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  • Estados Unidos avanza y el petróleo sube

    Estados Unidos avanza y el petróleo sube

    «Ojalá Irán se siente pronto a la mesa y negocie un acuerdo justo y equitativo —sin armas nucleares— que beneficie a todas las partes. El tiempo se acaba», escribió Donald Trump en sus redes sociales en una clara advertencia al país asiático, luego de conociera que el portaaviones USS Abraham Lincoln y los barcos que lo acompañaban llegaron a Medio Oriente en lo que es una avanzada directa en material miliar.

    A principios de enero, el presidente de Estados Unidos anunció la detención del dictador venezolano Nicolás Maduro y comenzó un plan para que Venezuela recupera parte de su potencia productivo de petróleo, que derivó en que hoy se habilitó la inversión extranjera en la industria. Pocos días después, el mandatario envió un mensaje al régimen persa, otro gran productor de crudo y el mapa geopolítico empezó a pesar sobre la actividad mundial, especialmente con tensiones en los precios del barril, que vienen de capa caída desde mitad de 2025.

    El mensaje de Trump no pasó desapercibido y los analistas cree que los resultados son impredecibles, incluyendo escenarios que contemplan la supervivencia de la República Islámica (RI), su reemplazo por un gobierno militar, ataques precisos y hasta un enfrentamiento que involucre a otros países. Irán advirtió en las últimas horas que responderá «como nunca antes» en caso de ser atacada.

    Estados Unidos brega por el desarme nuclear, o el control total en esa industria, donde los iraníes no son claros en su desarrollo. Si bien en Venezuela, Trump tenía intereses claros en la industria de petróleo, para recuperar el potencial perdido de uno de los grandes productores de convencional y el de mayores reservas, en Irán no está tan claro, pero los efectos son similares.

    Si en la situación venezolana prevé una baja en el valor del barril, por el aumento de oferta, la iraní parece hasta el momento ser lo opuesto y alimenta la ilusión de una suba de precios que le de aire a la industria mundial y en la que Vaca Muerta es un jugador central. A mitad de enero, cuando el gobierno estadounidense anunció nuevos aranceles en su vínculos con Irán, el precio del barril escaló casi un 3% y se ubicó en 65 dólares.

    Tras la advertencia de Trump, este jueves, el precio del barril se despertó. El Brent futuro a marzo superó los 70 dólares por primera vez en nueve meses y llegó a los 70,58 dólares, para cerrar la jornada en USD 69,72. El piso estuvo a mediados de diciembre con 58,92 dólares, a principios de año estaba estable por debajo de 60 y comenzó a subir con la primera crisis con Irán.

    Esta cotización perdió casi un 25% de su valor en 2025, desde septiembre que no tocaba los 60 dolares y desde abril que no supera los 70. El WTI vive una realidad similar, toco un suelo de 55 dólares a mitad de diciembre, fue escalando y alcanzo los 65,41.

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    La caída del dólar también favoreció el ascenso del petróleo

    No solo la tensa calma con Irán alimentó el precio, también una leve baja del dólar estadounidense favoreció el ascenso, al hacer más barato el crudo para inversores que operan con otras divisas. Al margen de los picos de volatilidad, muchos analistas creen que el precio del crudo podría caer hasta consolidarse entre 55 y 60 dólares este año, ante un exceso de oferta estructural en el mercado frente a una demanda ralentizada.

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    La situación de Vaca Muerta

    Un experto en la industria explicó a VacaMuerta.ar que siempre va a ser positivo un incremento en e valor del barril, pero de nada sirve que suba una semana y baje a la siguiente. «Sirve porque gran parte de la producción se exporta, teniendo en cuenta que el retorno es mejor. No es tan inmediato como lo es en Estados Unidos, pero va a incentivar al productor y genera un impacto positivo en la actividad», agregó.

    Durante 2025, Neuquén recaudó 100 mil millones de dólares menos de la presupuestado por la caída en el precio del crudo. Pasó de 80,79 dólares el 5 de enero, cuando tocó el techo de USD82,63, a los 60,83 dólares en el último día del año, con un piso de USD58,99 el 20 de abril. Neuquén recaudó en total 5,03 billones de pesos por impuestos provinciales, coparticipación nacional y regalías de gas y petróleo, un número inferior a los 5,2 billones previstos en la ley de Presupuesto, aprobada a fines de 2024 en la Legislatura. El cálculo original proyectaba cerrar el año con ingresos corrientes por 5,8 billones.

    La recaudación provincial por regalías para 2026 prevé un crecimiento interanual del 24%, alcanzando 2,9 billones de pesos, con un barril a 55 dólares. Esta suba a 70 dólares abre una brecha interesante para las arcas provinciales.

    Otro bloqueo

    Mientras mira la situación de Irán, Donald Trump no pierde de vista lo que pasa de este lado del mundo y anunció que habrá un nuevo esquema de aranceles para los países que le venda petróleo a Cuba, lo que representa un nuevo bloqueo para la isla. La Casa Blanca explicó que la decisión busca “proteger la seguridad nacional y la política exterior de acciones malignas del régimen cubano y su apoyo a actores hostiles, terrorismo e inestabilidad regional”.

    “La orden impone un nuevo sistema arancelario que permite a Estados Unidos imponer aranceles adicionales a las importaciones de cualquier país que proporcione directa o indirectamente petróleo a Cuba”, comunicó el gobierno de Estados Unidos y autorizó a los secretarios de Estado y Comercio a tomar las medidas necesarias para implementar la medida.

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    YPF: autodespacho por 100

    Con la puesta en funcionamiento del sistema de autodespacho en Famaillá, en Tucumán, YPF alcanzó las 100 estaciones de servicio con esta modalidad en todo el país. Este hito consolida la transformación de su red y eleva el estándar de la experiencia de sus clientes, a través de personal capacitado y procesos homogéneos que aseguran una operación consistente en toda la red.

