Horacio Marín: “Va a ser un año de un petróleo más alto de lo esperado”

El conflicto en Medio Oriente volvió a tensionar el mercado energético global y empujó el precio del petróleo por encima de los 100 dólares por barril. Con la mirada puesta en lo que pasará con los combustibles, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, anticipó que 2026 podría cerrar con valores más altos del crudo respecto de las previsiones iniciales.

Durante una entrevista con El Cronista Stream, el ejecutivo explicó que la compañía sigue de cerca la evolución del mercado internacional, pero advirtió que la compañía no traslada automáticamente las subas del crudo a los surtidores.

En este sentido, Marín detalló que la empresa utiliza una fórmula propia para definir los ajustes, que contempla la estructura de costos de la compañía y la forma en que se adquiere el petróleo, con contratos que normalmente se calculan mediante promedios y no mediante valores spot del mercado internacional.

“Nosotros no trasladamos los precios en forma inmediata. Los hacemos con una fórmula matemática que llamamos moving average. Lo que hacemos es una forma en la cual, teniendo en cuenta nuestra estructura de costos, no trasladar picos y valles o volatilidades al precio en forma inmediata”, explicó.

El directivo remarcó que el objetivo es evitar cambios abruptos en los surtidores cuando el mercado internacional presenta movimientos muy bruscos en pocos días.

“Ayer (por el domingo) se hablaba de 120 dólares y hoy (por este lunes) llegó a 101. Entonces, ¿qué significa? ¿Que aumento el domingo el precio a 120 y el lunes lo bajo a 101? Capaz que mañana (por el martes) está más alto o más bajo, yo no lo sé”, señaló.

YPF logró un nuevo récord en el fracking de Vaca Muerta.

Cómo impacta el conflicto en el precio del petróleo

El CEO de YPF explicó que uno de los factores centrales que hoy observa el mercado energético es la situación del estrecho de Ormuz donde cualquier interrupción en ese punto genera efectos directos sobre la oferta global de crudo y termina presionando los precios internacionales.

“El estrecho de Ormuz te da la idea de que cuando se afecta el abastecimiento mundial, que es más o menos el 15%, los precios reaccionan. Cuando retirás ese volumen del mercado, todos empiezan a pelear por una escasez”, describió.

Consultado sobre las perspectivas para el resto del año, Marín sostuvo que el contexto internacional podría sostener precios más elevados del petróleo respecto de lo que se proyectaba inicialmente.

“Yo creo que sí, también por la guerra. Va a ser un año de petróleo más alto. Igual es muy difícil establecer el valor del precio del petróleo”, afirmó.

El mercado según Marín

El ejecutivo recordó que incluso las grandes compañías internacionales tienen dificultades para anticipar la evolución del mercado energético global. “Una de las petroleras más grandes del mundo tiene más de 200 economistas y nadie puede predecir el precio del petróleo”, aseveró.

En ese marco, explicó que la compañía se preparó para operar incluso en escenarios de precios bajos, con el objetivo de evitar cambios bruscos en los planes de inversión.

“Vos te tenés que preparar siempre para precios bajos para que la compañía no sufra cambios de inversiones, que son muy nefastos para todos”, sostuvo.

“Si esto queda con precios de 100 por tres meses, seguramente vamos a tener un precio de gasoil y de nafta mucho más alto como lo tiene todo el mundo”, agregó.

Asimismo, aclaró que cualquier ajuste dependerá de cómo el precio internacional vaya impactando en la estructura de costos de la compañía. “Nosotros vamos viendo semana a semana, día a día, todas las cosas. A medida que ese precio vaya afectando, vamos a ir viendo cómo lo vamos a trasladar a los precios”, explicó.

Marín quiere que las licitaciones del gasoducto de GNL sean transmitidas por YouTube

Vaca Muerta vive una etapa de fuerte expansión marcada por el crecimiento de las exportaciones y los proyectos de infraestructura en marcha. El gas natural licuado (GNL) es la gran meta de la industria para para monetizar a gran escala los recursos no convencionales de la Cuenca Neuquina.

La ampliación de oleoductos y gasoductos es un paso fundamental para que sueño exportador se convierta en una realidad. Sin embargo, la proyecto de Southern Energy abrió una discordia entre Techint y el Gobierno nacional por el avance de Welspun. Según se informó, la compañía india presentó una oferta un 45% inferior a lo que ofertó el holding de Paolo Rocca.

