empresa. En el sector industrial y de operaciones —directamente vinculado a plantas productivas de oil & gas y minería—, los números son los siguientes:

    Gerente industrial / de operaciones

    • Empresa pequeña/mediana: $9M – $12M brutos mensuales. Bono: 2 a 3 salarios anuales
    • Empresa grande: $12M – $15M brutos mensuales. Bono: 3 a 5 salarios anuales

    Gerente de planta

    • Empresa pequeña/mediana: $7,5M – $10M. Bono: 2 a 3 salarios anuales
    • Empresa grande: $11M – $14M. Bono: 3 a 5 salarios anuales

    Gerente de producción

    • Empresa pequeña/mediana: $7M – $8,7M. Bono: 1 a 2,5 salarios anuales
    • Empresa grande: $8M – $11M. Bono: 2,5 a 3 salarios anuales

    Gerente de mantenimiento

    • Empresa pequeña/mediana: $7M – $8,7M. Bono: 1,5 a 2,5 salarios anuales
    • Empresa grande: $8M – $11M. Bono: 2,5 a 3 salarios anuales

    Gerente de seguridad, higiene y medio ambiente

    • Empresa pequeña/mediana: $7M – $9M. Bono: 1,5 a 2,5 salarios anuales
    • Empresa grande: $8,7M – $12M. Bono: 2,5 a 4 salarios anuales

    Project Manager

    • Empresa pequeña/mediana: $5,6M – $7,7M. Bono: 1 a 2,5 salarios anuales
    • Empresa grande: $8,2M – $11,9M. Bono: 2,5 a 3,5 salarios anuales
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    Minería y oil & gas ofrecen los paquetes salariales más competitivos del mercado industrial argentino.

    Supply chain, la columna vertebral logística

    El área de supply chain registró más de 740 entrevistas y 290 reuniones con empresas durante 2025. En energía y minería, la cadena de suministro opera bajo condiciones de alta volatilidad y complejidad, lo que incrementa el valor de perfiles con mentalidad analítica data-driven, visión end-to-end y capacidad de gestión en entornos inestables.

    El rol de compras evoluciona hacia una función más estratégica, con foco en riesgo, continuidad operativa y diversificación de proveedores. En industrias como las extractivas, además, crece la tendencia a la dolarización parcial de paquetes para posiciones críticas, una práctica que el informe identifica como herramienta de atracción y retención de talento senior.

    Gerente de supply chain

    • Empresa pequeña/mediana: $7,5M – $10M. Bono: 2 a 3 salarios anuales
    • Empresa grande: $11M – $14M. Bono: 3 a 5 salarios anuales

    Gerente de logística

    • Empresa pequeña/mediana: $7M – $9M. Bono: 1 a 3 salarios anuales
    • Empresa grande: $9M – $12M. Bono: 2 a 3,5 salarios anuales

    Gerente de compras

    • Empresa pequeña/mediana: $7M – $8,7M. Bono: 1 a 3 salarios anuales
    • Empresa grande: $9M – $12,5M. Bono: 2 a 4 salarios anuales

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    El puesto de gerente de supply chain en empresa grande alcanza hasta $14M brutos mensuales más bono de hasta 5 sueldos.

    Ventas técnicas B2B, otro perfil crítico

    En el área comercial, la mayor escasez de talento en segmentos B2B se da en perfiles con conocimiento técnico especializado, particularmente en proveedores de industrias como oil & gas y minería, donde la comprensión del producto y de los procesos del cliente resulta determinante.

    La remuneración variable toma protagonismo en estos sectores, representando entre el 20% y el 30% del paquete total en posiciones senior, especialmente cuando está alineada a objetivos alcanzables. A nivel de escala salarial, energía y minería mantienen los salarios más competitivos del universo comercial argentino.

    Gerente de ventas B2B

    • Empresa pequeña/mediana: $8M – $13M. Bono: 2 a 4 salarios anuales
    • Empresa grande: $11M – $15M. Bono: 3 a 5 salarios anuales

    Ingeniero de ventas B2B

    • Empresa pequeña/mediana: $3,5M – $5M. Bono: 1 a 2 salarios anuales
    • Empresa grande: $4,5M – $6M. Bono: 1,5 a 2,5 salarios anuales
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    La escasez de talento en NOA, Cuyo y Patagonia presiona al alza los salarios en posiciones críticas.

