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Autor: Más Energía

  • Weretilneck deslizó fechas clave para el gasoducto de Southern Energy

    Weretilneck deslizó fechas clave para el gasoducto de Southern Energy

    El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, confirmó que la licitación para la construcción del proyecto de GNL de Southern Energy es inminente. De hecho, la provincia atraviesa una semana decisiva en materia energética, con la legislatura provincial en sesión para aprobar el acuerdo con el consorcio Southern Energy (SESA), paso previo e indispensable para habilitar las licitaciones que seguirán.

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    «En este momento está la Legislatura sesionando en la comisión para la aprobación del del acuerdo con Southern Energy . Consideramos que el día jueves va a ser este va a ser aprobado. Luego de eso viene lo que es la etapa de las distintas licitaciones», dijo Weretilneck en declaraciones a +e.

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    En este marco, Weretilneck precisó que ya existe una parte adjudicada. «Hay una parte que está en obra, que es el gasoducto más pequeño, por llamarlo de alguna manera, y lo que es la planta reductora de gas», obras que forman parte del esquema de infraestructura complementaria al proyecto principal.

    Jacobacci – Patagonia Gold – Mina Calcatreu Alberto Weretilneck (2)

    El gobernador Weretilneck confirmó que la legislatura aprobará el acuerdo el jueves.

    Claudio Espinoza

    «Se supone que el 20 de mayo tenemos la audiencia pública por el gasoducto dedicado desde Tatayén a nuestro golfo, y luego de esto vendrá la licitación para la ejecución del gasoducto«, detalló el funcionario.

    En cuanto a la adjudicación, Weretilneck aclaró: «No sabemos. No es un tema nuestro, no sabemos, pero estimamos que va a ser en los próximos días». La cautela no sorprende, se trata de una de las licitaciones más importantes del año.

    De hecho, se trata de una megaobra de US$ 1.300 millones, vital para viabilizar las exportaciones de Gas Natural Licuado (GNL). Con la compra de los caños ya cerrada a favor de la compañía india Welspun, la atención ahora se centra exclusivamente en quiénes ejecutarán la obra civil

    Río Negro, hub energético

    Por otro lado, Weretilneck repasó el estado de situación de otros proyectos estratégicos para proyectar a Vaca Muerta al merado global. «Paralelamente el Vmos está al 63% de ejecución. Y el proyecto YPF, ENI y XRG está avanzando también. En términos generales, la verdad que estamos muy contentos que Río Negro esté transformándose en el hub energético más importante América Latina de petróleo y gas», aseguró el gobernador en declaraciones a +e.

    Durante la fase inicial de verano, las exportaciones de GNL aprovecharán la capacidad disponible del gasoducto San Martín. El cronograma operativo prevé la llegada del buque licuefactor Hilli Episeyo para septiembre de 2027, seguido por la unidad MKII en 2028. Una vez que ambas embarcaciones operen en Río Negro y se complete el nuevo gasoducto, el país alcanzará una capacidad de despacho de 27 millones de m³/d, consolidando la rentabilidad del sector.

    A largo plazo, el potencial es tan vasto que ya se proyecta la necesidad de una infraestructura superior. De concretarse iniciativas adicionales (como las de YPF, ENI y Adnoc), se requerirá un gasoducto de 48 pulgadas, una obra de dimensiones inéditas en la historia energética argentina.

  • El sistema gasífero al límite: cortes, falta de obras y dependencia del GNL

    El sistema gasífero al límite: cortes, falta de obras y dependencia del GNL

    El comienzo de las bajas temperaturas volvió a dejar en evidencia las fragilidades del sistema gasífero en Argentina. Con cortes en el suministro de GNC en el AMBA y restricciones sobre consumos interrumpibles, el país ingresa al invierno con una ecuación ya conocida: falta de capacidad de transporte, dependencia de importaciones de gas natural licuado (GNL) y decisiones que llegan sin margen de anticipación.

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    En ese contexto, el Gobierno resolvió frenar la privatización del esquema de importación de GNL -que ya había sido adjudicado- y mantener a Enarsa como principal herramienta de abastecimiento, por un año más, en un mercado internacional más volátil.

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    Tettamanti: «Se necesita importar GNL porque falta transporte»

    Desde la Secretaría de Energía reconocen que el problema no es nuevo. La infraestructura no acompaña el crecimiento de la demanda, lo que obliga a cubrir los picos invernales con importaciones. «Se necesita importar GNL en los días más fríos del invierno porque falta transporte», afirmó este miércoles la titular de la cartera energética, María Tettamanti, durante el evento Ámbito Debate Energía y Minería 2026.

