El deterioro de la Ruta Nacional 5, entre muchas otras, asociado al intenso tránsito de camiones que transportan arena para la actividad hidrocarburífera de Vaca Muerta, abrió un debate sobre quién debe asumir los costos de la infraestructura que demanda el desarrollo energético. Andrés Repar, especialista en gas natural y política energética, vicepresidente del Instituto de Energía Scalabrini Ortiz (IESO) y exvicepresidente del Ente Nacional Regulador del Gas, planteó la necesidad de construir una nueva traza paralela a la actual y propuso que las empresas petroleras financien la obra.

En declaraciones para Newstad Energía 2050, Repar sostuvo que el incremento del transporte de arena contribuyó al deterioro de la ruta y cuestionó que el costo de las reparaciones recaiga sobre el Estado nacional y, en consecuencia, sobre el conjunto de los contribuyentes. Como alternativa, propuso crear un fideicomiso administrado por Vialidad Nacional, con aportes de las compañías en función de su participación en la actividad, para financiar la construcción de una vía destinada a responder a las necesidades logísticas de Vaca Muerta.

La Ruta Nacional 5 comenzó a deteriorarse y romperse hace algo más de un año, cuando se inició el suministro de arena importada, primero desde Chubut y luego desde Allen, en Río Negro. Estas arenas no resultaron adecuadas, a diferencia de las de Ibicuy, que YPF venía probando y que produjeron un incremento en el rendimiento de cada pozo, de 400 millones a 700 millones de barriles.

En el plazo de vida útil de un pozo, estimado en cuatro años, esta experiencia produjo un salto excepcional en las ganancias de las petroleras, a costa de romper la Ruta 5, entre otras. Se trata de una ruta nacional cuya construcción y vigilancia dependen de Vialidad Nacional, es decir, del Poder Ejecutivo Nacional, que cortó las remesas destinadas a las obras públicas.

El 90% de los camiones pesados son areneros y son los que provocaron las roturas. El Estado está realizando tareas de reparación mediante bacheo, pero la traza actual está saturada. Esta saturación, que pasó de entre 600 a más de 1.000 camiones areneros por día, fue la que provocó el deterioro.

La reparación de una ruta que soporta un tránsito variado y respetuoso de los niveles de carga es responsabilidad del Estado. Sin embargo, en este caso hubo y hay una responsabilidad concreta de las petroleras.

Este año han acopiado 160 millones de barriles, equivalentes a US$ 12.800 millones, y de acá a fin de año sumarán unos 120 millones de barriles. A US$ 80 por barril, esto representa cerca de US$ 23.000 millones.

El costo de construir dos carriles —una ruta estándar— paralelos a la traza actual es de unos US$ 2 millones por kilómetro, lo que representa aproximadamente US$ 3.000 millones. Si las petroleras pagan a medida que avanza la construcción, podrían aportar unos US$ 1.200 millones por año. Perfectamente podrían construir durante 2027 entre un 25% y un 30% de la nueva ruta, lo que permitiría generar un salto en la producción.

Se trata de una inversión para las propias petroleras, que les posibilitaría traer arenas de Ibicuy u otras canteras de Entre Ríos. En tres años, con un aporte de US$ 1.200 millones anuales —es decir, un 5% de los ingresos—, podrían financiar la obra. En los dos años siguientes, la proporción bajaría al 4% y al 3%, respectivamente.

La cantidad de arena que se utilizará en los próximos años será de unos 12 millones de toneladas en promedio, a un costo de US$ 150 por tonelada. Elevar ese valor a US$ 200 por tonelada representaría un incremento de US$ 600 millones en cinco años. Este costo adicional permitiría pagar la ruta.

Es una cantidad ínfima para las ocho empresas productoras. Los muertos que ha habido como consecuencia del incremento de los accidentes son situaciones que no resisten más análisis y que, si la Justicia actúa adecuadamente, pueden derivar en montos impagables.

La RN5 sostuvo durante décadas un tránsito intenso y resistió este año a duras penas. La comunidad vinculada a la ruta comprende a 700.000 habitantes, con sus producciones de granos y ganado, además del comercio y otros servicios.

Si los montos de reparación debe pagarlos el Estado nacional, es posible hacerlo, pero mediante un aumento de impuestos que terminarán pagando todos los habitantes del país. ¿Por qué con la nuestra? Decíamos que el que rompe paga. Es lo correcto.

Se trata de una inversión para las petroleras y de un costo de producción de las arenas, que también representa un beneficio para la zona. En efecto, sería un pequeño derrame de los muchos que deberían darse.

Creo que la Justicia debe dar su opinión sobre este reclamo de la comunidad por una ruta nueva, para evitar situaciones de conflicto mayores por el paso de los camiones a través de los distintos pueblos y ciudades. Es necesario garantizar un acuerdo entre el Estado y las petroleras, y que la Justicia asegure que los pagos se efectúen en tiempo y forma, para que no se produzcan nuevos incumplimientos.

La propuesta es crear un fideicomiso o fondo administrado por Vialidad Nacional para construir una ruta paralela a la actual RN5, con un aporte de US$ 1.200 millones por año destinado al Complejo de Transporte de Arena de Vaca Muerta.

El aporte debería ser proporcional al porcentaje que cada empresa represente sobre el total de la producción, tomando como referencia, por ejemplo, el trimestre o el semestre.

La aplicación de YPF incorporó la posibilidad de comprar y vender acciones de la compañía y alcanzó el millón de títulos adquiridos durante el primer mes de funcionamiento de la herramienta. La iniciativa busca ampliar el acceso al mercado de capitales mediante una plataforma digital que ya utilizan los clientes de la petrolera.

La operatoria permite ingresar a una sección específica para ejecutar órdenes de compra y venta y consultar las tenencias y los movimientos de la cartera en tiempo real. El desarrollo se realizó a partir de una alianza entre YPF y Santander, entidad que participa como banco custodio y agente de la operatoria bursátil.

YPF puso en marcha una planta de tratamiento de petróleo y una compresora de gas en el bloque La Angostura Sur, en Neuquén, con una inversión cercana a los US$ 400 millones. Las nuevas instalaciones permitirán procesar hasta 63.000 barriles diarios de crudo y comprimir cuatro millones de metros cúbicos de gas por día, como parte de la estrategia para ampliar la producción y preparar mayores volúmenes para la exportación.

El objetivo de la compañía es elevar la producción del área hasta aproximadamente 100.000 barriles diarios a comienzos de 2027. En apenas un año y medio, el bloque pasó de producir unos 2.000 barriles por día a acercarse a los 70.000, lo que lo ubicó entre los principales yacimientos de petróleo no convencional de Vaca Muerta. Actualmente, representa cerca del 25% de la producción no convencional de YPF.

Las obras forman parte de la infraestructura asociada al proyecto de inversión que la petrolera presentó bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), con un desembolso global proyectado superior a los US$ 21.000 millones. La ampliación de la capacidad de tratamiento y compresión apunta a acompañar el crecimiento de la producción y los compromisos de transporte vinculados al oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que permitirá conectar los hidrocarburos con los mercados internacionales.

Las intensas lluvias registradas el viernes 16 de octubre provocaron inundaciones y complicaciones en la zona hidrocarburífera de Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén. En Añelo, una de las localidades centrales para la actividad petrolera, el agua y el barro descendieron desde las zonas altas hacia los barrios urbanos, mientras varias rutas quedaron afectadas por la acumulación de sedimentos y agua.

La situación también alcanzó a Rincón del Sauce. En Añelo, algunas familias debieron abandonar sus viviendas, las clases fueron suspendidas y los equipos de emergencia comenzaron a trabajar para asistir a los afectados y despejar los caminos. Las interrupciones en la circulación impactaron en una región estratégica para las operaciones vinculadas con la extracción de petróleo y gas no convencional.

El fenómeno climático también afectó a otras provincias argentinas, especialmente en el noreste del país, donde las crecidas de los ríos Paraná y Uruguay provocaron evacuaciones y anegamientos. En Entre Ríos, Corrientes y Misiones se registraron complicaciones en localidades ribereñas, mientras las autoridades mantenían los operativos de asistencia y monitoreo ante la previsión de nuevas tormentas.

El gobernador de Chubut, Ignacio Torres, destacó la necesidad de fortalecer la competitividad de la Cuenca del Golfo San Jorge mediante inversiones en infraestructura, mejoras logísticas y acuerdos entre el Estado, las empresas y los sindicatos. Durante su participación en la Cumbre Federal de Logística 2026, realizada en Buenos Aires, compartió un panel sobre el futuro del sector hidrocarburífero con el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, y representantes de empresas operadoras.

Torres sostuvo que el principal desafío de la cuenca madura es frenar el declive de la producción, estabilizarla y, si es posible, revertirlo. En ese sentido, señaló que las medidas de alivio fiscal, la reducción de regalías y los compromisos vinculados con los derechos de exportación deben acompañarse con reinversiones de las compañías y mejoras en la eficiencia operativa. También destacó las obras de dragado del puerto de Comodoro Rivadavia para ampliar su función logística y facilitar actividades relacionadas con la recuperación terciaria de petróleo.

El mandatario también mencionó las perspectivas de la exploración no convencional en Chubut, con cinco pozos exploratorios y la posibilidad de movilizar inversiones superiores a los US$ 1.000 millones a mediano y largo plazo. Según planteó, la infraestructura de gasoductos y acueductos ya existente representa una ventaja para acelerar los proyectos. Además, reclamó avances en rutas y líneas de transporte eléctrico, y defendió una coordinación entre Nación, la provincia, las operadoras y los gremios para impulsar la actividad y sostener el empleo.

La provincia de La Pampa sumará 30 megavatios (MW) de nueva generación renovable con la construcción de dos parques solares fotovoltaicos en General Pico. La inversión privada prevista asciende a US$ 24 millones y permitirá ampliar la capacidad del complejo energético de la ciudad.

El Directorio de Pampetrol aprobó la adjudicación de una nueva etapa del proyecto al consorcio integrado por Cimepro S.A., Martínez y De la Fuente S.A. y Megatrans S.A. La decisión se tomó en el marco de la Licitación Pública N.º 1/26, luego de la evaluación de las propuestas y del dictamen unánime de la Comisión de Preadjudicación.

Con las nuevas instalaciones, el Polo de Abastecimiento Energético y Desarrollo Productivo de General Pico alcanzará una potencia total de 45 MW, al sumar los 30 MW proyectados a los 15 MW de la primera etapa. La firma de los contratos está prevista para el 23 de octubre, como parte de la estrategia provincial para atraer capital privado, ampliar la generación renovable y fortalecer la actividad productiva local.

La política energética ocupa un lugar estratégico en la disputa por el futuro de Brasil, en un escenario internacional marcado por guerras y tensiones, donde el control de los recursos energéticos y las rutas de suministro constituye un elemento central en las disputas geopolíticas y geoeconómicas. Las decisiones sobre producción y consumo de energía, precios de los combustibles, infraestructura y reducción de emisiones afectan tanto las condiciones de vida de la población como las posibilidades de desarrollo industrial y tecnológico. 

En este sentido, el debate electoral de 2026 exige examinar cómo las propuestas para el sector responden al trípode energético: 1) garantizar la seguridad del suministro energético, 2) asegurar el acceso a la energía para el desarrollo nacional a precios asequibles, y 3) promover la sostenibilidad y la justicia ambiental. En el caso brasileño, estos desafíos están directamente relacionados con la soberanía nacional y la capacidad de transformar la riqueza de los recursos naturales en desarrollo productivo.

La magnitud de estos recursos pone de relieve la importancia de la competencia. En agosto de 2026, Brasil produjo 4,6 millones de barriles de petróleo al día, un volumen un 18,4 % superior al registrado en agosto de 2025, y 221 millones de metros cúbicos de gas natural al día. En conjunto, estas producciones alcanzaron un récord de más de 6 millones de barriles de petróleo equivalente al día, de los cuales el 82,6 % provino de la capa presalina ( ANP, 2026 ). Para el margen ecuatorial, el Ministerio de Minas y Energía menciona un potencial estimado de 10.000 millones de barriles recuperables.

Esta economía basada en el petróleo coexiste con una alta participación de fuentes renovables. Según el Balance Energético Nacional 2026, con datos de 2025, las energías renovables representaban el 49,4% de la matriz energética brasileña, que abarca todas las fuentes utilizadas en la economía, y el 86,8% de la matriz eléctrica, que se refiere al suministro de electricidad ( EPE, 2026 ). El país también ocupa la segunda posición mundial en reservas de tierras raras, solo por detrás de China. La Agencia Nacional de Minería registra 11,4 millones de toneladas contenidas en reservas probadas y probables en 2024, en comparación con los 44 millones de toneladas de China. Estos elementos tienen aplicaciones estratégicas en tecnologías como los imanes permanentes utilizados en turbinas eólicas y motores de vehículos eléctricos. El país también posee importantes reservas de otros minerales estratégicos para impulsar la transición energética, como cobre, litio, níquel, grafito y manganeso, así como cobalto, aunque en volúmenes reducidos. La conexión entre los recursos energéticos, la disponibilidad de minerales y las capacidades industriales y tecnológicas es, por lo tanto, un tema central para el futuro del país.

