Neuquén vive un momento histórico en materia energética. Los datos correspondientes a junio confirman que la provincia alcanzó cifras récord en la producción tanto de petróleo como de gas, consolidando su posición como el principal motor hidrocarburífero de Argentina. El crecimiento sostenido de Vaca Muerta fue determinante para alcanzar estos resultados que no solo benefician a la provincia, sino que impulsan al país en su conjunto.El petróleo toma impulso y roza el medio millón de barriles diariosDespués de meses en los que el ritmo de producción petrolera generaba cierta inquietud, Neuquén logró revertir la tendencia y cerrar junio con un fuerte incremento. En comparación con mayo, la producción creció un 5,38%, alcanzando los 493.914 barriles por día. Esta cifra coloca a la provincia a un paso de romper la barrera simbólica del medio millón de barriles diarios, lo que la acerca aún más al autoabastecimiento nacional.Para tener una idea de la magnitud del aporte neuquino, basta considerar que, en términos de volumen, su producción podría abastecer por sí sola al mercado interno. Aunque en la práctica el petróleo se mezcla en las refinerías y se destinan volúmenes específicos a exportación, los números muestran el peso relativo que tiene Neuquén dentro del mapa energético nacional.Un salto interanual que impresionaSi se compara con los registros de junio del año pasado, el avance es notable: la producción aumentó un 23,19% en doce meses, lo que representa 93.000 barriles adicionales por día. Este crecimiento equivale a casi toda la producción diaria de una provincia petrolera como Chubut, la segunda en importancia en el país.Gracias a este impulso, la producción total de crudo a nivel nacional también experimentó una suba del 3% respecto a mayo, con un promedio de 777.900 barriles diarios. Aunque esta cifra todavía no alcanza el récord absoluto de 1998, cuando el país llegó a superar los 850.000 barriles por día, lo destacable es que ahora esa producción está mucho más concentrada: más del 63% proviene exclusivamente de Neuquén.Gas natural: nuevo récord impulsado por el shaleEl segmento gasífero también batió su propia marca. Con una producción de 112,3 millones de metros cúbicos por día, Neuquén no solo superó todos sus registros previos, sino que alcanzó casi el 71% del total del gas extraído en Argentina.Este nuevo récord significa un crecimiento del 7,75% interanual y del 2,43% con respecto al último máximo histórico, que se había registrado en agosto del año pasado. La clave del fenómeno está en el desarrollo del shale gas, que ha transformado a la Cuenca Neuquina en una de las regiones productivas más dinámicas del continente.Un futuro cada vez más estratégicoLos datos de junio ratifican que Neuquén ya no es solo una provincia productora: es el núcleo central del sistema energético argentino. La evolución de Vaca Muerta y la consolidación de sus principales operadoras siguen marcando una tendencia ascendente, con impacto directo en la balanza comercial del país, el abastecimiento interno y las oportunidades de exportación.El desafío ahora será sostener este crecimiento, mejorar la infraestructura de transporte y almacenamiento, y consolidar un marco regulatorio que potencie las inversiones a largo plazo. Por lo pronto, las cifras hablan por sí solas: Neuquén está haciendo historia.

Gas y petróleo: junio fue histórico para la producción neuquina

Oleoductos del Valle (Oldelval) dio un paso decisivo en el fortalecimiento de la infraestructura energética nacional al anunciar formalmente la ejecución del proyecto Duplicar Norte, una iniciativa estratégica que busca acompañar el crecimiento sostenido de la producción de petróleo en la Cuenca Neuquina. El anuncio llega tras la firma de contratos con cuatro operadoras fundamentales del Hub Norte: Pluspetrol, Chevron, Tecpetrol y Gas y Petróleo del Neuquén, consolidando una alianza clave para el desarrollo de Vaca Muerta.La firma del acuerdo, concretada el pasado 4 de julio, representa mucho más que un trámite contractual: es la base sobre la cual se desplegará una obra de gran envergadura que impactará directamente en la logística, la producción y la competitividad del sector hidrocarburífero argentino. En un contexto donde la demanda de transporte de crudo crece de forma acelerada, Duplicar Norte apunta a garantizar capacidad de evacuación suficiente y estable para los desarrollos del norte neuquino, uno de los epicentros de la actividad petrolera no convencional.El proyecto contempla la construcción de un nuevo oleoducto de 207 kilómetros de longitud, que se extenderá desde la estación de bombeo de Puesto Hernández hasta Allen, en la provincia de Río Negro. Este nuevo ducto, de 24 pulgadas de diámetro, permitirá ampliar sustancialmente el caudal de transporte, con una inversión estimada en 380 millones de dólares. La obra se enmarca dentro de un contrato bajo modalidad “ship or pay”, por el cual las operadoras se comprometen a utilizar la capacidad contratada, garantizando de esta manera la viabilidad económica del proyecto.Una de las piezas centrales del plan es la instalación de una Unidad Automática de Medición en Allen, que permitirá realizar transferencias diarias de entre 20.000 y 45.000 metros cúbicos de petróleo. Este sistema contribuirá a optimizar el vínculo entre las estaciones de bombeo de Oldelval y VMOS, mejorando la eficiencia del transporte y asegurando parámetros de control y precisión esenciales para una operatoria moderna.Desde la empresa indicaron que la obra se desarrollará dentro de los plazos comprometidos: la puesta en marcha anticipada está prevista para fines de 2026, mientras que la habilitación definitiva se proyecta para el primer trimestre de 2027. En ese marco, destacaron que Duplicar Norte no sólo aumentará la capacidad operativa del sistema troncal, sino que también se conectará con el oleoducto Duplicar Plus, configurando un corredor logístico de alta capacidad que enlazará los yacimientos del norte neuquino con los puntos de almacenaje, refinación y exportación del sur.“Con Duplicar Norte, los desarrollos del Hub Norte de la Cuenca Neuquina tendrán capacidad de transporte disponible para desarrollar todo su potencial. Este nuevo ducto se integrará al sistema troncal y potenciará la capacidad total de evacuación, permitiendo acompañar la evolución de la producción con eficiencia y previsibilidad”, señalaron desde Oldelval.Este paso consolida a Oldelval como un actor clave en la infraestructura energética nacional, al tiempo que reafirma el protagonismo de Vaca Muerta como motor del desarrollo económico argentino. En un escenario global que exige cada vez más energía y menores emisiones, contar con un sistema de transporte moderno, seguro y confiable es un requisito indispensable para la competitividad.Duplicar Norte se inscribe, así, en una política de inversión a largo plazo que busca no sólo resolver cuellos de botella logísticos, sino también anticiparse al crecimiento de la producción y garantizar que el petróleo argentino llegue en tiempo y forma a los mercados, tanto internos como internacionales. Una obra pensada para hoy, pero que proyecta al país hacia el futuro.