En este sentido, Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, planteó la necesidad de avanzar hacia un sistema de licitación más transparente para la compra de caños del gasoducto del proyecto de Argentina LNG.

“Van a participar todas las empresas que quieran y si la licitación la ganan, la ganan, y si la pierden, la pierden. Es la vida. Pero que no pongan un 30% encima”, sostuvo Marín en diálogo con Infobae.

El directivo explicó que la intención es evitar cuestionamientos posteriores y negociaciones informales. “Yo personalmente me gustaría hacerlo público. Que abramos los sobres, lo vean todos, por YouTube, que sea transparente. Que no nos enteremos después que alguien corrigió o renegoció”, afirmó.

Transparencia en compras

Marín comparó el modelo que busca implementar con experiencias previas en su carrera. “Cuando tenía 25 años compré un pliego, fui a una licitación con escribano, con todos los números claros. Eso es lo que quiero: una planilla igual para todos, que coticen lo que queremos nosotros, no lo que quieren ellos”, destacó.

Según el titular de YPF, este esquema permitiría ordenar el proceso de contratación, reducir suspicacias y mejorar la competitividad. La apertura de sobres en actos públicos y la estandarización de los criterios técnicos forman parte de un enfoque que apunta a reforzar la credibilidad institucional en proyectos estratégicos.

YPF logra un nuevo récord.

Las inversiones en Vaca Muerta

Asimismo, Marín detalló el plan de expansión de la actividad en Vaca Muerta, basado en el aumento del número de equipos de perforación. “Este año ya empezamos a levantar rigs. Hoy tenemos 12 y vamos a tener entre 16 y 17 a fin de año. Cada uno implica unas 100 personas directas y hasta 500 con los indirectos”, explicó.

El pope de la empresa de mayoría estatal reconoció que existen limitaciones operativas vinculadas a la infraestructura de transporte. “Todavía no están los oleoductos, entonces no tengo forma. Estamos invirtiendo capital que no podemos hacer trabajar del todo, pero lo vamos metiendo a medida que avanzan las obras”, indicó, en referencia a los desafíos logísticos.

En materia financiera, Marín destacó el salto en el nivel de inversiones. “El año pasado fueron alrededor de 4.500 millones de dólares y este año vamos a estar más cerca de los 6.000. En Vaca Muerta vamos a pasar los 4.000 millones”, afirmó, al comparar esas cifras con operaciones mucho menores en otras compañías.

Para dimensionar el peso de YPF en el sector, agregó: “A veces leo que una empresa consiguió 50 millones de dólares y es gran noticia. Nosotros estamos en los 4.000. Es otra escala”.

PECOM se consolida como uno de los principales productores de crudo pesado del país

En el día de hoy, PECOM Servicios Energía S.A.U. y su afiliada San Benito Upstream S.A.U. acordaron con YPF la adquisición del yacimiento Manantiales Behr, ubicado en la provincia de Chubut, el segundo yacimiento convencional más grande del país, con una producción diaria del orden de los 25.000 barriles de petróleo por día. La operación alcanza también la concesión de transporte sobre los oleoductos: (i) El Trébol – Caleta Córdova, (ii) Km. 9 – Caleta Córdova, y (iii) Manantiales Behr – Cañadón Perdido.

Con esta operación, y sumando los activos que la compañía ya gestiona en la provincia, PECOM operará un total cercano a los 35.000 barriles diarios, consolidándose como uno de los principales productores de crudo pesado de Argentina.

Esta adquisición representa un paso estratégico clave para PECOM, que retomó su rol como operadora y productora de petróleo y gas en noviembre de 2024, con el objetivo de construir una plataforma de crecimiento en upstream, con foco en yacimientos maduros y en el despliegue de capacidades de optimización de activos, eficiencia operativa y recuperación terciaria.

Pecom se quedó con los clústers más productivos de la Cuenca del Golfo San Jorge.

En este tiempo, PECOM ha demostrado su capacidad para crear valor a partir de una gestión eficiente de superficie y un profundo conocimiento Del subsuelo, apalancada su extensa y reconocida experiencia en la industria y en el desarrollo de técnicas avanzadas para extender la vida útil de los yacimientos.