Si bien ambos programas incorporan referencias a la transición energética y la expansión de los biocombustibles, la presencia de objetivos similares no implica la misma estrategia. Las diferencias se evidencian en el papel asignado al Estado, las empresas públicas y la inversión privada, así como en los mecanismos de financiación y coordinación para la transformación industrial. 

Es importante recordar la política del gobierno de Bolsonaro con respecto a la privatización de Eletrobras y la venta de 206 activos de Petrobras entre 2019 y 2022, incluyendo cuatro refinerías, que representaban aproximadamente el 20% de la capacidad nacional de refinación, así como BR Distribuidora, Liquigás y Gaspetro. 

La pérdida del control integrado sobre la cadena de suministro de combustible por parte de Petrobras ha hecho al país muy vulnerable. La decisión de los gobiernos de Temer y Bolsonaro de detener la expansión de la capacidad de refinación planificada en el período anterior por los gobiernos del PT resultó ser un error, convirtiendo al país en exportador de crudo e importador de productos refinados, especialmente diésel. Esto terminó imponiendo precios internacionales al mercado nacional, sin tener en cuenta los costos de producción internos.

La movilidad verde y sostenible es un eje estructurante del programa de gobierno de Lula para 2027-2030 , que articula la transición ecológica, la neoindustrialización y el derecho a la ciudad. En la evaluación del actual gobierno de Lula (2023-2026), el Nuevo PAC movilizó R$ 1,3 billones, con R$ 118 mil millones asignados a infraestructura urbana. La matriz eléctrica alcanzó una participación del 89% de fuentes renovables, y los biocombustibles recibieron más de R$ 13 mil millones entre 2023 y 2025, con la ampliación de las mezclas obligatorias a E32 (32% de etanol en gasolina) y B15 (15% de biodiésel en diésel). El compromiso es continuar apoyando las inversiones en transporte público de alta capacidad y en la modernización y electrificación progresiva de las flotas, manteniendo la directriz de generar demanda para la industria nacional de equipos de transporte e integrando la política urbana e industrial.

Para el cuarto mandato de Lula, las propuestas de movilidad verde se organizan en cuatro pilares. El primero es la electrificación y renovación del transporte público, con el compromiso de promover la descarbonización y la electrificación progresiva de las flotas, priorizando los autobuses eléctricos. Este pilar incluye la renovación de flotas en 144 municipios, incluyendo la adquisición de 203 autobuses eléctricos, 3.942 autobuses de bajas emisiones (Euro 6) y 39 vehículos ferroviarios. El segundo es la expansión del transporte público de alta capacidad, con la implementación de nuevas líneas de metro, tren y tranvía, además de 296 km de corredores exclusivos de BRT, con enfoque en la integración metropolitana y las ciudades medianas.

El tercer eje es la política de biocombustibles y descarbonización automotriz, con la implementación de la Ley de Combustibles del Futuro, que posiciona a Brasil como un centro para motores de combustible flexible e híbridos flexibles. También incluye el desarrollo de combustibles y tecnologías de vanguardia, como el combustible de aviación sostenible (SAF), el etanol de segunda generación (2G), el biometano, el diésel verde, el diésel coprocesado, los combustibles electrónicos y proyectos de captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS). El cuarto eje es la integración con la política industrial y la transición ecológica, que dirige el poder adquisitivo del gobierno y los pedidos públicos generados por los proyectos de movilidad para crear una demanda predecible para la industria establecida en el país, con requisitos de contenido local, agregación de valor y financiamiento estructurado a través del Plan de Producción Más y fondos públicos.

El plan de gobierno de Flávio Bolsonaro, titulado " Para que Brasil supere el atraso: directrices del Plan de Gobierno 2027-2030 ", también aborda la movilidad verde, pero con un énfasis diferente y menos detalles en comparación con el plan de Lula, y sin una articulación con una política industrial-tecnológica.

En materia de energía y biocombustibles, el plan incluye un Programa Nacional de Seguridad Energética, enfocado en el refinado, procesamiento, distribución y transporte de combustibles y gas. También prevé permitir la exploración de gas no convencional mediante fracturación hidráulica. En el sector eléctrico, la directriz es simplificar las facturas de electricidad racionalizando los cargos y los subsidios cruzados, y promover la reducción gradual de las fuentes incentivadas. El plan también busca transformar el país en un centro global de centros de datos. En cuanto a los minerales críticos, el plan indica que pretende agregar valor en Brasil al litio, niobio, grafito, cobre, níquel, uranio y elementos de tierras raras, vinculando la riqueza mineral con la demanda de centros de datos y nuevas tecnologías. Ignora por completo la cuestión geopolítica. Cabe recordar que el propio Flávio Bolsonaro viajó a Estados Unidos prometiendo el suministro de elementos de tierras raras y otros minerales críticos, con el objetivo de ayudar a ese país a ser menos dependiente de China. Además, de manera irresponsable, el programa habla de acelerar el proceso de concesión de licencias sin mencionar en ningún momento las cuestiones medioambientales ni los impactos sociales y territoriales, lo cual es lamentable.

Al comparar ambos planes, resulta evidente que el programa de Lula presenta un nivel de detalle y ambición significativamente mayor en materia de movilidad verde. Lula establece objetivos cuantitativos claros y verificables, además de integrar la movilidad en la política industrial mediante requisitos de contenido local, el uso del poder adquisitivo del Estado y la alineación con la Nueva Industria Brasil y el Plan de Transformación Ecológica. Se trata de una estrategia articulada, con objetivos físicos, fuentes de financiación e instrumentos de incentivo productivo claramente definidos. La falta de detalle y de compromisos cuantificables resta solidez y credibilidad al plan de Bolsonaro para abordar los retos de la descarbonización del transporte y la transición energética. El plan de Lula, por su parte, se presenta como una estrategia coherente e integrada, con objetivos concretos para transformar la movilidad urbana en un vector de desarrollo sostenible y reindustrialización.

En el contexto de los biocombustibles, cabe destacar que la política gubernamental de Lula se caracterizó, desde sus inicios, por un compromiso con la transición energética, junto con un proyecto de reindustrialización que comenzó durante su primer mandato (2003-2006). Integrado en el programa Nueva Industria Brasil, el proceso de incremento del uso de biocombustibles busca alcanzar el 50% del consumo total en el sector del transporte para 2033. Con proyectos vinculados a los biocombustibles y la transición energética, ya se observa una acumulación de R$ 289 mil millones en inversiones registradas en el país , según la Ley de Combustibles del Futuro, aprobada en octubre de 2024. 

Por otro lado, en lo que respecta a la producción industrial, el sector de la aviación representa una de las áreas donde los biocombustibles pueden expandirse más en términos de complejidad y, por consiguiente, en términos de rentabilidad para las cuentas nacionales, generando una demanda prácticamente inexistente a escala comercial en el país . Con la creación de ProBioQAV, la Ley de Combustibles del Futuro también impulsó el uso de combustible de aviación sostenible (SAF). Este es un sustituto renovable del queroseno fósil, compuesto de etanol, aceites vegetales, grasas residuales y biomasa agrícola. En este sentido, la normativa prevé objetivos progresivos de reducción de emisiones para los vuelos nacionales a partir de 2027.

El gobierno de Lula también buscó incrementar la participación de productores independientes de caña de azúcar y otros productores de biomasa destinados a la producción de biocombustibles mediante la promulgación de la Ley N° 15.082/2024. Esta ley busca integrar la relación entre la producción de caña de azúcar y la producción de biocombustibles, estipulando que "los productores de caña de azúcar que destinen su producción a la producción de biocombustibles tendrán derecho a un mínimo del 60% (sesenta por ciento) de los ingresos provenientes de la venta de Créditos de Descarbonización generados a partir de la caña de azúcar que entreguen".

A principios de 2027, si Lula resulta reelegido, su equipo seguirá buscando un equilibrio, en materia de energía, entre los planes de descarbonización y el sector petrolero. Esto se debe a que, en lo que respecta a la seguridad energética del país, el gobierno comprende la importancia de aprovechar los recursos de petróleo y gas para garantizar el abastecimiento interno y generar ingresos por exportaciones. Sin embargo, esto se enmarca en un contexto de sustitución progresiva de los combustibles fósiles y de confianza en la capacidad productiva y tecnológica de Petrobras para ampliar el suministro de combustibles bajos en carbono.

El contraste entre los programas de gobierno de los dos principales candidatos a la Presidencia de la República en el sector energético es sorprendente. Mientras que Flávio Bolsonaro propone la exploración de gas natural no convencional ( fracking ), Luiz Inácio Lula da Silva aboga por el aumento de la producción de biocombustibles y, en el sector nuclear, busca una mayor autonomía brasileña en el ciclo del combustible. Sorprendentemente, el hijo de Jair Bolsonaro no menciona a Petrobras en su plan, lo que respalda la estimación de una continuación del desmantelamiento iniciado por su padre. El candidato pretende ampliar el uso de la Ley de Empresas Estatales (Ley N° 13.303), creada durante la administración de Temer, cuya principal propuesta es que los consejos de administración de las empresas estatales se conformen mediante reclutamiento y reglas de mercado activas, como en las empresas privadas. El candidato del PL va aún más allá al sugerir el fortalecimiento del Programa Nacional de Privatización, con el objetivo de atraer inversión extranjera al país, lo que en el caso del sector energético podría comprometer la soberanía nacional alcanzada por Petrobras, una empresa que ha logrado una posición tecnológica de liderazgo entre las compañías petroleras mundiales, y, en consecuencia, comprometer los sectores de exploración y refinación. 

Por el contrario, Lula considera a Petrobras un motor fundamental de soberanía y desarrollo económico para Brasil. Durante una visita al buque perforador responsable de la primera perforación en el Margen Ecuatorial el 17 de agosto de este año, Lula abogó por el fortalecimiento de la empresa estatal, así como por su reinternacionalización. El Presidente de la República, además de reiterar la importancia de la alianza con la empresa estatal mexicana Pemex para la exploración de petróleo y gas en alta mar en el Golfo de México, anunció el regreso de las operaciones de Petrobras en África, "dondequiera que haya una oportunidad ". Según Lula, la empresa estatal brasileña debería convertirse en la mayor petrolera del mundo, mediante la expansión de las inversiones terrestres y marinas , y recuperando el control de las reservas nacionales. 

Además, el presidente Lula aboga por la expansión de la filial Transpetro en la logística de gas natural licuado (GNL), así como por la reanudación del papel de Petrobras en la distribución de combustible, privatizada durante el gobierno de Bolsonaro. Cabe recordar que el gobierno de Bolsonaro impuso una vergonzosa cláusula de no competencia que impidió a Petrobras volver a la distribución de combustible durante 10 años, ¡mientras que la empresa privatizada conserva el derecho a usar la marca del antiguo distribuidor BR! Esto incluso genera una sensación de engaño entre los brasileños que llenan sus tanques en estaciones Petrobras sin saber que están comprando combustible de otras fuentes. 

La defensa de los sectores de Petrobras mencionados anteriormente apunta a la continuidad de las políticas del gobierno actual , que actuaron para reducir los precios de los combustibles y detuvieron las ventas de activos , como la Refinería de Lubricantes y Derivados de Petróleo del Noreste, LubNor, ubicada en Ceará, además de asignar inversiones para expandir la capacidad instalada, incluso para la producción de diésel S-10, en las refinerías Duque de Caxias (Reduc), Paulínia (Replan), Henrique Laje (Revap) y Abreu e Lima (Rnest) .

Siguiendo la misma línea de fortalecimiento de Petrobras, la presidenta de la empresa estatal, Magda Chambriard, anunció el 16 de septiembre objetivos de autosuficiencia en diésel para 2030, además de la producción de fertilizantes nitrogenados, un sector en el que Brasil depende totalmente de las importaciones para cubrir el 35% de la demanda nacional. Asimismo, Petrobras anunció que reinvertirá en el sector naval, con perspectivas de ampliar la capacidad de los astilleros para la producción nacional de buques, un esfuerzo completamente abandonado durante el gobierno de Jair Bolsonaro y sin ninguna disposición en el programa de gobierno de su hijo. En cuanto al gas natural, la principal diferencia entre los planes radica en la propuesta de Bolsonaro de iniciar la exploración de gas no convencional en Brasil mediante el fracking , lo que refleja, una vez más, un total desprecio por los impactos ambientales y territoriales.

Flávio Bolsonaro también propone en su plan que el sector del gas atraiga inversión privada, mientras que el presidente Luiz Inácio Lula da Silva presenta en su propuesta la intención de "brasilizar" los precios del gas, ya que alrededor del 75% del recurso consumido proviene de la capa presalina, lo que nuevamente tiene importancia atribuida al fortalecimiento de Petrobras.

