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GNL

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.

El poder de la tecnología en la reducción del 65% de emisiones

De acuerdo con la Agencia Internacional de la Energía (IEA), la narrativa ha cambiado drásticamente: el debate ya no se centra en la posibilidad técnica, sino en la capacidad operativa. El 65% de las reducciones de emisiones necesarias ya se pueden lograr con las herramientas que tenemos hoy.

La pregunta clave es: ¿Cómo pueden los operadores, bajo presión, equilibrar el desafío energético esencial —confiabilidad, asequibilidad y sostenibilidad— utilizando la infraestructura existente? La respuesta es la Transformación Digital.

Este año no solo veremos más ambición, sino un cambio de mentalidad radical: los operadores industriales comenzarán a utilizar la inteligencia artificial y las plataformas de datos como su principal arma para la descarbonización y la rentabilidad.

Cuatro dinámicas impulsarán esta aceleración en 2026:

1) La eficiencia máxima es una obligación para la supervivencia.

Presionadas por los precios y la necesidad de retornos a corto plazo, las empresas redoblarán sus esfuerzos en optimizar cada activo. En Estados Unidos, casi tres cuartas partes (70%) de las petroleras y gasíferas planean reestructurar sus portafolios. Los ganadores no serán quienes esperen nuevos ciclos de construcción, sino quienes maximicen de forma constante el valor de la infraestructura existente.

  • Tecnologías clave: Los gemelos digitales y las plataformas de optimización en tiempo real serán protagonistas al eliminar silos y extraer eficiencias incrementales de activos envejecidos.
  • Aceleradores de IA: Los agentes de IA especializados impulsarán el mantenimiento predictivo y los diagnósticos en tiempo real, generando ganancias de productividad y ampliando la capacidad humana.

2) La IA avanzará supera la velocidad de la regulación

Tras años de cautelosos proyectos piloto, la IA (modelos generativos, machine learning y analítica avanzada) entra en la fase de implementación empresarial masiva. Su impacto más profundo se sentirá en la ingeniería y la descarbonización.

3) Disciplina de capital y presión desde las juntas directivas
A medida que las herramientas digitales exponen las ineficiencias en tiempo real, los inversionistas y consejos de administración serán implacables con los activos de bajo rendimiento y las ejecuciones lentas.

  • La nueva credibilidad: El capital fluirá hacia operadores capaces de demostrar mejoras operativas medibles.
  • Requisito de Inversión: En 2026, demostrar con datos las reducciones de emisiones, los ahorros de costos y las mejoras de confiabilidad se convierte en un requisito previo para atraer inversión, asegurar financiamiento y generar confianza regulatoria.

4) Sostenibilidad y Rentabilidad no son opuestos: La Conexión del Ecosistema.
La cadena de valor energética (upstream, midstream y downstream) comenzará a operar como un ecosistema totalmente integrado, en lugar de un conjunto de silos desconectados.

  • Pragmatismo sobre Idealismo: Este cambio no se impulsa por idealismo, sino por puro pragmatismo: las empresas necesitan satisfacer a los accionistas mientras cumplen con las exigencias ambientales. Esto solo es posible dentro de flujos operativos eficientes.
  • Ventaja Competitiva: La vasta experiencia de las compañías de petróleo y gas en la gestión de cadenas de suministro globales será un activo invaluable. La inteligencia en tiempo real será esencial para satisfacer la creciente demanda global mientras se reducen las emisiones de manera efectiva.

En síntesis: La transición energética se acelerará a través de la excelencia operativa y la integración digital. Las empresas que conecten sus operaciones, confíen en sus datos y desplieguen inteligencia a escala serán las únicas preparadas para resolver el desafío energético. La confiabilidad, la asequibilidad y la sostenibilidad pueden coexistir, pero solo con una disciplina operativa rigurosa respaldada por Inteligencia en Tiempo Real.

“Por primera vez, los recursos naturales de la Patagonia se industrializan en la región”

El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, destacó que la firma del convenio con YPF se inscribe en una estrategia de largo plazo que posiciona a la provincia como una de las principales provincias exportadoras de gas y petróleo del país, y remarcó que el impacto de estos proyectos alcanzará a toda la Patagonia.

“El desarrollo energético no es solo para la costa atlántica. Es trabajo, oportunidades y actividad económica para todos los rionegrinos, vivan donde vivan”, afirmó el mandatario.

Weretilneck explicó que el proceso iniciado hace más de dos años ya se expresa en obras concretas, con inversiones en marcha y plazos definidos. “No estamos hablando de promesas. Antes de fin de año Río Negro y Neuquén van a estar exportando petróleo desde el mar rionegrino, y en los próximos años se sumará la exportación de gas natural licuado”, señaló.