    Más allá del salario: qué retiene al talento

    El informe de Michael Page indica que, aunque el salario fijo sigue siendo el principal driver de atracción en ingeniería y supply chain, para retener talento senior en sectores de alta exigencia como hidrocarburos y minería, las empresas deben sumar tres elementos no negociables: proyectos con impacto real, acceso a tecnología de punta y un rol con peso estratégico en la organización.

    Los beneficios más valorados en estas áreas incluyen bono por desempeño, auto de empresa o car allowance, y flexibilidad con acceso a certificaciones técnicas. La posibilidad de crecimiento profesional en un entorno donde la tecnología —incluyendo inteligencia artificial y automatización— potencie la función, define hoy si una propuesta se considera o se descarta.

  • Vaca Muerta gana capacidad: luz verde del RIGI para ampliar el Gasoducto Perito Moreno

    Vaca Muerta gana capacidad: luz verde del RIGI para ampliar el Gasoducto Perito Moreno

    El Gobierno nacional aprobó un nuevo proyecto estratégico bajo el RIGI, enfocado en la expansión del Gasoducto Perito Moreno, una obra clave para incrementar la capacidad de transporte de gas desde Vaca Muerta hacia los principales centros de consumo del país.

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    El anuncio fue realizado por el ministro de Economía, Luis Caputo, quien confirmó que la iniciativa contempla una inversión superior a los 500 millones de dólares y permitirá fortalecer el abastecimiento energético antes del invierno de 2027.

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    Según detalló el funcionario, la obra impulsada por TGS no solo ampliará la infraestructura existente, sino que además habilitará nuevas inversiones privadas complementarias, consolidando un cambio estructural en la forma de financiar proyectos energéticos en la Argentina.

    – https://publish.x.com/o?url=https://x.com/LuisCaputoAR/status/2049875398893129876&partner=&hide_thread=false

    Más capacidad de transporte

    El proyecto permitirá incorporar 12 millones de metros cúbicos diarios adicionales al sistema, lo que impactará directamente en el suministro de gas para usuarios residenciales, industrias y centrales de generación eléctrica en el área metropolitana de Buenos Aires.

    Caputo subrayó que esta mayor disponibilidad de gas permitirá sustituir importaciones de GNL, reduciendo significativamente los costos energéticos del sistema. “Los usuarios tendrán acceso a energía a una fracción del costo del gas importado”, afirmó el ministro.

    Además, el funcionario destacó que la iniciativa representa un punto de inflexión, ya que el financiamiento y la contratación de la obra estarán a cargo del sector privado, que luego comercializará la capacidad adicional a otros actores del mercado.

    Un cambio de paradigma

    El esquema aprobado bajo el RIGI introduce un modelo en el que las empresas privadas asumen el riesgo y la inversión en infraestructura, desplazando el rol histórico del Estado como principal financiador de este tipo de desarrollos.

    En ese sentido, Caputo remarcó que se trata del primer proyecto de transporte de gas en más de dos décadas que se ejecuta bajo este esquema, lo que podría abrir la puerta a nuevas iniciativas similares en el sector energético.

    El ministro también precisó que, con esta aprobación, ya son 14 los proyectos avalados dentro del régimen, con inversiones acumuladas por 28.000 millones de dólares, mientras que otras 26 iniciativas continúan en evaluación.

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    Entre sus proyectos, TGS cuenta con la ampliación del Gasoducto Perito Moreno (exGPNK) y el tramo final de la red.

    Fuerte respaldo del mercado a la expansión del sistema

    En paralelo, la iniciativa de ampliación del gasoducto impulsada por TGS ya mostró un fuerte respaldo de los productores de gas, quienes manifestaron su interés en asegurar capacidad de transporte para evacuar la producción incremental de la Cuenca Neuquina.