    Las 100 bocas de expendio habilitadas forman parte de un despliegue federal que abarca puntos en casi todas las provincias del país, a excepción de Buenos Aires, La Pampa y Jujuy, en donde rigen marcos normativos que impiden la implementación del sistema.

    “Alcanzar 100 estaciones con autodespacho es un hito concreto dentro de nuestro Plan 4×4. Marca el rumbo de la YPF que queremos: una compañía moderna, competitiva y enfocada en la experiencia del cliente. Logramos escalar un sistema ágil y seguro, que convive con la atención tradicional”, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.

    La modalidad de autodespacho fue muy bien recibida por parte de los usuarios: el 86% volvería a usar el sistema, el 74% calificó la experiencia con la máxima puntuación y el 73% completó la carga en menos de 5 minutos, destacando simplicidad, agilidad y el control que ofrece la operación a través de la App YPF.

    La puesta en marcha del autodespacho en cada estación se realizó de manera progresiva y siguiendo criterios estrictos de seguridad. Cada punto fue acondicionado con señalización clara, demarcación en piso y un QR ubicado a la altura de la ventanilla para facilitar el inicio de la operación desde la App. Además, se incorporaron elementos de asistencia al usuario. La nueva modalidad convive con la atención tradicional, ofreciendo libertad de elección al cliente. El personal de playa mantiene un rol clave como facilitador multicanal, brindando asistencia cuando sea necesario.

    Este avance forma parte de la estrategia de modernización de YPF y constituye un paso relevante en su objetivo de brindar una experiencia más ágil, cómoda y alineada con estándares internacionales de operación y servicio.

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    Acciones YPF: escenarios posibles

    En Neuquén también

    En Neuquén capital la estación YPF ubicada en Illia e Islas Malvinas lidera la experiencia como punto piloto. La estación de la firma estatal de Plottier, ubicada en Santa Fé 370, también inauguró su sistema de autodespacho.

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    En Cipolletti, la estación de servicio YPF, ubicada en calle Esmeralda y Ecuador, última detalles para la implementación del auto expendio de combustible. Además, en la localidad de Villa Regina, la gasolinera de la intersección de Avenida Rivadavia e Inmigrantes también se encuentra preparado todo para habilitar el servicio.

    Procedimiento de carga paso a paso

    El sistema opera bajo una plataforma 100% digital que vincula el surtidor con el dispositivo móvil del usuario. El protocolo estándar sigue estos lineamientos:

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    El colmo

    La guerra de los caños, entre Techint y el Gobierno por la licitación de los caños para el gasoducto del Argentina LNG, sumó un nuevo capítulo a la novela y parece surrealista. La empresa del grupo Rocca, el gigante siderúrgico mundial que estaba invicto en este tipo de procesos en los últimos 70 años, es una de las oferentes para realizar la obra del ducto que lleve el gas entre Vaca Muerta y el Golfo San Matías para su licuefacción, usando como materia prima los tubos de la empresa Welspun de India.

    El consorcio Southern Energy (SESA), conformado por Pan American Energy (30%), YPF (25%), Pampa (20%), Harbour Energy (15%) y Golar LNG (10%), avanzó con la licitación para construir los 478 kilómetros del gasoducto, cuyos ganadores se conocerán en marzo y el inicio de la obra está estipulado para el segundo semestre de 2026.

    Techint se presentó en la compulsa en sociedad con Sacde, la empresa de Marcelo Mindlin, dueño de Pampa Energía, accionista de SESA. Juntas ya realizaron la construcción del gasoducto Perito Moreno (ex Néstor Kirchner), el Vaca Muerta Norte y están a cargo de Vaca Muerta Oil Sur, lo que prueba la experiencia adquirida. Competirán con otros tres consorcios internacionales.

    El ducto demanda una inversión de u$s 1.300 millones y será el cordón umbilical del proyecto de exportación de Gas Natural Licuado (GNL) que lideran YPF, Southern Energy y sus socios internacionales.

    Crónica de una derrota impensada

    Techint perdió por primera vez en 70 años una licitación de este tipo de proyectos, siendo la única empresa argentina capaz de producir tubos de más de 30 pulgadas sin costuras y el principal productor mundial. Una oferta 40% más barata de la compañía india Welspun inclinó la balanza y estalló la guerra. La firma de Rocca intentó un recurso antidumping, por competencia desleal, y el gobierno nacional respondió a través del ministro de Desregulación y Transformación del Estado, Federico Sturzenegger quien desnudó el trasfondo del caso y expuso los beneficios del libre comercio, mientras que el presidente Javier Milei trató al empresario de Don Chatarrin de los tubitos caros.

    Desde el holding denuncian que la oferta india es «precios de dumping», alegando que los tubos se fabricarán con chapa china subsidiada. La historia contará que Southern Energy recibió 15 ofertas de proveedores locales, europeos y asiáticos, seis avanzaron tras la aprobación técnica: cuatro de compañías de China, la de Welspun y la de Tenaris. La del consorcio indio fue la de mejor precio, Techint tuvo el apoyo de YPF y Pampa, el 45% accionario de SESA, para mejorar su oferta, pero el 55% de PAE, Golar y Harbour Energy rechazaron la moción, según publicó Econojournal. La firma nacional hizo un intento para poder seguir en carrera con first refusal sin efecto alguno y la licitación se cerró.

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    GNL y más

    El Argentina LNG seguirá avanzando, ya con los caños, ahora resta la adjudicación de las obras, las plantas y terminales, que se esperan se lancen en marzo y comiencen en el segundo semestre. Acá se espera otra batalla, pero hay una oportunidades para las empresas locales de todos los tamaños. Además, en febrero podría haber anuncios respecto de nuevos socios comerciales, que se sumen a Eni y ADNOC.