Exportar desde la Patagonia

En ese marco, el mandatario rionegrino recordó el avance del proyecto VMOS (Vaca Muerta Oil Sur), que ya supera el 50% de ejecución y contempla la construcción de una terminal exportadora en Sierra Grande. “Esta obra moviliza mano de obra, empresas y servicios en distintos puntos de la provincia, desde la cordillera hasta la costa”, destacó.

El gobernador también se refirió a los proyectos de GNL (gas natural licuado) en desarrollo, tanto el liderado por Pan American Energy (PAE) como el recientemente firmado con YPF y ENI. “Estos proyectos implican gasoductos, plantas, logística y servicios que atraviesan Río Negro de punta a punta. Eso significa empleo directo e indirecto en cada región”, sostuvo.

Asimismo, Weretilneck subrayó la integración regional con Neuquén. “La producción en Vaca Muerta también genera trabajo para los rionegrinos: hay trabajadores, proveedores y empresas de nuestra provincia que participan de esta cadena de valor. El crecimiento es compartido”, remarcó.

El avance de los proyectos

Weretilneck afirmó que uno de los ejes centrales de la política provincial es agregar valor en origen. “Por primera vez, los recursos naturales de la Patagonia se industrializan en la región. No solo exportamos energía: generamos empleo, conocimiento y nuevas oportunidades productivas para toda la provincia”, indicó.

Además, el mandatario destacó que la llegada de inversiones de esta magnitud responde a un rumbo claro. “Nadie invierte miles de millones de dólares ni se compromete a 30 años si no hay reglas claras. Río Negro ofrece estabilidad política, seguridad jurídica y previsibilidad, y eso se traduce en trabajo y desarrollo para todos los rionegrinos”, aseveró.

YPF avanza con Argentina LNG y consolida a Río Negro como salida al mar de Vaca Muerta

El Gobierno de Río Negro firmó este viernes el Acta Acuerdo con YPF S.A. y la empresa Argentina LNG SAU, que establece las condiciones para el desarrollo del Proyecto Argentina LNG. Así, Río Negro se posiciona como epicentro del polo exportador de gas natural licuado, petróleo y derivados.

El acuerdo fue suscripto este viernes por el gobernador Alberto Weretilneck; el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; y el vicepresidente de Asuntos Públicos de la compañía, Lisandro Delonardis. Se enmarca en el proyecto impulsado por YPF para la producción, procesamiento, licuefacción y exportación de gas natural, con eje en el Golfo San Matías y con infraestructura asociada en territorio rionegrino.

El Proyecto Argentina LNG consolida a Río Negro como plataforma logística, industrial y exportadora de energía, integrando la producción de Vaca Muerta con infraestructura de clase mundial en la costa atlántica. Se trata de una iniciativa de escala internacional que fortalecerá el rol de la provincia en el desarrollo energético argentino, con impacto directo en empleo, inversión, infraestructura y crecimiento sostenido.

El proyecto tiene como objetivo central la exportación de gas natural licuado (GNL) y subproductos, con una capacidad inicial de hasta 12 millones de toneladas anuales, y contempla futuras expansiones.

Luego de la firma del acuerdo, Weretilneck reafirmó que el avance de los proyectos energéticos “no son promesas, son realidades”, y remarcó que la Argentina tiene hoy “la posibilidad concreta de estar entre los diez principales exportadores de gas natural licuado del mundo, y que eso se haga desde Río Negro no es un dato menor”.

“Río Negro está llamada a convertirse en el principal polo exportador de gas y petróleo de la Argentina, a partir del desarrollo de infraestructura estratégica vinculada a Vaca Muerta y al Golfo San Matías, y de un marco político, legal y económico que brinda previsibilidad a las inversiones de largo plazo”, sostuvo.

Río Negro suma apoyo para que la planta de GNL se instale en el Golfo San Matias.

Un paso clave para Río Negro

Por su parte, Marín destacó que “este marco conjunto representa un paso clave para avanzar en un proyecto estratégico que posicionará a la Argentina como un proveedor confiable de energía para el mundo, generará empleo de calidad”.

Weretilneck sostuvo además que “Río Negro es protagonista del cambio energético de la Argentina, pero también proyectos como éste son la base de un cambio profundo en la matriz productiva rionegrina. Río Negro sigue cambiando con la mirada puesta en el desarrollo y la creación de empleo genuino”.

“Neuquén produce el gas y el petróleo de Vaca Muerta, y Río Negro pone la infraestructura, la logística y la costa para que esa energía se exporte al mundo. Es una complementariedad clave para el desarrollo energético de la Argentina”, sostuvo el Gobernador rionegrino. Agregó en ese sentido que “el gigante neuquino de Vaca Muerta necesita una salida al mar y esa salida es Río Negro. Lo que se produce en Neuquén se transforma en exportaciones, empleo y desarrollo desde nuestra costa atlántica”.