La incorporación de Manantiales Behr permitirá potenciar estas capacidades a partir de la gestión integrada de tres activos estratégicos en una misma geografía, como son Manantiales Behr, El Trébol–Escalante y Campamento Central–Cañadón Perdido, generando sinergias operativas, logísticas y técnicas que permitirán incrementar la producción, optimizar costos y maximizar el valor de los activos.

Asimismo, esta operación reafirma el compromiso de PECOM con el desarrollo energético de Chubut y de la Argentina, impulsando un modelo de crecimiento basado en la eficiencia, la inversión sostenida y el fortalecimiento del empleo local.

En ese marco, PECOM continuará trabajando de manera coordinada con las autoridades locales y provinciales, los gremios y actores de la industria, tal como lo viene haciendo desde su ingreso a las áreas de El Trébol–Escalante y Campamento Central–Cañadón Perdido, con el objetivo de garantizar una transición ordenada, una operación segura y una visión compartida de desarrollo para la región.

“Esta adquisición representa un paso decisivo en nuestra estrategia. Manantiales Behr no solo nos aporta escala: nos permite consolidar una plataforma de upstream con enorme potencial y con foco en lo que sabemos hacer: operar con excelencia, aplicar disciplina operativa y de capital, y maximizar el valor de yacimientos maduros con tecnología y conocimiento”, afirmó Horacio Bustillo, CEO de PECOM. “Estamos construyendo una compañía sólida, eficiente y con capacidad de crecimiento en la producción propia de petróleo y gas”.

Por su parte, Luis Perez Companc, presidente del Directorio de PECOM, destacó el valor histórico y emocional de este hito para la compañía: “Este es un momento muy especial: junto con mis hermanas Rosario y Pilar, sentimos un enorme orgullo de ver a PECOM dar este paso tan importante, consolidándose como uno de los principales actores del país en la producción de petróleo, honrando su historia y proyectándose hacia el futuro. Esta inversión refleja nuestro compromiso de largo plazo con la Argentina y con el desarrollo de una industria energética sólida, moderna y competitiva”.

Como es habitual en este tipo de operaciones, el cierre de la misma se encuentra sujeto al cumplimiento de aprobaciones y condiciones precedentes.

Con foco en el invierno, el Gobierno habilita la competencia privada en el GNL

El Gobierno Nacional dio un nuevo paso en la reorganización del sistema energético al convocar a una licitación pública nacional e internacional para la importación y comercialización privada de gas natural licuado (GNL). La medida apunta a seleccionar un operador que utilice la capacidad disponible de la terminal de Escobar y entregue el gas regasificado en Los Cardales.

La iniciativa fue instrumentada mediante la Resolución 33/2026 de la Secretaría de Energía, dependiente del Ministerio de Economía, y establece los lineamientos técnicos, económicos y operativos que regirán el proceso. El objetivo central es que el abastecimiento se defina mediante competencia, con reglas claras, trazabilidad y mayor previsibilidad para el sistema.

Según lo dispuesto, la licitación contará con una etapa de precalificación destinada a evaluar antecedentes técnicos, experiencia y solvencia financiera de los interesados. Solo quienes superen esa instancia podrán presentar ofertas económicas, que serán comparadas en función del menor adicional en dólares por millón de BTU sobre el marcador internacional TTF.

El criterio de adjudicación se basará en la propuesta que ofrezca el menor diferencial respecto del índice Title Transfer Facility, publicado por Intercontinental Exchange. Ese adicional deberá cubrir todos los costos logísticos y operativos, incluyendo flete marítimo, regasificación, almacenamiento, comercialización y transporte por gasoducto hasta el punto de entrega.

El esquema prevé la designación de un único operador privado que actuará como comercializador-agregador, concentrando la coordinación de buques, la administración de inventarios y la utilización de la unidad flotante de almacenamiento y regasificación. De esta manera, se busca evitar superposiciones y conflictos en una infraestructura que requiere gestión unificada.

La instalación del proyecto de GNL fue un dilema para el país.

La búsqueda de garantizar eficiencia operativa en el GNL

Desde la Secretaría de Energía explicaron que las características técnicas de la terminal de Escobar imponen la necesidad de una administración coordinada. Los informes oficiales advierten que una operatoria fragmentada podría generar problemas en la asignación de ventanas de arribo de buques y en la gestión de los tanques de almacenamiento.

La resolución establece que el adjudicatario deberá celebrar un contrato de servicios y acceso con el titular o cesionario de la capacidad de la terminal. Dicho contrato tendrá una duración de un año calendario desde su firma, con asignación total de capacidad durante el período invernal comprendido entre el 1 de abril y el 30 de septiembre de 2026.

