Autor: Más Energía

  • La marca registrada de Vaca Muerta: Hilux lidera la venta de las pick ups

    La marca registrada de Vaca Muerta: Hilux lidera la venta de las pick ups

    Las pick ups fabricadas en Argentina volvieron a ocupar los principales lugares del mercado durante mayo y ratificaron el peso que tiene Vaca Muerta en cada uno de los sistemas productivos del país. Los datos difundidos por la Asociación de Concesionarios de Automotores de la República Argentina (ACARA) muestran que la Toyota Hilux, la Ford Ranger y la Volkswagen Amarok encabezaron el ranking de patentamientos.

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    La performance de las camionetas se dio en un escenario desafiante para el mercado automotor. Durante mayo se registraron 41.921 patentamientos en todo el país, una caída interanual de 25,6%. Aun así, las principales pick ups lograron sostener su protagonismo y se ubicaron entre los vehículos más elegidos por los consumidores argentinos.

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    La líder absoluta fue la Toyota Hilux, que alcanzó 2.309 patentamientos y se convirtió además en el vehículo más vendido del mercado argentino durante mayo. Detrás se ubicó la Ford Ranger con 1.672 unidades, mientras que la Volkswagen Amarok completó el podio con 1.172 registros.

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    Las camionetas nacionales dominan el segmento

    El predominio de la producción local también quedó reflejado en otros modelos del ranking. La Fiat Titano sumó 312 patentamientos y la RAM Dakota alcanzó 281 unidades. De esta manera, cinco de las camionetas más vendidas del país durante mayo tuvieron fabricación nacional.

    La Hilux se produce en la planta de Zárate, en la provincia de Buenos Aires, uno de los principales polos exportadores de vehículos del país. La Ranger y la Amarok salen de las líneas de producción de General Pacheco, mientras que la Titano y la Dakota se fabrican en el complejo industrial de Ferreyra, en Córdoba.

    Los números de ACARA reflejan que las camionetas mantienen una posición diferencial dentro de la industria automotriz argentina. Además de liderar su segmento, la Hilux encabezó el ranking general de vehículos livianos del mes y la Ranger se ubicó en el segundo lugar del mercado total.

    La fortaleza comercial de estos modelos encuentra parte de su explicación en la demanda de sectores productivos vinculados al agro, la minería y la actividad petrolera. En Neuquén, las camionetas medianas forman parte esencial de la logística diaria.

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    Vaca Muerta sobre ruedas: cuánto cuestan hoy las pickups más usadas en los yacimientos

    Vaca Muerta y el rol estratégico de las pick ups

    Las pick ups son vehículos habituales en los yacimientos de petróleo y gas. Operadoras, contratistas y empresas de servicios utilizan modelos como Hilux, Ranger, Amarok y Nissan Frontier para movilizar personal, supervisar operaciones y recorrer caminos de difícil acceso en distintas cuencas hidrocarburíferas.

    La expansión de la producción hidrocarburífera en Vaca Muerta ha convertido a las camionetas en herramientas de trabajo indispensables para gran parte de la cadena de valor del sector energético. Su capacidad para operar en terrenos complejos y cubrir largas distancias las posiciona como uno de los vehículos más demandados por la industria.

    El vínculo entre el crecimiento de la actividad petrolera y las ventas de pick ups no siempre puede medirse de forma directa en las estadísticas de patentamientos, aunque el dinamismo de las cuencas productivas contribuye a sostener la demanda de vehículos destinados al trabajo intensivo.

    La importancia de este segmento también se refleja en el acumulado anual. Entre enero y mayo, la Toyota Hilux alcanzó 12.500 patentamientos, seguida por la Ford Ranger con 8.594 unidades y la Volkswagen Amarok con 6.830 registros. Las tres camionetas concentran una parte significativa de las ventas nacionales del segmento.

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    Vaca Muerta impulsa la actividad económica del país.

    Los precios de las 4×4 y los cambios en el mercado

    Mientras las camionetas continúan liderando las preferencias de los usuarios, los precios también se convirtieron en un factor observado de cerca por empresas y trabajadores vinculados al sector energético. Durante abril y mayo varias automotrices aplicaron bonificaciones y reducciones en determinadas versiones de sus modelos.

    Las modificaciones estuvieron asociadas a distintos factores, entre ellos la eliminación del impuesto interno para vehículos de alta gama y una mayor competencia frente a modelos SUV importados. Según datos publicados por Infobae sobre la base de listas oficiales, algunas versiones registraron bajas de hasta 9%.

    La Toyota Hilux mantiene valores que van desde $49,3 millones hasta $89,3 millones, según la versión elegida. La automotriz japonesa no aplicó rebajas durante mayo y sostuvo prácticamente los mismos precios observados en abril.

    La Ford Ranger registró reducciones cercanas al 5% en algunas configuraciones, especialmente en versiones equipadas con motorización V6. Actualmente, la gama se ubica entre $50,9 millones y $84,2 millones, dependiendo del nivel de equipamiento.

    La Volkswagen Amarok fue una de las camionetas que más ajustó sus valores durante los últimos meses. La versión BlackStyle V6 pasó de superar los $105 millones a ubicarse en torno a los $93,4 millones. En tanto, la Nissan Frontier mostró rebajas de entre 2% y 9%, con precios que parten desde $44,2 millones y alcanzan casi $70 millones en las configuraciones más equipadas.