Mucho más que hidrocarburos

Por otra parte, Weretilneck remarcó la importancia de este tipo de proyectos, ya que “no se trata solo de producir hidrocarburos, sino de agregarles valor, industrializarlos y generar trabajo y desarrollo a partir de esa energía”.

En total en toda la infraestructura con poliducto incluido serian 30.000 puestos de trabajo directos e indirectos.

Con la planta en funcionamiento, habrá inicialmente dos buques —cantidad que se prevé incrementar— operando las 24 horas del día durante 30 años, generando múltiples oportunidades para los prestadores de servicios, empleo y movimiento económico en la región.

El mandatario recordó que Río Negro fue la primera provincia del país en adherir al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), “una decisión que ratifica el compromiso provincial con el desarrollo productivo, la seguridad jurídica y la generación de empleo genuino”.

Asimismo, Weretilneck señaló que este proceso se apoya en estabilidad política, reglas económicas y fiscales claras y un marco normativo previsible, condiciones indispensables para atraer inversiones de magnitud internacional. En ese sentido, resaltó el rol del Estado provincial como garante de certezas, planificación y cumplimiento de las normas.

“Esto no es solo energía. Es una estrategia integral de desarrollo, con impacto directo en la economía, el empleo y el crecimiento de la provincia”, sostuvo, al tiempo que remarcó que el desarrollo energético permitirá diversificar la matriz productiva y fortalecer los ingresos provinciales.

YPF y ENI firmaron un MOU sobre el GNL.

Un proyecto de escala

El Proyecto Argentina LNG representa la mayor inversión extranjera directa prevista en la Argentina, con un impacto decisivo en la economía nacional y provincial. Su ejecución permitirá incrementar la producción de gas natural y su inserción en mercados internacionales; diversificar la matriz productiva de Río Negro; generar empleo directo e indirecto durante las etapas de construcción y operación; impulsar la demanda de bienes y servicios locales; y fortalecer la infraestructura estratégica de la Provincia.

En este marco, el acuerdo contempla una Contribución por Aporte Comunitario a favor de la Provincia, que se traducirá en inversiones anuales destinadas a seguridad, salud y obras que beneficien directamente a la comunidad rionegrina.

Asimismo, se prevé la implementación de un Programa de Formación Técnico-Profesional, que será desarrollado en conjunto con la Fundación YPF e instituciones educativas de la zona de influencia del proyecto. El objetivo es formar recursos humanos locales para cubrir los perfiles técnicos que demandará la cadena de valor del GNL, promoviendo empleo calificado y oportunidades para trabajadores rionegrinos.

Así será la operatoria

El complejo industrial del Proyecto Argentina LNG incluirá la totalidad de las instalaciones necesarias para que el gas natural licuado esté en condiciones de ser exportado. El esquema contempla una Planta de Tratamiento de Gas en tierra y dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG) que estarán ubicadas en el Golfo San Matías.

Las dos unidades FLNG estarán emplazadas mar adentro, a una profundidad aproximada de 40 metros y a una distancia cercana a los 7 kilómetros de la línea de costa. Cada unidad contará con una capacidad de producción de 6 millones de toneladas por año y estará diseñada para licuar, almacenar y exportar GNL, requiriendo únicamente un pretratamiento mínimo a bordo. En conjunto, dispondrán de una capacidad total de almacenamiento de aproximadamente 270.000 metros cúbicos y operarán con sistemas de amarre submarino de diseño flexible.

La exportación se realizará mediante la transferencia de GNL a buques metaneros de entre 140.000 y 215.000 metros cúbicos, en modalidad side-by-side. Para estas operaciones se prevé la utilización de infraestructura portuaria destinada a maniobras marítimas, soporte logístico, mantenimiento, áreas de almacenamiento e instalaciones de respuesta ante emergencias, conforme a un estudio logístico integrado.

En términos de capacidad, el proyecto prevé una producción neta de hasta 12 millones de toneladas de GNL por año, lo que equivale a una demanda promedio de alrededor de 45 millones de metros cúbicos diarios de gas natural. Para abastecer este volumen, se estima una extracción superior a los 56 millones de metros cúbicos diarios, destinados exclusivamente a la exportación. La operación presentará variaciones estacionales a lo largo del año, con mayor eficiencia y volumen durante los meses de invierno, como resultado de las condiciones de temperatura que favorecen el rendimiento del sistema.