    Durante el evento Vaca Muerta Insights, el CEO de la compañía, Oscar Sardi, reveló que las ofertas recibidas superaron ampliamente las expectativas iniciales, alcanzando pedidos en firme por más de 32 millones de metros cúbicos diarios.

    Este volumen triplica la capacidad que se prevé licitar en una primera etapa, lo que evidencia la urgencia del sector por contar con mayor infraestructura de evacuación ante el crecimiento sostenido de la producción no convencional.

    Plazos exigentes y nuevas etapas regulatorias

    El proyecto cuenta con un cronograma de ejecución agresivo, estimado en 18 meses, con el objetivo de que la ampliación esté operativa antes del invierno de 2027, considerado un período crítico para el abastecimiento energético.

    Como próximo paso, se prevé la realización de un Open Season por 14 millones de metros cúbicos diarios, una vez que se complete el reordenamiento contractual entre actores clave como Enarsa, Cammesa y las distribuidoras.

    Este proceso permitirá asignar formalmente la capacidad de transporte disponible y consolidar los compromisos de largo plazo necesarios para garantizar la viabilidad económica de la obra.

  • Minería argentina 2026: récord exportador de USD 2.409 millones y el boom inversor que viene

    Minería argentina 2026: récord exportador de USD 2.409 millones y el boom inversor que viene

    El sector minero cerró el primer trimestre de 2026 con una performance exportadora sin precedentes. Las exportaciones mineras alcanzaron un nuevo récord histórico durante los primeros tres meses del año, con ventas externas por USD 2.409 millones entre enero y marzo. La cifra no es solo un número: representa un cambio estructural en el perfil productivo del país y consolida a la minería como uno de los sectores más dinámicos de la economía argentina, justo en el Día de la Industria Minera.

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    Según el Ministerio de Economía, el monto equivale a un salto interanual del 81,6% y se posiciona un 158,1% por encima del promedio trimestral registrado desde 2010. Pero para comprender la magnitud del fenómeno, es necesario mirar el año completo: 2025 cerró con exportaciones por USD 6.056 millones, el máximo histórico del sector, equivalente al 7% de las exportaciones nacionales totales, la participación más alta jamás registrada, según datos de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) y la Secretaría de Minería. La proyección para 2026 es aún más ambiciosa: USD 9.000 millones, un incremento proyectado del 49%.

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    Oro y litio: los dos motores del despegue

    El crecimiento tuvo como tracción principal a los minerales metalíferos, que explicaron el 80% del total exportado con un alza del 77% interanual. El oro consolida su liderazgo: en enero aportó USD 581 millones, equivalentes al 71% del total minero exportado, con un crecimiento del 70,6% interanual atribuido fundamentalmente a la suba de precios internacionales. En 2025, las exportaciones de oro totalizaron USD 4.094 millones, frente a los USD 3.141 millones de 2024, según el informe de CAEM.

    Pero si el oro es el pilar del presente, el litio es el vector del futuro. Las exportaciones del mineral mostraron una expansión del 125% interanual en facturación, mientras que en cantidades registraron una suba del 52,3% frente al mismo trimestre del año anterior. En 2025, Argentina produjo 116.100 toneladas de litio en equivalente de carbonato (LCE), más del triple que en 2018, y exportó USD 911 millones en el mineral, de acuerdo con los datos de CAEM. En febrero de 2026, el litio alcanzó los USD 160 millones mensuales, un récord histórico mensual, con un incremento del 128,5% interanual explicado por mejores precios y mayor volumen.

    La plata, por su parte, registró en 2025 exportaciones por USD 785 millones, con una producción de 21,3 millones de onzas. A diferencia del oro y el litio, cuyo valor exportado creció pese a caídas en los volúmenes producidos (-6% y -7% respectivamente en 2025 respecto a 2024), la dinámica del litio fue la inversa: su producción trepó un 56% interanual, arrastrando al alza las exportaciones en un 41%.