Duplicar Norte: nuevo impulso para Vaca Muerta

El Gobierno de la República de Chipre, a través de su portavoz Konstantinos Letymbiotis, anunció que su presidente Nikos Christodoulides fue informado por Exxon Mobil Chipre sobre el nuevo descubrimiento de gas natural realizado en el pozo “Pegasus-1”, en el Bloque 10 de la Zona Económica Exclusiva (ZEE) de la República de Chipre.Durante la videoconferencia celebrada el lunes 7 de julio, entre el Presidente de la República de Chipre, Sr. Nikos Christodoulides, y el Vicepresidente de ExxonMobil, Sr. John Ardill, en presencia del Ministro de Energía, Comercio e Industria de la República de Chipre, Sr. George Papanastasiou, y del Director de País de ExxonMobil Chipre, Sr. Varnavas Theodossiou, se brindaron detalles del descubrimiento.Según se informó, el descubrimiento se produjo tras la finalización exitosa de las operaciones de perforación llevadas a cabo por el consorcio formado por ExxonMobil Exploration and Production Cyprus (Offshore) Limited (operador) y QatarEnergy International E&amp;P LLC.El pozo “Pegasus-1”, ubicado aproximadamente a 190 kilómetros mar adentro al suroeste de Chipre, indicó alrededor de 350 metros de yacimiento con presencia de gas. El pozo fue perforado de forma segura por el buque de perforación “Valaris DS-9” en aguas con una profundidad de 1,921 metros. Se subrayó oficialmente que será necesario realizar una evaluación adicional en los próximos meses para valorar los resultados.Este es el segundo descubrimiento de gas realizado en el Bloque 10 por ExxonMobil y QatarEnergy, después del hallazgo en el pozo “Glaucus-1”, anunciado en febrero de 2019. El pozo de evaluación “Glaucus-2”, completado en marzo de 2022, confirmó la existencia de un yacimiento con gas de alta calidad.Bloque 6 CronosAdemás de este descubrimiento, Chipre también fue noticia este año por sus reservas de gas. El 17 de febrero último, en El Cairo -Egipto- el Ministro de Petróleo y Recursos Minerales de la República Árabe de Egipto, Karim Badawi; el Ministro de Energía, Comercio e Industria de la República de Chipre, George Papanastasiou; el Director Ejecutivo de Eni, Claudio Descalzi, así como representantes de TotalEnergies, firmaron el Acuerdo de Gobierno Anfitrión para la explotación de los recursos del Bloque 6 Cronos de Chipre.El Presidente de la República Árabe de Egipto, Abdel Fattah El-Sisi, y el Presidente de la República de Chipre, Nikos Christodoulides, presidieron la firma, que tuvo lugar durante la ceremonia de apertura de EGYPES, el principal evento energético de Egipto.Este acuerdo representa un hito concreto para establecer un centro gasístico en el Mediterráneo Oriental, aprovechando la infraestructura existente de hidrocarburos de Egipto y posicionando a Chipre como productor y exportador de gas. El acuerdo establece un marco integral que permite el rápido desarrollo del yacimiento de gas Cronos, ubicado en aguas profundas frente a las costas de Chipre: el gas será transportado y procesado en las instalaciones existentes de Zohr y posteriormente licuado en la planta de GNL de Damietta para su exportación a los mercados europeos.En ese momento, el Director Ejecutivo de Eni, Claudio Descalzi, comentó: “Este acuerdo allana el camino para llevar el gas de Chipre al mercado de manera oportuna, contribuyendo a la seguridad energética y a la competitividad del suministro. Este proyecto aprovecha la infraestructura existente de Egipto, incluidas las instalaciones de exportación, que son clave para el desarrollo en la región. Egipto y Chipre reafirman sus roles en el emergente centro energético del Mediterráneo Oriental, que está llamado a desempeñar un papel cada vez más importante en el suministro mundial de gas en el futuro próximo”.Descubierto en 2022 y evaluado posteriormente en 2024, se estima que el yacimiento Cronos contiene más de 3 billones de pies cúbicos (TCF) de gas. Además, el Bloque 6 incluye recursos potenciales adicionales que están siendo explorados y evaluados, incluida la zona del descubrimiento Zeus, realizado en 2022.Eni está presente en Chipre desde 2013. El Bloque 6 es operado por Eni, que posee una participación del 50%. Eni también opera el Bloque 8 y participa en los Bloques 7 y 11.Afrodita, el primer descubrimiento de gasEl origen del gas en Chipre se remonta a 2011. El yacimiento de gas natural Afrodita, ubicado en el Bloque 12 de la zona económica exclusiva de Chipre se ubica a 160 km al sur de Limassol y a 30 km al noroeste del campo Leviatán, en una zona con una profundidad del mar de 1700 metros, es el protagonista.&nbsp;Afrodita fue descubierto por el pozo A-1 en septiembre de 2011. El pozo de evaluación A-2, perforado en 2013, confirmó aproximadamente 98 mil millones de metros cúbicos (BCM) de recursos contingentes con un potencial de 26 mil millones de metros cúbicos (BCM) adicionales de recursos prospectivos.En noviembre de 2019, el Gobierno de Chipre otorgó a los socios del Bloque 12 una licencia de producción por 25 años, con opción a extender el plazo por otros 10 años, junto con la aprobación de un esquema para el desarrollo del yacimiento. El proyecto es liderado por un consorcio liderado por Chevron, junto con Shell y NewMed Energy. El plan incluye la construcción de una plataforma flotante de producción y un gasoducto submarino que conectará Chipre con Egipto.