Southern Energy suma un segundo barco de licuefacción al proyecto de exportación de GNL

De Vaca Muerta a la costa rionegrina

El gas natural producido será transportado mediante un gasoducto dedicado, no interconectado con el Sistema Nacional de Transporte. La traza prevista contempla ductos de 48 pulgadas de diámetro y una extensión aproximada de 520 kilómetros hasta la costa del Golfo San Matías, donde el sistema se conectará con las unidades FLNG ubicadas offshore, a través de ductos submarinos.

Asimismo, los líquidos asociados al gas natural (NGL) serán valorizados para su exportación mediante un poliducto de 22 pulgadas de diámetro, que los conducirá hasta una zona industrial, donde serán fraccionados para su posterior comercialización.

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.

Petróleo barato y ruido geopolítico: el combo que amenaza el plan de Vaca Muerta

La intervención militar de Estados Unidos en Venezuela volvió a introducir un factor de incertidumbre en el mercado energético internacional. Para Juan José Carbajales, consultor y exsubsecretario de Hidrocarburos de la Nación, los efectos no serán inmediatos, pero sí relevantes para Vaca Muerta.

“Venezuela fue un gran productor de hidrocarburos, de petróleo en particular”, recordó Carbajales al analizar el contexto regional. En diálogo con Radio Con Vos, el especialista explicó que el país caribeño contaba con reservas probadas que permitían una producción sostenida, con infraestructura y mercados consolidados.

Durante años, Venezuela produjo alrededor de 3,5 millones de barriles diarios, un volumen comparable al de Brasil en la actualidad. Sin embargo, esa capacidad se fue deteriorando de manera sostenida. “Eso fue declinando, pasó después a dos millones, esto durante 15 o 20 años del chavismo”, señaló.

Según Carbajales, la combinación de la reformulación de PDVSA y el embargo internacional terminó de impactar en el nivel de actividad. “Hoy está en un poquito más de un millón [de barriles por día] o ahí rondando”, precisó, al trazar una comparación directa con la meta productiva de Argentina.

En ese marco, descartó una recuperación acelerada. “Pensar que Venezuela va a inmediatamente hacer nuevamente un gran exportador nos lleva a un mediano plazo, no vamos a ver efectos inmediatos”, afirmó.

Incertidumbre geopolítica y precios internacionales

Para Carbajales, el principal impacto en el corto plazo es la incertidumbre. “La única certeza que tenemos es que hay un conflicto geopolítico”, advirtió. Ese escenario, explicó, nunca es positivo para los mercados, ya que agrega volatilidad y dudas sobre la evolución de la oferta y los precios.

El especialista remarcó que el esquema político en Venezuela aún no está claro. “No está claro cómo va a ser el esquema político de la transición y nada de eso puede beneficiar en el corto plazo a los niveles de producción y de precios internacionales”, sostuvo.

En ese contexto, explicó que la continuidad del embargo y la falta de crecimiento productivo podrían sostener los precios en el corto plazo. Sin embargo, el panorama cambia si Venezuela logra estabilizar su producción. “Si la producción venezolana se estabiliza y puede tener un repunte, ahí sí en el mediano plazo vamos a ver otra causal de sobreoferta de crudos”, alertó.

Esa sobreoferta, según Carbajales, ya se refleja en el mercado. “Hace que sistemáticamente en los últimos años, año y medio, dos años, el precio del Brent descienda. Hoy está a menos de 60 dólares”, indicó.

Ese nivel de precios genera preocupación para Vaca Muerta. “Eso no es una buena noticia para Vaca Muerta, para los planes de inversión de las compañías”, enfatizó.

Al referirse a los costos, citó al presidente de YPF: “Dijo que el shale de Vaca Muerta, los pozos no convencionales, son rentables a 45 dólares”. No obstante, advirtió sobre las implicancias de ese umbral. “Puede ser rentable para mantener la producción, pero no para ampliar los volúmenes de inversión”.

YPF rompió una nueva marca en la perforación de Vaca Muerta.

Vaca Muerta, GNL y el riesgo de largo plazo

Carbajales advirtió que una baja de precios sostenida podría ralentizar el crecimiento de la actividad. “Si se diera esa baja del precio, los planes de inversión van a ralentizarse”, sostuvo. En ese escenario, los objetivos productivos se correrían en el tiempo. “Llegar a ese millón, millón y medio de barriles (…) ya no va a ser en el corto plazo, sino 2030”.

El impacto también alcanzaría a los proyectos de gas natural licuado. “Indirectamente los planes de exportación de GNL (…) también podrían sufrir cierta demora en los cronogramas”, explicó, en referencia a los buques licuefactores previstos para operar desde 2027.