    Techint, por su parte, no se quedó con las manos vacías y se aseguró la licitación para la construcción del Duplicar Norte, un oleoducto de Oldelval de 209 kilómetros que unirá la estación de bombeo Auca Mahuida, en Neuquén, con la estación Allen, en Río Negro, integrándose al sistema troncal ya existente y al proyecto VMOS.

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    El talento para el GNL

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    Esta obra permitirá ampliar de 20.000 a 55.000 m³/d la capacidad de transporte del sistema que deriva en el Vaca Muerta Oil Sur y en su primera etapa, prevista para fines de 2026 o comienzos de 2027, permitirá transportar hasta 220.000 barriles de crudo por día.

  • Estados Unidos avanza y el petróleo sube

    Guerra de los caños con Techint: ganadores y perdedores

    La guerra de los caños entre Techint y el gobierno no tiene más combates. El consorcio Southern Energy S.A (SESA) ya firmó el contrato con Welspun, la empresa india que construirá, con materia prima china, los caños para los 480 kilómetros de gasoducto del proyecto Argentina LNG, que unirán Vaca Muerta con el Golfo San Matías, donde estarán los dos buques de licuefacción Hilli Episeyo y MKII.

    La empresa que conduce Paolo Rocca tiene posición dominante en Argentina al ser la única capaz de construir tubos de más de 30 pulgadas sin costura y no perdió ninguna licitación de este tipo de proyectos en los últimos 70 años. Por lo que es una novedad en el sector, que Tenaris no sea parte de una iniciativa de semejante envergadura.

    La historia contará que Southern Energy recibió 15 ofertas de proveedores locales, europeos y asiáticos, seis avanzaron tras la aprobación técnica: cuatro de compañías de China, la de Welspun y la de Tenaris. La del consorcio indio fue la de mejor precio, Techint tuvo el apoyo de YPF y Pampa, el 45% accionario de SESA, para mejorar su oferta, pero el 55% de PAE, Golar y Harbour Energy rechazaron la moción, según publicó Econojournal. La firma nacional hizo un intento para poder seguir en carrera con first refusal sin efecto alguno y la licitación se cerró.

    Desde la empresa argentina explicaron que su propuesta incluía tareas logísticas, aranceles, tasa estadística y otros gastos, que no estaban contemplados en las demás oferentes. Luego de conocida la adjudicación, la empresa del grupo Rocca planteó la posibilidad de presentar un recurso judicial por antidumping, competencia desleal.

    La respuesta del gobierno fue tajante: «No vamos a pagar más caro los caños». Welspun puso un precio de 203 millones de dólares, Tenaris hizo una primera oferta un 40% más cara, que redujo en 30 millones de dólares y luego un poco más, pero seguía siendo un 25% más caro. Un empresario local dijo a VacaMuerta.ar: «El proyecto termina siendo más barato».

    Hay dos posturas: la de favorecer a la industria nacional y la de aceptar la mejor oferta para reducir costos. Ambas entran en tensión con protagonistas claros: Paolo Rocca y Tenaris, el principal fabricante de tubos a nivel mundial. de un lado y Javier Milei, Federico Sturzenegger y el consorcio SASE del otro.  «Don Chatarrín de los Tubitos Caros», definió el presidente al empresario a través de su cuenta de X.

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    En el ring

    Sturzenegger, ministro de Desregulación y Transformación del Estado, fue quien tiró la primera piedra, y la más directa, y defendió la decisión de no darle la licitación de los caños del proyecto de GNL a Techint, pese a tratarse de un proveedor nacional, al señalar que su oferta fue un 40% más cara que la de la competencia internacional.

    Según el funcionario, adjudicar en esas condiciones sería indefendible: mayores costos de insumos reducen la rentabilidad del proyecto, desincentivan inversiones, limitan la creación de empleo y pueden terminar trasladándose a precios más altos de la energía para empresas y consumidores. En ese marco, cuestionó la lógica del “compre nacional” y la asoció al llamado “costo argentino”.

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    Intoxicados

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    Sturzenegger también argumentó que la importación de insumos más baratos tiene efectos macroeconómicos positivos, ya que genera exportaciones compensatorias y mejora la competitividad de otros sectores. Para el ministro, cerrar la economía o aceptar sobrecostos productivos consolida décadas de estancamiento, y va en contra de una estrategia de apertura y eficiencia necesaria para que Vaca Muerta sea viable en el largo plazo.

    Finalmente, rechazó la posibilidad de otorgarle a Techint un derecho de “first refusal” tras la licitación. A su entender, cambiar al proveedor luego de conocer las ofertas socavaría la credibilidad del proceso licitatorio, ahuyentaría futuros competidores y terminaría encareciendo los costos del sector. En su conclusión, planteó que el desarrollo de Vaca Muerta requiere respetar reglas claras y contratos, priorizar la competencia y pensar estratégicamente a largo plazo para construir una industria energética competitiva y sostenible. «Es mucho más negocio para todos que esta industria crezca competitiva y sana», concluyó y cerró con el típico ¡VLLC!

    En la vereda de enfrente, desde el sector empresarial se preguntan hasta donde la apertura mejora las oportunidades y hasta que punto afecta la industria nacional y cuál es el modelo de desarrollo una economía desarrollista con valor agregado o una primarización basada en los recursos naturales. En este caso particular, aparece un condimento extra que la posibilidad que lleguen insumos de bajo costo con subsidios o ventajas comparativas que no se dan en la producción local, que no solo distorsiona la competencia legítima, sino que amenaza la sustentabilidad de plantas industriales argentinas y los empleos asociados.