El programa de gobierno de Lula para 2027-2030 incorpora la lucha contra la pobreza energética como una de las dimensiones de una transición energética justa. Entre las políticas implementadas durante su tercer mandato, destaca el programa "Gas del Pueblo", que garantiza recargas gratuitas de bombonas de GLP de 13 kg para más de 15 millones de familias, beneficiando a aproximadamente 50 millones de personas. En el sector eléctrico, el programa "Luz del Pueblo" amplió la gratuidad de las facturas de electricidad para las familias inscritas en el Registro Único con un consumo de hasta 80 kWh mensuales, alcanzando a más de 60 millones de personas. Simultáneamente, se reactivó el programa "Luz para Todos" como instrumento para universalizar el acceso a la electricidad, especialmente en zonas rurales y la Amazonía Legal, mediante el uso de fuentes limpias y renovables. Para el próximo mandato, el programa establece el compromiso de profundizar la lucha contra la pobreza energética, promover la equidad tarifaria y reducir la exposición de los consumidores brasileños a la volatilidad de los precios internacionales de los combustibles.

Por otro lado, las propuestas de Flávio Bolsonaro se enmarcan en una orientación económica liberal que prioriza los mecanismos de mercado y la reducción de la intervención estatal, en un contexto de privatización y creciente financiarización del sector energético. Esta orientación conlleva el riesgo de profundizar la mercantilización de la energía y favorecer la rentabilidad de las empresas privadas, sin garantizar que la reducción de los costes regulatorios y fiscales se traduzca en tarifas más asequibles para la población. 

El análisis de los seis ejes revela que la contienda electoral de 2026 implica propuestas distintas en materia de política energética que reflejan posturas antagónicas sobre la estrategia de desarrollo del país. Si bien ambas candidaturas incorporan propuestas para la expansión de los biocombustibles y referencias a la transición energética, difieren en los instrumentos de implementación, el papel del Estado y la articulación entre descarbonización, política industrial y soberanía nacional. 

El programa de Lula presenta una estrategia más coherente e integrada, que vincula las inversiones en movilidad, el desarrollo de combustibles bajos en carbono y la regulación de las emisiones con el fortalecimiento de las capacidades productivas y tecnológicas del país.

La evaluación del tercer período y las propuestas para 2027-2030 apuntan a la continuidad de una política que asigna al Estado las funciones de planificación, financiamiento, regulación y protección de la población frente a la volatilidad de los precios internacionales. En esta orientación, Petrobras ocupa un lugar central. Su rol en exploración, refinación, distribución, logística y desarrollo tecnológico le permite vincular la seguridad del suministro con la creación de empleo y el fortalecimiento de las cadenas industriales nacionales. Además, la empresa estatal cuenta con la capacidad industrial y tecnológica para contribuir al desarrollo de combustibles bajos en carbono, como el hidrógeno verde o el combustible de aviación sostenible (SAF). La política energética adquiere así una dimensión que va más allá de la expansión del suministro e incorpora el acceso a la energía y su contribución al desarrollo económico y social.

El programa de Flávio Bolsonaro, por su parte, combina compromisos genéricos de descarbonización con un mayor énfasis en atraer inversión privada, privatización e infraestructura para el transporte de mercancías. La ausencia de objetivos específicos en materia de movilidad verde, las imprecisiones detectadas en las propuestas para el mercado de carbono y la omisión respecto a Petrobras debilitan la coherencia de su estrategia. Sumado a las propuestas de no adoptar el impuesto a las exportaciones de petróleo y de sustituir el régimen de reparto de la producción, estas directrices apuntan a una orientación más favorable a los intereses privados en la explotación de los recursos energéticos, con menor claridad respecto a los mecanismos destinados a garantizar sus beneficios para la población y la industria nacional.

La elevada participación de las energías renovables y la disponibilidad de recursos minerales ofrecen condiciones favorables, pero su transformación en desarrollo depende de la coordinación pública, la inversión en ciencia y tecnología y la creación de valor añadido dentro del país.

En un escenario internacional marcado por guerras y disputas por el control de los recursos y tecnologías energéticas, la elección entre estas orientaciones tendrá consecuencias para la capacidad de Brasil de responder al trípode energético: seguridad de suministro, desarrollo a precios asequibles y sostenibilidad ambiental. A la luz de los ejes analizados, el proyecto de Flávio Bolsonaro dará continuidad a las bases del gobierno de Jair Bolsonaro, centrado en la privatización y el desmantelamiento del sector estatal en áreas estratégicas de energía, bajo los preceptos del libre mercado y la eficiencia de la gestión privada. Esta orientación se alineará con los objetivos e intereses de Estados Unidos, según las propias declaraciones del candidato, e incrementará la vulnerabilidad del país ante las inestabilidades geopolíticas.

Por otro lado, el proyecto de Lula ofrece instrumentos más sólidos para articular estos objetivos con la reindustrialización y la soberanía nacional, así como para fortalecer la integración regional en términos de mercados y desarrollo energético, con el fin de priorizar el desarrollo científico y tecnológico. 

Hace más de treinta años, una publicidad argentina intentó explicar algo que parecía evidente, pero que muchas veces necesitamos ver demasiado cerca para comprender: que una amenaza que afecta a otros también puede, tarde o temprano, golpearnos la puerta.

El comercial se llamaba “Camas” y formó parte de la campaña masiva de prevención del sida lanzada en la Argentina en 1992 por el Consejo Publicitario Argentino, con el asesoramiento de Fundación Huésped. La campaña apelaba a una idea inspirada en el célebre texto atribuido durante años a Bertolt Brecht, pero cuyo origen se encuentra en el pastor alemán Martin Niemöller: “Primero se llevaron a…”. El mensaje terminaba con una frase demoledora: “Ahora es tarde, están golpeando a mi puerta”.

La potencia de aquella publicidad estaba en mostrar que la indiferencia también puede ser una forma de vulnerabilidad. Mientras el problema era “de otros”, parecía lejano. Cuando finalmente llegaba a nuestra puerta, ya no había margen para reaccionar.

Con el agua estamos empezando a vivir algo parecido.

Durante mucho tiempo, la posibilidad de quedarse sin agua fue considerada un problema de países áridos, de ciudades sobreexplotadas o de regiones golpeadas por sequías extremas. Pero el concepto de “Day Zero” —el día en que un sistema urbano deja de poder garantizar normalmente el suministro de agua— dejó de ser una hipótesis lejana.

São Paulo estuvo al borde de ese escenario durante la crisis hídrica de 2014-2015. El sistema Cantareira llegó a niveles críticos y la ciudad debió aplicar fuertes restricciones. En Montevideo, en 2023, la situación fue diferente pero igualmente dramática: la escasez de agua en los principales reservorios llevó a que el suministro incorporara agua del Río de la Plata, con mayores niveles de salinidad.

Y en 2024 fue Ciudad de México la que apareció en los titulares internacionales. La caída de las reservas del sistema Cutzamala llevó a advertir sobre un posible Day Zero para una metrópolis de más de 20 millones de habitantes. Finalmente, las lluvias evitaron que se produjera el colapso total anunciado.

La lección más importante, sin embargo, es que quedarse sin agua no significa necesariamente que no haya agua en la naturaleza. Una ciudad puede tener ríos, lagos, acuíferos o lluvias abundantes y, aun así, quedarse sin agua potable.

Puede ocurrir por una sequía, pero también por una inundación que contamine las fuentes de captación. Puede ocurrir por la destrucción de una planta potabilizadora, por un corte prolongado de energía, por una falla en una estación de bombeo, por una interrupción de la logística, por la contaminación de un curso de agua, por un ataque físico o por un incidente de ciberseguridad.

La seguridad hídrica, entonces, no depende solamente de cuánta agua tenemos, sino de nuestra capacidad para captarla, potabilizarla, transportarla, distribuirla y proteger todos esos sistemas simultáneamente.

El dato estratégico es enorme: en países donde una parte sustancial del agua potable depende de la desalinización, agua y energía son prácticamente una misma cuestión de seguridad. Una planta desalinizadora necesita electricidad; la electricidad necesita infraestructura; y las ciudades necesitan ambas para funcionar.

Una bomba que deja de funcionar no parece una guerra. Una planta que deja de producir agua tampoco. Pero para millones de personas el resultado puede ser exactamente el mismo: abrir la canilla y que no salga agua.

Y tampoco hace falta una guerra. Un fenómeno climático extremo puede producir una cadena de fallas semejante.

Un episodio intenso de El Niño puede generar, dependiendo de la región, sequías o lluvias extraordinarias. En escenarios de inundación, el problema no es solamente el exceso de agua. Las crecidas pueden aumentar drásticamente la turbidez de los ríos, incorporar sedimentos y contaminantes, afectar las tomas de captación y obligar a reducir o detener temporalmente la operación de plantas potabilizadoras.

Una inundación puede cortar una ruta y evitar que llegue un producto químico indispensable para potabilizar el agua. Puede dejar sin electricidad una estación de bombeo. Puede inundar una planta. Puede destruir caminos por los que circulan camiones cisterna. Puede afectar los sistemas de comunicación. Puede interrumpir una cadena logística de repuestos durante días.

Y, en una sociedad cada vez más digitalizada, también existe otra puerta de entrada: el ciberespacio. Un ataque informático puede no destruir físicamente un solo caño y, sin embargo, afectar la capacidad de una empresa de agua para operar sus instalaciones. Por eso, cuando hablamos de seguridad hídrica, ya no alcanza con hablar de sequías.

Tenemos que hablar de resiliencia. La Argentina tiene una enorme ventaja comparativa: posee recursos hídricos importantes y una de las mayores reservas de agua dulce del planeta. Pero abundancia no significa inmunidad.

La pregunta es: ¿qué ocurre si durante 24, 48 o 72 horas una parte crítica del sistema deja de funcionar?

La prevención es mucho más barata que la emergencia. Argentina puede mirar las imágenes de São Paulo, Montevideo, Ciudad de México o Medio Oriente y pensar: eso ocurre en otros lugares.

Pero la historia de aquella vieja publicidad del sida nos enseñó algo que sigue siendo válido tres décadas después. Primero le pasa a otro. Después, a otro. Y mientras sucede lejos, creemos que estamos a salvo.

Hasta que un día escuchamos que alguien está golpeando nuestra puerta.

Y en materia de agua, cuando las balas empiezan a picar cerca, ya es demasiado tarde para empezar a planificar.

La seguridad hídrica se construye antes de la crisis: con prevención, planificación e inversión. Desde el Estado, desde las empresas y también desde cada ciudadano.

La Unión de Usuarios y Consumidores de Tucumán, REDECU y FODECUS realizaron una movilización frente a los Tribunales de San Miguel de Tucumán para reclamar por el impacto de las subas de las tarifas eléctricas en los hogares, los jubilados y los pequeños comercios.

Según el esquema aprobado por el ERSEPT, los aumentos se aplican en tres tramos: 4% en septiembre, 3,5% en octubre y 2,1% en noviembre. De manera acumulativa, representan una suba cercana al 10%. Las organizaciones también señalaron que los incrementos se suman a las subas del precio de la energía registradas desde el inicio de la actual gestión nacional, que estimaron en aproximadamente un 600%.

Las entidades exigieron controles efectivos sobre la distribuidora EDET y mayor transparencia por parte del ente regulador.

En este contexto, Newstad Energía 2050 entrevistó a Miguel Francisco Paz, abogado especialista en regulación energética.

El impacto es muy fuerte y ya no estamos hablando solamente de cuánto aumentó una factura, sino de la dificultad concreta de muchas familias, comerciantes y pequeños emprendimientos para sostener el pago del servicio.

Si miramos solamente el precio del kilovatio hora de energía, desde el inicio de la gestión de Javier Milei, con los sucesivos traslados autorizados también en la provincia durante la gestión de Osvaldo Jaldo, pasamos de valores cercanos a los $27 por kWh a valores que hoy rondan los $180. Estamos hablando de un incremento cercano al 600% solamente en el componente energía.

Pero la factura no se compone únicamente del precio de la energía. A eso hay que agregarle el Valor Agregado de Distribución —el VAD, que remunera a EDET—, transporte, impuestos, tasas y demás conceptos. Durante 2026, además, se autorizó a la distribuidora un incremento del VAD cercano al 40% y ya existe otro pedido de actualización en curso.

Por eso nuestro reclamo no puede reducirse a discutir un aumento puntual. Lo que estamos planteando es la sustentabilidad de todo el esquema tarifario.

Llegamos a un punto en el que, para muchos usuarios, la energía dejó de ser solamente un servicio público esencial y comenzó a competir directamente con alimentos, alquileres y medicamentos dentro del presupuesto familiar.

Hoy tenemos que ser muy claros: Zonas Cálidas puede significar un alivio importante, pero no constituye por sí sola una solución al problema tarifario de Tucumán.

Además, hasta que la Secretaría de Energía de la Nación no instrumente efectivamente para los meses de mayor temperatura la ampliación del bloque de consumo subsidiado, tenemos una expectativa y un anuncio, pero no el beneficio concreto reflejado en las facturas.

Y acá tenemos que evitar que la solución termine funcionando como un búmeran o un salvavidas de plomo.