Fuera de ese período, las partes podrán acordar el uso de la capacidad disponible con el objetivo de optimizar la infraestructura en beneficio del sistema. Esta flexibilidad busca maximizar el aprovechamiento de la terminal y reducir costos estructurales en los meses de menor demanda.

El marco regulatorio también fija un precio máximo para la venta del gas regasificado en el mercado interno. Ese valor no podrá superar el marcador TTF más el adicional adjudicado, garantizando que los usuarios finales accedan a un suministro competitivo y alineado con referencias internacionales.

Para las distribuidoras, la medida prevé criterios que permitan contar con precios ciertos al momento de contratar, facilitando su traslado a tarifas conforme a la normativa vigente. En el caso de la industria y de los generadores eléctricos, se aplicarán mecanismos específicos que otorguen mayor flexibilidad comercial.

YPF busca explotar los recursos de Vaca Muerta con el GNL.

Plazos, rol de ENARSA y objetivos de mediano plazo

El cronograma oficial establece que el proceso licitatorio deberá concluir en un plazo aproximado de 40 días desde la publicación de la resolución. Una vez adjudicado, el contrato con la terminal deberá firmarse dentro de los cinco días posteriores, con el objetivo de anticiparse al pico de demanda invernal.

La convocatoria y ejecución operativa quedarán a cargo de Energía Argentina Sociedad Anónima, conforme a las instrucciones y bases que apruebe la autoridad de aplicación. ENARSA continuará cumpliendo un rol central en la transición hacia un esquema con mayor participación privada.

El texto oficial también contempla la posibilidad de declarar desierta la licitación si las ofertas no resultan convenientes o no cumplen con los requisitos establecidos. En ese escenario, la Secretaría podrá instruir la continuidad del mecanismo actual para asegurar el abastecimiento durante 2026.

Asimismo, se reconoce el derecho del adjudicatario a igualar la mejor oferta en una eventual licitación para el invierno de 2027, siempre que ese proceso se concrete. Esta cláusula apunta a fomentar la continuidad operativa y a reducir riesgos para los inversores.

El nuevo tren de fraccionamiento de Mega impulsa la industrialización del gas de Vaca Muerta

Mega anunció nuevos avances en la construcción del Nuevo Tren de Fraccionamiento (NTF) en su complejo industrial de Bahía Blanca, que busca ampliar la capacidad productiva y fortalecer el rol del midstream de Vaca Muerta.

A través de un posteo en su cuenta de LinkedIn, la empresa informó que alcanzó dos hitos fundamentales en el proyecto. Por un lado, finalizó el montaje del último equipo del proceso productivo. Por otro, concretó la primera puesta en marcha de una unidad, como parte de las pruebas previas a su entrada en servicio.

Desde la compañía destacaron que estos avances marcan el ingreso en una etapa decisiva para completar la construcción del NTF. “Entramos en una etapa decisiva para completar la construcción y avanzar con la puesta en marcha. Cada progreso refleja el compromiso y la coordinación de nuestros equipos”, señalaron en la publicación.

El nuevo tren de fraccionamiento forma parte del plan de expansión industrial que Mega ejecuta en Bahía Blanca, orientado a acompañar el crecimiento del gas no convencional. Actualmente, la empresa procesa cerca del 40% del gas de la Cuenca Neuquina y cumple un rol estratégico dentro del plan 4×4 impulsado por YPF.

La ampliación, que ya supera el 70% de avance, representa un salto estructural para el complejo. Permitirá incrementar la capacidad de separación de etano, propano, butano y gasolina natural, productos fundamentales para el mercado petroquímico y para la generación de divisas a través de exportaciones.

El impacto del NTF en el desarrollo del midstream

El director Midstream Gas y GLP de YPF, Pedro Locreille, también destacó la importancia de este tipo de proyectos para acompañar el ritmo del shale. “El crecimiento de la producción de petróleo en Vaca Muerta no solo impulsa el upstream: también genera un impacto directo en el midstream”, posteó en su cuenta de LinkedIn.

“Un dato clave: por cada incremento de 200.000 barriles/día de producción de crudo, se habilita del orden de 1 millón de toneladas por año de GLP recuperable”, agregó y explicó que este escenario pone en primer plano la necesidad de ampliar la capacidad de procesamiento.