    En ese sentido, el analista energético, Juan José Carbajales dijo que en algún punto la decisión va a contramano del mundo. «Vemos respuesta nacionales en política industrial. Lo hace Donald Trump, lo hace Brasil en la región, tienen amortiguadores sobre productos de Asia», añadió y remarcó que el impacto en el costo social y productivo es alto, por el precedente que puede sentar para empresas más pequeñas y pymes.

    Leonardo Brkusic, director ejecutivo del Grupo Argentino de Proveedores Petroleros, señaló en una entrevista con Radio con Vos que es un escenario complejo y que sería bueno que el caso Techint sirva para tener discusiones más grandes sobre política industrial y en la cual las posturas no sean cerradas. «Es triste ver que un ministro se mofa cuando una empresa argentina pierde una licitación», añadió.

    «Desearíamos, como pymes, que esos caños sean producidos en el país. El gobierno hoy por hoy no tiene en agenda una percepción de política industrial y que se entiende por desarrollo», dijo el empresario y agregó que hay poca actividad para el sector pyme y mucho menos poder de negociación ante una política que perdió terreno y ya no cuenta ni con un organismo que organice el sector tras el cierre de la subsecretaria de pequeñas y medias empresa. «No se ve un intención de atender la situación», indicó.

    Para Brkusic el cambio de reglas y el RIGI afectan a los empresarios y productores locales que tiene beneficios y exenciones que, si bien potencian la industria, complican al sector industrial nacional. En ese sentido, el líder del GAPP reveló que e 17% de las pequeñas y medianas empresas despidieron personal en 2025, pero resaltó que la expectativa para 2026 con Vaca Muerta es grande porque el mercado se va a mover mucho.

    Por último, el representa industrial dijo que es una mirada corta la de pensar en el precio sin analizar como se afecta a la industria local y al empleo. «En el RIGI no se contempló el valor agregado nacional. Argentina tiene la capacidad generada, es uno de los 20 países del mundo con la tecnología necesaria para producir valor agregado», concluyó.

    La brecha entre el libre comercio y el proteccionismo es amplio, tiene matices que imperan en el mundo, incluso Estados Unidos y China manejan esos grises de manera constante. En el medio hay un consenso mínimo —pero estratégico— en el que se juega buena parte del futuro del proyecto. Vaca Muerta ya demostró que puede producir más hidrocarburos y atraer inversiones globales; ahora el desafío es más profundo y estructural.

    Convertir ese potencial en una palanca de desarrollo que trascienda a Neuquén, que dinamice proveedores locales, escale capacidades industriales y articule al sistema científico-tecnológico nacional. Sin esa capa de integración y valor agregado, el shale corre el riesgo de quedar reducido a un enclave extractivo exitoso, pero insuficiente para transformar de manera duradera la economía argentina.

    GNL y más

    El Argentina LNG seguirá avanzando, ya con los caños, ahora resta la adjudicación de las obras, las plantas y terminales, que se esperan se lancen en marzo y comiencen en el segundo semestre. Acá se espera otra batalla, pero hay una oportunidades para las empresas locales de todos los tamaños. Además, en febrero podría haber anuncios respecto de nuevos socios comerciales, que se sumen a Eni y ADNOC.

    Techint, por su parte, no se quedó con las manos vacías y se aseguró la licitación para la construcción del Duplicar Norte, un oleoducto de Oldelval de 209 kilómetros que unirá la estación de bombeo Auca Mahuida, en Neuquén, con la estación Allen, en Río Negro, integrándose al sistema troncal ya existente y al proyecto VMOS.

    Esta obra permitirá ampliar de 20.000 a 55.000 m³/d la capacidad de transporte del sistema que deriva en el Vaca Muerta Oil Sur y en su primera etapa, prevista para fines de 2026 o comienzos de 2027, permitirá transportar hasta 220.000 barriles de crudo por día.

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    El Gobierno habilitó la importación y comercialización privada de GNL

    El Gobierno nacional dio un nuevo paso en la redefinición del rol del Estado en el mercado energético al habilitar que empresas privadas puedan importar y comercializar Gas Natural Licuado (GNL) mediante mecanismos competitivos, sin la intermediación obligatoria de ENARSA. La decisión no es técnica ni menor: marca un punto de inflexión en el esquema con el que Argentina gestionó históricamente el abastecimiento de gas en momentos de déficit.

    En los hechos, la medida avanza en un proceso más amplio de retiro del Estado como empresario en segmentos donde el Ejecutivo considera que el sector privado puede operar con mayor eficiencia. ENARSA —empresa estatal creada para cubrir fallas de mercado y garantizar suministro— deja de ser el comprador casi exclusivo del GNL importado y el actor central en su comercialización interna.

    Qué cambia en el mercado de GNL

    Hasta ahora, la importación de GNL estaba concentrada en manos del Estado, que licitaba cargamentos, los regasificaba en terminales flotantes y luego distribuía el gas al sistema. Con el nuevo esquema, los privados podrán traer GNL por su cuenta, competir entre sí y vender el producto directamente, bajo reglas previamente establecidas.

    El Gobierno busca introducir una lógica de competencia en un negocio que, en los últimos años, estuvo dominado por decisiones administrativas, costos fiscales elevados y una fuerte exposición del Tesoro a la volatilidad de los precios internacionales del gas.

    La señal es doble: por un lado, se apunta a reducir el gasto público y los subsidios implícitos asociados a la importación estatal; por el otro, se envía un mensaje al mercado sobre la voluntad oficial de normalizar reglas, abrir el juego y alinear precios a señales económicas más puras.

    La medida se inscribe en el proceso de reconfiguración —y virtual privatización funcional— de ENARSA. Sin una ley de privatización clásica, el Gobierno avanza por la vía regulatoria: le quita funciones clave, reduce su peso operativo y la desplaza de los segmentos donde existan oferentes privados dispuestos a asumir el riesgo comercial.

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    ¿Chau YPF?