    En la misma línea, explicó: «En Argentina hubo una situación en la que el transporte no fue siguiendo el ritmo de la demanda. Entonces, en pleno invierno no hay capacidad suficiente para abastecer los picos».

    Vaca Muerta Insights 2026 Maria Tettamanti (1)

    María Tettamanti, secretaria de Energía de la Nación.

    Omar Novoa

    «No es eficiente construir una capacidad de gasoductos para cubrir la demanda de los días pico. Siempre va a haber va a ser más eficiente que la generación o la industria consuma algo de combustible alternativo en el invierno, porque la infraestructura es muy cara», dijo Tettamanti. Y agregó: «Todavía estamos un paso atrás pero eso va a cambiar el año que viene. TGS está haciendo la ampliación del Gasoducto Perito Moreno (GPM), va a haber 14 millones de metros cúbicos más de transporte».

    Si se completan los loops y compresoras del GPM, el volumen de buques de GNL podría caer de 27 el año pasado a unos 10.

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    Gas en alerta: Argentina enfrenta el invierno con cortes y sin GNL asegurado

    «Hoy para cubrir la demanda se va a tener que consumir un combustible alternativo al gas de cuenca, que es primero el GNL regasificado», sostuvo la funcionaria.

    Sin embargo, el contexto internacional complejiza esa salida. Los precios del GNL se mantienen elevados y con alta volatilidad, en gran parte por la tensión en Medio Oriente. En ese escenario, la falta de compras anticipadas expone al país a operar en el mercado spot.

    Cambio de estrategia

    La decisión de sostener a Enarsa como importador llega después de que el Gobierno avanzara con una licitación para transferir esa función al sector privado. El proceso había sido adjudicado a la española Naturgy, aunque la volatilidad del mercado global y el dato de inflación de marzo, que marcó un 3,4%, encendieron alertas en el Ministerio de Economía. En ese marco, cabe recordar que la compañía se había impuesto en la instancia de desempate frente a Trafigura y había reducido su oferta de USD 4,95 a USD 4,50 por millón de BTU, quedando a la espera de la aprobación final del Ejecutivo para asumir la comercialización del GNL a través de la terminal regasificadora de Escobar.

    Sin embargo, el cambio en el contexto terminó por frenar el proceso. Desde la administración libertaria optaron por no convalidar el traspaso en un escenario de precios inciertos, lo que en la práctica dejó sin efecto la primera privatización prevista para 2026. «Nuestra propuesta siempre es que las tarifas y los precios reflejen los costos pero por la imprevisibilidad de la guerra nos pareció prudente mantener este año el rol de ENARSA, tener una herramienta para ver a qué precio se vende el gas», explicó Tettamanti.

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    TGS presentó la única oferta en la licitación para la obra de ampliación del Gasoducto Perito Moreno

    «Estamos haciendo que el riesgo ahora lo tome el sector privado porque antes ENARSA traía barcos a ojímetro, ahora si vos necesitás GNL tenés que manifestar tu intención a través de MEGSA, tenés que comprometerte con un take or pay», indicó.

    Esa lógica ya empezó a impactar en algunos sectores. «Algunas industrias han dicho que frente a este costo de GNL se pasan a otro combustible alternativo, eso es eficiencia, es señal de precios», añadió la funcionaria.

  • Calcatreu y 60 proyectos mineros: Río Negro ante su mayor apuesta productiva en 30 años

    Calcatreu y 60 proyectos mineros: Río Negro ante su mayor apuesta productiva en 30 años

    «Esta roca se transforma en un recurso mineral cuando hay voluntad. Si no hay voluntad y no hay decisión, sigue siendo solo una roca», dijo el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, al terminar una recorrida por la mina Calcatreu, ubicada a 90 kilómetros de Ing. Jacobacci. De esta forma comenzó el discurso en el que trabajadores, intendentes, representantes gremiales y miembros de comunidades originarias escucharon al mandatario hablar de un reperfilamiento productivo de Río Negro.

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    El funcionario, que había recorrido la mina durante toda la mañana, aseguró que la provincia atravesaba «un momento histórico». Se refería al inicio efectivo de Calcatreu, el primer proyecto de oro y plata a gran escala en territorio rionegrino.

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    Aseguró que no se trataba solo del emprendimiento en sí, sino de lo que podía habilitar o cerrar para la actividad minera en Río Negro. «Lo que pase en Calcatreu va a significar la continuidad o no de la minería de estas características en la provincia«, señaló. Y agregó: «Estoy absolutamente convencido de que Río Negro, a través de Calcatreu, va a ser un ejemplo a nivel nacional».