Desde la mirada de Estados Unidos, Carbajales remarcó que el objetivo es económico. “Los recursos naturales nos tienen que servir a nuestra estrategia de América primero y a bajar los costos de los combustibles en Estados Unidos”, citó al analizar la política energética norteamericana.

Esa estrategia puede tener efectos contradictorios para Argentina. “Podrá ser una buena noticia para los consumidores (…) pero no es una buena noticia para la industria en general, que tiene planes agresivos de inversión”, advirtió.

Más allá de los precios, Carbajales puso el foco en un factor menos visible. “Algo que valoran los inversores de Argentina es que la producción no pasa por ningún estrecho”, explicó, al destacar la estabilidad logística y geopolítica del país.

Sin embargo, alertó que ese activo comienza a ponerse en duda. “Tener a la mayor potencia mundial agrediendo a un país de Sudamérica militarmente le agrega un costado que Argentina no tenía”, sostuvo.

Ese ruido regional, concluyó, puede afectar la confianza de largo plazo. “Es ponerle un signo de interrogación a algo de las pocas cosas que Argentina tenía para ofrecer” cuando sale al mundo a vender su petróleo y su gas.

PAE exporta gas de Vaca Muerta a Uruguay para generación eléctrica

Pan American Energy (PAE) dio un nuevo paso en la consolidación del gas natural argentino en los mercados regionales al firmar un contrato con la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay para la exportación de gas proveniente de Vaca Muerta, destinado a la generación térmica de energía eléctrica.

Las exportaciones se concretan a través del Gasoducto Cruz del Sur, la infraestructura que une Punta Lara, en la provincia de Buenos Aires, con las ciudades de Colonia y Montevideo, en Uruguay.

El ducto es operado por un consorcio integrado por Pan American Energy, la empresa estatal uruguaya ANCAP, Harbour Energy y Shell, lo que garantiza una plataforma binacional clave para el intercambio energético entre ambos países.

Según informaron las compañías, PAE ya entregó más de 7 millones de metros cúbicos de gas natural, y se prevé que los volúmenes exportados se incrementen durante los meses de verano, en función de la demanda del sistema eléctrico uruguayo.

El gas exportado se utiliza para alimentar la central de ciclo combinado de Punta del Tigre, una de las principales usinas térmicas de Uruguay. La sustitución de combustibles líquidos más costosos por gas natural permite reducir significativamente los costos de generación y disminuir las emisiones asociadas, fortaleciendo la eficiencia y sustentabilidad del sistema energético del país vecino.

Desde el punto de vista argentino, la operación refuerza el posicionamiento del gas de Vaca Muerta como un insumo competitivo en la región y contribuye a la generación de divisas.

Pan American Energy es uno de los principales productores de gas natural del país y abastece tanto al mercado interno como a los mercados regionales, aprovechando excedentes estacionales de producción.

En paralelo, la compañía avanza en su estrategia de largo plazo en el mercado internacional de gas. A partir de 2027, PAE formará parte del consorcio Southern Energy, con el que apunta a convertirse en uno de los actores relevantes de Argentina en el negocio global de Gas Natural Licuado (GNL), ampliando las oportunidades de exportación a mercados de mayor escala.

Por su parte, UTE, la empresa pública responsable del sector eléctrico uruguayo, cumple un rol central en la generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica en el país.

La incorporación de gas natural importado desde Argentina se inscribe en su estrategia para garantizar el abastecimiento, contener costos y ofrecer energía accesible, en un contexto de transición hacia una matriz más eficiente y sostenible.

Nación confirmó que aplicará el RIGI al upstream incremental de petróleo y gas

El secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, confirmó que el Gobierno nacional avanzará en la incorporación del upstream incremental del petróleo y gas dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). El anuncio se realizó durante el tradicional almuerzo por el Día del Petróleo, organizado por el IAPG, donde el funcionario brindó un panorama detallado sobre la agenda energética que impulsa la administración nacional.

González destacó que, pese a la baja internacional del precio del crudo, la industria mantuvo la actividad y logró nuevos récords. Señaló además que el país atraviesa una “oportunidad histórica” y que el Gobierno busca acompañar ese proceso con medidas que favorezcan la inversión y la competencia.

Según explicó, la instrucción política fue explícita: “encontrar una forma de incorporar todo el upstream al RIGI para incentivar la inversión y la producción”. La señal oficial despeja dudas dentro del sector y marca una hoja de ruta clara para los próximos meses.

El fracking de Vaca Muerta cerró un trimestre histórico de la mano de YPF.

Un sector que se sostuvo pese a la caída de precios

Durante su discurso, González recordó que hace un año el precio internacional del petróleo era muy distinto, con un descenso cercano al 17% desde entonces. Aun así, la industria argentina logró completar 20% más de pozos que en 2023, 30% más de etapas de fractura y alcanzar un récord histórico de producción de petróleo, especialmente en el segmento no convencional.