Nuevo descubrimiento de gas en Chipre

Durante más de un siglo, la familia Braun Saint ha sembrado historia en el agro argentino. Hoy, ese linaje patagónico cruza fronteras y se adentra en la innovación energética con una inversión de 5 millones de dólares en BigSur Energy, empresa que convierte gas desaprovechado en energía limpia aplicada al Bitcoin Mining.Fundada por los argentinos Ariel Martín Perelman y Bernardo Hugo Cabral Nonna, BigSur Energy representa una convergencia entre oil &amp; gas, tecnología blockchain y sustentabilidad. Desde Texas y Louisiana, sus data centers modulares off-grid recuperan gas stranded y vented, transformando lo descartado en recurso estratégico.Para la familia Braun Saint —herederos del legado fundador de Bunge Global y gestores de un family office diversificado desde Suiza— esta inversión no es solo económica, sino filosófica. Carlos Braun Saint se suma al directorio de BigSur con el objetivo de llevar una mirada multigeneracional: conectar el campo con el dato, la producción con la seguridad digital.BigSur Energy no compite con el consumo eléctrico tradicional: lo elude. Sus módulos operan en zonas remotas, sin red eléctrica convencional, evitando tensiones con industrias y hogares. Al mismo tiempo, proveen infraestructura eficiente y segura para blockchain, un sistema que exige cómputo constante, confiable y descentralizado.A julio de 2025, la compañía opera con 8MW de infraestructura. La entrada de Braun Saint proyecta alcanzar 20MW para fin de año. Una ampliación que no solo refuerza su capacidad energética, sino también su compromiso con modelos productivos que reducen emisiones y generan ingresos para productores de hidrocarburos.El perfil de los fundadores refuerza esta visión. Perelman, con más de 20 años en infraestructura y blockchain, y Cabral Nonna, con experiencia en oil &amp; gas y normativa, construyeron un puente entre lo técnico y lo estratégico. Juntos pensaron una energía modular, móvil, como una neurona digital capaz de operar sin red fija.BigSur es una empresa que encontró valor donde otros ven descarte. Convierte gas perdido en movimiento blockchain. Reconoce que en el corazón de la economía digital hay algo tan elemental como la energía. Y lo hace con respeto por los recursos, eficiencia operativa y mirada sostenible.Para los inversores agroindustriales, esta apuesta representa una continuidad en nuevos lenguajes. Antes era la tierra. Hoy es el dato. El impacto sigue siendo real, tangible, productivo. Desde el sur argentino a las entrañas tecnológicas de EE.UU., la familia Braun Saint no deja de sembrar

Del agro al Bitcoin: la apuesta energética de Braun Saint

Con el objetivo de reducir la superposición de estructuras y avanzar hacia un Estado más eficiente, el Gobierno Nacional oficializó la creación del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad. El nuevo organismo, establecido mediante el Decreto 452/2025, unificará las funciones hasta ahora desempeñadas por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS).La medida responde a lo dispuesto en el artículo 161 de la Ley de Bases y Puntos de Partida para la Libertad de los Argentinos, y forma parte de una estrategia más amplia de modernización institucional impulsada desde el Poder Ejecutivo. El nuevo ente buscará simplificar la arquitectura regulatoria en el sector energético, fortaleciendo la supervisión técnica y económica sobre dos servicios esenciales: la energía eléctrica y el gas natural.Desde su creación en los años 90, ambos entes reguladores operaban de forma independiente, con estructuras y criterios normativos diferenciados. Sin embargo, con el paso del tiempo, esa duplicación generó ineficiencias, altos costos operativos y dificultades para coordinar políticas en un sistema energético cada vez más interconectado.La consolidación en un único ente permitirá no solo eliminar redundancias administrativas, sino también mejorar la planificación regulatoria, optimizar el uso de recursos públicos y ofrecer reglas de juego más claras para los actores del sector.En esta etapa de transición, las estructuras existentes continuarán en funcionamiento hasta que se apruebe la organización definitiva del nuevo organismo, lo que garantizará la continuidad institucional y evitará afectaciones en la calidad del servicio a los usuarios.Con esta decisión, el Gobierno busca avanzar hacia una gestión más racional del Estado y un marco regulatorio más integrado, en línea con otros cambios ya implementados en materia energética, como la reforma del sistema eléctrico y el impulso a la inversión privada.