Si no explicamos correctamente cómo funciona, podemos generar en los usuarios la expectativa de que la factura va a bajar sustancialmente o incluso a la mitad, cuando eso no necesariamente va a ocurrir.

El subsidio alcanza al componente energético subsidiable y hasta determinado nivel de consumo. La factura seguirá teniendo VAD, transporte, impuestos, tasas y demás cargos.

Hay otra limitación fundamental: estamos hablando de un beneficio destinado a usuarios residenciales comprendidos dentro del régimen de Subsidios Energéticos Focalizados . Los comercios, las pymes y otros usuarios que también están sufriendo fuertemente el costo de la energía quedan afuera.

Por eso, además del subsidio, necesitamos información y educación energética. Hay que explicarle al usuario qué se subsidia, cuánto se subsidia y qué componentes de su factura continuarán pagando.

Zonas Cálidas puede ser una herramienta necesaria para una provincia donde durante el verano atravesamos temperaturas superiores a los 40 °C y donde refrigerar una vivienda deja de ser una cuestión de confort para convertirse prácticamente en una necesidad.

Pero no debemos confundir una política de protección estacional con una política energética integral.

Tenemos que ser prudentes con la cantidad exacta porque el padrón del nuevo ReSEF está sujeto a altas, bajas y revisiones.

Como referencia, bajo el esquema anterior Tucumán tenía alrededor de 384.500 suministros residenciales subsidiados, considerando conjuntamente los anteriores segmentos N2 y N3. Ese universo fue posteriormente alcanzado por la migración hacia el nuevo régimen, aunque eso no significa que podamos afirmar que actualmente existan exactamente 384.500 beneficiarios.

Respecto del consumo, el esquema que reclamamos para una provincia con las características climáticas de Tucumán debería permitir durante los meses críticos ampliar considerablemente el bloque subsidiado, pudiendo alcanzar hasta 550 kWh mensuales.

Eso puede significar un alivio importante para una familia que durante diciembre, enero, febrero o marzo necesita utilizar ventiladores o aire acondicionado durante muchas horas.

Pero hay algo que debemos repetir: 550 kWh subsidiados no significan 550 kWh gratis ni significan automáticamente una factura 50% más barata.

El beneficio opera sobre el componente energético alcanzado por la bonificación. Los restantes conceptos de la factura continúan existiendo.

Por eso necesitamos una política de comunicación muy seria. Si prometemos que Zonas Cálidas va a resolver el problema tarifario y después el usuario recibe una factura que continúa siendo elevada, la medida termina generando frustración.

El subsidio debe ser una herramienta de protección para atravesar los meses de mayor demanda, no una excusa para dejar de discutir el costo estructural de la energía.

Tenemos que dejar de administrar solamente la emergencia y empezar a discutir una verdadera política energética para Tucumán.

Argentina tiene un problema serio de infraestructura de transporte eléctrico. Durante el período 2003-2015 se construyeron aproximadamente 5.500 kilómetros de líneas de alta tensión, además de grandes interconexiones que permitieron ampliar el Sistema Argentino de Interconexión.

Después ese ritmo de expansión se redujo considerablemente.

Durante el gobierno de Alberto Fernández se intentó reactivar el Plan Federal de Transporte

Eléctrico. En 2022, durante la gestión de Flavia Royón en la Secretaría de Energía, se proyectaron seis nuevas líneas con una inversión estimada de USD 1.140 millones y Tucumán estaba expresamente comprendida entre las provincias beneficiarias.

Con el gobierno de Javier Milei cambió el modelo. El Estado nacional decidió trasladar estas grandes inversiones hacia un régimen de concesión de obra pública con participación y financiamiento privado.

El Gobierno nacional proyectó 16 obras prioritarias, más de 5.600 kilómetros de nuevas líneas y aproximadamente USD 6.600 millones de inversión. Sin embargo, una cosa es tener una cartera de proyectos y otra es tener las líneas efectivamente construidas.

La primera gran licitación que avanzó bajo este nuevo esquema fue AMBA I, destinada a reforzar prioritariamente el abastecimiento del Área Metropolitana de Buenos Aires.

Mientras tanto, Tucumán continúa esperando obras estructurales.

Tenemos un ejemplo muy concreto: la Estación Transformadora El Espinillo.

Es una obra estratégica para la provincia. Está proyectada para vincularse con el sistema de 500 kV, descargar El Bracho y contribuir al cierre del anillo de 132 kV de Tucumán.

La Provincia había avanzado incluso con la expropiación del terreno necesario para construirla. Sin embargo, frente a la falta de concreción de la obra y de los recursos necesarios, el Gobierno provincial desistió de continuar con la adquisición del inmueble.

Entonces tenemos una situación difícil de explicar: necesitamos la obra, sabemos que es estratégica, tenemos identificado dónde debería construirse, pero si mañana apareciera finalmente el financiamiento o se licitara el proyecto, ni siquiera tendríamos consolidada la disponibilidad del terreno.

Ese caso demuestra por qué las grandes obras de transporte eléctrico no pueden quedar libradas exclusivamente a la rentabilidad inmediata.

El privado naturalmente analiza inversión, riesgo, rentabilidad y recupero. El Estado tiene que mirar además desarrollo territorial, crecimiento productivo, seguridad energética y federalismo.

A eso debemos sumar otro problema que tiene Tucumán: todavía existen sistemas de

generación aislada mediante combustibles, cuyo funcionamiento implica costos elevados. Tenemos que avanzar progresivamente hacia soluciones más eficientes y sustentables.

Pero incluso todo esto resulta insuficiente si seguimos pensando solamente en infraestructura y “fierros”.

Tucumán necesita una política energética provincial de largo plazo. Necesitamos un Plan Energético Provincial a 20 años que trascienda a los gobiernos y establezca objetivos concretos, etapas, inversiones y mecanismos de financiamiento.

Ese plan debe contemplar la expansión y modernización de nuestra red eléctrica troncal, nuevas estaciones transformadoras y las inversiones necesarias para acompañar el crecimiento de la demanda. 

Pero también tenemos que revisar y modernizar nuestro parque de generación.

Y tenemos una deuda enorme con las energías renovables. Tucumán dispone de recursos

naturales que pueden ser mucho mejor aprovechados, particularmente en materia fotovoltaica, donde estamos muy atrasados respecto de nuestro potencial.

Tenemos que desarrollar generación distribuida, facilitar que hogares, comercios, industrias y edificios públicos puedan producir parte de su energía, impulsar proyectos solares de mayor escala y comenzar a discutir seriamente almacenamiento y generación descentralizada.

La política energética también tiene que estar vinculada directamente con el desarrollo

productivo. Sin energía suficiente, confiable y a precios razonables no hay industria, no hay inversión y no hay crecimiento posible.

Por eso nuestra discusión no termina en cuánto aumentó la factura este mes.

El verdadero debate es qué matriz energética queremos para Tucumán dentro de diez o veinte años.

Podemos continuar reaccionando cada verano frente al aumento del consumo, reclamando subsidios y discutiendo tarifas, o podemos construir una política de Estado que determine cuánta energía vamos a necesitar, de dónde la vamos a obtener, cómo la vamos a transportar y quién va a financiar las inversiones necesarias.

Los subsidios sirven para aliviar una factura. Las obras sirven para cambiar durante décadas la estructura energética de una provincia.

Y esas obras tienen que formar parte de una planificación mucho más amplia.

Tucumán necesita un Plan Energético Provincial a 20 años, construido con participación del Estado, universidades, sector productivo, especialistas, trabajadores y asociaciones de usuarios.

Porque la energía no puede planificarse mirando la próxima factura ni la próxima elección. Las decisiones que no tomemos hoy en materia energética las vamos a pagar durante las próximas dos décadas.

YPF prevé solicitar en 2027 su incorporación al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para avanzar con la explotación de Vaca Muerta en Mendoza. El anuncio fue realizado por el presidente de la compañía, Horacio Marín, en el marco de los planes para desarrollar el potencial de la formación no convencional en el sur provincial.

La estrategia contempla continuar con los trabajos exploratorios en Malargüe y avanzar en el desarrollo de las áreas que la empresa posee en territorio mendocino. La iniciativa busca determinar las posibilidades productivas de los recursos y establecer las condiciones necesarias para una eventual explotación a mayor escala.

La presentación al RIGI está prevista para 2027 y forma parte de la planificación de inversiones de la petrolera. El avance del proyecto dependerá de los resultados de las tareas exploratorias y de las definiciones técnicas y económicas que adopte la compañía.

YPF acordó adquirir el 24,99% de las acciones de YPF Luz que todavía estaban en manos de BNR Power Investments B.V., por un monto de US$ 430 millones. Con la operación, la petrolera pasará a controlar la totalidad del capital de la compañía dedicada a la generación eléctrica.

La adquisición se enmarca en la estrategia de YPF para fortalecer su participación en el negocio energético y consolidar su presencia en el mercado eléctrico. La operación permitirá incorporar el control total de una empresa que desarrolla proyectos de generación y abastece a grandes consumidores.

La transacción deberá completar las condiciones previstas para su concreción. Una vez finalizada, YPF tendrá el 100% de YPF Luz y podrá integrar plenamente las decisiones estratégicas de la generadora a su planificación corporativa.

El 54% de los profesionales argentinos del sector energético que trabajan en el exterior evalúa regresar al país, según un relevamiento difundido en el marco del crecimiento de la actividad en Vaca Muerta. El dato refleja la posibilidad de recuperar parte de los recursos humanos especializados que desarrollan su carrera fuera de la Argentina.

La encuesta de la consultora NUMAN identificó que una parte de los consultados analiza activamente la posibilidad de volver, mientras que otros condicionan esa decisión a la aparición de una propuesta laboral adecuada. Las oportunidades profesionales y las condiciones económicas aparecen entre los factores que pueden influir en el regreso.

La disponibilidad de personal calificado constituye un aspecto relevante para la expansión de la industria energética, que demanda especialistas para sus proyectos de exploración, producción e infraestructura. En ese escenario, el eventual retorno de trabajadores argentinos podría contribuir a cubrir las necesidades de contratación del sector.

Genneia inauguró un nuevo parque solar en San Juan, en una iniciativa que amplía la capacidad de generación de energía renovable de la provincia. El acto contó con la participación de Jorge Brito, presidente de la compañía, y del gobernador Marcelo Orrego.

El complejo cuenta con una capacidad instalada de 129 megavatios y una superficie de aproximadamente 500 hectáreas, donde se distribuyen paneles fotovoltaicos. El proyecto demandó una inversión de US$ 110 millones y apunta a abastecer la demanda eléctrica de grandes usuarios, entre ellos empresas vinculadas con la actividad minera.

La puesta en marcha de la instalación fortalece la presencia de Genneia en el mercado de energías renovables y amplía la infraestructura energética de San Juan. La compañía busca responder a las necesidades de consumo de las actividades productivas mediante una mayor participación de fuentes solares en la matriz eléctrica.

La Comuna de Chañar Ladeado en Santa Fe concretó la firma del contrato para construir un Parque de Energía Solar Fotovoltaica Comunal Los trabajos incluyen nuevas perforaciones y la incorporación de tecnología para optimizar la calidad del agua distribuida a la población.

El proyecto contempla la instalación de módulos de ósmosis inversa, sistemas de filtrado y cisternas para almacenar agua cruda y tratada. Estas incorporaciones buscan aumentar la capacidad de procesamiento y fortalecer la infraestructura disponible para responder a la demanda local.

La obra se encuentra en su etapa final, con tareas pendientes para completar las instalaciones y realizar las pruebas de funcionamiento. Una vez finalizados esos trabajos, el sistema permitirá mejorar las condiciones de producción, tratamiento y almacenamiento del agua potable en la localidad.

Argentina quiere más inversiones. Las necesita. Pero tiene un problema estructural que no puede ignorarse: su red eléctrica está sobreexigida. El diagnóstico oficial de julio de 2026 es contundente: las principales estaciones transformadoras del país operan por encima del 90% de su capacidad instalada, y más del 60% de las fallas en la distribución ocurren en alimentadores con más de 25 años de antigüedad. 

El sistema eléctrico argentino no fue diseñado para absorber la demanda del siglo XXI, y los números lo confirman: mientras el consumo residencial creció cerca del 20% en la última década, las líneas de alta tensión apenas aumentaron un 8%.

El resultado de esa brecha es visible y cotidiano. El 15 de enero de 2026, una falla en la estación transformadora de Morón dejó sin electricidad a 800.000 usuarios del Área Metropolitana de Buenos Aires. En septiembre de ese mismo año, un incidente similar en la estación Malaver afectó a 600.000 personas. La fragilidad del sistema no es una amenaza abstracta: es una realidad que se repite cada verano y cada pico de demanda.

Sobre ese escenario, el gobierno nacional tomó una decisión que marca un antes y un después: los grandes proyectos de inversión, aquellos que por su magnitud podrían comprometer la estabilidad del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), deberán llegar con el suministro eléctrico resuelto desde el diseño. La norma que lo establece es la Resolución 264/2026, publicada el 25 de septiembre, que crea el Régimen de Demandas Extratendenciales (XDEM).