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    Calcatreu es el primer proyecto aurífero a gran escala de Río Negro, con inversión de 60 millones de dólares.

    Patagonia Gold

    El mapa minero de Río Negro

    Más allá de Calcatreu, Weretilneck reveló la dimensión del potencial minero provincial con un dato que resume la magnitud de la apuesta: 60 proyectos mineros tienen estado de análisis o desarrollo en Río Negro.

    En este punto, el gobernador sostuvo: «Con estabilidad, con previsibilidad económica, con seguridad jurídica y con acompañamiento de la comunidad, estamos seguros de que vamos a tener minería por muchos años en la provincia. Río Negro tiene 60 proyectos mineros».

    El abanico es amplio: oro, plata, uranio, litio y recursos polimetálicos, sumados a los minerales industriales ya tradicionales como bentonita, yeso, caolín, jaspe y arenas siliciosas. Esta cartera posiciona a la provincia como uno de los territorios con mayor diversidad de recursos minerales de la Patagonia.

    «Estoy absolutamente convencido de que Calcatreu va a hacer historia. Y todo lo que ustedes hagan aquí va a marcar el destino de Río Negro como provincia minera», expresó el gobernador, dirigiéndose directamente a los trabajadores presentes.

    Jacobacci – Patagonia Gold – Mina Calcatreu Alberto Weretilneck (2)

    El gobernador reafirmó la ley del 80/20: mayoría de empleo para trabajadores rionegrinos.

    Claudio Espinoza

    «Que el dinero se quede acá»

    Weretilneck reconoció las limitaciones técnicas de la exigencia del 80/20 en el empleo, pero las planteó como una oportunidad: «Lo importante es que vayamos capacitando —ya sea a través del Instituto Técnico de Jacobacci o de lo que hacen los distintos municipios— a quienes todavía no aprendieron el oficio de la minería, para que en el futuro puedan llevar adelante esa actividad».

    Sobre el desarrollo de proveedores locales, señaló: «Queremos que la empresa tenga proveedores que sean de Jacobacci y de la zona. Que los alimentos se compren acá, que el combustible se compre acá y que la mayor cantidad de dinero posible se quede acá. Toda esta fantástica comida que disfrutamos en el almuerzo fue hecha en Jacobacci, por jacobaccinos, y eso es lo que queremos».

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    El puesto de acceso al Proyecto Calcatreu, ubicado a 90 kms. de Ing. Jacobacci.

    Patagonia Gold

    El camino de la minería

    El gobernador recordó que la apertura formal a la minería en Río Negro ocurrió el 30 de diciembre de 2011, cuando la provincia derogó el estatuto que impedía el uso del cianuro en la actividad. «Río Negro empezó a transitar el camino de la minería», resumió.

    Desde el descubrimiento del yacimiento de Calcatreu hasta hoy transcurrieron 30 años de exploración, estudios y negociaciones. Ese largo recorrido, señaló Weretilneck, es parte de la naturaleza de la actividad: «La minería no es una actividad rápida. Es una actividad de tiempo, es lenta, y los procesos tienen que llevarse adelante».

    Para cerrar, el mandatario sintetizó la apuesta del gobierno: «Que todos nos podamos quedar acá. Que nadie tenga que irse de nuestra provincia a buscar trabajo en otro lado».

  • Tensión en Medio Oriente: Trump convocó a Chevron y otras petroleras por la suba del crudo

    Tensión en Medio Oriente: Trump convocó a Chevron y otras petroleras por la suba del crudo

    El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, mantuvo el martes un encuentro en la Casa Blanca con ejecutivos de la industria energética para analizar la evolución de los mercados en medio de la guerra en Medio Oriente. La reunión incluyó a representantes de grandes compañías, entre ellas Chevron, y a altos funcionarios del gobierno, en un momento de fuerte volatilidad del precio del crudo.

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    Según reconstruyeron Reuters y el sitio estadounidense Axios, la agenda abarcó desde la producción hasta los futuros del crudo, el gas natural y la logística marítima. Además, se abordó el avance del conflicto entre el país e Israel contra Irán y sus efectos sobre el suministro global.

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    Un portavoz de Chevron confirmó la presencia de su CEO, Mike Wirth, quien participó de las conversaciones sobre el estado de los mercados internacionales. La compañía, como otras del sector, sigue de cerca el impacto de la crisis en Medio Oriente sobre los valores y los flujos comerciales.