Crean un ente único para regular el gas y la electricidad

En el marco de la Ley de Bases, el Gobierno Nacional aprobó una reforma estructural del sistema eléctrico argentino con el objetivo de modernizar el sector, promover la competencia y atraer inversiones privadas. A través del Decreto 450/2025, se introdujeron cambios clave en las leyes 15.336 y 24.065, que regulan el régimen y el marco regulatorio de la energía eléctrica.Según lo anunciado, el nuevo esquema busca dejar atrás un modelo cerrado, ineficiente y altamente subsidiado, que durante dos décadas representó un gasto estatal superior a los 105.000 millones de dólares. La propuesta oficial apunta a un mercado eléctrico más abierto, competitivo y transparente, donde el usuario final y el sector privado asuman un rol central.Entre las principales medidas, se habilita la apertura total al comercio internacional de energía eléctrica, bajo un marco de reglas claras, en el que el Estado solo podrá intervenir por motivos técnicos o de seguridad del suministro.Además, se restablece la posibilidad de celebrar contratos directos entre privados —una facultad limitada desde 2013—, con el fin de brindar mayor previsibilidad y estabilidad al abastecimiento. Los usuarios finales también podrán elegir libremente a su proveedor de energía, sin restricciones regulatorias ni trabas operativas.Otra novedad relevante es la obligación de que las facturas reflejen únicamente los bienes y servicios efectivamente consumidos. Se elimina así la posibilidad de incluir cargos o tributos locales ajenos al servicio eléctrico.En cuanto a la infraestructura, el decreto establece múltiples opciones para su desarrollo, alentando la inversión privada y la iniciativa de proyectos por cuenta propia.La Secretaría de Energía, dependiente del Ministerio de Economía, conducirá un proceso de transición de 24 meses durante el cual se adaptarán las normativas complementarias para garantizar una implementación ordenada y progresiva de esta transformación.Con estas modificaciones, el Gobierno busca devolver al sistema eléctrico su base original: un esquema autosustentable, abierto a la inversión, regulado por señales de mercado y enfocado en la libertad de elección del consumidor.

El Gobierno impulsa una transformación estructural del sistema eléctrico

En un contexto de creciente conciencia ambiental y presión por reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, las bodegas argentinas comienzan a posicionarse a la vanguardia de la innovación energética. Lo que comenzó como una tendencia entre productores boutique hoy se consolida como una estrategia de largo plazo para sostener la competitividad del vino argentino en los mercados más exigentes del mundo.<h3>Paneles solares: la fuente más eficiente del viñedo</h3>Muchas bodegas en Mendoza, San Juan y Salta han comenzado a instalar paneles solares para abastecer parte, e incluso la totalidad, de su consumo eléctrico. Desde el bombeo de agua hasta el control de temperatura en los tanques, el aprovechamiento del sol cuyano permite reducir costos fijos y minimizar la dependencia de fuentes fósiles.“La energía solar no solo es rentable, sino que nos da independencia energética y una imagen más responsable frente al consumidor extranjero”, señala un enólogo de Valle de Uco.<h3>Geotermia y arquitectura gravitacional: tecnología y tradición</h3>Otra innovación que cobra fuerza es el uso de la geotermia para mantener la temperatura de las cavas de forma natural, aprovechando la inercia térmica del subsuelo. En paralelo, algunas bodegas de montaña están diseñadas bajo principios de arquitectura por gravedad, lo que permite trasladar el vino sin necesidad de bombas eléctricas, reduciendo aún más la demanda energética.<h3>Biomasa del viñedo: reutilizar para calentar y fertilizar</h3>La poda de invierno y los residuos del proceso de vinificación —como el orujo, los escobajos y los sarmientos— ya no se desperdician. En muchas fincas se los convierte en biomasa que alimenta calderas para agua caliente o se transforma en compost orgánico que regresa al viñedo como fertilizante natural. Este enfoque cierra el ciclo productivo y reduce la dependencia de insumos externos.Muchas bodegas del país ya operan, desde hace varios años, con energías renovables. Alpamanta, Domaine Bousquet, Colomé, son algunos de los tantos nombres que aparecen en la lista. Algunas incluso operan completamente con energía renovable, marcando un hito para el vino argentino en términos de trazabilidad sustentable y acceso a mercados premium, especialmente en Europa y Estados Unidos.&nbsp;Es tiempo de generar buenos hábitos y definir los valores que pretendemos de cara al futuro. Como industria, tenemos el compromiso de cuidar y retribuir a la tierra que hace posible nuestro trabajo. <a href="https://bodegasdeargentina.org/">https://bodegasdeargentina.org/</a>&nbsp;La transición energética en el mundo del vino no es una moda pasajera. Representa una ventaja competitiva para posicionar a la Argentina como productor de vinos sostenibles y de calidad. Con un marco normativo adecuado, incentivos fiscales y visión de largo plazo, el país tiene todo para convertirse en un referente global de vitivinicultura verde.En conclusión, la incorporación de energías renovables en las bodegas argentinas no solo representa una respuesta responsable ante los desafíos ambientales actuales, sino que también se perfila como una decisión estratégica para el futuro del sector. Al combinar tradición vitivinícola con innovación tecnológica, el país avanza hacia una producción más eficiente, autosuficiente y alineada con las exigencias de los mercados internacionales. La sustentabilidad ya no es una opción, sino un pilar fundamental para el crecimiento del vino argentino en el siglo XXI.&nbsp;