  • VMOS: así es la compleja operación offshore que comenzó frente a las costas de Río Negro

    VMOS: así es la compleja operación offshore que comenzó frente a las costas de Río Negro

    La llegada del buque Skandi Hera frente a las costas de Sierra Grande marcó el inicio de una nueva etapa en el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). Tras la reciente carga de anclas y cadenas en Puerto Quequén, comenzó la campaña submarina que permitirá instalar la infraestructura que sostendrá las futuras monoboyas de exportación en Punta Colorada, un componente clave para la salida al mercado internacional del crudo de la cuenca neuquina.

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    La operación representa uno de los trabajos offshore más complejos previstos en la primera fase del proyecto y constituye el paso previo a la instalación del sistema que permitirá cargar petróleo en buques tanque mar adentro.

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    El operativo para instalar las monoboyas

    Los materiales transportados desde Puerto Quequén fueron cargados por YPF y están destinados a la futura operación offshore del VMOS. De acuerdo a información del Gobierno de Río Negro, la instalación estará a cargo de un buque especializado de la compañía noruega DOF Group ASA, que trabaja en el tendido y posicionamiento de los sistemas de fondeo sobre el lecho marino.

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    El buque Skandi Hera. (Imagen: Gobierno de Río Negro)

    La primera campaña incluyó el traslado de 6 anclas tipo High Holding Power (HHP), con un peso aproximado de 42 toneladas cada una, junto con 6 cadenas de fondeo de 400 metros de longitud y cerca de 72 toneladas por unidad.

    La infraestructura será utilizada para fijar la posición de una de las dos monoboyas que formarán parte del sistema de exportación offshore proyectado para Punta Colorada. Según informó YPF, en las próximas semanas se desarrollará una segunda campaña con equipamiento de características similares, lo que permitirá avanzar en la instalación del resto del sistema.

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    Punta Colorada: inició la campaña para las monoboyas del VMOS. (Imagen: Gobierno de Río Negro)

    “El desarrollo de Vaca Muerta requiere infraestructura a la altura de los grandes proyectos globales. Cada etapa que completamos refuerza nuestra visión de construir una plataforma exportadora de clase mundial”, dijo Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.

    Tecnología, logística y casi 250 días de trabajo

    La magnitud de la operación involucra recursos humanos y tecnológicos especializados. Según destacó el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, el despliegue demandará una extensa campaña de trabajo en el mar.

    «Este operativo moviliza a más de 120 técnicos y especialistas durante casi 250 días de trabajo, con tecnología de última generación y embarcaciones especialmente preparadas para instalar las estructuras que permitirán exportar la energía argentina al mundo desde Río Negro», remarcó el mandatario provincial.

    El trabajo del Skandi Hera incluye tareas de posicionamiento, tendido y fijación de los sistemas de fondeo que permanecerán instalados en el fondo marino y servirán de soporte para las futuras operaciones de carga de crudo.

    El eslabón offshore del proyecto Vaca Muerta Oil Sur

    La instalación de las anclas y cadenas constituye una pieza central dentro del esquema logístico del VMOS. Una vez operativas, las monoboyas permitirán que los buques tanque carguen petróleo mar adentro, para evitar las limitaciones operativas de los puertos tradicionales y habilitando exportaciones de gran escala.

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    Con anclas de 42 toneladas y cadenas de 400 metros, avanza la infraestructura marítima del VMOS

    Desde el Gobierno provincial destacaron que el avance de las obras refuerza el posicionamiento de Punta Colorada como futuro polo exportador de hidrocarburos y uno de los principales nodos logísticos vinculados al desarrollo de Vaca Muerta.

    «El futuro ya está frente a las costas de Río Negro», afirmó Weretilneck al referirse al inicio de esta parte de los trabajos.

    Para la provincia, el proyecto también abre expectativas en materia de trabajo, servicios y desarrollo de proveedores locales. “Detrás de cada avance hay empleo, desarrollo, nuevas oportunidades para nuestras empresas y más movimiento para las comunidades de la región”, sostuvo el gobernador.

  • ¿Dónde está Argentina en el ranking de las potencias petroleras y a qué lugar podría aspirar?

    ¿Dónde está Argentina en el ranking de las potencias petroleras y a qué lugar podría aspirar?

    Otro de los fenómenos del cierre del Estrecho de Ormuz por la guerra en Medio Oriente es que Argentina se vio beneficiada en el ranking de los máximos productores de petróleo del mundo, al escalar unas cuantas posiciones.

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    Según los datos de abril relevados por la consultora Economía & Energía, si se cuenta tanto la producción de petróleo como la de líquidos, Estados Unidos quedó en primer lugar por mucha diferencia con unos 24 millones de barriles día equivalentes.

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    En segundo puesto está Rusia con 10,3 millones de barriles, otro de los ganadores del conflicto. Ya entre los perdedores, el último lugar del podio es para Arabia Saudita que, tras perder 2,4 millones de barriles respecto a abril del 2025, quedó con una producción de 8,3 millones.

    Crecer en materia petrolera

    Cuarta está Canadá con 6,3 MMbbl/d a partir de sus Oil Sands no convencionales que tienen un costo de extracción bastante más alto que Estados Unidos y que Vaca Muerta, pero aun así lograr consolidarse en el mercado mundial con un crudo pesado que es exportado en su mayor parte.

    Caso contrario sucede con China, que la totalidad de sus 5,4 MMbbl/d que la dejan en el quinto lugar lo utiliza para su consumo interno y aun así es el principal importador de hidrocarburos del mundo.

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    El shale oil sigue marcando el pulso de Vaca Muerta.

    Brasil es otro de los ganadores del conflicto que logró desplazar a varios pesos pesados del mundo árabe y se quedó con el sexto lugar en abril a partir de sus 4,9 MMbbl/d que vienen mayoritariamente del bloque offshore denominado Presal.