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    La geografía del boom: 5 provincias concentran casi todo

    La concentración geográfica del fenómeno es marcada. Santa Cruz, San Juan, Jujuy, Salta y Catamarca explicaron el 98,4% de lo exportado en marzo y el 98,6% del acumulado trimestral, según el informe mensual de la Secretaría de Minería de la Nación.

    Santa Cruz fue el motor principal del período. En el acumulado enero-marzo, superó por primera vez la barrera de los USD 1.000 millones, con USD 1.008 millones exportados, un 123,4% más que en el mismo período de 2025. En el año completo 2025, la provincia lideró con USD 2.394 millones en exportaciones mineras. San Juan siguió con USD 1.758 millones, Jujuy con USD 963 millones, Salta con USD 502 millones y Catamarca con USD 353 millones, de acuerdo con el informe de CAEM.

    El peso del sector para estas economías provinciales es determinante: la minería representó en 2025 el 93,2% de las exportaciones totales de Catamarca, el 85,8% de las de Santa Cruz, el 85,4% de las de San Juan, el 80,6% de las de Jujuy y el 44,2% de las de Salta.

    El noroeste argentino también marcó registros. Las tres provincias del NOA —Catamarca, Jujuy y Salta— exportaron en conjunto USD 286 millones en minerales durante marzo, un crecimiento interanual del 115,3%, explicado principalmente por la suba en los precios internacionales y por un aumento en los volúmenes exportados de litio.

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    Nuevos mercados: India, China y la diversificación estratégica

    La apertura de mercados sumó otro dato revelador. El ministro de Economía Luis Caputo destacó fuertes incrementos en los envíos a destinos clave: India (+551%), China (+176%) y Alemania (+174%). Otros socios como Estados Unidos, Corea del Sur y Canadá también duplicaron sus compras respecto al mismo período del año anterior.

    Las exportaciones hacia China crecieron un 147%, mientras que los envíos a India se dispararon un 913%, consolidando al país como comprador clave de oro y plata argentinos.

    El RIGI como detonador: USD 42.000 millones en proyectos

    El marco regulatorio también explica parte del salto. Proyectos mineros presentados bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) acumulan USD 42.000 millones en 13 iniciativas, de las cuales 7 ya fueron aprobadas por un total de USD 7.948 millones, según el informe de CAEM publicado en mayo de 2026.

    Entre los proyectos más relevantes se destacan Vicuña (USD 18.104 millones, cobre, BHP/Lundin en San Juan), El Pachón (USD 9.500 millones, cobre, Glencore en San Juan), MARA (USD 3.800 millones, cobre, Glencore en Catamarca), Rincón (USD 2.724 millones, litio, Río Tinto en Salta) y Los Azules (USD 2.672 millones, cobre, McEwen Mining en San Juan), entre otros.

    «Una herramienta extremadamente poderosa que brinda estabilidad por 30 años», destacó Daniel González, secretario Coordinador de Energía y Minería, en referencia al RIGI.

    El impacto no se limita a los grandes proyectos. Según la CAEM, un solo proyecto minero puede requerir durante su construcción aproximadamente 800 empresas proveedoras, y mantener alrededor de 550 en forma permanente durante su etapa productiva, que puede extenderse por más de 30 años. La cadena de valor hacia adentro del territorio nacional es, en ese sentido, uno de los argumentos centrales del sector.

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    Exploración: del puesto 12° al 7° mundial en una década

    Otro indicador que refleja el cambio estructural es la inversión exploratoria. Argentina triplicó su presupuesto en la materia en una década: pasó de USD 124 millones en 2015 a USD 430 millones en 2025, acumulando USD 3.000 millones entre 2015 y 2025.

    Ese salto llevó al país del puesto 12° al 7° en el ranking mundial de destinos exploratorios, de acuerdo con datos de la Secretaría de Minería, CAEM y S&P Global. El presupuesto exploratorio de 2025 se distribuyó principalmente entre cobre (37%), oro (37%), litio (16%) y plata (9%).