Energía renovable en bodegas argentinas

En un paso clave hacia la consolidación de Argentina como un actor relevante en el mercado energético global, VMOS S.A., la sociedad anónima integrada por YPF, Pluspetrol, Pan American Energy, Pampa Energía, Vista, Chevron Argentina, Shell Argentina y Tecpetrol, concretó la firma de un préstamo sindicado por 2.000 millones de dólares destinado a financiar la construcción del Vaca Muerta Oleoducto Sur (VMOS). Se trata de la obra de infraestructura privada más ambiciosa de las últimas décadas, diseñada para liberar el potencial exportador del petróleo argentino.El préstamo fue liderado por cinco de los bancos más prestigiosos del mundo —Citi, Deutsche Bank, Itau, JP Morgan y Santander— e incluyó la participación de otros 14 bancos e inversores institucionales internacionales. Se trata de un hito sin precedentes no solo por el monto y la envergadura del proyecto, sino porque representa la reapertura del mercado internacional de Project Finance para Argentina, cerrado desde 2019 por la inestabilidad macroeconómica y financiera del país.El crédito, otorgado a cinco años, pagará una tasa de interés de SOFR más 5,5% y cubrirá el 70% del capital necesario para la obra, mientras que el 30% restante será aportado directamente por los socios. A los accionistas Clase A de la sociedad se suma Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) como socio Clase B.Una obra de infraestructura sin precedentesLa construcción del oleoducto ya está en marcha y contempla múltiples frentes de obra: el tendido principal del oleoducto que unirá Allen (Río Negro) con la futura terminal portuaria en Punta Colorada, además de plantas compresoras, playas de almacenamiento y toda la infraestructura necesaria para su operación logística y comercial.La obra se proyecta como una pieza clave para el desarrollo de Vaca Muerta, la segunda reserva de gas no convencional más importante del mundo y una de las mayores en petróleo no convencional. Se espera que hacia fines de 2026 el sistema esté operativo con una capacidad de transporte inicial de 180.000 barriles diarios, que crecerá hasta 550.000 barriles diarios en 2027. Esto permitirá multiplicar las exportaciones y reducir la dependencia energética del país, generando divisas genuinas.Un hito financiero y políticoLa firma de este préstamo representa también una señal positiva para los mercados financieros. Que bancos internacionales de primer nivel apuesten nuevamente por un proyecto argentino con esta magnitud marca un cambio en la percepción del riesgo país y podría abrir la puerta para otros proyectos similares en el futuro.Además, refuerza el concepto de alianza público-privada para obras de largo plazo, donde la cooperación entre empresas líderes y políticas de Estado pueden materializar transformaciones profundas en sectores estratégicos.Argentina, un jugador globalCon el impulso de VMOS, Argentina se encamina a convertirse en un exportador neto de crudo, algo impensado hace dos décadas. De concretarse las proyecciones, no solo se generarán miles de millones en exportaciones, sino también empleo, tecnología y desarrollo regional en provincias clave como Neuquén y Río Negro.En un contexto global en el que la transición energética convive aún con una fuerte demanda de petróleo, Argentina se posiciona como un proveedor confiable para países que necesitan diversificar su abastecimiento, especialmente en Europa, América Latina y Asia.El proyecto Vaca Muerta Oleoducto Sur no es solo una obra de ingeniería: es una apuesta de largo plazo por el desarrollo productivo, la integración al mundo y el aprovechamiento responsable de los recursos naturales. Su éxito podría marcar un antes y un después en la historia energética del país.