    El mensaje es explícito: el Estado deja de actuar como intermediario en actividades que no considera estratégicas desde el punto de vista de la seguridad energética. En ese marco, ENARSA quedará concentrada en roles más acotados o en la administración residual de activos existentes, con menor exposición financiera.

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    Impacto fiscal y señales al mercado

    Uno de los principales objetivos de la medida es ordenar las cuentas públicas. La importación de GNL fue, durante años, una de las fuentes más relevantes de presión fiscal, especialmente en inviernos de alta demanda y precios internacionales elevados. Al trasladar el riesgo al sector privado, el Estado busca descomprimir esa carga.

    Al mismo tiempo, el Gobierno apuesta a que la competencia entre importadores genere mayor eficiencia en precios, contratos más flexibles y mejores decisiones logísticas, en contraste con los esquemas centralizados del pasado.

    Sin embargo, el nuevo marco también plantea interrogantes: el éxito del sistema dependerá de la profundidad real del mercado, de la capacidad de coordinación con el sistema de transporte y de cómo se gestionen eventuales situaciones de escasez.

    La apertura del negocio de importación se da en paralelo a otro proceso clave: el ambicioso plan argentino de convertirse en exportador estructural de GNL desde Vaca Muerta. En ese contexto, la decisión tiene una lectura adicional: el Estado empieza a reordenar su rol pensando menos en gestionar déficits y más en facilitar inversiones de escala.

    La paradoja es evidente: mientras se liberaliza la importación para cubrir picos de demanda en el corto plazo, el país acelera proyectos de GNL que podrían cambiar su balanza energética en el mediano plazo. El Gobierno parece asumir que la transición exige reglas claras y actores privados tomando riesgo, tanto en la entrada como en la salida del sistema.

    Un cambio de época regulatorio

    La habilitación de privados para importar y comercializar GNL no es solo una medida administrativa. Es parte de un cambio de época en la política energética argentina, donde el Estado se corre del centro de la escena operativa y asume un rol más normativo.

    El desafío será garantizar que ese repliegue no implique pérdida de previsibilidad ni riesgos para el abastecimiento en momentos críticos. Pero el rumbo está claro: menos Estado empresario, más mercado, y un sistema energético que empieza a

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    8 series y películas petroleras para ver en verano

    «Nuestros bisabuelos inventaron un mundo que funciona con petróleo y gas y todavía no se inventó otro diferente», dice Tommy Norris, el personaje que interpreta Billy Bob Thornton en Landman, la serie petrolera más exitosa de la actualidad. Así como pasa con los hidrocarburos pasa en en la vida y la llegada de las plataformas de streaming generó un mundo nuevo, que está vigente y con millones de opciones a disposición.

    El petróleo no solo movió la economía mundial: también alimentó algunas de las historias más potentes del cine. Desde la épica fundacional de la industria hasta sus zonas más oscuras —el poder, la ambición, la geopolítica y el costo humano—, distintas películas y documentales lograron capturar ese universo viscoso y contradictorio. Algunas son obvias; otras, verdaderas joyas de nicho. Este es un recorrido posible, sin ánimo de exhaustividad, pero con criterio.

    Acá te dejamos 10 series y películas para disfrutar en el verano:

    Petróleo sangriento (There Will Be Blood, 2007). Paul Thomas Anderson construyó una de las películas más intensas del siglo XXI apoyado en una actuación monumental de Daniel Day-Lewis. Ambientada en los albores del siglo XX, la historia sigue a un buscador de plata que muta en magnate petrolero y convierte el sueño de progreso en una espiral de obsesión y violencia. Inspirada libremente en Oil! de Upton Sinclair, la película retrata el nacimiento de la industria, las primeras perforaciones y los dilemas morales de un negocio que moldeó la modernidad. Familia, religión, odio, petróleo y locura: todo condensado en un western industrial sin concesiones.

    []https://www.youtube.com/watch?v=FeSLPELpMeM[/]

    Boca de Pozo (2014) ocupa un lugar singular. Filmada en Comodoro Rivadavia, esta producción argentina se sumerge en la vida cotidiana de los trabajadores petroleros patagónicos. Con un tono cercano al documental, muestra la rutina en los yacimientos, la soledad de los campamentos y la identidad de un oficio que sostiene economías regionales enteras. Es una de las pocas películas nacionales que se animan a contar el petróleo desde adentro, sin épica grandilocuente, pero con verdad.

    Landman, la serie que los petroleros de Vaca Muerta deben mirar

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    Big Men (2014), dirigido por Rachel Boynton, abre el foco hacia África. Con Ghana y Nigeria como escenarios, la película expone la trama de intereses cruzados entre empresas multinacionales, gobiernos y comunidades locales. Es una mirada cruda sobre cómo el petróleo puede ser promesa de desarrollo o detonante de conflictos estructurales. Ideal para entender la dimensión geopolítica del negocio.

    []https://www.youtube.com/watch?v=UXas16Pyfog[/]

    Fuego sobre Kuwait (1992). La Guerra del Golfo dejó una de las imágenes más estremecedoras de la historia energética moderna, y esta película la registró como pocos. Nominado al Óscar, el documental de David Douglas sigue el trabajo titánico de los equipos internacionales que apagaron miles de pozos incendiados tras la retirada iraquí. Más allá del impacto visual, la película destaca la ingeniería, el coraje y la coordinación necesarios para controlar un desastre energético de escala inédita.

    []https://www.youtube.com/watch?v=-tUzkF_Dp8M[/]

    Oil Sands Karaoke (2013) se corre del eje técnico para enfocarse en las personas. Ambientado en las arenas petrolíferas de Alberta, Canadá, el documental retrata a trabajadores que encuentran en el karaoke una válvula de escape frente al aislamiento y la dureza del entorno. El resultado es una película que humaniza una de las regiones más productivas —y controvertidas— del planeta.