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    Empleo: potencial enorme, pero brecha de talento urgente

    Según datos de la CAEM, la minería genera actualmente más de 116.000 puestos de trabajo entre empleos directos, contratistas e indirectos, con un crecimiento del 10,6% entre 2025 y 2026. El salario del sector equivale a 2,5 veces el salario promedio de los trabajadores privados registrados, con una tasa de informalidad prácticamente nula del 1,3%, frente al 42% del resto de la economía.

    De cara al futuro, el desarrollo de los proyectos de litio y cobre tiene el potencial de generar entre 200.000 y 250.000 nuevos puestos directos e indirectos hacia el año 2032. Sin embargo, el sector ya enfrenta un obstáculo concreto: serias dificultades para cubrir vacantes críticas en perfiles técnicos capaces de trabajar en condiciones de alta montaña, como ingenieros en minas, geólogos, técnicos electromecánicos y especialistas en sostenibilidad (ESG).

    «El desafío central es poder aprovechar esta coyuntura y consolidar una minería competitiva, sustentable y con visión de largo plazo», señaló Roberto Cacciola, presidente de la CAEM.

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    Hacia los USD 100.000 millones de exportaciones

    La visión de largo plazo es ambiciosa. Las proyecciones indican que para 2035 la minería podría aportar un potencial exportador de USD 22.000 millones solo entre cobre y litio, en el marco de un escenario que proyecta exportaciones totales del país por USD 100.000 millones.

    Argentina dispone hoy de 310 proyectos mineros en cartera, aunque solo 26 operan en fase de producción activa. Esa brecha entre recursos y producción es, al mismo tiempo, la mayor oportunidad y el mayor desafío que enfrenta el sector en este Día de la Industria Minera.

    FUENTE:SCámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), Informe «Industria Minera Argentina – Motor estratégico de la economía nacional», mayo de 2026; Secretaría de Minería de la Nación; Ministerio de Economía; consultoras Invecq y ABECEB.

  • Cursos gratuitos para trabajar en energía: reabren inscripciones en el Instituto Vaca Muerta

    Cursos gratuitos para trabajar en energía: reabren inscripciones en el Instituto Vaca Muerta

    El Instituto de Formación Técnica Vaca Muerta (IVM) reabrió esta semana las inscripciones a sus cursos gratuitos para trabajar en el sector petrolero, una de las búsquedas laborales con mayor crecimiento en Vaca Muerta. La convocatoria, vigente hasta el 20 de mayo, incluye capacitación como operador del upstream y en seguridad operativa en yacimientos.

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    La propuesta se posiciona como una puerta de entrada al empleo en petróleo y gas, en un contexto de expansión de la actividad no convencional. En la edición anterior, más de 17.000 personas se inscribieron, reflejando el interés por acceder a formación técnica con salida laboral.

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    «La nueva institución educativa, recientemente inaugurada, se propone ser un referente para la formación de futuros operadores y técnicos de Vaca Muerta, brindando la posibilidad de adquirir experiencia práctica en instalaciones reales dentro de un entorno seguro y controlado», indicaron desde el IVM.

    Instituto Vaca Muerta

    Instituto Vaca Muerta, el nuevo polo de capacitación del sector

    Requisitos para inscribirse a los cursos del Instituto Vaca Muerta

    Para anotarse en los cursos del Instituto Vaca Muerta se requiere secundario completo (o ciclo básico aprobado), manejo básico de herramientas digitales y acceso a internet para las instancias virtuales. La inscripción se realiza de manera online a través del sitio oficial del IVM.

    Los cursos comienzan el 2 de junio y combinan clases virtuales con formación presencial en la sede del instituto, ubicada en el Polo Tecnológico de la ciudad de Neuquén.

    Qué cursos ofrece el Instituto Vaca Muerta y cuánto duran

    La oferta académica está diseñada en función de los perfiles más buscados en el upstream. Incluye formación en:

    • Operador de perforación
    • Operador de fractura
    • Instrumentación
    • Mantenimiento mecánico
    • Mantenimiento eléctrico
    • Producción
    • Operación de plantas de crudo y agua

    Cada trayecto tiene una duración de cuatro meses, con cursadas presenciales en turnos tarde (14 a 18) o noche (18 a 22).