Financiamiento histórico: Vaca Muerta se prepara para salir al mundo

Con el objetivo de reducir cargas administrativas y acelerar la inversión en el sector minero, el Gobierno Nacional reformó por decreto las leyes 24.196 y 24.466, que regulan el régimen de inversiones mineras y el Banco Nacional de Información Geológica.A través del Decreto 449/25, y en el marco de las facultades otorgadas por la Ley de Bases, se introdujeron cambios en funciones clave de la Secretaría de Minería del Ministerio de Economía. Según el comunicado oficial, varias de las exigencias vigentes resultaban “burocráticas” e “injustificadas”, sin respaldo normativo claro.Entre los cambios más relevantes, se destaca la simplificación del trámite para verificar las inversiones declaradas por las empresas. El sistema anterior requería completar formularios con más de 1000 campos, de los cuales un 80% de la información no tenía sustento legal. A partir de ahora, los beneficiarios deberán presentar un informe técnico elaborado por un profesional independiente, lo que facilita la tarea de control y elimina pasos innecesarios.También se modificó el artículo 10 de la Ley, que regula la emisión del certificado de estabilidad fiscal. Hasta ahora, este documento demoraba cerca de un año, ya que requería la compilación de tasas e impuestos vigentes a nivel nacional, provincial y municipal. Con el nuevo esquema, alcanza con dejar asentada la fecha de inicio de la estabilidad fiscal, agilizando notablemente el proceso.Otra reforma clave fue la reorganización de tareas entre la Secretaría de Minería y el Servicio Geológico Minero Argentino (SEGEMAR). El Banco Nacional de Información Geológica —creado por la Ley 24.466— pasará a estar bajo la órbita exclusiva del SEGEMAR, que ya cuenta con la capacidad técnica para procesar la información.En adelante, quienes se inscriban en el Régimen de Inversiones Mineras deberán entregar a la autoridad de aplicación los datos geológicos de superficie de las áreas exploradas. Esa información será incorporada al Banco Nacional, que tiene carácter público y abarca todo el territorio argentino.La Ley de Inversiones Mineras (24.196) promueve el desarrollo del sector mediante incentivos como estabilidad fiscal por 30 años, beneficios impositivos —como deducción del Impuesto a las Ganancias, devolución del IVA y amortización acelerada— y facilidades para importar equipos e insumos.Para acceder a estos beneficios, las empresas deben registrarse en el Régimen de Inversiones Mineras, cuya administración depende de la Secretaría de Minería.

Menos trámites y más control: el Gobierno actualiza el régimen de inversiones mineras

El nuevo perfil de Metrogas no responde solo a una estrategia comunicacional: es el resultado visible de una transformación interna sólida, estructural y participativa. Un proceso que comenzó a tomar forma en 2021 y que hoy empieza a traducirse en resultados concretos: más eficiencia, mejores servicios y una conexión más humana con la comunidad.En 2025, un estudio realizado por la consultora CIO Investigación, que lidera Cecilia Mosto, ubicó a Metrogas en el primer lugar en imagen positiva y en el segundo lugar en reputación entre todas las empresas de servicios públicos del país. El dato no es menor: revela el impacto de un cambio profundo que excede la comunicación y se funda en hechos. ¿Qué cambió? ¿Cómo logró una empresa de servicios públicos aggiornarse al siglo XXI sin perder su esencia?<figure class="image"><img src="https://newstadcdn.eleco.com.ar/media/2025/07/sede_central_de_metrogas_en_buenos_aires_simbolo_de_la_renovacion_arquitectonica_y_tecnologica_de_la_compania.jpg" alt="Sede central de Metrogas en Buenos Aires, símbolo de la renovación arquitectónica y tecnológica de la compañía."><figcaption>Sede central de Metrogas en Buenos Aires, símbolo de la renovación arquitectónica y tecnológica de la compañía.</figcaption></figure><h4>Una nueva cultura organizacional</h4>El punto de partida fue la implementación, en 2021, del Modelo de Excelencia como marco de gestión interna. Este modelo tiene como uno de sus pilares la innovación, no como valor abstracto, sino como práctica concreta, transversal y medible. A fines de 2022, Metrogas lanzó el Programa de Innovación para canalizar las mejoras internas y aplicar una metodología sistemática a cada propuesta de cambio.“Detectamos un fuerte deseo de los colaboradores por participar y proponer. Eso nos obligó a repensar nuestras estructuras internas para canalizar esa energía”, comentó a Newstad Lucas Wittmann, jefe de Excelencia Operacional.Se conformaron equipos de trabajo con coordinadores de proyectos, quienes garantizan el cumplimiento de metodologías como DMAIC, y se apoyaron en el trabajo clave de los analistas del área de Excelencia Operacional, un sector específicamente dedicado a la mejora continua dentro de la compañía.Gracias a esta estructura, uno de cada cinco empleados ya participó activamente en los procesos de innovación. El resultado: más de 150 propuestas recibidas, 39 proyectos implementados y otros 10 en vías de concreción. “Así, se conformaron equipos multidisciplinarios que lograron que cada sector aportara soluciones con mejoras innovadoras, de acuerdo a la necesidad de cada proyecto”, explicó Wittmann.<h4>Más tecnología, más eficiencia</h4>La transformación también se tradujo en mejoras directas para los usuarios. Uno de los proyectos más destacados fue la creación del sistema de Legajos Digitales, que permite que toda la documentación técnica de una instalación esté disponible online, accesible desde una tablet, y con trazabilidad completa.También se digitalizó el proceso de Inspección Civil Fotográfica: las obras de reparación ya no requieren la presencia inmediata de un supervisor. Basta una serie de fotos estandarizadas, cargadas en un aplicativo, para que un analista revise y apruebe (o rechace) el trabajo de forma remota.“En la mayoría de los proyectos, el denominador común fue la transformación digital y la automatización de tareas. Pasamos del papel y la transcripción manual a formularios digitales y bots automatizados que acortan los tiempos y mejoran la calidad de los datos”, detalló Wittmann a Newstad.Se estima que los beneficios anuales superan los 200.000 dólares, con inversiones que se repagan en menos de dos meses. A eso se suma una reducción en la carga operativa, la mejora de la trazabilidad y una menor huella de carbono.<figure class="image"><img src="https://newstadcdn.eleco.com.ar/media/2025/07/un_operador_de_metrogas_monitorea_los_procesos_tecnicos_mediante_plataformas_digitales_parte_de_los_proyectos_de_automatizacion_y_transformacion_tecnologica_impulsados_por_la_compania.png" alt="Un operador de Metrogas monitorea los procesos técnicos mediante plataformas digitales, parte de los proyectos de automatización y transformación tecnológica impulsados por la compañía."><figcaption>Un operador de Metrogas monitorea los procesos técnicos mediante plataformas digitales, parte de los proyectos de automatización y transformación tecnológica impulsados por la compañía.</figcaption></figure><h4>Presencia real en la comunidad</h4>Pero la transformación de Metrogas no se quedó solo en lo técnico. También redefinió su vínculo con la comunidad, con un plan sostenido de programas educativos, sociales y ambientales.“Nuestro objetivo fue acercarnos más a la gente, generar impacto positivo en el territorio y contribuir al desarrollo sostenible”, explicó a Newstad Viviana Barilá, gerenta de Asuntos Públicos y Sustentabilidad.Entre los programas más consolidados se destacan:Instalando Calor Seguro, que desde 2015 capacitó a más de 7.300 estudiantes de escuelas técnicas en prácticas seguras de instalación.Hogar Cálido Hogar, orientado a chicos de primaria, que ya alcanzó a más de 30.000 niñas y niños de CABA y el conurbano sur.El programa de Voluntariado Corporativo, relanzado en 2015, que moviliza a más de 150 empleados por año en tareas solidarias y de cuidado ambiental.Y Instalaciones Solidarias, iniciado en 2019, que ya realizó 36 obras para comedores y merenderos, beneficiando a más de 8.000 familias.<figure class="image"><img src="https://newstadcdn.eleco.com.ar/media/2025/07/estudiantes_participan_de_una_jornada_educativa_sobre_seguridad_en_instalaciones_domiciliarias_de_gas_organizada_por_metrogas.jpeg" alt="Estudiantes participan de una jornada educativa sobre seguridad en instalaciones domiciliarias de gas, organizada por Metrogas."><figcaption>Estudiantes participan de una jornada educativa sobre seguridad en instalaciones domiciliarias de gas, organizada por Metrogas.</figcaption></figure><h4>Una empresa que cambió desde adentro</h4>“Todo esto fue posible porque cambiamos por dentro. Ya no somos una empresa que solo reacciona ante una necesidad operativa: somos una organización que aprende, anticipa y mejora con base en la participación de su gente”, concluyó Viviana Barilá.<figure class="image"><img src="https://newstadcdn.eleco.com.ar/media/2025/07/interior_de_las_oficinas_de_metrogas_en_buenos_aires_donde_se_impulsa_la_innovacion_colaborativa_y_el_trabajo_interdisciplinario_entre_areas.jpg" alt="Interior de las oficinas de Metrogas en Buenos Aires, donde se impulsa la innovación colaborativa y el trabajo interdisciplinario entre áreas"><figcaption>Interior de las oficinas de Metrogas en Buenos Aires, donde se impulsa la innovación colaborativa y el trabajo interdisciplinario entre áreas</figcaption></figure>Metrogas ya no se presenta solo como prestadora de servicios: hoy es una empresa con rostro humano, capacidad de adaptación y vocación de futuro. Su caso demuestra que, incluso en sectores regulados y tradicionales, es posible reinventarse desde lo profundo y dejar huella.