El XDEM establece un umbral claro: toda nueva demanda o ampliación que supere el 0,5% de la demanda media del Mercado Eléctrico Mayorista —hoy equivalente a unos 80 MW— deberá autogestionarse. Los proyectos alcanzados son dos grandes categorías: XDEM-DATOS, que incluye centros de datos, inteligencia artificial e infraestructura digital; y XDEM-PRODUCCIÓN, que comprende minería, plantas de GNL, hidrógeno verde y otras industrias electrointensivas.

Las obligaciones son concretas. Los desarrolladores deberán presentar un Plan Especial de Abastecimiento (PEA) a cinco años, acreditar contratos de nueva oferta que cubran al menos el 80% de su energía mensual consumida, y garantizar potencia firme equivalente al 100% de su demanda máxima —o al 115% en el caso de los centros de datos, por su sensibilidad operativa—. En términos simples: quien quiera consumir en escala industrial, deberá construir o contratar la energía que necesita. No tomarla de una red que ya está al límite.

La medida es una respuesta directa a una lógica que hasta ahora primaba en el sector: conectar grandes proyectos a la red pública y dejar que el sistema absorbiera la demanda adicional. Esa ecuación ya no cierra.

Para entender por qué el cambio es necesario, basta con observar los casos concretos que están sobre la mesa. El yacimiento Cerro Dragón, operado por Pan American Energy en Chubut, es quizás el ejemplo más ilustrativo de lo que significa la energía de escala industrial. La compañía desarrolló un sistema eléctrico propio basado en centrales térmicas alimentadas con el gas que el propio yacimiento produce. Su ciclo combinado tiene una capacidad de 160 MW, complementada con generación renovable. Según un estudio de 2023, la potencia instalada total del sistema de Cerro Dragón asciende a unos 414 MW —una potencia equivalente al pico de demanda que registró toda la provincia de Formosa en 2025, de aproximadamente 440 MW. Un solo yacimiento con infraestructura eléctrica de escala provincial.

El proyecto Josemaría, impulsado por Vicuña Argentina S.A. —la sociedad formada por BHP y Lundin Mining para desarrollar uno de los emprendimientos cupríferos más importantes de San Juan—, lleva esa dimensión a un nivel todavía mayor. En su primera fase de operación, la demanda máxima proyectada es de 260 MW, con un consumo estimado de 1.749 GWh anuales. En etapas posteriores, esa cifra escalaría a 400 MW y luego a 700 MW. La inversión total del proyecto supera los 9.700 millones de dólares, con perspectivas de alcanzar los 18.000 millones en fases avanzadas, y ya fue incorporado al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

Para conectar Josemaría al sistema, el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) autorizó en julio de 2026, mediante la Resolución N° 330, la construcción de una nueva línea de 500 kV con estaciones transformadoras propias —como la ET Chaparro—, con una inversión de infraestructura eléctrica estimada en unos 800 millones de dólares financiada íntegramente por la minera. Con el XDEM vigente, proyectos de esta envergadura deberán adecuar también su plan de abastecimiento energético en un plazo de 60 días.

La lógica detrás de la nueva regulación es doble. Por un lado, protege a los usuarios residenciales, comerciales y pymes, que históricamente han cargado con las consecuencias de un sistema saturado. Por otro, crea condiciones para que las grandes inversiones sean sostenibles en el tiempo: un proyecto minero o un centro de datos que depende de una red frágil es un proyecto en riesgo permanente.

El gobierno también avanza en paralelo con un plan de infraestructura de transmisión de 6.600 millones de dólares, financiado íntegramente por el sector privado bajo un esquema de concesión a 30 años. El plan contempla 16 proyectos prioritarios, incluyendo más de 5.600 kilómetros de nuevas líneas de alta tensión —un incremento del 38% sobre la red existente— y sistemas de almacenamiento en baterías (BESS) por 700 millones de dólares y 700 MW de capacidad, con los primeros sistemas en el AMBA operativos antes de fin de 2026.

La dirección es clara: si Argentina quiere más minas, más producción de recursos naturales, más centros de datos y más exportaciones, la infraestructura para sostenerlos tiene que formar parte de la inversión desde el principio. No es una condición que frene el desarrollo; es la condición que lo hace posible sin comprometer el acceso a la energía de quienes ya están conectados. Que los grandes proyectos lleguen con el suministro eléctrico resuelto desde el inicio no es una carga adicional. Es, ante todo, una gran idea.

YPF, Eni y XRG firmarán el próximo 26 de noviembre la decisión final de inversión del proyecto Argentina LNG, una iniciativa estimada en US$51.000 millones que busca convertir los recursos de Vaca Muerta en una plataforma de exportación de gas natural licuado a escala global.

La primera etapa contempla dos unidades flotantes de licuefacción, con una capacidad conjunta inicial de 12 millones de toneladas anuales. El proyecto podría alcanzar posteriormente las 18 millones de toneladas y, según las estimaciones de YPF, generar exportaciones cercanas a los US$10.000 millones anuales durante dos décadas.

Para avanzar con la infraestructura, YPF busca estructurar hasta US$16.000 millones de financiamiento. Entre los respaldos previstos aparece un acuerdo que habilita hasta US$6.000 millones del EXIM Bank de Estados Unidos, mientras que todavía resta avanzar con la licitación de los tubos destinados a los gasoductos.

La petrolera logró perforar 4.770 metros de rama lateral en una sola carrera dentro de un pozo de diseño slim, de diámetro reducido. La marca fue replicada en tres pozos diferentes durante un período de apenas diez días, con tres equipos de perforación y la participación coordinada de empresas de servicios especializados.

La técnica permite reducir el volumen de acero utilizado y el consumo de fluidos de perforación frente a los tradicionales pozos de mayor calibre. El objetivo es disminuir los costos operativos y mejorar la eficiencia en el desarrollo de las ramas horizontales de la formación neuquina.

La operación también cuenta con seguimiento tecnológico en tiempo real desde el Real Time Intelligence Center de YPF, ubicado en Puerto Madero. Desde allí, geólogos e ingenieros analizan de manera permanente los datos de perforación y fractura para ajustar los parámetros de trabajo.

La comisión de Hidrocarburos y Energía de la Legislatura de Neuquén dio despacho por mayoría al acuerdo entre la provincia y 15 operadoras para financiar obras viales en la zona de Vaca Muerta. El esquema contempla adelantos de regalías por hasta US$177,6 millones para pavimentar y repavimentar las rutas 7, 8 y 51.

Las obras estarán destinadas a mejorar la circulación hacia Añelo y Rincón de los Sauces e incluyen distintos tramos de las tres rutas. Una vez terminadas, permitirán contar con tres alternativas para llegar a Añelo y contribuirán a descongestionar el tránsito que actualmente concentra parte de la actividad petrolera.

El acuerdo generó cuestionamientos de sectores del kirchnerismo y la izquierda, principalmente por el mecanismo de devolución de los fondos mediante regalías. El proyecto todavía debe pasar por otras comisiones antes de llegar al recinto, mientras que el Gobierno neuquino estima que algunas obras podrían comenzar antes de fin de año y otras durante 2027.

YPF inauguró en la ciudad de Córdoba la primera estación YPF Black del interior del país y la primera desarrollada y operada por un concesionario independiente de la red. El establecimiento está ubicado frente al puente de Villa Warcalde y cuenta con una superficie cercana a los 5.000 metros cuadrados, cuatro surtidores para combustibles líquidos y dos posiciones de GNC.

La estación fue desarrollada por Grupo Vespasiani y Guillermo Bollatti y cuenta con más de 30 colaboradores. La propuesta incorpora YPF Pit Stop y una tienda FULL con una oferta gastronómica que incluye productos de Carne, la marca creada por el chef Mauro Colagreco, además de Fonte D'Oro.

El concepto busca ampliar el tradicional servicio de una estación de combustible y convertirla en un espacio de servicios, gastronomía y conveniencia. La operación funciona las 24 horas y forma parte de la transformación que YPF lleva adelante sobre su red, que también contempla los formatos YPF Núcleo y Refiplus.

Pampa Energía aseguró que dispone de 800 MW de generación eléctrica para abastecer proyectos de centros de datos vinculados con inteligencia artificial en Vaca Muerta. La compañía también señaló que cuenta con tierra disponible para desarrollar una instalación de gran escala en la zona.

El presidente de Pampa Energía, Marcelo Mindlin, planteó que la oportunidad consiste en utilizar el gas de Vaca Muerta para generar electricidad y abastecer la creciente demanda de la inteligencia artificial. La empresa ya desarrolla otras formas de agregado de valor al gas, como el procesamiento de líquidos y la producción de urea.

La compañía tiene una capacidad instalada de 5.207 MW eléctricos, de los cuales 4.016 MW corresponden a generación termoeléctrica. En Neuquén opera la central Loma La Lata, de 780 MW, y la represa Pichi Picún Leufú, de 285 MW; según la empresa, esos recursos permitirían disponer de 780 MW en pocos meses para alimentar eventuales centros de datos.

Río Negro es la puerta de salida del gas y petróleo que se producen en Vaca Muerta y, además, es una provincia netamente turística. Cuando uno nombra marcas como Bariloche, El Bolsón, la producción de vinos y sidras, ballenas, Las Grutas, El Cóndor, Sierra Grande, la estepa patagónica, todo eso es Río Negro.

Es como un gran shopping donde uno puede encontrar fauna marina en el mar y los mejores atractivos de montaña de la Argentina, que comparten con Neuquén. Con toda esa variedad, además de ser “la casa” de uno de los sectores más pujantes hoy de la Argentina, Río Negro mostró sus bellezas, y oportunidades para invertir y hasta quedarse a vivir. 

De todo esto conversó Newstad Energía 2050 con Leopoldo Tiberi, responsable de Comunicación de la Agencia de Turismo de Río Negro

—¿Qué lugares de Río Negro recomendarías especialmente para quienes todavía no conocen esa parte de la provincia?

Se pueden googlear Meseta de Somuncurá, Comallo, Pilcaniyeu, Ruta 23. Van a entender que se estaban perdiendo una parte increíble de la Argentina, que es muy simple de recorrer. Cuando uno viaja de Buenos Aires al sur, el error nuestro siempre es ir apurado, querer llegar a Bariloche o a algún lado.

Se puede disfrutar un viaje alucinante: Buenos Aires, las lagunas de Buenos Aires, Guaminí, toda la obra de Bajo General Roca al valle rionegrino, cruzando La Pampa por puentes, por las represas, y de ahí decidir ir al mar, de ahí a la montaña por la 23 y volver tranquilo.

—También mencionás una ruta muy particular para recorrer la costa. ¿Qué tiene de especial ese recorrido?

Hay una ruta muy puntual que hace Viedma-El Cóndor hasta San Antonio Oeste, donde están Las Grutas. Es la Ruta Escénica número 1, 200 kilómetros donde uno prácticamente, en algunos tramos, va por la playa, va por la arena. Vas conduciendo en arena, entre caracoles, entre montañas. Hay reservas de lobos marinos durante todo el año.

Hay que descubrir, hay que pensar los viajes como una experiencia completa, no como “voy a un lugar y vuelvo”, sino como que disfruto al ir, disfruto al volver y, si me gustó, me quedo.

—Se está dando, desde hace varios años y en varias provincias del país, el fenómeno de que la gente se está cansando de las grandes ciudades y se va a vivir. ¿Lo ven ustedes?

Sí. Bariloche básicamente toda su vida ha recibido un gran proceso de migración constante, porque la gente va, descubre, ve la calidad de vida, se queda y vuelve, o lo tiene imaginario: “Cuando tenga tantos años, me vengo a vivir acá”.

Lo mismo está ocurriendo en la costa atlántica y en el valle, donde además de todo eso hay trabajo y las condiciones de vida son muy buenas. La gente está buscando otras opciones para vivir feliz, para vivir contenta. Es un fenómeno no solo de Río Negro, sino, creo, de todo el interior.

Son todos aquellos que han querido buscar su futuro en grandes ciudades y, en un momento, hacen el balance: “¿Fue negocio irme? ¿Es negocio que yo, que soy de Junín, que soy de Azul, me vaya a vivir a Buenos Aires, cuando mi familia y mis amigos están del otro lado?”. Para buscar plata estoy todo el día trabajando y no tengo afectos. Eso se está dando en todo el país: ir a buscar una mejor calidad de vida o volver al lugar donde tenías tu calidad de vida.

—¿El sector energético está empujando en ese proceso?

El sector energético está dando mucho empleo, en niveles muy grandes. Mucha de la gente que va a trabajar, que está capacitada para ese trabajo, descubre lugares donde están asentados que son maravillosos.

Muchos empleados y trabajadores de todo lo que es petróleo y gas están alojados en las ciudades marítimas de Río Negro, en Playas Doradas, en Sierra Grande, en Las Grutas, y deciden quedarse a vivir ahí porque es alucinante vivir al lado del mar en esos lugares.