    []https://www.youtube.com/watch?v=A0k8D1gwbJU[/]

    Texasville (1990), de Peter Bogdanovich. Secuela espiritual de The Last Picture Show, combina petróleo, decadencia texana y una banda sonora memorable. No habla de pozos ni de balances, sino de lo que queda cuando la riqueza energética ya hizo su trabajo.

    []https://www.youtube.com/watch?v=xdmYkfKqUxA[/]

    A Crude Awakening: The Oil Crash, de origen suizo-alemán. Con ritmo vertiginoso y tono abiertamente apocalíptico, esta serie advierte sobre el agotamiento del crudo convencional. Era tan alarmante como entretenido: daban ganas de salir corriendo a avisar que la fiesta energética estaba a punto de terminar.

    []https://www.youtube.com/watch?v=odCZpBPfFQk[/]

    Syriana (2005), dirigida por Stephen Gaghan, aporta una mirada coral y política. A través de cuatro historias que se cruzan —desde un agente de la CIA en Medio Oriente hasta un trabajador inmigrante despedido—, la película desnuda la red de corrupción, poder y consecuencias sociales que rodean al petróleo. No hay héroes ni villanos puros: solo un sistema global donde la energía define destinos.

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    []https://www.youtube.com/watch?v=JvTni7Nggi0[/]

  • Estados Unidos avanza y el petróleo sube

    El índice Hamm

    El petróleo no convencional maduró de golpe o maduró sin avisar. La decisión de dejar de perforar en la cuenca de Bakken que anunció Harold Hamm, el rey del fracking, que hace poco confirmó su desembarco en Vaca Muerta, es un reflejo de que el negocio ya no es lo que era, que ahora tiene otras necesidades y que hay otras realidades, que lo mejor en algunos lugares ya pasó y hay que barajar y dar nuevo.

    “No tiene sentido perforar sin margen”, dijo Hamm, el magnate de Continental Resources, la empresa con la que llegó a la Cuenca Neuquina luego de conseguir áreas de Tecpetrol en Neuquén y asociarse con PAE en Río Negro. El repliegue no significa el retiro de la actividad, sino simplemente el reordenamiento de sus prioridades y Vaca Muerta pica en punta.

    El shale sigue siendo un negocio en Estados Unidos, en Argentina y en el mundo, pero tiene sus particularidades. «No se terminó. Pero cambió drásticamente su naturaleza. En este sentido, la pausa de Harold Hamm en Bakken no es una anécdota: es una señal estructural de cómo se está reescribiendo el negocio», escribió el geólogo Nacho Rovira en un posteo en sus redes sociales.

    Ahí entra en juego lo que el experto en mercados financieros e hidrocarburos Morgan Downey define como el «indice Hamm», que sería algo así como las señales y los movimientos estratégicos que el empresario ejecuta cuyo impacto en la industria es siempre importante. «Cuando el padrino del fracking cuelga las espuelas y el petróleo crudo cuesta 60 dólares hay que escucharlo», dijo el especialista y remarcó que el indicador acaba de cambiar.

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    Desde sus explosión en 2014, el shale no paró de crecer, de mejorar eficiencias, de producir más con menores tiempos y costos, de perforar y bombear sin parar, pero las reglas cambiaron, el precio cayó y el negocio se reconfiguró: mientras en Estados Unidos la producción de petróleo de está en niveles récord el número de plataformas de perforación de petróleo está cerca de mínimos históricos. La ingeniería extrema le dio al sector más de una década de gracia.

    Según Downey, en 2014, Estados Unidos necesitaba 1.600 plataformas petrolíferas para producir 9 millones de barriles diarios; en 2026, utilizó sólo 400 plataformas para producir 14 millones, gracias a la eficiencia y la repetición. «La clave está en facilitar su flujo hacia la boca del pozo», agregó y remarcó que al ser un proceso costoso, el precio de equilibrio tiene un rol central y en una coyuntura a la baja todo se reconfigura.

    Al comienzo, las ramas tenías 1,6 kilómetros de profundidad y 1,6 de lado, demandaban 25 días y se usaban unos 1000 kilos de arena por metro, en la actualidad los pozos tienen ramas laterales de hasta 5000 metros, se fracturan en 12 días y con poco más del triple de arena, para mantener abiertos todos los capilares. ¿Los costos? Pasaron de 8 millones de dólares a 10 millones. Si en 2014, con la presión se abrían las arterias principales, en 2026 se deja una autopista para que el petróleo fluya.

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    Otro factor es la cantidad de fracturas y el bombeo. Se pasó de una etapa cada 90 metros, como un hito, a una cada 45 metros y con la búsqueda constantes de que sea menor el espacio, para que el crudo salga al menor precio y con la mayor velocidad posible, pero el costo real no es la inversión sino el desgaste de los pozos. Mientras que en 2014 se deterioraban un 60% en el primer año, ahora lo hacen un 70%.

    «Este es el «Efecto Reina Roja». Para mantener la producción estable, hay que perforar nuevos pozos más rápido de lo que se destruyen los antiguos. Hoy operamos un 20 % más rápido solo para mantenernos en el mismo nivel», explicó Downey y agregó que ahora, con la física sin más soluciones aparentes, vendrá una etapa de pasar del nivel de crudo de alta presión a uno más gaseoso, capaz la calidad sea otra, pero el precio debe ser mayor.

    «El problema no es sacar petróleo, es que dure en el tiempo. Casi todo el petróleo sale en los primeros dos años. Tenés que correr para perforar cada vez más rápido, solo para quedarte en el mismo lugar en el que estabas», escribió Nacho Rovira y agregó: «Ya no se perfora porque se puede, se perfora solo si vale la pena y las cuentas cierran».