Metrogas: del modelo estatal a la empresa moderna con rostro humano

La ola de frío más intensa en más de tres décadas no solo se sintió en los termómetros: también generó una presión inédita sobre el sistema energético nacional. Este miércoles, en medio de temperaturas mínimas históricas, el consumo de gas residencial trepó a los 100,3 millones de metros cúbicos diarios, un récord absoluto para el país.En condiciones normales, los hogares no suelen superar los 96 millones de m³ en los días más fríos. Pero este invierno no es normal: la demanda total subió un 25% respecto del año pasado, y la infraestructura no dio abasto.Para contener la situación, el Gobierno activó medidas de emergencia en conjunto con las distribuidoras: priorizaron hospitales, escuelas y viviendas, y comenzaron a restringir el suministro a sectores industriales y estaciones de GNC, incluso aquellas con contratos “firmes” que, en teoría, deberían quedar al margen de los cortes.“El sistema está en emergencia desde el lunes. Hay problemas en la producción, el transporte y los puntos de inyección. Estamos consumiendo más gas del que se puede entregar”, reconoció una fuente oficial.<h3>Vaca Muerta no alcanza</h3>Mientras Vaca Muerta sigue creciendo, su aporte al sistema no fue suficiente esta vez. Problemas técnicos en algunos yacimientos, junto con la capacidad limitada del gasoducto que une Neuquén con Buenos Aires, redujeron el flujo en hasta 7 millones de m³ diarios. El ducto Perito Moreno (ex Néstor Kirchner) funcionó al 70% de su capacidad, agravando la situación.Este cuello de botella expuso la falta de inversión estructural en las últimas décadas, según la Secretaría de Energía, que cuestionó la persistencia de tarifas congeladas y señales de precio distorsionadas que impidieron ampliar la red en tiempo y forma.Además, como sucede cada invierno, el país debió recurrir a importaciones de GNL, a un alto costo, para abastecer la demanda que se quintuplica en los hogares durante el invierno.<h3>Cortes industriales y alerta en GNC</h3>Las restricciones afectaron a gran parte del país: Buenos Aires Norte, Centro, Litoral, Noroeste, Cuyo, Sur y la región cordillerana fueron las más comprometidas. En algunos casos, se redujo el suministro a “mínimos técnicos” incluso en contratos considerados estables.Sectores como el textil, el de cerámica, bebidas y madera fueron algunos de los golpeados. En paralelo, las estaciones de GNC también sufrieron cortes, especialmente en ciudades como La Plata y Mar del Plata, donde la mayoría opera con contratos interrumpibles. En cambio, en la Ciudad de Buenos Aires, el 98% de las estaciones cuenta con contratos firmes, lo que evitó mayores inconvenientes.“El contrato interrumpible tiene menor costo durante el año, pero implica el riesgo de cortes en momentos críticos”, explicó Pedro González, vicepresidente de la Cámara de Expendedores de GNC.En el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), el precio del GNC ronda entre $500 y $570 por metro cúbico, lo que representa un gasto de entre $6000 y $7400 para llenar un tanque de taxi de 60 kilos.<h3>Electricidad bajo tensión</h3>El frío extremo también generó impactos sobre la red eléctrica. La distribuidora Edesur informó que debió aplicar cortes preventivos por problemas en la generación de energía “ajenos a la compañía”. En varios barrios se redujo el suministro durante la mañana del martes.<h3>¿Qué puede pasar?</h3>Con temperaturas bajo cero que se prolongan desde hace varios días y se espera que se extiendan hasta el jueves, el panorama sigue siendo delicado. Si las condiciones climáticas mejoran hacia el fin de semana, podría empezar a recuperarse parte de la capacidad del sistema. Pero el daño ya está hecho: la ola polar dejó al descubierto las fragilidades de una infraestructura energética que no logra responder a las exigencias del invierno.