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    El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, espera al primer ministro israelí, Benjamin Netanyahu, a la entrada de la Casa Blanca en Washington, Estados Unidos. 7 de abril de 2025. REUTERS/Leah

    Precios altos y preocupación

    La suba del petróleo empieza a trasladarse al bolsillo de los consumidores estadounidenses y abre un frente de alarma para la administración republicana. De acuerdo con datos citados por Axios, el precio promedio de la nafta en Estados Unidos llegó a 4,18 dólares por galón, el nivel más alto desde el inicio de la guerra y el mayor registro desde 2022.

    En ese marco, desde la Casa Blanca reconocieron que las herramientas para contener los precios son acotadas. “El presidente se reúne con frecuencia con ejecutivos del sector energético para obtener su opinión sobre los mercados energéticos nacionales e internacionales”, señaló un funcionario, en declaraciones recogidas por el citado portal. La misma fuente detalló que en el encuentro se discutieron avances en Venezuela, producción local y el estado del transporte.

    Sin embargo, la preocupación no es solo económica. Según Reuters, los precios altos del crudo representan un riesgo electoral para los republicanos de cara a las elecciones legislativas de medio término.

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    Qué está haciendo Estados Unidos

    Frente a este escenario, la administración de Trump activó una serie de medidas para amortiguar el impacto. Entre ellas, una prórroga de 90 días a la Ley Jones, la medida que flexibiliza el transporte de combustibles entre puertos estadounidenses al permitir la participación de barcos de bandera extranjera.

    Además, el gobierno invocó la Ley de Producción de Defensa, una herramienta que habilita al Pentágono y al Departamento de Energía a intervenir para reforzar la oferta energética local.

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    La AIE impulsa una liberación récord de petróleo ante la tensión en Ormuz. REUTERS/Dado Ruvic

    Asimismo, detrás de la tensión en los precios aparece un factor fundamental: la interrupción del tránsito en el estrecho de Ormuz, un punto neurálgico por donde circula cerca de una cuarta parte del petróleo comercializado por vía marítima.

    La mirada desde Argentina

    En marzo, durante el evento Vaca Muerta Insights, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, se refirió al impacto del conflicto geopolítico sobre el precio del crudo.

    “Una guerra es un cisne negro para los precios. Personalmente, creo que el precio alto del barril es transitorio. El estrecho de Ormuz es un cuello de botella, a medida que pasa el tiempo con restricción, los países empiezan a ver escasez y el valor se dispara. Todos los valores son transitorios”, planteó el ejecutivo.

  • SPI apuesta al Dual Fuel en Vaca Muerta para bajar el uso de diésel y sus emisiones

    SPI apuesta al Dual Fuel en Vaca Muerta para bajar el uso de diésel y sus emisiones

    SPI (Servicios Petroleros Integrados) puso en marcha un plan de reconversión tecnológica en Vaca Muerta con el objetivo de reducir el uso de diésel y mejorar la eficiencia operativa. La llegada a Neuquén de seis nuevas unidades marcó el inicio de la transformación de su set de fractura hacia modalidad Dual Fuel.

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    La iniciativa se inscribe en una etapa donde las compañías de servicios petroleros buscan adaptarse a mayores exigencias de productividad y competitividad. La ecuación es simple: cada mejora en costos operativos impacta de forma directa sobre la rentabilidad de los proyectos.

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    Según informó la compañía en su cuenta de LinkedIn, los nuevos equipos pueden operar con gas natural comprimido (GNC) o con gas de pozo, dos alternativas que permiten reemplazar combustible líquido en una de las etapas más intensivas de consumo dentro del negocio petrolero.

    Menor consumo y reducción de emisiones

    SPI indicó que la tecnología Dual Fuel permite bajar hasta un 70% el consumo de diésel, una variable central en las etapas de fractura. La reducción del gasto energético aparece hoy como una prioridad para operadoras y contratistas del sector.

    Además del ahorro económico, la reconversión ofrece mejoras ambientales. La firma aseguró que el sistema permite disminuir un 25% las emisiones de CO2 y reducir entre 30% y 50% los NOX, gases asociados al funcionamiento de motores convencionales.

    El cambio llega en un momento clave para Vaca Muerta, donde la expansión productiva exige más equipos, mayor eficiencia y mejores estándares ambientales. La combinación entre crecimiento y disciplina de costos domina la agenda de la industria.

    La fractura, en el centro de la transformación

    En diálogo con +e, el country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello, explicó que la actividad atraviesa una etapa de maduración tecnológica. “Ya no se trata solo de sumar equipos, sino de entender cómo se usan y cómo impactan en los costos”, sostuvo.