    Además, se suma el curso de seguridad operativa en yacimiento, con una duración de un mes, enfocado en estándares clave para el trabajo en campo.

    Capacitación con prácticas reales en Vaca Muerta

    Uno de los diferenciales del IVM es su infraestructura técnica: cuenta con simuladores, laboratorios de automatización, química aplicada, telemetría y talleres de mantenimiento. En el corto plazo, se incorporará el Pozo Escuela sobre el río Neuquén para prácticas en campo, un aspecto clave para mejorar la empleabilidad de los egresados.

    Las certificaciones otorgadas acreditan horas prácticas y competencias técnicas validadas por el Consejo Provincial de Educación de la provincia, alineadas con los estándares de la industria.

    Quiénes respaldan el Instituto Vaca Muerta

    El instituto surge como una articulación directa con el sector energético. Participan compañías líderes como YPF, Pluspetrol, Chevron, PAE, TotalEnergies, Vista, Tecpetrol, Shell, Pampa, Phoenix y CGC; y las empresas de servicios: Halliburton, San Antonio Internacional, Oilfield & Production Services, DLS Archer, Contreras Hermanos, TSB, NOV, SLB, PECOM, Industrias Juan F. Secco, Milicic, Calfrac Well Services, Wenlen, Huinoil, SIAM, Clear, Duralitte, Grupo Horizonte, Pason DGS, y Marbar.

    También cuenta con alianzas con Banco Santander y International Health Services Argentina, además del apoyo del Gobierno de Neuquén, el municipio local, y de los Sindicatos de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa y de Personal Jerárquico del Petróleo y Gas Privado de Neuquén, Río Negro y La Pampa.

  • Crisis de energía: Australia y Japón llegan a un acuerdo para garantizar el suministro y minerales críticos

    Crisis de energía: Australia y Japón llegan a un acuerdo para garantizar el suministro y minerales críticos

    Esta semana, Australia y Japón acordaron profundizar su cooperación en energía y minerales críticos, en un contexto internacional atravesado por tensiones geopolíticas en Medio Oriente y volatilidad en los mercados. El entendimiento se alcanzó durante la visita oficial de la primera ministra japonesa, Sanae Takaichi, a Canberra, donde mantuvo un encuentro con su par australiano, Anthony Albanese.

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    El acercamiento se da semanas después de un acuerdo bilateral en materia de defensa y apunta a reforzar la seguridad económica de ambos países. Según datos oficiales, Australia abastece aproximadamente un tercio de la demanda energética japonesa y es su principal proveedor de gas natural licuado (GNL).

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    Energía: preocupación y foco en el abastecimiento

    Uno de los pilares del acuerdo es la seguridad energética. En una declaración conjunta, ambos gobiernos se comprometieron a garantizar el flujo de combustibles y gas, así como a sostener un comercio abierto en un escenario global cada vez más incierto.

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    “Australia y Japón están tomando medidas para proteger sus economías frente a futuros shocks e incertidumbre económica”, sostuvo Albanese. En esa línea, remarcó que el trabajo bilateral permitirá construir cadenas de suministro “más seguras y resilientes”, con impacto tanto en empresas como en consumidores.

    También, el primer ministro puso el foco en las tensiones actuales sobre el sistema energético mundial: “Al igual que Japón, estamos muy preocupados por las interrupciones en el suministro de combustibles líquidos y productos refinados”. Mientras Australia exporta grandes volúmenes de GNL, Japón abastece al mercado australiano con combustibles refinados, incluido el diésel.

    Minerales críticos: financiamiento y proyectos estratégicos

    Otro de los ejes del acuerdo es el desarrollo de minerales críticos, insumos clave para la transición energética y la industria tecnológica. Ambos países firmaron una declaración específica que eleva este sector a una prioridad dentro de la relación económica.

    Australia prevé destinar hasta 1.300 millones de dólares australianos para apoyar proyectos con participación japonesa, con el objetivo de ampliar la capacidad de producción, procesamiento y refinación.

    Los recursos incluidos abarcan galio, níquel, grafito, tierras raras y fluorita, considerados estratégicos para cadenas industriales vinculadas a energías limpias, baterías y electrónica.