Gas bajo cero: la ola polar colapsó el suministro en todo el país

El gobierno argentino le pidió a la jueza federal Loretta Preska, del tribunal del Distrito Sur de Nueva York, la suspensión del <a href="https://www.newstad.com.ar/manual-del-inutil-el-desastre-de-kicillof-con-ypf">fallo que ordena transferir el 51% de las acciones de YPF</a> a dos fondos que litigan contra el país por la estatización de la petrolera en 2012. La solicitud, acompañada por la promesa de una apelación formal en los próximos días, forma parte de una estrategia más amplia que busca ganar tiempo y evitar una ejecución inmediata de la sentencia.Según informaron fuentes oficiales, el objetivo es extender los plazos legales al menos durante 90 días, período necesario para presentar los documentos de apelación, o incluso hasta la resolución definitiva en segunda instancia. En ese tiempo, la Casa Rosada espera revertir el fallo o al menos conseguir una reducción sustancial del monto a pagar.La sentencia en cuestión fue dictada por Preska esta semana, y establece una compensación a favor de los fondos litigantes por la forma en que el Estado nacional, bajo el gobierno de Cristina Kirchner, expropió YPF. La jueza consideró que Argentina debía haber ofrecido las mismas condiciones que otorgó a Repsol al resto de los accionistas, como el Grupo Petersen, lo que constituye –según el fallo– una violación al estatuto societario de la compañía.Desde el entorno presidencial sostienen que la entrega de la mayoría accionaria de YPF en manos del Estado nacional sería un “daño irreparable” y que el cumplimiento del fallo resulta inviable. La Procuración del Tesoro, a cargo de la defensa del Estado, presentó un recurso cautelar (o "stay", en la jerga judicial estadounidense) con el que busca frenar la ejecución del fallo, y ya contempla acudir a la cámara de apelaciones si Preska lo rechaza.“No hay posibilidad de acatar el fallo en tanto siga siendo una decisión de primera instancia”, subrayaron desde el Ejecutivo, que insiste en que la sentencia, tal como está planteada, no solo es jurídicamente cuestionable sino también operativamente inaplicable.Otro punto clave de la defensa argentina será discutir el cálculo del monto de la condena, actualmente estimado en USD 16.000 millones. Los asesores legales del Gobierno consideran que esa cifra no está consolidada y podría reducirse drásticamente si se tiene en cuenta, por ejemplo, la fecha de referencia para calcular el valor de las acciones y la fórmula del estatuto de YPF, expresada originalmente en pesos. Además, la “dolarización” del fallo hecha por Preska sería jurídicamente litigable, ya que los tribunales estadounidenses no pueden fijar indemnizaciones en moneda extranjera según su propia normativa.“En el mejor de los escenarios, el costo final podría reducirse a unos cientos de millones de dólares”, aseguraron fuentes oficiales. Esa perspectiva optimista sería clave para mejorar la posición argentina en el proceso judicial y, eventualmente, evitar una pérdida patrimonial masiva.Mientras tanto, el fondo Burford Capital –principal beneficiario del fallo– ha dejado trascender su interés en llegar a un acuerdo extrajudicial, pero el Gobierno ya anticipó que no habrá negociaciones hasta que no se agoten todas las instancias judiciales posibles.El proceso seguirá por dos carriles: la cuestión de fondo, que refiere a la legalidad de la expropiación, y el análisis del monto de la compensación. En ambos aspectos, Argentina confía en poder dar pelea.Por último, se supo que Cristina Kirchner solicitó a legisladores del PJ que rechacen públicamente la orden de Preska, una señal política que apunta a blindar la soberanía sobre YPF y convertir el caso judicial en un nuevo eje de confrontación discursiva.

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