    Con 4,1 MMbbl/d figura Irán en el séptimo puesto, también afectado por la guerra con una caída del 13% en sus volúmenes, pero no tanto como sus vecinos. De todos modos, es probable que los números de mayo sean mucho peores cuando empiece a registrarse el bloqueo efectuado por Trump que al principio no regía.

    El mayor afectado hasta el momento en el ranking es Emiratos Árabes Unidos, que en abril vio como su producción se redujo en un 39% y quedó apenas en 2,7 MMbbl/d para ocupar la octava posición.

    Argentina buscan escalar posiciones

    Ya más atrás figuran Kazajistán (2,2 MMbbl/d), Noruega (2,1 MMbbl/d), México (1,8 MMbbl/d), Nigeria (1,7 MMbll/d), Argelia (1,5 MMbbl/d), Libia (1,4 MMbbl/d) e Irak (1,2 MMbbl/d tras un desplome gigante del 72%).

    Recién ahí entra Argentina en el puesto 16 (con 1,1 MMbbl/d al contabilizar los líquidos además del petróleo), prácticamente al mismo nivel que Venezuela, Angola e India y curiosamente por encima de Kuwait y Qatar, aunque solamente por la caída del 78% y 90% que sufrieron en cada caso estos últimos dos países.

    Hacia adelante, si bien es esperable que Qatar y Kuwait se recuperen, se espera que Argentina más que duplique sus volúmenes. Con lo cual, es muy probable que se meta en el top 10 de cara a unos pocos años o que al menos dispute ese lugar cabeza a cabeza.

  • Vaca Muerta y litio, los dos gigantes que buscan personal y ofrecen sueldos de hasta 17 millones

    Vaca Muerta y litio, los dos gigantes que buscan personal y ofrecen sueldos de hasta 17 millones

    Argentina consolida su posición como uno de los referentes regionales con mayor potencial en la producción de hidrocarburos y minerales críticos para la transición energética global. El impulso sostenido de Vaca Muerta, la expansión de los proyectos de litio y el surgimiento de nuevas fuentes de energía definen un escenario de crecimiento acelerado.

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    No obstante, este dinamismo encuentra un límite crítico en la disponibilidad de capital humano especializado. Según un informe de la consultora Michael Page, persisten brechas de talento que amenazan la sostenibilidad de los proyectos a largo plazo si no se implementan estrategias de reclutamiento efectivas.

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    El desbalance regional y la captación de talento

    La geografía de la producción energética en el país evidencia un desarrollo desigual del talento profesional. En regiones clave como Neuquén, la expansión de la actividad hidrocarburífera genera una demanda de personal calificado que supera ampliamente la oferta disponible en la zona.

    Francisco Scasserra, director en Michael Page, observa que existe una fuerte concentración de profesionales en los grandes centros urbanos, quienes habitualmente cubren tareas de soporte administrativo o estratégico lejos de los yacimientos.

    Si bien las regulaciones provinciales fomentan la contratación de mano de obra local para potenciar el impacto territorial, la escala de los megaproyectos actuales torna insuficiente este enfoque exclusivo.

    El sector requiere ahora complementar la base de trabajadores locales con especialistas provenientes de otras provincias o incluso del extranjero para garantizar la viabilidad técnica de las operaciones.

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    Los paquetes de compensación en el sector incluyen beneficios que trascienden el salario base.

    Digitalización y nuevos perfiles

    La transformación tecnológica redefine las competencias necesarias para operar en la industria moderna. La Guía Salarial 2026 de Michael Page destaca que el avance de la digitalización impulsa una demanda creciente de expertos capaces de manejar herramientas de inteligencia artificial, automatización y análisis de datos.

    En el segmento de mandos medios y ejecutivos, las compañías valoran especialmente los perfiles híbridos. Estos profesionales combinan una profunda experiencia técnica con habilidades de liderazgo, autonomía y una probada capacidad para tomar decisiones en entornos de alta complejidad.

    La integración de la tecnología en los procesos extractivos y de gestión ya no representa una ventaja competitiva, sino un requisito básico para la supervivencia operativa en el mercado actual.

    A medida que las inversiones ganan envergadura, las organizaciones demandan líderes con visión internacional. Las competencias determinantes incluyen ahora el dominio fluido del inglés, una inteligencia emocional desarrollada y la capacidad para gestionar equipos remotos de manera eficiente.

    La articulación de intereses diversos entre múltiples actores sociales y económicos resulta vital para el éxito de los directivos actuales.

    Fnalmente, los sueldos

    El informe resalta que la escasez de especialistas eleva la competencia entre las empresas, lo que impacta directamente en las remuneraciones. Actualmente, un ingeniero de mantenimiento percibe un salario bruto mensual de entre 5,5 y 8 millones de pesos.

    Por su parte, las posiciones de alta responsabilidad, como las gerencias de PMO vinculadas a megaproyectos, alcanzan sueldos de hasta 17 millones de pesos.

    A pesar de estas cifras, la compensación económica ya no basta para retener a los mejores expertos. Los profesionales priorizan hoy los planes de salud familiares, las oportunidades de especialización técnica y la flexibilidad laboral.

    Una cultura organizacional transparente y basada en la confianza constituye el factor decisivo para atraer a los talentos, incluyendo a los argentinos residentes en el exterior que evalúan regresar al país ante propuestas profesionales desafiantes.