    «Japón ha sido un socio de larga data en el desarrollo del sector de minerales críticos de Australia. Al colaborar, podemos atraer mayor inversión a nuestro sector de minerales críticos y seguir desarrollándolo, creando empleos y capacidades en el país», expresó Albanese a través de un comunicado.

    Contexto internacional y estrategia regional

    El avance de esta agenda se inscribe en un escenario donde los países de Asia buscan reducir su exposición a interrupciones en el suministro energético y de insumos críticos.

    La gira de Takaichi incluyó también Vietnam, donde se discutieron iniciativas similares con países del sudeste asiático, en línea con una estrategia de diversificación de proveedores y fortalecimiento de cadenas regionales, según información de la agencia Reuters.

    En paralelo, empresas japonesas siguen de cerca la evolución del sector energético australiano, en particular la industria del GNL, donde pesan factores como conflictos laborales en instalaciones y debates internos sobre mayores cargas impositivas a las exportaciones.

  • Qué países aumentaron más la nafta desde que empezó la guerra en Medio Oriente

    Qué países aumentaron más la nafta desde que empezó la guerra en Medio Oriente

    Más allá del aumento generalizado en el precio de los combustibles que sufrió todo el mundo por el cierre del Estrecho de Ormuz, los porcentajes de ajuste entre cada país varían de manera significativa en función de la intervención de gobierno en el mercado.

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    Lógicamente, los más liberales sufrieron las alzas más altas con casos superiores al 50%, especialmente en pequeños países del sudeste asiático muy dependientes de la importación de esta zona como Filipinas, Camboya y Pakistán.

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    Un escalón por debajo estuvieron Estados Unidos y Perú con subas de nafta en torno al 45%, y más atrás la mayoría de los europeos, Chile, Argentina, China, Corea y Australia con números algo mayores al 20%.

    Casos atípicos: bajas de precios y aumentos moderados

    Un caso que se destacó en sentido inverso fue el de Colombia, donde incluso cayó el precio del combustible. Lo mismo sucedió en Bolivia, mientras que otros países como Uruguay, Brasil, España e Italia tuvieron subas de apenas entre el 4% y el 7%.

    Los aumentos más grandes se dieron en el gasoil con extremos como los de Myanmar o Lagos con subas de hasta el 150%. También estuvieron en ese lote Estados Unidos con el 58%, Perú con el 65%, Chile con el 46% y Australia con el 55%.

    Un análisis interesante que explica el porqué de estas diferencias lo hizo la consultora Economía & Energía, donde distinguieron las principales medidas de cada país en materia de intervención. En Asia, China fijó precios máximos; Japón liberó reservas, empezó a usar más carbón y subió sus subsidios; y Corea del Sur estableció un fondo para dar apoyo financiero a la refinerías.

    Europa y América Latina: impuestos, subsidios y congelamientos

    En Europa, Francia también puso topes de aumentos; Italia y Alemania redujeron los impuestos a los combustibles por dos meses; y el Reino Unido aplicó una asistencia focalizada a hogares que utilizan derivados del petróleo para calefacción. En América Latina, Brasil aumentó las retenciones a la exportación de crudo y Colombia directamente hizo un congelamiento.

    A nivel global, Estados Unidos acordó liberar 172 MMbbl de petróleo de la Reserva Estratégica de Petróleo, flexibilizó regulaciones ambientales, y suspendió temporalmente la Ley Jones (establece que el transporte de mercancías entre puertos del país debe realizarse en buques construidos y operados en EEUU) por 60 días para reducir costos logísticos.

  • Nación descarta compensaciones por la suba del GNL: la respuesta de Adorni

    Nación descarta compensaciones por la suba del GNL: la respuesta de Adorni

    El Gobierno nacional ratificó que no se implementarán mecanismos de compensación ni tarifas diferenciadas frente a eventuales picos en el precio del gas natural licuado (GNL), en un contexto internacional marcado por la volatilidad de los precios, atravesado por el conflicto en Medio Oriente. La definición fue incluida en el informe de gestión N°145 presentado la semana pasada en la Cámara de Diputados por el jefe de Gabinete, Manuel Adorni.