“Esto pone en primer plano la importancia de ampliar la capacidad de procesamiento de gas para superar los cuellos de botella operativos incrementando la oferta de GLP y otros NGLs”, subrayó Locreille en su publicación, en referencia directa a obras como la que ejecuta Mega en Bahía Blanca.

En el marco del Energy Day organizado por Econojournal, el CEO de Mega, Tomás Córdoba, detalló que la compañía produce actualmente unas 4.800 toneladas diarias de líquidos. Ese volumen llega tras el acondicionamiento en Loma La Lata y un transporte por poliducto de 600 kilómetros.

La obra del NTF demandará una inversión total de 260 millones de dólares y permitirá incorporar 2.300 toneladas adicionales por día. La primera fase, prevista para 2025, sumará 850 toneladas diarias, mientras que la segunda etapa, proyectada para 2026, completará la ampliación.

Acompañar el crecimiento de Vaca Muerta

El proyecto incluye el montaje de equipos de gran porte fabricados por AESA, como la columna debutanizadora y la torre deetanizadora. Ambos componentes forman parte central del nuevo tren y resultan clave para aumentar la eficiencia del proceso de separación de líquidos.

Mega ya ejecutó cerca de 180 millones de dólares en esta primera etapa y evalúa una inversión adicional para ampliar el sistema de transporte desde Neuquén. Esa obra permitiría asegurar el abastecimiento del NTF y demandaría entre 24 y 26 meses de ejecución.

En materia comercial, la empresa prevé destinar todo el crecimiento productivo a exportaciones, ya que el mercado local se encuentra plenamente abastecido. Actualmente factura unos 600 millones de dólares anuales, con una participación externa cercana al 50%.

Con la nueva capacidad, Mega podría sumar 100 millones de dólares adicionales en exportaciones en el corto plazo y otros 150 millones una vez completado el tren. Córdoba también proyectó un potencial de hasta 7.000 toneladas adicionales en el mediano plazo.

“Vaca Muerta nunca fue para tibios”

El año comenzó con dos movimientos fuertes en el mapa de Vaca Muerta. La venta de activos se consolido en la roca madre y tuvo como protagonistas a players de peso para el shale argentino. Entre las operaciones se destacó que Equinor se retiró del plano onshore y cedió sus participaciones en la Cuenca Neuquina a Vista Energy.

El fenómeno no es nuevo y no es exclusivo de Vaca Muerta. Las fusiones globales, reacomodamientos empresariales y estrategias de largo plazo son comunes en la industria hidrocarburífera a nivel mundial.

En este marco, el vicepresidente para América Latina de Rystad Energy, Ernesto Díaz, remarcó que “la consolidación en Vaca Muerta no es una señal de debilidad”, sino “el momento de definir quién jugará el partido largo”. Para el analista, las empresas deben tomar decisiones estratégicas que marcarán su futuro en el shale argentino.

Según el directivo, los movimientos recientes de grandes compañías no deben interpretarse como una retirada masiva, sino como un proceso de reposicionamiento. “Mientras observamos movimientos estratégicos de grandes operadores globales recalibrando sus portfolios en Argentina, la pregunta que todos se hacen es: ¿están saliendo o están reposicionándose?”, escribió. Para Díaz, la respuesta depende del perfil de cada empresa y de su capacidad para sostener inversiones en el tiempo.

La planta de tratamiento de TGS

Permian como espejo

El análisis se apoya en un contexto internacional marcado por fusiones y reestructuraciones. Díaz destacó que “Devon y Coterra acaban de anunciar una fusión de 58 mil millones de dólares”, mientras que “Continental Resources cierra operaciones en el Bakken después de 30 años por márgenes comprimidos”.

Asimismo, el especialista remarcó que “el Permian sigue consolidándose en pocas manos que buscan escala y eficiencia operativa”. Estos movimientos, sostuvo, tienen impacto directo en la forma en que se evalúa el desarrollo de Vaca Muerta.

Para el ejecutivo, el shale neuquino no es un negocio pensado para apuestas rápidas. “Vaca Muerta exige escala, continuidad operativa y visión de largo plazo”, afirmó.

En ese sentido, advirtió que “no es un play para exploración especulativa ni para ciclos cortos de inversión”, sino para compañías que entienden que “el mejor acreage premium en una formación world-class se asegura ahora, no cuando todos quieran volver”.