    FUENTE:Consultora Michael Page

  • Cuenta regresiva para la Semana de la Ingeniería: todos los ojos, en el cobre y el litio

    Cuenta regresiva para la Semana de la Ingeniería: todos los ojos, en el cobre y el litio

    El auge minero que recorre Argentina ya no se limita a los recursos, reservas o a los informes de inversión. Lo cierto es que está copando auditorios, cátedras universitarias y mesas donde se diseña el futuro productivo del país. La mejor prueba de eso ocurrirá esta seman cuando entre el 3 y el 5 de junio de 2026, el Centro Argentino de Ingenieros (CAI) inaugure una nueva edición de la Semana de la Ingeniería, con un lema que no deja margen para la ambigüedad: «Minería estratégica para un mundo en transición».

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    No es casualidad. Mientras el mundo acelera su carrera hacia la electrificación y las energías renovables, los ojos del mercado global se posan sobre territorios como el argentino, donde el subsuelo guarda dos de los minerales más codiciados del siglo XXI: el cobre y el litio. En ese contexto, el mayor encuentro de ingeniería del país elige la minería como su eje rector y convoca a quienes tienen poder de decisión sobre ese futuro.

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    «Como ingeniero tengo la certeza de que nuestra disciplina transforma los recursos en desarrollo concreto. Aplicada a la minería, es un puente indispensable como motor de progreso para el país y un aporte al crecimiento sostenido para las comunidades cercanas a las operaciones, fortaleciendo la cadena de valor y potenciando las capacidades de nuestros profesionales», afirmó Martín Pérez de Solay, CEO de Glencore Argentina, quien presidirá el evento.

    Argentina frente a su oportunidad geológica

    El presidente del CAI, Pablo Bereciartua, también ingeniero, fue más directo en su diagnóstico. Para él, Argentina no enfrenta un desafío minero: enfrenta una oportunidad histórica. «Tenemos recursos de clase mundial, capacidad técnica y la posibilidad de convertirnos en protagonistas de la transición energética global», sostuvo.

    Pero advirtió que el potencial geológico no se convierte solo en desarrollo económico. Bereciartua señaló que «el desafío es desarrollar esos recursos de manera sostenible, con infraestructura adecuada, generación de empleo de calidad y una visión de largo plazo que permita transformar el potencial geológico en desarrollo económico y social para el país». El cierre institucional del evento estará a su cargo.

    Esa tensión entre lo que el subsuelo argentino contiene y lo que el país todavía debe construir para aprovecharlo será uno de los hilos conductores de las tres jornadas.

    El cobre como protagonista central

    Entre todos los minerales que integran la agenda, el cobre ocupa un lugar destacado. La transición energética global demanda cantidades crecientes de este metal: cables eléctricos, motores, transformadores, paneles solares, turbinas eólicas y vehículos eléctricos lo requieren de forma masiva. Argentina cuenta con yacimientos de clase mundial en la cordillera que aún esperan ser desarrollados a escala industrial.

    Los ejes temáticos del evento reflejan esa centralidad y también la complejidad del camino por recorrer. Las jornadas abordarán el desarrollo del cobre y los minerales críticos como oportunidad estratégica; los desafíos de infraestructura y logística para acompañar el crecimiento del sector; el impacto de la minería en el empleo y el desarrollo regional; la innovación tecnológica aplicada a la actividad; y las estrategias para una minería sostenible, eficiente y alineada con los estándares ambientales internacionales.

    Conferencias, paneles y un documento final

    La Semana de la Ingeniería 2026 no busca quedarse en el diagnóstico. El formato del encuentro incluye conferencias técnicas y paneles con empresas líderes del sector, especialistas académicos y autoridades nacionales y provinciales. La participación del sector público es clave: las decisiones regulatorias, de infraestructura y de política industrial determinan en gran medida si los proyectos mineros avanzan o se demoran.

    Al cierre del evento, el CAI presentará un documento con conclusiones y lineamientos estratégicos orientados al mediano y largo plazo. Ese texto aspira a convertirse en una hoja de ruta compartida por la industria, la academia y el Estado para potenciar el desarrollo minero local en las próximas décadas.

    El evento llega en un momento de fuerte expectativa inversora. Los proyectos vinculados al cobre y al litio acumulan anuncios, estudios de factibilidad y negociaciones que posicionan a la Argentina como uno de los países a seguir en el mapa de los minerales estratégicos globales.

  • Radiografía del RIGI: entre el shock de inversiones y el riesgo de una economía de enclave

    Radiografía del RIGI: entre el shock de inversiones y el riesgo de una economía de enclave

    El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) se ha convertido en la principal apuesta del gobierno para atraer capitales transnacionales, prometiendo un blindaje jurídico inédito de 30 años. Según la narrativa oficial, es el motor que forzará la transformación productiva de Argentina. Sin embargo, un análisis detallado de los proyectos hasta junio de 2026 y la opinión de expertos revelan una trama más compleja.

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    Si bien los números globales deslumbran, la letra chica del régimen expone un sistema permisivo, asimetrías letales para la industria nacional y el peligro latente de consolidar un modelo puramente extractivista.

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    Las luces: el mapa de los dólares prometidos

    Según indica un reciente informe de la consultora Paspartú, dirigida por Juan José Carbajales, a junio de 2026, el sistema registra 36 proyectos que proyectan un volumen de inversión de 94.922 millones de dólares (MUSD). De las propuestas presentadas ya se aprobaron 15, con apenas un rechazo, con inversiones comprometidas por 13.970 MUSD, de los cuales 6.860 millones se deberán desembolsar en los primeros dos años de los proyectos.