    En Estados Unidos el petróleo no convencional maduró, en Vaca Muerta el desarrollo total es del 10% de la cuenca, todavía queda camino por recorrer, pero hay una hoja de ruta que puede servir de guía para que el negocio se extienda lo más posible.

  • ¿Fin de ciclo? Shell evalúa la venta de sus activos en Vaca Muerta

    ¿Fin de ciclo? Shell evalúa la venta de sus activos en Vaca Muerta

    El ecosistema de Vaca Muerta recibió un impacto sísmico: Shell, uno de los primeros grandes jugadores en apostar por el shale argentino en 2012, está midiendo el interés del mercado para una posible salida de sus activos en la provincia de Neuquén. Según fuentes de la industria, la compañía ya inició contactos con potenciales compradores para desprenderse de una cartera que, aunque difícil de tasar por su potencial de desarrollo, se estima en varios miles de millones de dólares.

    Esta movida no es un hecho aislado. Se da semanas después de que la firma decidiera no participar en el proyecto de Argentina LNG y responde a la estrategia global impuesta por su CEO, Wael Sawan. Bajo su mandato, Shell inició un agresivo plan de desinversión en activos que no cumplen con los nuevos estándares de rentabilidad o que no encajan en su actual transición energética, como ya ocurrió recientemente con activos en Siria y Canadá.

    Según un articulo de la agencia Reuters, la empresa angloholandesa estaría dispuesta a vender parte o la totalidad de sus participaciones en la Cuenca Neuquina, cuyos acciones podría valorarse en miles de millones de dólares, aunque resulta difícil estimar con precisión el valor final. Una venta completa marcaría una sorprendente salida, justo cuando el interés por la región está creciendo y, por ejemplo, Harold Hamm, GeoPark y Fluxus se sumaron al negocio en los últimos meses.

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    De la mano de YPF

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    El peso de Shell en la Cuenca

    La huella de la compañía en Vaca Muerta es profunda. Actualmente opera y posee mayoría accionaria en cuatro bloques clave, además de tener participaciones minoritarias en otros tres operados por YPF. La firma opera los bloques de Sierras Blancas, Cruz de Lorena y Coirón Amargo Sur Oeste, de las cuales tiene el 90%, el 10% corresponde a GyP. Además, es socia al 50% de YPG en Bajada de Añelo.

    • Producción actual: En 2024, la compañía promedió los 15.610 barriles diarios.
    • Rentabilidad: Analistas de Enverus Intelligence Research sostienen que los activos de Shell son altamente competitivos, con un break-even (punto de equilibrio) por debajo de los 50 dólares el barril de Brent.

    ¿Por qué irse ahora?

    El contexto es paradójico. Mientras la «cuna» del shale, Loma Campana (YPF-Chevron), acaba de romper el techo de los 100.000 barriles diarios, Shell analiza la retirada. Los motivos combinan factores internos y externos:

    1. Reordenamiento global: la firma busca mejorar rendimientos tras balances que no cumplieron las expectativas en su giro hacia las renovables.
    2. Costos locales: A pesar del potencial, el costo de perforación en Vaca Muerta sigue siendo un 35% más alto que en la Cuenca Pérmica de EE.UU., según reportó Chevron.
    3. Logística y Precios: Las limitaciones en el transporte y la volatilidad del crudo internacional generan dudas sobre la velocidad de escalabilidad del negocio.

    El interés de los «peces gordos»

    A pesar de las dudas de Shell, Vaca Muerta sigue siendo el «objeto del deseo» para otros. Recientemente, Continental Resources (del magnate Harold Hamm) desembarcó en la región adquiriendo participaciones de PAE, calificando a la cuenca como «uno de los yacimientos más atractivos del mundo».

    Reuter consignó que desde que Wael Sawan asumió como CEO en 2023, Shell vendió varios activos en su portafolio como parte de una estrategia para mejorar su desempeño tras apuestas que no dieron los resultados esperados en energías renovables. No solo Neuquén está en la lista de salidas de las firma, sino que está semana se puso en discusión la posibilidad de retirarse del yacimiento petrolífero Al Omar en Siria. 

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  • Estados Unidos avanza y el petróleo sube

    YPF y Pluspetrol swapean en Vaca Muerta

    YPF y Pluspetrol acuerdan un swap de activos y firmaron un acuerdo de intercambio de activos mediante el cual ambas compañías refuerzan su apuesta en Vaca Muerta y avanzan en el desarrollo de áreas clave de la formación no convencional. El convenio es una alianza en diferentes bloques, con el foco de la estatal puesto en el proyecto Argentina GNL.

    «Seguimos fortaleciendo nuestra posición en Vaca Muerta a través de alianzas que refuerzan la visión de largo plazo», dijo Horacio Marín, el CEO y presidente de YPF, a través de una mensajes en su perfil de LinkedIn.

    En el marco de este acuerdo, Pluspetrol se incorpora como accionista de Vaca Muerta Inversiones, sociedad controlada por YPF con participación en los bloques La Escalonada y Rincón de Ceniza. Mientras que YPF adquiere la participación en los bloques Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas, tres áreas estratégicas para el desarrollo del proyecto Argentina LNG, uno de los pilares del crecimiento futuro de la compañía y de la generación de exportaciones energéticas para el país.

    El proyecto GNL es una prioridad de la petrolera estatal, que yafirmó un contrató con la italiana Eni para la producción y exportación de de 12 millones de toneladas por año, a través de dos buques FLNG de 6 MTPA cada uno, expandible a 18 MTPA. que podría alcanzar los USD 14.000 millones al año. Además, ambas firmas alcanzaron un acuerdo con ADNOC, una gigante árabe.