    El especialista remarcó que las etapas de fractura concentran uno de los mayores consumos de combustible dentro de la operación total de un desarrollo shale. Por esa razón, el reemplazo del diésel por gas se volvió una de las principales apuestas del sector.

    Asimismo, Fucello recordó que el proceso comenzó en Estados Unidos con equipos híbridos que combinaban gas y diésel. Aquellos sistemas lograban sustituir una porción importante del combustible tradicional y abrían el camino hacia nuevos esquemas energéticos.

    De la reconversión al gas como base operativa

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    El fracking de Vaca Muerta requiere innovación.

    Más tarde aparecieron pruebas con sets eléctricos, turbinas y otras tecnologías. Sin embargo, varias alternativas resultaron complejas para el ritmo operativo del campo o demandaban mantenimientos especiales difíciles de sostener.

    En ese escenario comenzaron a consolidarse bombas operadas principalmente con gas. El concepto ganó terreno por mantener dinámicas de trabajo conocidas y, al mismo tiempo, reducir consumo de combustible líquido sin alterar procesos clave.

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    El fracking de Vaca Muerta requiere innovación.

    El desafío logístico en Neuquén

    Hoy gran parte del gas destinado a estos equipos se transporta en camiones de GNC desde plantas de tratamiento hasta las locaciones. Allí se realiza la regulación de presión necesaria para abastecer los sets de fractura durante las operaciones.

    Ese sistema todavía presenta desafíos. La logística de transporte, almacenamiento y distribución interna requiere coordinación precisa en una actividad donde los tiempos de ejecución son determinantes para los costos finales.

    A mediano plazo, la industria apunta a utilizar directamente el gas producido en los propios yacimientos, mediante plantas móviles de acondicionamiento y conexiones flexibles. Ese esquema permitiría una mejora adicional en eficiencia y autonomía.

    Argentina cuenta con 15 sets de fractura y parte de esa flota ya comenzó a incorporar tecnología Dual Fuel. Empresas internacionales y proveedores locales avanzan en la misma dirección frente a un mercado cada vez más competitivo.

  • Argentina 2035: El plan minero para exportar US.250 millones anuales

    Argentina 2035: El plan minero para exportar US$36.250 millones anuales

    El Gobierno de Javier Milei proyecta una transformación estructural en la matriz productiva y exportadora de Argentina durante la próxima década. El escenario proyectado se apoya en un informe de la Secretaría de Minería de la Nación, que mejora significativamente las perspectivas trazadas por administraciones anteriores.

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    El Banco Central había estimado ventas externas por US$ 31.000 millones para ese mismo año, mientras que proyecciones gubernamentales de 2024 situaban la cifra en US$ 27.000 millones con horizonte a 2034. El ajuste al alza responde, en gran medida, al incremento de los precios internacionales del oro, la plata, el cobre y el litio, commodities que funcionan como los pilares de la oferta exportable del sector.

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    El RIGI y un piso de inversiones de US$ 57.000 millones

    Para alcanzar estas metas, el sector requiere un flujo sostenido de capitales. El Ejecutivo prevé un piso mínimo de inversiones cercano a los US$ 57.000 millones. Un dato clave ilustra el peso estratégico de la actividad: el 68% de los montos anunciados bajo el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) corresponde a la minería.

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    El desglose por mineral revela una jerarquía estratégica clara:

    • Cobre: US$ 41.190 millones distribuidos en nueve proyectos —nuevas operaciones y ampliaciones—, lo que lo consolida como el mineral de mayor tracción inversora.
    • Litio: US$ 14.046 millones asignados a 12 proyectos en distintas etapas de operación y desarrollo.
    • Plata: US$ 544 millones comprometidos en un proyecto específico.
    • Oro: US$ 231 millones concentrados en dos iniciativas puntuales.

    Retención de divisas y derrame en la economía local

    Uno de los aspectos más relevantes del informe oficial es la estimación del impacto real en el mercado interno. Según la Secretaría de Minería, entre el 67% y el 80% de los ingresos por exportaciones quedarán dentro de las fronteras nacionales; solo el 20% restante tendría salida neta hacia el exterior.

    Este flujo de capital dinamizará la economía a través de diversos canales: remuneración a proveedores nacionales de bienes y servicios, pago de salarios y contribuciones a la seguridad social, y transferencias directas al Estado mediante el Impuesto a las Ganancias, regalías, fideicomisos e impuestos a la producción. En términos nominales, el documento precisa que de los US$ 36.250 millones proyectados en exportaciones, entre US$ 24.288 y US$ 31.610 millones podrían permanecer dentro del país.