    A pesar de los abultados anuncios, existe una «tensión temporal» en la ejecución del capital. De los 19.557 MUSD de los proyectos ya aprobados, el compromiso de Inversión Mínima en Activos Computables (AC) —el piso legal obligatorio— es de 13.970 MUSD. Como las empresas tienen tiempo hasta 2035 para integrar ese mínimo, el impacto real en la macroeconomía será gradual, desmintiendo la idea de un «shock» inmediato.

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    Geográficamente, el capital aprobado dibuja un nuevo mapa del poder económico concentrado en la Patagonia y Cuyo, liderado por Río Negro (35%), San Juan (23%) y Salta (18%), Mendoza (6%), Buenos Aires (5%), Catamarca (5%) y Neuquén (3%). En cuanto al origen de los fondos, destacan Europa, Canadá, Australia y China, con una notable cautela por parte de los capitales estadounidenses.

    Si se divide por sector, la minería concentra el 51% de los proyectos, el petróleo y gas: 42%, la energía 3%, la siderurgia 2%, y la infraestructura otro 2%.

    Por su parte, el paquete de proyectos en trámite tiene un protagonista indiscutido: YPF. Su megaproyecto «LLL OIL» en Neuquén (25.000 MUSD) duplica por sí solo todo el capital de los proyectos que ya fueron aprobados, traccionando el interés hacia esa provincia.

    Súper RIGI: la apuesta por nuevas industrias

    Para sectores en fase experimental, el gobierno lanzó el Súper RIGI (o RIMI). Este exige una Inversión Mínima de 1.000 MUSD y desembolsos rápidos en los primeros dos años, a cambio de beneficios de ultra-privilegio (15% en Ganancias, exención total de retenciones desde el tercer año).

    Apunta a sectores como la industrialización del litio, el hidrógeno verde, pequeños reactores nucleares (SMR), vehículos eléctricos y aeroespacial. No obstante, advierte Paspartú, carece de una política explícita para fomentar el Desarrollo e Investigación (I+D), lo que genera el riesgo de que el país opere como un mero ensamblador de tecnología importada.

    Las Sombras: riesgo fiscal, opacidad y el fantasma del enclave

    Más allá de los flujos de capital, la consultora indica que el diseño del RIGI presenta fallas estructurales y desafíos críticos que comprometen su viabilidad a largo plazo y su verdadero impacto en el país.

    El informe de Paspartú subraya que no existe un repositorio oficial público que consolide los datos de los proyectos. Al tratarse de fondos públicos indirectos (por exenciones fiscales), esta falta de transparencia choca directamente contra la Constitución. Además, la promesa de inmutabilidad normativa por tres décadas es vista como un «agujero de gusano» jurídico: un Congreso actual limitando de forma drástica la soberanía de los congresos futuros.

    Quizás el punto más polémico es la inclusión del upstream petrolero. Se otorgan beneficios excepcionales a proyectos en Vaca Muerta que ya eran dinámicos, exportadores y rentables sin necesidad del RIGI y que ya estaban beneficiados por el régimen para los proyectos de infraestructura asociada a la extracción, tratamiento y evacuación de petróleo y gas. En la práctica, el Estado corre el riesgo de «pagar por inversiones que iban a suceder necesariamente». Al no existir topes por proyecto ante posibles ampliaciones, el límite queda sujeto a la discrecionalidad oficial.

    Asimetría competitiva para las Pymes

    El economista Emmanuel Álvarez Agis fue tajante en una entrevista con Econojournal respecto al impacto en la industria nacional. El RIGI genera una doble vara: mientras las multinacionales operan con estándares impositivos y cambiarios de «una economía del primer mundo», la Pyme local que intenta ser proveedora debe sobrevivir en un esquema tradicional argentino «recontra pesado, recontra ineficiente y recontra trabado». Esto provoca que los grandes proyectos terminen importando insumos estratégicos (como tubos desde China) en lugar de desarrollarlos localmente.

    El crecimiento de un sector extractivo no beneficia por arte de magia al resto de la economía. Al no exigir contraprestaciones —como la integración de proveedores locales o la generación de empleo masivo— y al permitir que las empresas operen sin liquidar dólares en el Banco Central y con baja carga impositiva, el RIGI se asemeja a un enclave.

    Según Álvarez Agis, se corre el riesgo de replicar el modelo de Tierra del Fuego, pero con recursos estratégicos: un sistema que extrae recursos de manera aislada, sin dejar riqueza estructural, desarrollo industrial ni dólares netos para el país.

    Un modelo de país

    Con la prórroga de adhesión extendida hasta julio de 2027, el gobierno espera un frenesí de presentaciones corporativas buscando asegurarse este paraguas de beneficios. Sin embargo, la pregunta central no es cuántos miles de millones de dólares ingresarán en las planillas de Excel, sino qué modelo de país quedará cuando la ventana de oportunidad se cierre.

    Sin una corrección de rumbo que obligue a encadenar estas mega inversiones con el entramado productivo nacional, el RIGI amenaza con convertirse en un formidable vehículo de extracción de recursos naturales, con un escaso derrame tecnológico e industrial para Argentina.

  • El Gobierno aplaza impuestos a combustibles: nafta y gasoil sin aumentos hasta julio

    El Gobierno aplaza impuestos a combustibles: nafta y gasoil sin aumentos hasta julio

    El primer día de junio de 2026 no trajo consigo el ajuste impositivo que muchos esperaban. A través del Decreto 405/2026, el Poder Ejecutivo nacional decidió postergar hasta el 1 de julio de 2026 la aplicación plena de los incrementos remanentes en los impuestos que gravan la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil. La medida, publicada en el Boletín Oficial, modifica el anterior Decreto 617/2025 y extiende un diferimiento que ya acumula más de dos años de actualizaciones pendientes.