Las condiciones para crecer de Vaca Muerta

Díaz también señaló que el país atraviesa una etapa diferente desde el punto de vista estructural. “Las condiciones finalmente están alineadas”, sostuvo, al mencionar “precios liberados que reflejan valor real, acceso a financiamiento con costos de capital normalizándose y mayor previsibilidad macroeconómica”.

Además, resaltó que el actual contexto genera “un ambiente propicio para M&A que antes era prácticamente imposible”.

En este nuevo escenario, el mercado comienza a dividirse entre dos tipos de jugadores. Por un lado, “los que ven volatilidad y buscan salida con retorno aceptable”. Por otro, “los que ven volatilidad y duplican su apuesta para capturar valor cuando otros dudan”. Para el directivo, “ambos están tomando decisiones racionales para sus estrategias corporativas”, aunque solo algunos lograrán consolidarse.

“La pregunta no es quién se va. La pregunta es quién se queda y qué va a hacer con esa posición”, planteó Díaz. Desde su visión, el futuro de Vaca Muerta estará marcado por la capacidad de sostener inversiones y mejorar la eficiencia. “En cinco años, cuando Vaca Muerta esté produciendo un millón de barriles diarios y compitiendo codo a codo con el Permian, solo un grupo selecto habrá asegurado las posiciones que importan”, anticipó.

“Las formaciones de clase mundial no esperan”, advirtió, y consideró: “Vaca Muerta no es para tibios. Nunca lo fue”.

Diego Trabucco asumió al frente de la empresa que tomó el control de los activos de DLS

Nova Energy Argentina Ltd. Sucursal Argentina informó el inicio de una nueva etapa tras el cambio de control accionario de DLS Argentina Ltd. Sucursal Argentina, como resultado del ingreso de nuevos accionistas y la adopción de la denominación Nova Energy Argentina.

La operación fue realizada por una sociedad controlada por un grupo económico regional, conformado por Vientos del Sur S.A. y SGA Servicios S.A., junto con Aconcagua Energía Ltd., consolidando una nueva estructura accionaria con fuerte anclaje regional y una visión de largo plazo para el desarrollo del negocio.

Nova Energy Argentina continuará prestando los servicios de workover y pulling en las provincias de Chubut y Santa Cruz, manteniendo su operación en la Cuenca del Golfo San Jorge y operando desde su base en Comodoro Rivadavia, con foco en la continuidad operativa, la seguridad y la eficiencia de las operaciones.

En este contexto, Diego Trabucco fue designado Presidente y CEO de Nova Energy Argentina, quien señaló: “Iniciamos esta nueva etapa con una mirada de largo plazo sobre el Golfo San Jorge, con foco en la continuidad operativa, la seguridad y la eficiencia, y con el compromiso de fortalecer las operaciones, acompañar el desarrollo de nuestros equipos y generar valor sostenible para nuestros clientes y la región.”

La compañía continuará desarrollando sus actividades con un fuerte compromiso con el arraigo regional, la excelencia operativa y una visión industrial de largo plazo enfocada en fortalecer la sustentabilidad del negocio convencional.

Hay que recordar que DLS Archer informó que vendió su negocio de workover y pulling en las provincias de Chubut y Santa Cruz, que incluye 12 equipos de workover, 12 unidades de pulling y aproximadamente 750 empleados.

Nación habilitó la importación privada de GNL

El Gobierno Nacional puso en marcha un nuevo esquema para asegurar el abastecimiento durante los meses de mayor demanda, por el cual la importación y la comercialización de Gas Natural Licuado (GNL) pasarán a ser realizadas por el sector privado mediante competencia.

La medida responde a que no existe actualmente capacidad suficiente de transporte para que todo el gas disponible en cuenca llegue en volumen necesario a los principales centros de consumo, especialmente en el AMBA y el Litoral. Por eso, en invierno es necesario complementar con GNL.

Este cambio se inscribe en la decisión de avanzar con la privatización de activos y actividades de ENARSA y de retirar al Estado del rol de empresario e intermediario en el mercado energético, para concentrarse en su función propia: establecer reglas, garantizar transparencia y asegurar el abastecimiento. En línea con ese objetivo, ENARSA deja de importar y comercializar GNL y el proceso pasa a estar a cargo de operadores privados, bajo un mecanismo competitivo.