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    Por otro lado, según la secretaria de Minería, el 12,9% del ingreso neto «es pasible tanto de ser reinvertido y utilizado a nivel local como de ser potencialmente remitido al exterior».

    Del oro al cobre: un cambio de paradigma

    En la actualidad, el oro lidera la generación de divisas del sector. Durante el primer trimestre de 2024, Argentina exportó minerales por US$ 2.406 millones, una cifra récord para ese período. No obstante, la composición de las ventas externas experimentará una transformación profunda hacia 2036.

    El cobre asumirá el rol protagónico a partir de 2030 y explicará la mayor parte del crecimiento proyectado, desplazando a otros metales en la balanza comercial minera. En paralelo, el 12,9% del ingreso neto disponible se mantiene como margen flexible que las empresas pueden reinvertir localmente o remitir a sus casas matrices según las condiciones del mercado.

    El éxito de este plan descansa sobre dos pilares: sostener la estabilidad regulatoria y macroeconómica que desbloqueó los grandes proyectos cupríferos, y resolver los cuellos de botella logísticos que aún condicionan la competitividad de la industria.

    FUENTE:Secretaría de Minería

  • Invierno en alerta: restringen la venta de GNC en Buenos Aires y el Gobierno sigue sin comprar GNL

    Invierno en alerta: restringen la venta de GNC en Buenos Aires y el Gobierno sigue sin comprar GNL

    LALa llegada de las bajas temperaturas volvió a mostrar una vieja debilidad estructural del sistema energético argentino. Desde este martes, Metrogas, Naturgy y otras distribuidoras resolvieron restringir la venta de GNC en estaciones del AMBA sin contratos firmes, priorizando el consumo residencial.

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    La decisión afecta a las bocas de expendio que operan bajo modalidad interrumpible, un esquema más barato pero sin garantía de suministro. Cuando aparece la demanda estacional, el ajuste recae sobre sectores productivos y comerciales, una postal repetida en cada invierno argentino.

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    Ante la falta de planificación, el mercado se ordena con restricciones. Mientras los hogares deben ser protegidos, la señal de fondo es preocupante: otra vez el país enfrenta el frío con un sistema tensionado y sin margen operativo suficiente.

    GNC restringido y estaciones bajo presión

    Según informó Clarín, los surtidores con contratos en firme podrán continuar vendiendo GNC, aunque a costos más elevados. Las demás deberán limitar o frenar el expendio. La aplicación práctica quedó en manos de cada estacionero, que además enfrenta multas si supera los volúmenes autorizados.

    Según el esquema vigente, vender gas por encima de lo contratado implica pagar penalidades equivalentes al valor de un litro de nafta súper por cada metro cúbico excedido. Es decir, el riesgo empresario se multiplica en medio de una economía ya castigada.

    Los registros del Enargas muestran que la demanda prioritaria, que incluye hogares, hospitales y clubes, rondaba los 50 millones de metros cúbicos diarios. De ese total, unos 14 millones corresponden al AMBA, núcleo urbano donde cualquier tensión tiene impacto inmediato.

    Demoras oficiales y señales contradictorias

    La restricción llega mientras persisten dudas sobre la estrategia oficial para garantizar gas en invierno. Pese al contexto internacional complejo, el Estado todavía no cerró compras relevantes de GNL, un insumo clave para reforzar la oferta en meses críticos.

    El escenario global tampoco ayuda. La suba del precio internacional del gas natural licuado encareció las operaciones y elevó el costo de abastecimiento. Sin embargo, la ausencia de decisiones anticipadas volvió a dejar al país expuesto al mercado spot.

    Comprar sobre la hora puede parecer conveniente si bajan los valores, pero también implica quedar atado a la volatilidad externa. En materia energética, improvisar suele salir caro: o lo paga el usuario vía tarifas, o lo absorbe el Tesoro vía subsidios.

    La medida sobre el GNC es la primera restricción formal antes del invierno, y funciona como advertencia temprana. Si abril ya muestra tensión, mayo, junio y julio podrían exponer un cuadro mucho más delicado.

  • Combustibles: por qué crece la venta de nafta premium pese a la crisis

    Combustibles: por qué crece la venta de nafta premium pese a la crisis

    El mercado de combustibles en Argentina atraviesa un escenario de reconfiguración profunda. Según el último reporte de marzo 2026, la venta al público total alcanzó los 1.394.360 metros cúbicos, marcando un descenso interanual del 1,83%. Este retroceso refleja una moderación en el consumo frente a los desafíos de la economía argentina.