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    No se trata de una reducción de impuestos ni de una congelación permanente. Es, en términos técnicos, un diferimiento: los aumentos existen, están calculados, y en algún momento llegarán al surtidor. Pero el Gobierno eligió postergarlos una vez más, en una jugada que combina señales hacia la actividad económica con la gestión del impacto inflacionario en el corto plazo.

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    Qué dice el decreto y qué abarca

    El texto de la norma establece con precisión los alcances de la medida. Los montos de los impuestos sobre los combustibles líquidos y al dióxido de carbono se actualizan periódicamente sobre la base de las variaciones del Índice de Precios al Consumidor (IPC) elaborado por el INDEC. Esas actualizaciones, que corresponden a los años calendario 2024 y 2025, más las vinculadas al primer trimestre de 2026, seguirán diferidas durante junio.

    El decreto sustituye en el Decreto 617/2025 la referencia temporal que regía entre el 1 y el 31 de mayo de 2026 por el período comprendido entre el 1 de mayo y el 30 de junio de 2026. En términos prácticos, esto significa que el mes de junio completo queda cubierto por el diferimiento, y que el incremento total remanente de todas esas actualizaciones acumuladas surtirá efectos recién desde el 1 de julio de 2026 inclusive.

    La vigencia de la nueva disposición arranca el propio 1 de junio de 2026, de modo que no existe ningún período sin cobertura entre el vencimiento del esquema anterior y la entrada en vigor del nuevo.

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    El gasoil, insumo clave del transporte y la agroindustria, queda protegido del ajuste durante junio.

    El argumento oficial: crecimiento con equilibrio fiscal

    El Gobierno justificó la medida con un objetivo explícito: «continuar estimulando el crecimiento de la economía a través de un sendero fiscal sostenible», según el texto del decreto. La frase resume una suerte de tensión entre la necesidad de sostener la actividad sin resignar el equilibrio de las cuentas públicas.

    Los impuestos a los combustibles representan una fuente de recaudación significativa para el Estado nacional. Diferirlos no es gratuito en términos fiscales, pero tampoco lo es trasladarlos de golpe al precio en surtidor, especialmente en un contexto donde el gasoil opera como insumo transversal para el transporte de cargas, la agricultura y la cadena de distribución de alimentos.

    Un diferimiento que se acumula

    Lo que hace particular a esta situación es la magnitud del ajuste pendiente. No se trata de una sola actualización diferida, sino de incrementos acumulados durante 2024, 2025 y el primer trimestre de 2026, todos ellos indexados al IPC. Eso implica que cuando el 1 de julio llegue, el impacto potencial sobre los precios de los combustibles podría ser considerable, salvo que el Gobierno vuelva a extender el diferimiento o diseñe algún mecanismo de aplicación gradual.

    La historia reciente sugiere que esta posibilidad no es descartable. El propio Decreto 617/2025, que ahora se modifica, fue en su momento una extensión de medidas anteriores. El patrón de postergaciones sucesivas refleja tanto la sensibilidad política del precio de los combustibles como las dificultades estructurales para aplicar actualizaciones impositivas en un contexto de recuperación económica frágil.

    Qué esperar de julio

    Con el diferimiento extendido hasta fin de junio, la próxima fecha crítica es el 1 de julio de 2026. En ese momento, según lo establecido por el Decreto 405/2026, el incremento total remanente de todas las actualizaciones pendientes debería impactar de manera efectiva en los impuestos sobre la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil.

    El sector del transporte, las empresas distribuidoras y los consumidores finales tienen poco más de un mes para conocer si esa fecha se mantiene o si el Gobierno opta por una nueva prórroga. Lo que el decreto de hoy deja claro es que el ajuste no desaparece: simplemente aguarda.

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  • Proyecto Argentina GNL: Neuquén otorga cinco nuevas áreas a YPF

    Proyecto Argentina GNL: Neuquén otorga cinco nuevas áreas a YPF

    La Provincia de Neuquén otorgó cinco concesiones hidrocarburíferas no convencionales a la empresa YPF. Se trata de las áreas Meseta Buena Esperanza I y II, Las Tacanas I y II, Aguada Villanueva Norte, y cedidas por Pluspetrol a comienzos de abril.

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    Se trata de un paso fundamental en el proyecto de gas natural licuado (GNL) que impulsan el gobernador Rolando Figueroa y el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín y por el cual se reunieron la semana pasada.

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    De esta manera, Neuquén alcanza un total de 56 proyectos de explotación no convencional de shale y tight, que abarcan una superficie de 11.331,18 kilómetros cuadrados. Representa un 38 por ciento sobre la superficie total de Vaca Muerta en la provincia.

    La etapa piloto de las concesiones vigentes implica inversiones totales de 9.980 millones de dólares y la perforación de 695 pozos. Para la fase de desarrollo continuo, en tanto, se proyectan inversiones por 232,7 mil millones de dólares y la perforación de más de 15.900 pozos.

    El gobernador consideró que es necesario que el GNL argentino sea competitivo en el mundo. “Si no logramos precios competitivos, no habrá inversiones ni mercados para explotar”, aseguró. Recordó que junto a YPF vienen trabajando para potenciar el proyecto del GNL que permitirá mejorar la competitividad, a través de un régimen de incentivos.

    La definición de las obras, su alcance, el cronograma y los mecanismos de control se establecerán mediante un Acta Acuerdo, cuya ejecución será supervisada y certificada por el ministerio de Infraestructura de la Provincia.