Hasta ahora, el Estado compraba GNL a valores internacionales —del orden de 15 a 17 USD por MMBTU— y luego lo vendía a valores equivalentes al precio del Plan Gas, alrededor de 2,7 USD por MMBTU, cubriendo esa diferencia con subsidios pagados con recursos de todos los argentinos. El nuevo esquema elimina esa intermediación estatal y traslada la responsabilidad comercial y operativa al sector privado, con reglas claras.

A partir de esta medida, se asignará por licitación el acceso a la capacidad de regasificación disponible en la terminal de Escobar y quien resulte adjudicado se hará cargo de traer el GNL, regasificarlo e inyectarlo al sistema para abastecer a distribuidoras y generadores eléctricos. La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación definirá las condiciones del proceso y los criterios operativos para asegurar previsibilidad. Si el procedimiento no lograra un resultado, ENARSA podrá intervenir de forma transitoria para evitar cualquier riesgo de faltantes.

Para evitar distorsiones en un contexto donde la terminal operativa es única y se vuelve un punto crítico del abastecimiento, el esquema incorpora un precio máximo para el gas regasificado durante el próximo invierno. Ese tope se fijará en función de un marcador internacional y un adicional que cubrirá los costos logísticos y operativos —flete, regasificación, almacenaje, comercialización y traslado por gasoducto hasta el punto de entrega en Cardales. Además, ese adicional se determinará mediante un procedimiento competitivo entre empresas, de modo de reflejar eficiencia y asegurar la mejor oferta disponible.

El objetivo es garantizar el suministro cuando más se necesita, ordenar la formación de precios a través de competencia y avanzar en un mercado más transparente, donde el Estado deje de actuar como operador y se enfoque en asegurar reglas y control para el funcionamiento del sistema.

Señal de alerta: Shell analiza vender sus activos en Vaca Muerta

Shell evalúa una salida parcial o total de Vaca Muerta en el marco de un reordenamiento global de su portafolio de activos. Según reveló la agencia Reuters, la petrolera anglo-holandesa ya habría contactado a posibles interesados para desprenderse de sus participaciones en la formación no convencional, aunque la operación todavía no está definida.

De concretarse, la decisión representaría un fuerte impacto simbólico para el desarrollo de Vaca Muerta. Shell fue uno de los primeros grandes jugadores internacionales en apostar por el shale argentino, con su desembarco en 2012. Sin embargo, fuentes citadas por Reuters aclararon que la venta no está garantizada y que la compañía aún podría optar por conservar sus activos. Shell, por el momento, evitó hacer comentarios oficiales.

El posible movimiento se conoce pocas semanas después de que la empresa anunciara su retiro del proyecto Argentina GNL, la iniciativa de exportación de gas natural licuado liderada por YPF. Shell había llegado a tener una participación del 50% en ese desarrollo, del que se bajó formalmente a fines de diciembre de 2025.

Shell busca bajar sus emisiones de carbono en Vaca Muerta.

Shell reordena su porfolio

La estrategia responde a un proceso más amplio de reorganización interna impulsado desde la llegada de Wael Sawan como CEO global. En ese marco, Shell viene desprendiéndose de activos para mejorar su rendimiento financiero y equilibrar sus inversiones entre petróleo, gas y energías renovables. En línea con esa política, la compañía también planea abandonar el yacimiento sirio de al-Omar y analiza vender su participación en LNG Canada, según informó Reuters.

En la Argentina, Shell posee activos de peso en Vaca Muerta. Tiene el 90% de participación en los bloques Cruz de Lorena, Sierras Blancas y Coirón Amargo, y un 50% del área Bajada de Añelo, que comparte con YPF. Se trata de áreas estratégicas dentro del núcleo productivo de la Cuenca Neuquina.

La posible salida de Shell contrasta con el buen momento que atraviesa el sector energético local. Esta semana, el Gobierno nacional anunció el mayor superávit de la balanza comercial energética en 33 años, con un saldo positivo de US$ 7.800 millones, impulsado principalmente por el crecimiento de la producción en Vaca Muerta.

Shell evalúa la compra de BP

El antecedente: la salida de Argentina GNL

En diciembre de 2025, Shell confirmó su retiro del proyecto Argentina GNL, una iniciativa clave para monetizar el gas de Vaca Muerta mediante exportaciones por hasta US$ 15.000 millones anuales. En su comunicado, la empresa buscó relativizar el impacto de la decisión y explicó que su participación se había limitado a la etapa de pre-FEED, una fase preliminar de evaluación técnica y económica.