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    Resulta llamativa la evolución de la nafta premium, que mostró un crecimiento del 2,69% respecto al año pasado. Mientras tanto, la nafta súper registró una caída del 4,10%. El «Informe Venta al Público de Combustibles» destaca que «el consumo de combustibles premium continúa la tendencia de crecimiento» iniciada durante el periodo previo.

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    Según los datos relevados por el sitio especializado Surtidores, el análisis sectorial indica que la nafta súper mantiene la mayor cuota de mercado con el 42,1%. Sin embargo, la brecha de consumo se achica ante el avance de productos de mayor octanaje. Las estaciones de servicio enfrentan un despacho total menor, con una baja intermensual de la demanda del 3,09%.

    El comportamiento de la demanda minorista

    Al observar los valores diarios, se percibe una retracción aguda en marzo respecto a febrero. La demanda de nafta premium cayó un 7,22% diario, mientras que la nafta súper retrocedió un 4,92%. Analistas señalan que la alta volatilidad de los precios de combustibles condiciona el comportamiento del usuario en el corto plazo.

    La dinámica de consumo parece desafiar la lógica económica tradicional del sector energético local. A pesar de la caída general, el segmento de gasoil grado 3 saltó un 6,43% interanual. Este fenómeno sugiere que los usuarios de motores modernos priorizan la calidad para proteger su capital en un contexto inflacionario.

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    La nafta súper cayó 4,10%, mientras la premium subió 2,69%, marcando una reconfiguración del mercado local.

    Maria Isabel Sanchez

    Informes del sector afirman que «la tendencia se repite un nuevo mes pero con descensos más pronunciados». Este diagnóstico oficial subraya la fragilidad del consumo minorista. Las pizarras de las estaciones de servicio actúan hoy como un termómetro directo del poder adquisitivo y las decisiones financieras de los conductores argentinos.

    Liderazgo empresarial y disparidad provincial

    En el mapa de comercialización, YPF consolida su dominio absoluto con una participación del 55,4%. Sus ventas crecieron un 1,03% interanual, alcanzando los 771.812 m³. En contraste, otras compañías petroleras como Shell y Puma sufrieron retrocesos en sus despachos, evidenciando una concentración del mercado en la firma estatal.

    La situación geográfica revela realidades muy heterogéneas en todo el territorio nacional. Mientras que la provincia de Tucumán registró un desplome estrepitoso del 18,29%, La Pampa logró un crecimiento del 2,76%. Estas asimetrías regionales exponen cómo la crisis de las economías regionales impacta de forma desigual en el transporte de carga.

    El informe técnico ratifica que la venta de nafta en Buenos Aires creció apenas un 0,61%. No obstante, en la Capital Federal se observó una baja del 2,11%. Estas cifras confirman que la actividad económica y el flujo vehicular urbano están sufriendo el impacto de la política de precios energéticos actuales.

  • Genneia y Edison Energía se quedan con las acciones de Transener por USD 356 millones

    Genneia y Edison Energía se quedan con las acciones de Transener por USD 356 millones

    El Gobierno nacional completó la apertura de las ofertas económicas para la privatización de Transener. El consorcio conformado por Genneia y Edison Energía presentó la propuesta ganadora tras ofertar 356.174.811 dólares por el 100% de las acciones estatales. Esta adjudicación reconfigura el mapa del poder en el sector eléctrico nacional.

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    La Secretaría de Energía validó un proceso licitatorio que traccionó un fuerte interés corporativo. Tres empresas precalificadas en la instancia técnica pusieron sobre la mesa ofertas que totalizaron más de 887 millones de dólares. Sin embargo, la alianza liderada por la mayor generadora de energías renovables del país logró imponerse con holgura. Central Puerto ofreció 301 millones de dólares, mientras que Edenor cerró la grilla con 230 millones de dólares.

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    El fin de la era estatal en la alta tensión

    El Estado nacional, a través de la empresa pública Energía Argentina S.A. (ENARSA), se retira de forma definitiva de la transportista eléctrica. El marco regulatorio consolida un esquema donde la prestación de este servicio público estratégico queda exclusivamente bajo el control y la inversión de operadores privados, manteniendo la fiscalización estatal.

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    Genneia es líder en renovables en Argentina.

    Transener no representa un activo más en el portafolio nacional. La compañía administra la infraestructura que funciona como la columna vertebral del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Opera más de 12.600 kilómetros de líneas de 500 kV que cruzan el país. Su red abarca unos 3.700 kilómetros desde Jujuy hasta Santa Cruz, y controla más del 80% del transporte en este segmento crítico.