El funcionario valoró el compromiso de las empresas, que “entendieron que los ciclos de precios son ciclos” y que el país se encuentra frente a un punto de inflexión. Para González, esa visión estratégica permitió sostener la actividad en un contexto global desafiante.

Además, destacó que Argentina hoy opera con precios internacionales y que esa dinámica obliga a mejorar la competitividad, algo que el Gobierno busca acompañar con regulaciones más simples y previsibles.

Phoenix acelera en el shale.

El Gobierno y la decisión de impulsar el RIGI para el upstream

Uno de los pasajes centrales del discurso llegó cuando González repasó las decisiones recientes del Gobierno orientadas a sostener a las cuencas maduras y a favorecer nuevas inversiones. Recordó que hace un mes se anunció junto a Chubut, Santa Cruz y Neuquén la eliminación de retenciones a la exportación de petróleo convencional, ante la pérdida de competitividad del segmento.

Pero el punto más esperado fue el anuncio sobre el RIGI. González reveló que el ministro de Economía instruyó a su área para comenzar inmediatamente el trabajo de incorporar todo el upstream al régimen. El objetivo es claro: acelerar inversiones y aumentar la producción incremental, un pedido recurrente de las provincias productoras y de las compañías que operan en Vaca Muerta.

El funcionario definió ese proceso como “el gran desafío por delante” y remarcó que la herramienta ya permitió avances relevantes, como el proyecto VMOS y los dos barcos de licuefacción de PAE, aprobados bajo el esquema del RIGI. También confirmó que otros cinco proyectos se encuentran en análisis: la expansión del gasoducto Perito Moreno, un gasoducto dedicado para GNL y tres plantas de tratamiento para nuevos desarrollos no convencionales.

Competencia, equilibrio fiscal y nuevas empresas que llegan al país

González sostuvo que el Estado acompañará a la industria, pero reiteró que el equilibrio fiscal “no se negocia”. Indicó que la estabilidad macroeconómica es la base que permite que las compañías recuperen valor, accedan a financiamiento y vuelvan a planificar a largo plazo.

Ese contexto, aseguró, explica la llegada de empresas que antes no consideraban a la Argentina. Mencionó como caso emblemático a Continental Resources, pionera del shale en Estados Unidos, que adquirió recientemente un activo en el país. Para González, ese ingreso puede marcar un cambio de paradigma y abrir la puerta a nuevos jugadores que aporten mejores prácticas y proveedores adicionales.

Aclaró que el objetivo no es desplazar a nadie, sino fomentar la competencia, que para el Gobierno genera mejores servicios a mejores precios. En ese marco, reiteró que el rol estatal es crear las condiciones para que aparezcan más empresas dispuestas a invertir.

Transformaciones en el mercado de gas: hacia la desregulación completa

El funcionario también dedicó una parte importante de su exposición a las reformas en curso en el mercado de gas, donde el Gobierno avanza hacia una liberalización progresiva similar a la iniciada en el sector eléctrico.

Recordó que el primer paso fue la Revisión Quinquenal de Tarifas para transportistas y distribuidoras, que permitió ordenar balances y devolverles crédito. Luego, se habilitó que generadoras y productoras acuerden retiros dentro del Plan Gas, abriendo el camino a una adecuación voluntaria del esquema.

González anticipó que se modificará la asignación de rutas de transporte, para corregir la desconexión entre contratos históricos y la disponibilidad real de gas. La intención oficial es completar esa adecuación antes de fin de año.

Además, confirmó una de las decisiones más relevantes en materia de GNL: ENARSA dejará de ser el único comprador de gas natural licuado, lo que abre la puerta a un mercado más competitivo, sin comprometer el abastecimiento de la demanda prioritaria ni la generación eléctrica.

Techint advierte que “con Vaca Muerta no alcanza” y pide frenar el avance de China

El Grupo Techint encendió todas las alarmas durante el ProPymes 2025. Con una mirada cruda sobre la economía global, los directivos del conglomerado industrial advirtieron que Argentina enfrenta una amenaza estructural: el avance de las importaciones chinas en un mundo que se está cerrando aceleradamente.

El diagnóstico fue unánime. Tanto Paolo Rocca como los ejecutivos Javier Martínez Álvarez y Martín Berardi remarcaron que el país no puede confiar exclusivamente en su capacidad energética. En ese sentido, lanzaron la frase que marcó el encuentro: “Con Vaca Muerta no alcanza”. El potencial petrolero y gasífero es clave, pero insuficiente para generar empleo masivo y desarrollo sostenible.