—¿Qué está priorizando hoy la gente a la hora de tomar esa decisión?

Son procesos migratorios, son procesos de cambio de consumo personales. Está cambiando todo muy rápido en materia de ese tipo de cosas: dónde vivo, qué priorizo, mi calidad de vida, mi trabajo y la calidad de vida de mi familia.

La Argentina debería tener una actitud mucho más activa respecto de la explotación petrolera y la exploración de la zona de plataforma económica exclusiva, que es una superficie enorme que abarca desde nuestras costas hasta 380 millas mar adentro.

La Argentina ha hecho esfuerzos prácticamente nulos, al igual que las inversiones, para conocer la potencialidad de encontrar nuevos recursos petroleros en esta zona. No hablo de ninguna manera de introducirse en la zona británica o que Gran Bretaña mantiene, porque esto llevaría a un conflicto de tipo armado, como ya ha habido, con resultados muy negativos.

Pero la Argentina debería demostrar una vocación atlántica en materia de exploración, acercándose lo más posible a esa zona, pero sin entrar específicamente en ella.

El único ejemplo bueno que tenemos es el de la empresa francesa Total Austral, que desde aproximadamente 1986 hasta la fecha ha hecho descubrimientos muy importantes en el mar vecino, frente a las costas patagónicas, encontrando yacimientos muy importantes de gas natural que producen gas para la Argentina, demostrando que la zona es rica en hidrocarburos.

Entonces, ¿qué es lo que planteo? Una presencia atlántica, sobre todo de YPF y de otras empresas privadas que quieran explorar las zonas, por lo menos en nuestra plataforma económica exclusiva, que se extiende hasta las 380 millas, es decir, va más allá de lo que son las Malvinas.

Una estrategia de presencia atlántica cercana a otras zonas que nosotros reivindicamos como propias afianzaría, por un lado, nuestros derechos y, por otro, nuestras posibilidades de producir más petróleo y más gas. No podemos pensar solamente en Vaca Muerta.

Teniendo en cuenta que América del Sur y África eran continentes que estaban unidos y que hace 110 millones de años comenzaron a separarse por razones geológicas, se ha demostrado que en las zonas cercanas a África hay grandes cantidades de descubrimientos petroleros. Por lo tanto, si estos continentes estuvieron unidos, es posible que gran parte de esos recursos también estén en la zona más cercana de América del Sur.

Ahí es donde creo que, sobre todo YPF, que ha sido nuestra empresa de bandera, debería tener mucha más actividad, por lo menos en nuestra zona económica exclusiva, en el Atlántico. 

El próximo 5 de noviembre va a desarrollarse la primera edición de Argentina +Renovable 2026, un nuevo encuentro anual que buscará reunir a empresas, autoridades, especialistas y referentes técnicos de la industria de las energías renovables.

El evento se está organizando desde ahora por La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER). A propósito, Martín Dapelo, secretario de Cader, anticipó a Newstad Energía 2050: “Es el primer evento que que va a hacer Cader y la idea es que mantenerlo despues en el tiempo. Es la primera edición de Argentina más renovable y es un evento 100% organizado con Cader con el objetivo de establecer las prioridades de la agenda energética y de la política energética y de renovables en el país”.

La jornada se desarrollará en Cyan Americas Towers, en la Ciudad de Buenos Aires, y contará con siete horas de programación continua y paneles temáticos dedicados a los principales desafíos y oportunidades que atraviesa el sector energético.

La agenda incluirá distintas áreas vinculadas con la transición energética, entre ellas energía solar, energía eólica, bioenergías, almacenamiento, hidrógeno verde, movilidad eléctrica y generación distribuida.

El encuentro convocará a representantes de distintos segmentos de la cadena de valor, incluidos fabricantes, desarrolladores, consultoras, entidades financieras, aseguradoras, autoridades y representantes diplomáticos.

Según agregan desde CADER, el objetivo es generar un espacio de intercambio entre los distintos actores de la industria y abordar las perspectivas de desarrollo de las energías renovables en Argentina.

La actividad será presencial y tendrá un cupo limitado, con inscripción previa. Para los socios de CADER, la participación será gratuita, mientras que para empresas y profesionales que no pertenezcan a la cámara tendrá un costo de 100 dólares por participante.

Con este encuentro de audiencias específicas, se buscaa brindarvisibilidad, posicionamiento y oportunidades de vinculación ante paneles calificados, integrada por empresas, autoridades, especialistas, referentes técnicos y tomadores de decisión de toda la cadena de valor.

Argentina +Renovable 2026 se llevará a cabo el jueves 5 de noviembre en Libertad 1070, Ciudad de Buenos Aires, con el desafío de convertirse en un evento que se vuelva una tradición para el sector de renovables.

YPF prevé tomar a fines de noviembre la decisión final de inversión para Argentina LNG, el proyecto destinado a producir y exportar gas natural licuado de Vaca Muerta. La iniciativa, desarrollada junto con la italiana ENI y la emiratí XRG, contempla una inversión total estimada en US$ 51.000 millones en distintas etapas.

El proyecto recibió una propuesta de financiamiento de hasta US$ 6.000 millones del Eximbank de Estados Unidos, mientras la compañía negocia otros créditos por entre US$ 14.000 millones y US$ 16.000 millones. En paralelo, YPF avanza con acuerdos para la venta futura del GNL y con las definiciones de infraestructura necesarias.

Entre los próximos hitos figura la definición, el 20 de octubre, de la empresa que proveerá los caños para el gasoducto de 48 pulgadas que conectará Vaca Muerta con Punta Colorada, en Río Negro. Las obras del proyecto comenzarían a principios de 2027 y contemplan plantas de tratamiento, ductos, infraestructura portuaria y unidades flotantes de licuefacción.

La Pampa presentará en noviembre un nuevo esquema de beneficios destinado a empresas que busquen instalarse en la provincia para abastecer a Vaca Muerta. El gobernador Sergio Ziliotto dará a conocer la propuesta el 5 de noviembre, durante un encuentro con alrededor de un centenar de empresarios en la Ciudad de Buenos Aires.

El programa contempla créditos fiscales por generación de empleo, exenciones tributarias de largo plazo en Ingresos Brutos, Sellos e Inmobiliario y financiamiento bonificado a través del Consejo Federal de Inversiones (CFI). También se ofrecerá infraestructura en parques industriales y en la Zona Franca de General Pico.

La iniciativa busca aprovechar la ubicación de La Pampa como punto de conexión entre los principales centros industriales del país y la cuenca neuquina. La provincia apunta a desarrollar un hub logístico y de servicios para la cadena de Vaca Muerta, a partir del tránsito de insumos y equipos y de sus menores costos operativos frente a otras zonas de la región.

El Gobierno de Neuquén recibió al embajador de Indonesia en Argentina, Uruguay y Paraguay, Sulaiman Syarif, para analizar oportunidades de cooperación e inversión en sectores estratégicos. La agenda incluyó conversaciones sobre energía, minería, producción agropecuaria y posibles vínculos entre empresas de ambos países.

Durante las reuniones se presentó el potencial energético de la provincia, con especial énfasis en Vaca Muerta, y se analizaron posibilidades de cooperación en energía geotérmica. También se planteó avanzar en contactos con empresas proveedoras de GNL ante el eventual interés de Indonesia por el gas natural licuado producido en Argentina.

Desde Neuquén también destacaron el interés de Indonesia en fortalecer su seguridad energética y acceder a fuentes confiables para sus necesidades de largo plazo. El embajador anticipó que transmitirá los resultados de la visita a empresas estatales de su país con actividad e inversiones en América Latina.

Brasil realizará en octubre su primera subasta de gas natural destinado a la industria, en un esquema que podría abrir posteriormente una oportunidad para el gas producido en Vaca Muerta. La estatal Pre-Sal Petróleo (PPSA) prevé licitar 1,1 millones de metros cúbicos diarios para entregas entre marzo y diciembre de 2027.

La primera compulsa será de corto plazo y apunta a consumidores industriales libres, con prioridad para sectores como el químico y petroquímico, fertilizantes, cerámico, vidrio y siderurgia. El Gobierno brasileño busca ampliar la oferta y reducir los costos del gas para las industrias, que en los últimos años enfrentaron precios elevados por la menor disponibilidad de gas regional y el aumento de las importaciones de GNL.

El esquema contempla además futuras subastas de largo plazo, con entregas a partir de 2030. En ese escenario, Brasil analiza incorporar gas importado de Vaca Muerta o GNL, una posibilidad que podría favorecer el desarrollo de nuevos proyectos de transporte en Argentina si se concretan contratos de suministro de largo plazo.

La Unión Europea advirtió sobre una posible crisis de precios de la energía como consecuencia del impacto de la guerra en Irán sobre los mercados internacionales de petróleo y gas. El comisario europeo de Energía, Dan Jorgensen, pidió a los Estados miembros evaluar medidas para reducir el consumo de gas natural y electricidad ante el escenario de mayores costos.

El bloque no registra por ahora problemas de abastecimiento, pero el aumento de los precios dificulta la reposición de las reservas antes del invierno europeo. Los depósitos de gas se encuentran cerca del 70% de su capacidad, unos 12 puntos porcentuales por debajo del nivel registrado durante el mismo período del año pasado.

Entre las alternativas planteadas figuran medidas para reducir la demanda durante los períodos de mayor consumo, como limitar la temperatura en edificios públicos, restringir la calefacción exterior y apagar el alumbrado público considerado no esencial. La Comisión Europea señaló que el suministro continúa estable y que los hogares y servicios esenciales mantienen protección ante eventuales problemas graves de abastecimiento.

La discusión sobre las condiciones que deben cumplir las grandes inversiones mineras y energéticas volvió a instalarse a partir de los cuestionamientos del ministro de Desregulación y Transformación del Estado, Federico Sturzenegger, a las normativas provinciales y municipales que establecen preferencias para proveedores locales. 

El planteo del Gobierno apunta a evitar que esas exigencias terminen incorporando costos adicionales o restricciones que, desde la perspectiva oficial, puedan afectar la llegada de capitales y el desarrollo de proyectos de gran escala.

“Muchas provincias han empezado a desarrollar leyes que dicen que los proveedores de la industria minera tienen que ser locales, provincias o municipales. Me parece que es un problema. La Argentina se merece y puede tener en varios años tener empresas mundiales que sean proveedores de servicios mineros”, afirmó días atrás el ministro desregulador durante un evento de una fundación liberal. 

En base a estas declaraciones, Newstad Energía 2050 consultó a Nicolás Malinovsky, autor de Crítica de la energía política (2025),  y magíster en Gestión de la Energía para entender la postura oficial. Según explicó, el planteo de Sturzenegger se vincula con las regulaciones locales que buscan promover el agregado de valor y el desarrollo de proveedores en los territorios donde se radican inversiones extranjeras. “Uno pensaría y aspiraría a que eso se produzca cuando hay inversiones extranjeras en los territorios”, opinó.

Malinovsky sostuvo que la posición oficial entra en tensión con las políticas provinciales que buscan generar encadenamientos productivos alrededor de la minería y la energía. Al mismo tiempo, explicó que la lógica del Gobierno se encuentra vinculada con el régimen de incentivos para grandes inversiones, que establece condiciones destinadas a otorgar previsibilidad y reducir obstáculos para los proyectos de gran escala. 

El especialista exlica que el “compre nacional” que pretenden provincias mineras “pone en disgusto al Gobierno porque va en contra de lo que se aprobó en el RIGI o en la Ley de Bases, que eximen a las empresas extranjeras que se asienten bajo esa modalidad —extranjeras o nacionales también, pero apuntado a capitales transnacionales—. Hay uno de los artículos que plantea que no necesariamente tienen que fomentar el desarrollo de proveedores locales”

“El RIGI plantea que las empresas transnacionales podrían desarrollar proveedores locales siempre y cuando no genere retardos o sobrecostos a las empresas que lo hagan. Entonces, con esa salvedad, pueden quedar eximidas”, agregó.

Desde la perspectiva del Gobierno de Javier Milei, el objetivo es evitar que las inversiones que ingresan al país bajo el RIGI enfrenten, una vez aprobadas a nivel nacional, nuevas exigencias regulatorias en las jurisdicciones donde se desarrollan los proyectos. La discusión, por lo tanto, no se limita al denominado “compre local”, sino que involucra el equilibrio entre las facultades provinciales, los incentivos nacionales a la inversión y la necesidad de garantizar condiciones homogéneas para proyectos que requieren desembolsos de gran magnitud.

Malinovsky también vinculó el planteo con las recientes declaraciones del embajador de Estados Unidos, Peter Lamelas, quien señaló la necesidad de profundizar las reformas en las provincias y los municipios luego de los cambios implementados a nivel nacional. El análisis introduce así una dimensión adicional al debate: el impacto que las reglas locales pueden tener sobre sectores considerados estratégicos para la inversión extranjera, particularmente minería, hidrocarburos y energía.