    El nuevo co-control societario junto a Pampa Energía

    Con la inminente firma de la adjudicación, Genneia y Edison Energía ingresan al complejo negocio de la transmisión. Las firmas formalizarán su entrada al capital de Citelec, asumiendo de forma inmediata el co-control operativo de Transener en sociedad con Pampa Energía. Esta estructura une a gigantes de la generación y la distribución, integrando eslabones que definen el pulso del país.

    Para Genneia, la adquisición significa un movimiento agresivo en su plan de expansión corporativa. La empresa lidera la provisión de soluciones energéticas sustentables con un 23% de la potencia instalada renovable en Argentina. Sus operaciones concentran el 21% de la capacidad eólica y el 26% de la solar. Con 14 complejos en funcionamiento (8 eólicos y 6 solares), la firma ya supera los 1.580 MW de capacidad y abastece a más de un centenar de clientes corporativos pesados.

  • Horacio Marín: “Alcanzamos el mayor nivel de producción desde 1923”

    Horacio Marín: “Alcanzamos el mayor nivel de producción desde 1923”

    YPF alcanzó su mayor nivel de producción en más de un siglo, según afirmó su presidente y CEO, Horacio Marín. El ejecutivo sostuvo que el incremento se apoya en el crecimiento del shale y anticipó que la compañía prevé duplicar su escala productiva en los próximos tres años, en línea con los objetivos del Plan 4×4.

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    Un récord histórico como punto de partida

    A través de una publicación en su cuenta de LinkedIn, Marín definió el momento actual como bisagra para la compañía. “Estamos en un momento histórico para YPF. Alcanzamos el mayor nivel de producción desde 1923, y no es un punto de llegada, es el punto de partida de una nueva escala”, sostuvo.

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    El CEO encuadró este desempeño dentro del denominado Plan 4×4, con el que la empresa busca multiplicar sus resultados en el corto y mediano plazo. En ese sentido, planteó un objetivo concreto: que el país supere los US$30.000 millones en exportaciones energéticas hacia 2031.

    «La actividad ya lo muestra. YPF es el principal motor energético de la Argentina y estamos entrando en una etapa de crecimiento que difícilmente vuelva a repetirse, salvo en desarrollos offshore a gran escala», agregó.

    El shale impulsa la producción en niveles récord

    Los datos operativos recientes acompañan ese diagnóstico. En marzo, la compañía registró una producción de 380.418 barriles diarios de crudo, con una suba mensual de 1,36% y un crecimiento interanual de 5,54%.

    El desempeño estuvo traccionado principalmente por el no convencional en Vaca Muerta. De hecho, 353.704 barriles diarios provinieron del shale, lo que implicó un aumento de 1,42% frente a febrero y un salto de 22,61% en comparación con marzo de 2025.

    Vaca Muerta Insights 2026 Horacio Marin

    Horacio Marín , presidente y CEO de YPF.

    Omar Novoa

    Si bien el volumen quedó levemente por debajo del récord alcanzado en enero, la producción se mantiene en niveles históricamente altos. En este esquema, los bloques Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria Sur se consolidan como los principales polos productivos de la compañía.

    Inversiones y condiciones para sostener el crecimiento

    Marín también puso el acento en el contexto necesario para sostener esta dinámica. Según planteó, el desarrollo del sector depende de reglas claras que permitan escalar inversiones y consolidar la actividad.

    «Estamos hablando de un nivel de inversión sin precedentes en oil & gas en el país, hasta alcanzar nuevos picos de producción. Lo que viene es un período extraordinario, especialmente en Neuquén y en Vaca Muerta, con inversiones estimadas en 130.000 millones de dólares en los próximos 4 a 5 años. Cuando hay condiciones de mercado claras, la energía responde, crece y se expande», afirmó.

    En esa línea, remarcó que «ahora es momento de avanzar y de sostener las condiciones que lo hacen posible», y llamó a transformar este ciclo de crecimiento en desarrollo económico concreto.

    Vaca Muerta y el salto exportador del GNL

    En paralelo, durante su participación en el V Simposio de No Convencionales organizado por Society of Petroleum Engineers Argentina (SPE, por sus siglas en inglés) en Neuquén, en el Centro de Convenciones Domuyo, el presidente de YPF profundizó sobre el posicionamiento internacional del shale local.

    Allí aseguró que Vaca Muerta ya exhibe niveles de productividad de clase mundial e incluso puede superar desarrollos equivalentes en Estados Unidos.

    marin spe nqn

    «Las productividades las tenemos que generar con eficiencia, no con devaluación», señaló.