    El financiamiento

    En tanto, YPF continúa en la búsqueda del financiamiento para llevar adelante el proyecto, con el consorcio Southern Energy, fue el J.P Morgan, el banco más grande de Estados Unidos, el que levantó la mano y comenzó a estructurar un esquema de financiamiento internacional destinado a atraer bancos privados y más de 200 inversores globales, con el objetivo de cubrir hasta el 70% del costo total de la iniciativa, que serían entre u$s12.500 millones y hasta u$s17.000 millones.

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    PAE sale al mercado

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    Además, la petrolera estatal lanzó dos ON en poco más de un mes, esta semana anunció la licitación de una nueva Obligación Negociable internacional Clase XXXIV Adicional con la que la petrolera estatal busca hasta USD 300 millones, ampliables, bajo ley de Nueva York, a una tasa fija del 8,25% y con vencimiento en enero de 2034. No es solo una operación financiera: es un mensaje al mercado.

    El instrumento, denominado en dólar cable, establece intereses semestrales a partir de julio de 2026 y un esquema de amortización escalonado y previsible: 30% en enero de 2032, otro 30% en enero de 2033 y el 40% final al vencimiento. Para los inversores, el diseño reduce el riesgo de concentración de pagos; para YPF, ordena el perfil de vencimientos y despeja presión de corto plazo.

    YPF vuelve al mercado internacional y quiere 300 millones

    La señal más relevante no está solo en la estructura, sino en el contexto. YPF regresa al crédito internacional en un escenario todavía desafiante para la Argentina, pero con un activo que hoy funciona como garantía implícita: Vaca Muerta. El shale neuquino explica buena parte del renovado apetito del mercado por la deuda corporativa energética local. Producción en crecimiento, costos a la baja y un foco cada vez más claro en el no convencional convierten a YPF en un caso que, al menos para los números duros, logra desacoplarse parcialmente del riesgo soberano.

  • Entró mucho, pero salió mucho más

    Entró mucho, pero salió mucho más

    El 2025 cerró con números verdes para el país y para el sector energético con una balanza comercial que arrojó un superávit de USD11.286 millones, de los cuales con 7.815 corresponden al sector energético con Vaca Muerta como motor principal, según cifras del Intercambio Comercial Argentino (ICA) que difundió el Instituto Nacional de Estadísticas y Censos (INDEC).

    El intercambio comercial (exportaciones más importaciones) aumentó 4,7% en diciembre en la comparación con el mismo mes de 2024 y alcanzó un monto de US$13.004 millones, mientras que la balanza comercial registró un superávit de US$1.892 millones en el mismo mes, con un resultado positivo por vigésimo quinto mes consecutivo.

    De esta manera, el 2025 cerró con un superávit de US$11.286 millones, gracias a que el intercambio comercial se dio como producto del aumento en las exportaciones e importaciones, superando el 5% y el 3% respectivamente. Las exportaciones totalizaron US$7.448 millones con un incremento interanual del 5,7%. Esta suba estuvo impulsada por un incremento de 6,2% en las cantidades exportadas, ya que los precios disminuyeron 0,5%.

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    GyP, dar y recibir

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    Las importaciones crecieron 3,5% y alcanzaron los US$5.556 millones, producto del aumento de 3% en las cantidades y de 0,4% en los precios. Esto desembocó en el saldo positivo de US$1.892 millones durante el último mes del año, lo que implicó un incremento de US$211 millones respecto al mismo mes de 2024. El índice de términos del intercambio disminuyó 0,9%, reflejando un deterioro en los precios relativos del comercio exterior.

    Durante el 2025, las exportaciones alcanzaron los US$87.077 millones (suba de 9,3% contra mismo período del 2024), las importaciones los US$75.791 millones (suba de 28,9%) y un saldo total por US$11.286 millones. Así, el 2025 culminó con un saldo comercial menor que el 2024, quedando US$7.642 millones por debajo: fue de US$11.286 millones contra US$18.928 millones, e acuerdo a la información que publicó la agencia Noticias Argentinas.

    Vaca Muerta tira del carro

    La balanza comercial energética registró también un balance positivo con un superávit comercial energético con 7.815 millones de dólares en 2025. La cifra se logra a partir de un salto de las exportaciones del 12,8% frente a 2024 con 11.086 millones y un retroceso de las importaciones del 18% interanual con 3.271 millones. Pero, de no haber sido por el efecto de baja de precios (-11,2% promedio), el resultado hubiese sido mucho mejor dado que las cantidades vendidas saltaron un 28,5%.

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    El petróleo de Vaca Muerta motorizó la balanza con 6.716 millones de dólares en ventas, un 22,6% más que en 2024 que tuvo precios de aproximadamente unos 20 dólares más por barril. En segundo lugar, se ubicó el gas natural con 665 millones (-0,4%), las naftas con 527 millones (-6,8%), el butano con 335 millones (10,3%) y el propano con 295 millones (5,3%).

    Los principales destinos de los productos energéticos argentinos fueron Estados Unidos con 3.908 millones de dólares en todo el año (68,5% más que en 2024), Chile con 2.754 millones (-3,4%) y Brasil con 695 millones (-33%).

    Principales socios comerciales

    De los principales socios comerciales para el país, Estados Unidos y la India registraron los mayores superávits, dejando en terreno negativo a China, Brasil y la Unión Europea.

    • Estados Unidos registró un saldo de US$456 millones: US$925 millones en exportaciones y US$469 millones en importaciones.
    • India registró un saldo de US$346 millones: US$454 millones en exportaciones y US$107 millones en importaciones.
    • China registró un saldo de -US$761 millones: US$761 millones en exportaciones y US$1.522 millones en importaciones.
    • Unión Europea registró un saldo de -US$306 millones: US$548 millones en exportaciones y US$854 millones en importaciones.
    • Brasil registró un saldo de -US$131 millones: US$1.007 millones en exportaciones y US$1.138 millones en importaciones.