    Aguada Villanueva Norte

    En el área Aguada Villanueva Norte, con una superficie de 47,8 km², se ejecutará un plan piloto que contempla la perforación, terminación y puesta en producción de dos pozos horizontales.

    El proyecto prevé una inversión de USD 29,04 millones en un plazo de cinco años, con ramas laterales de 2.000 metros y 33 etapas de fractura. Asimismo, se incorporan dos pozos horizontales ya en producción como inversión preexistente vinculada a la actividad exploratoria. La inversión en Responsabilidad Social Empresaria (RSE) asciende a USD 1,75 millones.

    Meseta Buena Esperanza I y II

    Las áreas Meseta Buena Esperanza I (205,95 km²) y II (97,76 km²) concentran una de las mayores inversiones. El plan piloto de Meseta Buena Esperanza I contempla la perforación de 12 pozos horizontales, con una inversión de USD 160,93 millones, mientras que Meseta Buena Esperanza II prevé 6 pozos con una inversión de USD 87,60 millones. La inversión en RSE asociada asciende a USD 7,63 millones.

    Las Tacanas I y II

    En las áreas Las Tacanas I (86 km²) y II (236 km²), los planes piloto prevén la perforación de 18 pozos horizontales: En las Las Tacanas I: 8 pozos con una inversión de USD 110,35 millones. Las Tacanas II: 10 pozos con una inversión de USD 137,47 millones.

    La inversión en RSE asciende a USD 7,38 millones, en línea con el 2,5% de la inversión total asociada a los proyectos.

  • Río Negro: la apuesta que cambiará el mapa petrolero del país

    Río Negro: la apuesta que cambiará el mapa petrolero del país

    El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, encabezó este viernes en Bariloche la apertura del IX Plenario del Consejo Federal de Relaciones Exteriores y Comercio Internacional. Ante los representantes de 23 provincias y autoridades de la Cancillería Argentina, el mandatario delineó el nuevo norte productivo de la jurisdicción. Atrás quedó la visión exclusiva de un polo frutícola; la estrategia de Estado actual apunta de lleno al midstream petrolero y al desarrollo a gran escala del Oil & Gas.

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    La industria hidrocarburífera observa con profunda atención los movimientos institucionales en la Patagonia. La maduración de Vaca Muerta superó ampliamente la capacidad de transporte instalada en el país. Neuquén extrae el petróleo y el gas no convencional, pero Río Negro aporta la salida estratégica al Océano Atlántico. Esta complementariedad resulta clave para el éxito de la cuenca a nivel global.

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    «Asumimos un nuevo rol que no era habitual para Río Negro: transformarnos en una plataforma exportadora de energía para la Argentina«, sentenció Weretilneck ante el auditorio nacional. La declaración resume el giro copernicano en la política económica provincial. Las autoridades comprendieron que el tren del desarrollo energético exige puertos de aguas profundas, infraestructura pesada y una licencia social sólida.

    Una mirada federal para destrabar inversiones clave

    El sector petrolero requiere consensos políticos amplios y reglas de juego inalterables. Weretilneck subrayó la urgencia de consolidar una política exterior que amalgame los intereses de las provincias con los objetivos macroeconómicos de la Nación. «Hoy logramos alinear los intereses provinciales con los de la Nación», explicó el gobernador, en una clara señal de previsibilidad hacia los mercados internacionales.

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    El alineamiento institucional aporta certezas. Las empresas operadoras demandan seguridad jurídica antes de hundir miles de millones de dólares en caños y terminales. «Las discusiones locales quedan en un segundo plano cuando existe un objetivo superior, que es el desarrollo del país y de sus provincias», reforzó el líder rionegrino. La sintonía entre los ejecutivos patagónicos y la Casa Rosada reduce el riesgo regulatorio y acelera la toma de decisiones corporativas.

    La referencia a la exportación conecta directo con los megaproyectos en curso. YPF avanza con el oleoducto Vaca Muerta Sur, una obra monumental que unirá la localidad neuquina de Añelo con el complejo portuario de Punta Colorada, en el Golfo San Matías. Esta terminal promete convertirse en el principal puerto exportador de crudo de Sudamérica, consolidando a Río Negro como el eslabón logístico indispensable.

    Diversificación productiva y ventajas frente al mundo

    Río Negro ostenta un abanico productivo histórico de enorme valor agregado. Weretilneck recordó el liderazgo nacional en la producción de peras y manzanas, sector que concentra gran parte de las exportaciones de frutas frescas de la Argentina. La provincia posee además una industria vitivinícola de prestigio mundial y una actividad ganadera en franca expansión gracias a políticas de incentivo sostenidas en el tiempo.

    «Somos una provincia turística, agrícola y ganadera. Tenemos una fuerte presencia exportadora y una enorme diversidad productiva», detalló el mandatario en el encuentro federal. Sin embargo, el gran salto de escala provendrá de la energía. La disponibilidad de recursos hídricos, vastas superficies de tierras aptas y condiciones climáticas ventajosas configuran un escenario inmejorable para la radicación de polos industriales vinculados a los hidrocarburos.

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    La lectura de mercado en la Cuenca Neuquina

    El mercado toma nota de la actitud proactiva de la provincia. El Estado rionegrino abandonó las posturas restrictivas del pasado y adoptó un perfil pro-negocios para facilitar el emplazamiento de terminales exportadoras y futuros buques de Gas Natural Licuado (GNL). Esta metamorfosis institucional convierte al territorio en el socio comercial indiscutible de su vecino neuquino.