Los expositores plantearon que la Argentina deberá definir con urgencia una estrategia para proteger su estructura industrial y aprovechar la reconfiguración global de cadenas de valor, especialmente ante el nuevo choque comercial entre Occidente y China.

La advertencia de Techint: la industria argentina enfrenta un “peligro existencial” por China

Javier Martínez Álvarez, vicepresidente institucional del Grupo Techint, fue categórico al describir el nuevo escenario mundial. Explicó que las tensiones geopolíticas llevaron a Estados Unidos, Canadá, México y Europa a aplicar aranceles del 50% y hasta 100% contra productos chinos, en niveles no registrados desde la década del ’60.

Según su análisis, China dejó de impulsar su economía a través del sector inmobiliario y volcó ese poder hacia la manufactura. Ese giro produjo un enorme exceso de capacidad que ahora busca colocar en mercados abiertos como el argentino. El resultado es una lluvia de bienes industriales a precios imposibles de igualar.

El impacto ya se siente. Argentina acumula un déficit de 16.000 millones de dólares con China en manufacturas industriales. A su vez, las importaciones de acero indirecto —embutidas en productos terminados como electrodomésticos, silos o estructuras metálicas— se duplicaron frente al período 2017-2019. La participación china en ese segmento pasó del 18% al 32%.

Martín Berardi, presidente ejecutivo de Ternium Argentina, calificó este fenómeno como un proceso de “primarización acelerada” del continente. Si América Latina no actúa, advirtió, terminará reducida a proveer recursos naturales mientras pierde densidad industrial.

“Con Vaca Muerta no alcanza”: por qué la energía no puede sostener el desarrollo

El segundo mensaje estructural del ProPymes 2025 estuvo centrado en la matriz exportadora argentina. Martínez Álvarez detalló que el país apenas exporta 1.000 dólares per cápita en recursos naturales, frente a los 7.000 de Canadá y los 14.000 de Australia. Aun con un horizonte optimista —oleoducto VMOS funcionando, minería expandida y Vaca Muerta en máxima capacidad— ese número subiría solo a 2.000 dólares en 2030.

Berardi reforzó la conclusión: esa cifra no es suficiente para sostener un país con 47 millones de habitantes ni para generar empleo formal de calidad. La riqueza del subsuelo puede mejorar la balanza comercial, pero no construye por sí sola un entramado industrial capaz de absorber mano de obra.

De allí surgió el planteo central del evento: Argentina necesita una estrategia industrial alineada con Occidente, con defensa comercial activa contra las prácticas de dumping de China y con una estructura impositiva y laboral modernizada.

Un mundo en guerra comercial y una oportunidad para la industria argentina

Los ejecutivos del Grupo Techint destacaron que, mientras China se consolida como el 35% de la manufactura global, Estados Unidos busca proveedores alternativos para abastecer a su industria. El cierre del mercado norteamericano al gigante asiático abre una ventana inédita para países que puedan integrarse confiablemente en cadenas de suministro occidentales.

Martínez Álvarez sostuvo que Argentina debe abandonar la “inocencia estratégica” y definir con claridad su inserción internacional. Según su visión, elegir a China como socio implica primarizar la economía, mientras que Estados Unidos ofrece la posibilidad de reconstruir la industria local.

En energía, descartó la idea de que ambos países compitan directamente con Argentina. Recordó que el petróleo es un commodity y que, en el caso del gas, el país puede convertirse en un proveedor seguro para Europa ante la inestabilidad de Rusia y Medio Oriente.

Sin embargo, remarcó que esta oportunidad podría perderse si las importaciones desleales erosionan la capacidad productiva local antes de que la economía esté en condiciones de integrarse competitivamente al mundo.

El rebote económico, las tensiones de precios y la amenaza importadora

Berardi ofreció un panorama detallado del mercado interno. En 2024, el consumo de acero cayó 32%, y aunque se espera un rebote para 2025 y 2026, todavía está lejos de una fase real de crecimiento. La construcción —clave para la demanda de productos largos— aún arrastra una caída del 49%.

En paralelo, las importaciones de acero embutido siguen creciendo, presionadas por la competencia china. Para Techint, este choque podría poner en riesgo miles de empleos y la viabilidad de proveedores nacionales que forman parte de la cadena ProPymes.

La conclusión fue directa: si Argentina no aplica medidas defensivas similares a las de Estados Unidos y Europa, la industria quedará expuesta a una competencia imposible de sostener.

El aporte de Vaca Muerta y la visión de Tecpetrol

Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, reforzó la visión del sector energético. Proyectó que Argentina podría alcanzar un millón de barriles por día en dos años y 1,5 millones hacia 2030, apoyado en yacimientos como Los Toldos II Este.