En ese punto aparece una particularidad del sistema argentino. Tras la reforma constitucional de 1994, las provincias tienen el dominio originario de los recursos naturales existentes en sus territorios. Esto significa que, mientras la Nación define marcos generales para atraer inversiones y establece regímenes como el RIGI, las provincias conservan competencias centrales sobre los recursos mineros y energéticos. 

Para Malinovsky, esa distribución de competencias explica buena parte de la disputa actual y plantea un escenario en el que Nación, provincias y municipios deben compatibilizar sus regulaciones.

La posición del Gobierno nacional parte de una premisa diferente: para atraer inversiones internacionales en sectores intensivos en capital, Argentina necesita reducir la cantidad de obstáculos regulatorios y garantizar reglas previsibles. Desde esa mirada, las exigencias de contratación de proveedores locales pueden resultar positivas cuando mejoran la integración productiva, pero se convierten en un problema cuando obligan a las compañías a contratar en determinadas condiciones aun cuando eso implique mayores costos o demoras.

El conflicto plantea, en definitiva, una discusión sobre qué tipo de desarrollo productivo busca promover la Argentina: mientras las provincias mineras y energéticas pretenden que las grandes inversiones tengan un impacto directo sobre sus empresas y trabajadores, la Nación procura que esas condiciones no se conviertan en barreras para el ingreso de capital.

La Argentina registró en agosto un superávit comercial de US$2.187 millones, impulsado especialmente por el crecimiento de las exportaciones de combustibles y energía. Según los datos del INDEC, las ventas externas alcanzaron los US$8.883 millones, un 12,4% más que en agosto de 2025, mientras que el rubro de combustibles y energía creció 41,2%, hasta los US$1.494 millones.

Entre enero y agosto, las exportaciones acumularon US$67.240 millones, unos US$11.835 millones más que durante el mismo período del año pasado. En ese lapso, el saldo comercial positivo llegó a US$18.249 millones, frente a los US$5.109 millones registrados en 2025. El incremento de las ventas energéticas se produce en paralelo con la expansión de la producción de Vaca Muerta y el aumento de la capacidad destinada a la exportación.

VMOS, la sociedad integrada por YPF y otras petroleras para desarrollar la infraestructura de evacuación de crudo desde Vaca Muerta hacia el Atlántico, colocó su primera obligación negociable en el mercado argentino por US$233,6 millones, más del doble de los US$100 millones que había establecido como objetivo inicial. Los títulos tienen un plazo de 48 meses y una tasa fija anual del 6,25%.

La operación complementa el préstamo sindicado internacional de US$2.000 millones obtenido en 2025 para financiar el proyecto. La obra de Vaca Muerta Oil Sur registra un avance del 80% sobre una inversión inicial estimada en US$3.000 millones e incluye un oleoducto de 437 kilómetros, estaciones de bombeo, almacenamiento y una terminal exportadora en Punta Colorada, Río Negro. El sistema fue diseñado para ampliar progresivamente su capacidad hasta unos 550.000 barriles diarios, con posibilidades de futuras expansiones.

YPF presentó al RIGI un proyecto denominado LLL Oil, que contempla una inversión estimada en US$25.000 millones durante 15 años para desarrollar de manera integrada distintas áreas de Vaca Muerta. El programa prevé la perforación y terminación de 1.152 pozos y apunta a alcanzar una producción estabilizada de 240.000 barriles diarios de petróleo a partir de 2032.

De acuerdo con las proyecciones difundidas por la compañía, la totalidad del petróleo producido por LLL Oil tendría como destino el mercado externo y sería evacuado mediante VMOS. YPF calcula que el proyecto podría generar unos US$6.000 millones anuales de exportaciones desde 2032 y más de US$100.000 millones a lo largo de toda su vida útil. El gas asociado, estimado en unos 10 millones de metros cúbicos diarios, quedaría destinado al abastecimiento del mercado argentino.

El gobierno de Neuquén impulsa un esquema para que las empresas petroleras participen del desarrollo productivo de unas 5.000 hectáreas cercanas a las zonas de explotación de Vaca Muerta. La propuesta contempla aprovechar agua de río para proyectos de riego y promover el tratamiento y reutilización del flowback generado durante las operaciones de fractura hidráulica.

La iniciativa está vinculada con el Decreto 792/26, que triplicó inicialmente el canon por el uso de agua para la actividad hidrocarburífera y prevé nuevos incrementos. La provincia plantea reducir el impacto del canon para las compañías que desarrollen proyectos productivos, mientras que las petroleras reclaman precisiones sobre la implementación y advierten sobre el aumento de costos. Entre las alternativas productivas aparecen viñedos, olivares y cultivos forrajeros.

El sistema energético cubano sufrió el viernes una caída total de la red eléctrica, que dejó a millones de personas sin suministro. Según informó la Agencia AP, las autoridades cubanas atribuyeron el inicio del incidente a una falla en líneas de transmisión del occidente de la isla, que posteriormente provocó la desconexión de la zona oriental. Al momento de los primeros reportes, apenas el 5% de los usuarios de La Habana había recuperado el servicio.

El episodio se produjo en un contexto de reiterados apagones nacionales y déficit de generación. Según datos oficiales citados por AP, la demanda en las horas pico ronda los 3.200 MW, mientras que el déficit había llegado a 2.300 MW en agosto y se ubicaba en unos 1.900 MW durante esta semana. Las autoridades señalaron como factores de la reciente mejora parcial el regreso de unidades de generación, un mayor uso de crudo nacional y la incorporación de paneles solares.

Nuestro objetivo es que en este país haya energía y que sea al menor costo posible, que es decir a costos eficientes. Eso se logra con competencia, con mercados donde funcione la competencia y donde, fundamentalmente, las tarifas y los precios de la energía reflejen sus costos.

Además, como entendemos que hay un segmento de la población que aún tiene dificultades para el pago de la factura, tiene que haber subsidios, pero focalizados en aquellas familias que tienen ingresos más bajos. No puede haber subsidios generalizados porque eso lleva, primero, a que sea injusto y, además, a la ineficiencia en el uso de la energía.

Entonces, en este contexto, es que nosotros trabajamos ya en un subsidio que fue establecido en el Decreto 943 del año 2025, donde focalizamos el subsidio a la energía, tanto los consumidores de gas natural como de energía eléctrica. Pero queda en paralelo un régimen que fue llamado, en el año 2021, la Ley de Zona Fría, que subsidia a todos los consumidores, o sea, puedan pagar el costo real de la energía o no lo puedan pagar.

Y eso es algo que nosotros creemos que se tiene que corregir porque, además, hay una agravante: ese subsidio, a los que pueden pagar todo el costo de la energía y a los que necesitan algún grado de subsidio, se fondea con un cargo al consumo de gas a todos los usuarios del país.

Entonces, por ejemplo, una familia que tiene hoy un subsidio focalizado, por ejemplo, en el conurbano bonaerense, donde hay bolsones de poblaciones con bajos ingresos, tiene que destinar el 30% del subsidio que le da el Estado nacional, o sea, del que le subsidia una parte del consumo de ese gas, al pago de este cargo, de este impuesto al consumo de gas, para ir a un fondo que subsidia gente de altos ingresos.

Entonces, nosotros lo que queremos hacer es terminar con esta injusticia. Al mismo tiempo, sucede que lo que se recauda con este fondo no alcanza para pagar todo el subsidio. Entonces, nosotros deberíamos aumentar aún más este impuesto al gas, que además, yo mencioné el caso de las familias de bajos ingresos que lo pagan, pero también lo pagan las pymes. O sea, hoy en día este cargo lo pagan todos los usuarios del país, de nuevo para subsidiar a gente que no necesita este subsidio.

Entonces, esa es la lógica del cambio, de la modificación que estamos haciendo al régimen de Zona Fría. Primero, ¿quién lo tiene que recibir?  Lo tienen que recibir aquellas familias que realmente necesitan algún subsidio por parte del Estado para pagar la factura de gas.

También hacemos una diferenciación en lo que era la zona que siempre recibió el subsidio al consumo residencial de gas, que era la Patagonia, la Puna y Malargüe, que además, recuerdo, no se llamaba la de Zona Fría. Eso es un subsidio que venía de la década cuando estaba todavía Gas del Estado y que era porque eran zonas desfavorables, donde se les subsidiaba los combustibles líquidos y también el consumo de gas natural.

Entonces, cuando en el año 2021 el kirchnerismo saca la ley que la nombran Ley de Zona Fría, en la que amplían este beneficio con el argumento de que eran zonas frías y, en realidad, son zonas templadas, tengan en cuenta que en la Patagonia el consumo medio de un residencial son 4.500 metros cúbicos al año de gas, cuando en esta zona fría ampliada son 990 metros cúbicos y en el resto de las provincias que quedaron sin ningún tipo de subsidio llamado de Zona Fría tienen un consumo de 650.

Fue claramente una ley que buscó tener votos para las elecciones, pero que no tenía ninguna racionalidad desde el punto de vista de un esquema de subsidios que tiene que ser justo y ayudar efectivamente a las zonas y a las familias que realmente lo necesitan.

¿Por qué creemos que este subsidio es totalmente injusto? En el año 2025, el 47% del subsidio fue a los segmentos de mayores recursos, a las familias de mayores recursos; un 25% fue a sectores de ingresos medios y solo el 28% fue a familias de bajos recursos.

Si tomamos el total de usuarios del país de gas natural, el 30% de esos usuarios son usuarios de bajos ingresos que hoy tienen subsidios focalizados, y ese 30% de usuarios paga el cargo para fondear este subsidio de Zona Fría y no recibe ningún beneficio a cambio.

Además, cuando se amplía la Zona Fría, que en realidad es una zona templada, fue tan ridículo ese cambio que les voy a poner algunos ejemplos numéricos para que se entienda.

En la provincia de Buenos Aires, lo que hoy la ley actual considera Zona Fría, sin este subsidio, pagaría un 8% más que, por ejemplo, la gente que vive en la ciudad de La Plata, que es provincia de Buenos Aires pero que no tiene subsidios de Zona Fría. Con el régimen de Zona Fría actual termina pagando un 22% menos.

Reitero: familias que pueden afrontar el costo total del gas.

Entonces, nosotros insistimos en que creemos que lo primero que tiene esta modificación de la ley es un componente de justicia muy alto.

Por último, tampoco nos olvidemos de que cuando se crea tanto el régimen de la Patagonia como luego la Zona Fría ampliada, en el año 2021, no existía un régimen de subsidios al consumo de gas. Nosotros ahora tenemos un régimen de subsidio que es el régimen focalizado, donde estamos atendiendo efectivamente a aquellas familias que sí necesitan una ayuda del Estado nacional a través de un subsidio para sus facturas de gas natural.

La diputada nacional por Salta Gabriela Flores destacó en comunicación con Newstad Energía 2050 el entendimiento alcanzado entre los gobernadores del Norte y el Gobierno nacional para avanzar con un esquema de compensaciones por el mayor consumo eléctrico durante los meses de altas temperaturas. 

El acuerdo aparece vinculado al tratamiento en el Senado de la reforma del régimen de Zonas Frías, que reduce el alcance de los subsidios al gas y cuya discusión el oficialismo busca destrabar.

Flores sostuvo que se trata de una cuestión que trasciende las diferencias partidarias y destacó especialmente la participación del gobernador Gustavo Sáenz. “Sé que el gobernador se sentó en una reunión que nos beneficia muchísimo a todos los salteños, independientemente del sector político al que pertenezcamos, beneficia a los habitantes de las zonas cálidas”, afirmó.

En ese sentido, consideró que existe “una deuda muy grande que tenemos con las regiones del norte”, al remarcar las condiciones climáticas que atraviesan esas provincias. “Hay localidades donde hacen 50 grados tres cuartas partes del año y es muy difícil vivir sin utilizar energía para las heladeras, el aire acondicionado o cualquier elemento que permita mantener condiciones básicas de supervivencia. Es la misma necesidad que tienen quienes viven en las zonas frías”, explicó.

La legisladora también valoró el diálogo entre los mandatarios provinciales y Nación: “Sé que el gobernador se sentó, dialogó y se logró el acuerdo. Esa es la forma en la que nosotros venimos trabajando”. El planteo de las provincias norteñas busca que el eventual rediseño del régimen de subsidios al gas tenga como contrapartida un mecanismo de asistencia para los usuarios del Norte, donde el consumo eléctrico se dispara durante el verano. 

Flores también se refirió al escenario político y pidió postergar la discusión electoral. “Por fuera está la política. Se habla de candidatos y, para ser honesta, yo estoy fuera de esa discusión. Estoy trabajando dentro del Congreso y pensando en la gestión”, afirmó. Y agregó: “Creo que es un grave error adelantar procesos electorales y hablar de alianzas cuando todavía falta un año, o un poco más, para las elecciones nacionales”.

Finalmente, la diputada salteña enumeró las dificultades que, según su mirada, deberían concentrar la agenda legislativa: “El país está en una situación complicada, el campo está complicado, los jubilados están complicados y los comercios están complicados. Nuestra función es abocarnos a resolver esos problemas”.