“Shell decidió no avanzar con la fase inicial del proyecto”, señaló la compañía, aunque aclaró que continuaba analizando opciones de expansión junto a YPF. Sin embargo, la presión de la petrolera estatal para acelerar los plazos y la incorporación de nuevos socios —la italiana ENI y la emiratí Adnoc— habrían influido en la decisión final.

Ya en noviembre, el CEO de YPF, Horacio Marín, había anticipado públicamente que la salida de Shell no sería un obstáculo para avanzar. “Estamos trabajando para cerrar el acuerdo, pero si no es Shell será otra compañía”, afirmó durante el Forbes Energy Summit.

En paralelo, MidOcean Energy LLC —firma en la que invierte Saudi Aramco— mantiene conversaciones preliminares para sumarse al proyecto, según informó Bloomberg. Incluso el presidente Javier Milei se reunió recientemente con ejecutivos de la compañía en Buenos Aires. JPMorgan, en tanto, está a cargo de estructurar la financiación para atraer unos US$ 14.000 millones, cerca del 70% del capital necesario.

El proyecto contempla la instalación de al menos dos buques de licuefacción flotantes frente a la costa atlántica, con una capacidad conjunta de 12 millones de toneladas anuales, y no se descarta sumar una tercera unidad en una etapa posterior.

Luciano Rojas asume como Director Comercial de Total Austral

Total Austral, filial de TotalEnergies en Argentina, anunció el nombramiento de Luciano Rojas como nuevo Director Comercial de Total Austral en reemplazo de Soledad Lysak, quien asumió otras funciones dentro de la Compañía, en Francia.

Rojas regresa a Argentina tras desempeñarse como Senior Gas & LNG Negotiator de TotalEnergies en Casa Matriz (Francia), posición que asumió en septiembre de 2023. Con más de 23 años en la Compañía, ha ocupado roles estratégicos para las unidades de negocio de Exploración & Producción y Gas, Electricidad & Renovables, entre los que se destacan el liderazgo de la Gerencia Comercial y de la Gerencia de Estrategia de Total Austral.

“Estoy sumamente entusiasmado de regresar a mi país para iniciar una nueva etapa profesional. Asumo con plena convicción el desafío de consolidar nuestro rol como principal operador de gas en el país y pioneros en la integración energética del Cono Sur. Hoy, mi compromiso es continuar fortaleciendo ese liderazgo, maximizando el valor del gas y los líquidos producidos por la Compañía y capitalizando las oportunidades que emergen en el contexto actual, respaldados por equipos de excelencia”, expresó Rojas.

La visión de mercado de TotalEnergies

Por su parte, Sergio Martín Mengoni, Director General de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en Argentina, celebró el nombramiento: «Es un orgullo dar la bienvenida a Luciano en esta nueva etapa. Su experiencia será clave para consolidar el liderazgo de TotalEnergies en el país y continuar expandiendo mercados en la región, respaldados por un portafolio diversificado con presencia en las dos cuencas más productivas de Argentina y 5 centrales de energías renovables en distintos puntos del país. Seguiremos trabajando con el firme objetivo de reafirmar nuestro compromiso con el desarrollo de la industria energética nacional, el cual sostenemos desde hace casi 50 años»

Rojas es Licenciado en Comercio Internacional con orientación en Economía, graduado en la Universidad Argentina de la Empresa (UADE), y posee un posgrado en Economía del Petróleo y Gas del Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA). Su formación le ha brindado una sólida base en negocios y mercados energéticos, complementada con experiencia internacional que fortalece su visión estratégica en el sector.

Desde su nuevo rol, Luciano Rojas tendrá el desafío de impulsar la comercialización de gas natural y líquidos tanto en el mercado interno como en el externo, consolidando el liderazgo de TotalEnergies en el Cono Sur y contribuyendo a la ambición de ofrecer más energía, con menos emisiones siempre de manera más sostenible.

En Argentina, a través de su filial Total Austral, la compañía desarrolla actividades de exploración y producción de gas y petróleo en las provincias de Neuquén y Tierra del Fuego desde 1978. Con más de 1.100 colaboradores en el país, opera el 25% de la producción de gas nacional, siendo así la primera operadora de producción privada de Argentina. También está presente en el sector de energías renovables con la operación de centrales eólicas y solares, además de comercialización de gas natural y lubricantes.