Sin embargo, también coincidió en que el país debe prepararse para escenarios de precios bajos y trabajar en innovación permanente. “El escenario es complejo. Vamos a tener que trabajar para ser competitivos”, afirmó durante el encuentro.

Markous proyectó que, si se concretan los planes de GNL, la balanza comercial energética podría superar los 30.000 millones de dólares en 2035. Pero advirtió que el desafío es no quedarse en los récords de exportación, sino construir un entramado industrial sostenible.

Nación analizará incluir las inversiones para el upstream de Vaca Muerta en el RIGI

La provincia del Neuquén solicitó al gobierno nacional la incorporación de las inversiones vinculadas al upstream de petróleo y gas natural -particularmente aquellas destinadas a generación incremental de producción- dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). El principal objetivo es impulsar el desarrollo de Vaca Muerta.

Durante un encuentro que mantuvieron en la ciudad de Neuquén, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, le entregó la solicitud al ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo. El mandatario provincial destacó que la propuesta permitiría contribuir significativamente al superávit de la balanza energética, garantizar mayor recaudación fiscal nacional y provincial y fortalecer la integración energética regional con Chile, Brasil y Uruguay.

El mandatario también le transmitió a Caputo la necesidad de extender el alcance del RIGI a actividades de upstream específicas, que incluye la liberación gradual del cepo cambiario; el congelamiento de las normas tributarias, mantenimiento de tasa impositiva por 30 años; la reducción de la alícuota del Impuesto a las Ganancias; y la exención de aranceles por la importación de bienes de capital (repuestos e insumos esenciales).

“Neuquén y la Argentina pueden escalar rápidamente su producción si se incentivan las inversiones en upstream dentro de un marco como el RIGI que ofrezca horizonte de largo plazo y reglas uniformes”, destacó el gobernador en la nota que entregó a Caputo.

 

Vaca Muerta como punta de lanza

Se refirió al impacto directo en divisas, exportaciones y balanza energética y aseguró que la inclusión de proyectos de upstream dentro del RIGI permitiría “acelerar el ingreso de capital en perforación y completación de pozos; generar producción incremental de petróleo con impacto exportador inmediato; aumentar la oferta de gas natural, clave para sustituir combustibles líquidos importados; multiplicar los saldos exportables de crudo y gas en los próximos 3-5 años; contribuir significativamente al superávit de la balanza energética; y garantizar mayor recaudación fiscal nacional y provincial”.

Entre los fundamentos, Figueroa destacó que “el desarrollo de petróleo y gas natural, y en especial el no convencional, constituye el principal motor económico de la República Argentina en términos de generación de divisas, sustitución de importaciones, empleo, actividad industrial asociada e ingresos fiscales”.

Además, explicó que su dinámica requiere elevadas tasas de reinversión anual, con ciclos de inversión continua; escalabilidad para sostener curvas de producción crecientes; financiamiento intensivo, en dólares, para perforación, completación, infraestructura de superficie y transporte; y reducción del riesgo macroeconómico, en particular acceso a divisas, estabilidad fiscal y previsibilidad de largo plazo.

“El RIGI fue diseñado precisamente para habilitar decisiones de inversión de gran escala bajo condiciones estables y financiables, y entendemos que el segmento upstream de hidrocarburos cumple con todos los criterios objetivos del régimen, tanto por magnitud como por impacto económico”, indicó el gobernador.

El mandatario neuquino explicó que a nivel global y regional existen regímenes de promoción permanentes a la explotación de hidrocarburos, como por ejemplo en Brasil bajo el esquema de REPETRO, que reconoce la necesidad de contar con un esquema de incentivo a este tipo de inversiones.

“Asimismo, las condiciones actuales de mercado (precios, acceso a mercados) dificultan la elegibilidad de nuevos proyectos de inversión en el upstream de nuestro país, siendo en este contexto necesario generar condiciones equiparables al resto del mundo para hacer de Argentina un destino para nuevas inversiones”, expresó.

 

El futuro

Figueroa remarcó que la previsibilidad regulatoria que brinda el RIGI permite acelerar proyectos vinculados a nuevos usos del gas, tales como GNL modular y a gran escala, orientado a exportación; fertilizantes nitrogenados, clave para la competitividad agroindustrial; ampliación petroquímica, con impacto en valor agregado; GNC pesado / gas para transporte, sustituyendo gasoil importado; integración energética regional (Chile, Brasil, Uruguay); y producción de hidrógeno azul, con captura de carbono asociada.

“Todos estos sectores dependen críticamente de la disponibilidad de gas incremental, que solo puede asegurarse si la inversión upstream se acelera. Por ello, la incorporación al RIGI no solo favorece al sector productor, sino que habilita a toda la cadena energética e industrial”, finalizó.