    Los números de producción de las operadoras avalan esta urgencia logística. Neuquén bate récords mensuales de extracción de crudo shale, saturando rápidamente la red de transporte tradicional. La alternativa de salida por el Pacífico suma volumen, pero el mercado asiático exige buques de gran calado que solo el Atlántico permite cargar de forma eficiente y a menores costos.

    La ecuación resulta evidente para los analistas: sin nuevas rutas de evacuación, Vaca Muerta encuentra su techo. Río Negro leyó la oportunidad histórica y decidió capitalizarla con infraestructura. El desafío inmediato radica en materializar las obras proyectadas y sostener la estabilidad normativa.

  • Tarifas de gas y electricidad: cuánto suben en junio

    Tarifas de gas y electricidad: cuánto suben en junio

    Las tarifas de gas natural registrarán en junio un incremento promedio del 2,81% a nivel nacional, mientras que las de electricidad subirán un 1,5% en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). Así lo confirmaron fuentes oficiales a la Agencia Noticias Argentinas, en coincidencia con la publicación de las resoluciones correspondientes en el Boletín Oficial.

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    Las medidas quedaron formalizadas a través de las resoluciones 25 y 26 del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) y la Resolución 39/2026 de ENARGAS, que actualizaron tanto los cuadros tarifarios finales como los ingresos reconocidos a las distribuidoras. Los nuevos valores alcanzan a usuarios de Edenor, Edesur y Metrogas, en sus distintas categorías residenciales, comerciales y de bien público.

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    Gas: por encima de la inflación de mayo

    El aumento del gas —2,81% promedio— supera la inflación estimada para mayo, que las proyecciones del mercado ubican por debajo del 2,6%. Se trata de una suba que impacta de manera diferenciada según la distribuidora, la región y el nivel de consumo del usuario, ya que a nivel nacional coexisten 1.161 tarifas distintas.

    Los ajustes en los cargos fijos y variables oscilan, según los anexos de las 38 resoluciones del ENReGE, entre el 0,56% y el 8,56%, tomando como referencia los menores niveles de consumo. El mecanismo responde a la actualización periódica prevista en las revisiones tarifarias quinquenales, que toman en cuenta la variación del Índice de Precios al Consumidor (IPC) y del Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) publicados por el INDEC.

    Electricidad: por debajo de la inflación

    La suba del 1,5% en electricidad se ubica por debajo de la inflación de referencia de mayo. Sin embargo, ese porcentaje aplica exclusivamente al AMBA. En el resto del país, los incrementos dependen de las decisiones que adopten los entes reguladores provinciales, lo que genera un mosaico de situaciones disímiles para los usuarios del interior.

    En términos concretos, para los usuarios residenciales sin subsidio de la categoría R1 —los de menor consumo—, Edesur aplica un cargo variable de $145,404 por kWh y Edenor fija $146,551 por kWh. Para quienes reciben asistencia del Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), el valor bonificado baja a $70,513 por kWh en Edesur y $71,518 por kWh en Edenor sobre el bloque subsidiado.

    El Gobierno desacelera la quita de subsidios

    La decisión del Ejecutivo de moderar el ritmo de eliminación de subsidios responde a una estrategia de alivio para los hogares en plena entrada de la temporada invernal, cuando el consumo de energía escala de manera pronunciada. El Ministerio de Economía justificó las actualizaciones al señalar que resulta «imperioso continuar con la corrección de los precios relativos de la economía, entre los cuales se encuentran los precios y tarifas concernientes a los sectores de gas natural y energía eléctrica».

    Para compensar el impacto del mayor consumo, la Secretaría de Energía dispuso medidas adicionales de protección:

    • Gas: una bonificación extraordinaria del 25% para los beneficiarios del SEF, que eleva el subsidio total al 75% del consumo.
    • Electricidad: un descuento adicional del 11,97% sobre el consumo base, que amplía la cobertura estatal al 62% del bloque subsidiado.

    El esquema también alcanza a entidades de bien público, clubes de barrio y organizaciones sin fines de lucro contempladas en el régimen vigente, según establece la Resolución 121/2026 de la Secretaría de Energía, firmada por la titular del área, María Carmen Tettamanti.

    Los subsidios energéticos representan el 0,16% del PIB

    Un informe reciente de la Oficina de Presupuesto del Congreso (OPC) permite dimensionar el peso fiscal de la política de subsidios. Según el documento, las transferencias del Estado Nacional al sector energético en el primer trimestre de 2026 equivalieron al 0,16% del Producto Interno Bruto (PIB).

    La distribución sectorial muestra una marcada asimetría: el 75% de esas transferencias fue al sector eléctrico, mientras que el 22% correspondió al gas natural. El porcentaje restante se repartió entre otros componentes del sistema energético.

    Esa fotografía presupuestal refleja la estrategia oficial de mantener cierto nivel de asistencia focalizada mientras avanza —a paso más lento— el proceso de normalización tarifaria iniciado en 2024.

    ¿Qué se puede esperar en la factura?

    El impacto concreto en cada hogar depende de múltiples variables: la distribuidora, la zona geográfica, el nivel de consumo y la situación patrimonial del usuario en relación al SEF. En términos generales, la Secretaría de Energía estima que durante los meses de invierno:

    • El 56% de los hogares pagará una factura de gas inferior a $14.000
    • El 75% abonará menos de $56.000
    • El 83% se ubicará por debajo de $73.000

    Para la electricidad, en los meses de mayor demanda:

    • El 35% de los usuarios pagará menos de $22.000
    • El 66% pagará menos de $44.000
    • El 81% pagará menos de $67.000