El senador correntino Carlos Mauricio “Camau” Espínola confirmó que trabaja para reunir los consensos necesarios y que la intención es obtener dictamen ésta semana.

Espínola remarcó la importancia de destrabar el debate y avanzar con una propuesta que contemple las distintas realidades regionales. En ese marco, sostuvo que “hay que buscar los consensos necesarios para que la próxima semana podamos tener dictamen” y planteó la necesidad de encontrar un equilibrio entre la situación de las provincias alcanzadas por el régimen y los reclamos de las jurisdicciones del Norte.

En Santiago del Estero, una empresa desarrolla una alternativa para enfrentar uno de los desafíos más sensibles de la región: el acceso al agua segura. Samai Hidro impulsa un proyecto que utiliza tecnología de generación atmosférica de agua (AWG) para captar la humedad presente en el aire, transformarla en agua y someterla a un proceso de tratamiento para obtener un recurso apto para el consumo.

La iniciativa combina esta tecnología con generación de energía solar y sistemas de monitoreo digital, con pruebas que buscan determinar su capacidad de producción y sus posibilidades de implementación en distintos contextos. El objetivo es avanzar hacia un modelo descentralizado que pueda aportar una nueva fuente de abastecimiento, especialmente en zonas donde la infraestructura hídrica presenta mayores dificultades.

El desarrollo, que tiene a Santiago del Estero como punto de partida, plantea así una combinación entre innovación tecnológica, energías renovables y gestión del agua. La propuesta de Samai Hidro apunta a evaluar hasta dónde puede llegar esta tecnología y qué escala podría alcanzar como solución para comunidades y actividades productivas.

El CEO de Samai Hidro, Enzo Trungelliti, amplió a Newstad detalles del proyecto y su aporte a las energías renovables:

Justamente unos de los test que realizamos durante estos meses, fue  integrar un set de Paneles fotovoltaicos, baterias y un inversor/regulador para ocuparnos de la alimentación de los generadores de Agua. Los resultados fueron altamente positivos por lo cual ya tenemos un modelo de consumo que nos permite tabular la composicion de cada equipo solar segun el contexto donde se analice puntualmente la Generacion

Absolutamente,  lo vemos como un combo perfecto donde la tecnología de generación de agua atmosférica se nutre de 2 recursos renovables y abundantes, la luz y la humedad ambiente, para generar Agua. Simplificando en una formula fisica metaforica podemos asegurar que con nuestros generadores Samai es válido afirmar que Sol+Humedad= Agua por mas extraordinaria que suene esa formula

Efectivamente,  nuestra vision es que los generadores,  aun siendo perfectos para trabajar individualmente, se agrupen en redes de cercanía para multiplicar el efecto directo de abastecimiento y que ademas estas redes cubran cada vez mayor territorio. Ademas del lógico efecto de abastecimiento de agua segura,  contribuye ambientalmente eliminando por ejemplo la contaminación ambiental que actualmente generan los vehículos que trabajan en la logística de la distribucion, solo por citar un ejemplo

El presidente de YPF, Horacio Marín, anticipó que los proyectos que la compañía presentará bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) alcanzarán los US$154.100 millones, más del doble de los US$76.000 millones ya presentados. La estrategia está vinculada principalmente al desarrollo de Vaca Muerta y a la plataforma exportadora de Argentina LNG.

Marín confirmó además que el proyecto incorporará un tercer barco, con el objetivo de llevar la capacidad de producción a 18 millones de toneladas anuales de GNL. El ejecutivo proyectó que, junto con el desarrollo del oleoducto VMOS, YPF podría alcanzar hacia 2031 una producción consolidada de 2 millones de barriles equivalentes diarios entre petróleo y GNL.

La Argentina también busca convertir el crecimiento de los líquidos asociados al shale en una nueva fuente de exportaciones. Un estudio de la Universidad Austral proyecta que el país podría elevar sus exportaciones de GLP (gas licuado de petróleo) desde las actuales 1,6 millones de toneladas hasta entre 3 y 3,4 millones de toneladas en 2030, con ingresos superiores a los US$2.000 millones anuales.

Asia aparece como uno de los mercados con mayor potencial, especialmente India, China, Japón y Corea del Sur. El subsecretario de Hidrocarburos, Federico Veller, destacó que durante 2025 se enviaron a India las primeras 22.000 toneladas y que solo en el primer trimestre de 2026 salieron desde Bahía Blanca otras 50.000 toneladas. Para concretar ese salto, serán determinantes las nuevas instalaciones de procesamiento, almacenamiento y transporte de líquidos.

El crecimiento de la producción petrolera podría llevar a la Argentina a una posición inédita en el mercado internacional. Un informe elaborado por Deloitte proyecta que, si se mantiene el ritmo de inversiones y se amplía la infraestructura, el país podría alcanzar 1,5 millones de barriles diarios hacia 2030 y 1,7 millones en 2035.

Ese volumen permitiría pasar del puesto 19 al 14 entre los mayores productores mundiales y convertir a la Argentina en el segundo productor de petróleo de América Latina, detrás de Brasil. El informe estima además que las exportaciones hidrocarburíferas podrían crecer de US$11.000 millones en 2025 a US$46.700 millones en 2035, aunque para alcanzar esa escala será necesario sostener inversiones cercanas a US$20.000 millones anuales hacia el final de la década.

El salto productivo también empieza a reflejarse en la formación de recursos humanos. Según datos del Registro Federal de Instituciones de Educación Técnico Profesional, los egresados de carreras terciarias vinculadas con energía pasaron de 144 en 2022 a 284 en 2026, mientras que en energía eléctrica crecieron de 166 a 354. En minería e hidrocarburos, la cantidad aumentó de 282 a 469 en el mismo período.

La expansión de Vaca Muerta y de los proyectos mineros y energéticos elevó la demanda de perfiles técnicos especializados en producción, perforación, seguridad, instrumentación y automatización. La industria también requiere trabajadores con capacidades vinculadas al manejo de datos, sistemas de gestión y herramientas digitales, especialmente por la creciente complejidad de las operaciones no convencionales.

Un "crédito de carbono" es, en términos simples, un certificado que dice que en algún lugar del mundo se evitó emitir una tonelada de CO₂. Ese certificado se puede comprar y vender: una empresa o un país que contamina lo compra para "compensar" sus propias emisiones. La idea parece sencilla, pero no lo es en absoluto. El Senado argentino está debatiendo una ley para que Argentina participe de ese mercado a nivel internacional, en el marco de lo que el Acuerdo de París llama "Artículo 6".

Para que un crédito de carbono sea real, tiene que poder probarse que la reducción de emisiones realmente ocurrió, que no hubiera ocurrido igual sin el proyecto, que el problema no se trasladó a otro lugar y que la mejora va a durar en el tiempo. Cumplir con esas cuatro condiciones simultáneamente es enormemente difícil — especialmente cuando los proyectos involucran bosques, uso del suelo o forestación, que es exactamente lo que más se está proponiendo hacer en Argentina.

Hay una fuerte presión de empresas, consultoras internacionales y sectores económicos locales para entrar en este mercado, atraídos por la posibilidad de monetizar los bosques y recursos naturales del país. El riesgo es que, si los controles fallan, lo que se vende es "humo": certificados que no representan ninguna reducción real de emisiones, pero que permiten a quien los compra seguir contaminando (quemando combustibles fósiles) como si hubiera "compensado".

En la totalidad de las actividades que generan créditos de carbono basadas en actividades naturales (bosques, usos del suelo, forestación) pretenden falsamente “compensar” emisiones fósiles (quema de petróleo, carbón o gas). 

Esa compensación es un fraude. En un caso se trata de retener (temporalmente) carbono biogénico que circula entre la atmósfera y la biosfera (biomasa vegetal y animal) permitiéndole a otro país nuevas emisiones de carbono proveniente del subsuelo. El resultado neto es que nuevas emisiones de carbono se añaden a la atmósfera.

En el sistema anterior (el Protocolo de Kioto), los países en desarrollo no tenían metas de reducción de emisiones propias. Ahora sí las tienen. Eso significa que si Argentina vende créditos de carbono al exterior, esas toneladas "ahorradas" ya no pueden contarse como logro propio: el país las cede y tiene que registrarlas como emisiones adicionales en su inventario. Vender créditos, en este contexto, puede perjudicar el cumplimiento de los propios compromisos climáticos del país.

La meta climática que el gobierno argentino presentó ante las Naciones Unidas (llamada NDC) tiene poca ambición — se propone reducir menos de lo que podría. Eso no es casualidad: una meta laxa genera "créditos sobrantes" que se pueden vender. En otras palabras, algunos estarían inflando la meta para tener más para comercializar, no para reducir emisiones de verdad.

*El autor es Master en Energía (UBA) y asesor de Energía y Cambio Climático en el Círculo de Políticas Ambientales. 

YPF destacó el respaldo de las empresas de servicios petroleros SLB, Halliburton y Baker Hughes a la posición argentina sobre Malvinas, luego de que las tres compañías comunicaran que no participarán de proyectos hidrocarburíferos en las islas ni en los espacios marítimos circundantes.

La decisión tiene particular relevancia para Vaca Muerta, donde las tres empresas tienen una fuerte presencia y forman parte de la cadena de servicios que sostiene el desarrollo del shale argentino. En ese sentido, YPF interpretó las definiciones como una señal hacia el mercado internacional.

El posicionamiento se produjo en paralelo al endurecimiento de la política argentina respecto de las empresas que participen en actividades vinculadas con Malvinas. Para la petrolera estatal, el respaldo de estos gigantes internacionales representa también una señal de alineamiento con los intereses argentinos en el Atlántico Sur.

Desde Houston, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, presentó una estrategia centrada en aumentar fuertemente la producción de petróleo de Vaca Muerta. La compañía apunta a aprovechar el escenario de precios del crudo y acelerar las inversiones para ampliar su capacidad de transporte y exportación.

Uno de los puntos centrales es la ampliación del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que permitirá llevar su capacidad por encima de los 700.000 barriles diarios. El objetivo es que la infraestructura acompañe el salto productivo previsto para los próximos años y evite que la falta de transporte se convierta en un límite para el desarrollo del shale.

Marín también se refirió al proyecto de GNL y a la estrategia de largo plazo para que la Argentina pueda ingresar con mayor fuerza al mercado internacional del gas. La apuesta de YPF combina así una expansión inmediata del petróleo con proyectos de gas que buscan transformar a Vaca Muerta en una plataforma exportadora integral.

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, confirmó en Houston que la provincia licitará cuatro áreas que YPF decidió devolver porque no forman parte de su actual programa de desarrollo. Los bloques son Salinas del Huitrín, Loma del Molle, Cerro de las Minas y Cerro Arena.

Las áreas serán incorporadas a una nueva ronda del Plan Exploratorio Neuquén, con el objetivo de encontrar operadores dispuestos a invertir y poner en producción recursos que, bajo la estrategia actual de YPF, no tendrán prioridad. La convocatoria está prevista para noviembre.

Figueroa planteó que Neuquén busca acelerar el desarrollo de Vaca Muerta y atraer nuevas compañías, pero también advirtió que el crecimiento productivo debe estar acompañado por infraestructura, servicios y condiciones que permitan sostener la expansión de la actividad hacia 2030.

La expansión de Vaca Muerta también abre una oportunidad para incrementar las ventas externas de gas licuado de petróleo (GLP). La Argentina busca llevar sus exportaciones desde las actuales 1,6 millones de toneladas hacia un rango de entre 3 y 3,4 millones de toneladas anuales para 2030.

Ese salto permitiría superar los US$2.000 millones anuales en exportaciones de GLP, mientras que las proyecciones contemplan superar las cinco millones de toneladas hacia 2035, sin contabilizar el impacto adicional que podría generar el proyecto de GNL en Río Negro.

La estrategia apunta a aprovechar el crecimiento de la producción de hidrocarburos para generar nuevos mercados externos. Así, el desafío energético argentino ya no pasa solamente por producir más, sino por construir la infraestructura necesaria para convertir ese volumen en dólares a través de petróleo, gas, GNL y GLP.

El Complejo Automotor de General Motors en Alvear, Santa Fe, comenzó a operar en 2026 con el 100% de su consumo energético proveniente de fuentes renovables, un objetivo que la compañía tenía previsto alcanzar recién en 2035. El avance se enmarca en su estrategia global de reducción de emisiones y en la meta de alcanzar la neutralidad de carbono en 2040.

La planta registra un consumo anual estimado de 26.990 MWh y la transición energética permitirá evitar la emisión de más de 9.117 toneladas de CO₂ equivalente por año. El volumen de energía utilizado por el complejo industrial equivale aproximadamente al consumo anual de más de 2.000 hogares argentinos.

El director de Manufactura de General Motors Argentina, Nicolás Busquets, destacó el trabajo realizado durante más de dos años para concretar el cambio. “Después de más de dos años de dedicación y de desafíos compartidos, alcanzamos una operación abastecida al 100% con energía renovable en Argentina”, afirmó, al remarcar que el resultado permitió anticipar en nueve años el objetivo fijado originalmente por la compañía.