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    La postura oficial ante la volatilidad internacional del GNL

    En su respuesta al Congreso, Adorni se refirió al esquema regulatorio vigente en el sector energético y a los cambios introducidos por la Ley 27.742. “El Ministerio de Economía comunica que la Ley Bases y su reglamentación eliminaron correctamente las facultades del Estado para fijar tarifas diferenciadas, subsidios cruzados o compensaciones sectoriales en el mercado energético. El libre mercado es la mejor herramienta para manejar shocks externos como el conflicto en Medio Oriente y los picos en el precio del GNL”, señaló.

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    En esa línea, desde el Gobierno remarcaron que los valores de la energía deben reflejar «el costo de oportunidad internacional», al argumentar que este esquema “incentiva eficiencia energética, innovación, sustitución de insumos y mayor productividad” en las industrias exportadoras.

    145

    Vaca Muerta como “blindaje” ante la volatilidad externa

    El informe de gestión también subraya el rol del desarrollo de Vaca Muerta como principal sostén del balance energético en Argentina frente a la necesidad de importar GNL en períodos de alta demanda. Según datos oficiales citados en el informe presentado por el funcionario, el complejo no convencional generó en el primer trimestre de 2026 un superávit energético superior a los USD 2.400 millones.

    En ese sentido, Adorni sostuvo que ese flujo de divisas “compensa parte del impacto de precios altos de GNL importado para picos invernales, sin necesidad de intervenciones estatales”.

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    El presidente Javier Milei junto a Manuel Adorni, jefe de Gabinete.

    Asimismo, descartó explícitamente la posibilidad de establecer esquemas de protección frente a eventuales aumentos del GNL. «No se prevén subsidios generales ni compensaciones selectivas para exportadores. Esto alinea incentivos, reduce el déficit fiscal y evita que el Estado elija ganadores y perdedores. Ante la volatilidad del GNL por el conflicto bélico, el Poder Ejecutivo confía en el mercado libre, la producción de Vaca Muerta y la competencia privada. Cualquier ‘compensación’ o tarifa diferenciada sería un retroceso intervencionista que perjudica la sostenibilidad macroeconómica y la competitividad real de las exportaciones argentinas a largo plazo», según detalló el ex vocero presidencial, actualmente investigado por presunto enriquecimiento ilícito, en su respuesta a la pregunta N° 1549.

    Importaciones de GNL y transición del sistema energético

    El debate sobre el GNL se da en paralelo a un esquema de dependencia estacional que el propio Gobierno reconoce como transitorio, condicionado por las limitaciones de infraestructura de transporte de gas.

    En ese marco, la secretaria de Energía, María Tettamanti, había señalado recientemente que la necesidad de importar GNL responde a cuellos de botella en el sistema de gasoductos durante los picos invernales. “Se necesita importar GNL en los días más fríos del invierno porque falta transporte”, explicó la funcionaria en el evento Ámbito Debate Energía y Minería 2026.

    TGS Vaca Muerta Planta de Tratamiento gas

    Planta de tratamiento de gas de TGS.

    Según la funcionaria, la expansión del Gasoducto Perito Moreno a cargo de TGS permitirá reducir la dependencia de cargamentos importados a partir de 2027, en un escenario donde el volumen de buques podría caer de 27 a cerca de 10 por año.

    A mediados de abril, el Gobierno resolvió mantener en manos de Enarsa la importación de GNL durante el próximo invierno, al postergar el proceso de privatización que buscaba transferir esa función al sector privado. De este modo, la empresa continuará operando como compradora y comercializadora del combustible, en un contexto internacional que el Ejecutivo considera demasiado volátil para avanzar con una transición inmediata. La licitación había tenido como adjudicataria a la española Naturgy, pero la decisión final quedó en suspenso tras el incremento de los valores internacionales asociado al conflicto entre Estados Unidos, Israel e Irán y su impacto sobre el mercado energético internacional.