El Gobierno de Santa Fe participa de la Argentina Oil & Gas Expo Patagonia 2026, que se desarrolla del 19 al 22 de octubre en Neuquén, con una fuerte presencia empresarial y una agenda para ampliar la participación de la industria provincial en los grandes proyectos energéticos del país. La misión, encabezada por el ministro de Desarrollo Productivo, Gustavo Puccini, reúne a 20 empresas expositoras de la Mesa Santafesina de Gas, Petróleo y Minería, y una delegación de casi 200 firmas que buscan generar negocios y fortalecer su vinculación con Vaca Muerta.

Durante la inauguración del stand institucional, Puccini transmitió el mensaje del gobernador Maximiliano Pullaro y destacó la decisión de asumir un rol protagónico en el esquema energético nacional: “Santa Fe ya es socio estratégico de Vaca Muerta. Con un entramado productivo forjado a lo largo de más de 70 años, consolida su rol como aliada clave del desarrollo energético del país”. El ministro subrayó que Santa Fe aporta “músculo industrial, infraestructura logística y soluciones tecnológicas para conectar la escala de Vaca Muerta con los estándares del mercado internacional”. “Nuestro objetivo -afirmó- trasciende la provisión de insumos y servicios críticos: buscamos generar una alianza con la industria local de Neuquén, integrando capacidades y sumando el talento de nuestra gente para impulsar la soberanía energética de la Argentina”.

Puccini remarcó que la provincia cuenta con capacidades industriales, científicas y tecnológicas para responder a las demandas de un sector en plena expansión. “El mundo está pidiendo alimentos y energía, y en esa Argentina está Santa Fe levantando la mano y demostrando que tenemos todo para que el país pueda responder rápidamente a esas demandas”, sostuvo.

En esa línea, destacó el potencial logístico provincial y mencionó la recuperación de la actividad vinculada al movimiento de arena en el puerto de Villa Constitución, luego de décadas de inactividad, como una nueva oportunidad para abastecer el desarrollo de Vaca Muerta.

Puccini planteó que el crecimiento de la actividad energética y minera representa una oportunidad histórica para generar divisas, infraestructura y empleo. “Ojalá que esta vez el gobierno reciba esas divisas y las ponga en rutas, caminos, accesos, puertos y desarrollo. Que estos motores dan trabajo a la gente y una salida a la Argentina del laberinto donde estamos encerrados”, expresó.

También reconoció el esfuerzo de los industriales santafesinos que participan de la expo y sostienen la actividad productiva en un contexto económico complejo: “Ustedes le están poniendo el hombro al momento más difícil de Argentina. Están haciendo un esfuerzo tremendo para sostener el empleo, para sostener una persiana abierta, para no parar las máquinas. Ese es el valor del trabajo que estamos cuidando en una provincia como la nuestra”, señaló.

Durante su intervención, Puccini convocó a las empresas a participar de la primera ronda nacional de negocios vinculada a la minería, que tendrá lugar el 29 de octubre en Rosario, con la participación de compañías mineras y proveedores industriales.“No por casualidad el Gobierno nacional eligió la provincia de Santa Fe para hacer esta ronda de negocios. Vamos a tener la posibilidad de estar con estas empresas mineras para saber de qué se tratan esos proyectos”, destacó.

El ministro adelantó que la Provincia buscará participar de un próximo capítulo de vinculación con el sector oil & gas, en Córdoba, y reafirmó la estrategia santafesina de ampliar mercados en las provincias donde avanzan los desarrollos energéticos y mineros.

La participación santafesina en Neuquén contempla reuniones institucionales y comerciales con actores estratégicos del rubro. La agenda incluye encuentros con representantes de la Secretaría de Minería de Río Negro, del Gobierno de Córdoba y del Grupo Argentino de Proveedores Petroleros (GAPP), además de actividades junto a la Asociación de Industriales Metalúrgicos de la República Argentina (Adimra).

Para este miércoles está prevista la firma de un convenio de colaboración entre el Polo Tecnológico Rosario y el Polo Tecnológico Neuquén, para promover la cooperación en innovación, tecnología y desarrollo productivo.

Argentina y Japón formalizaron un acuerdo de cooperación financiera destinado a potenciar proyectos vinculados al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). La firma estuvo a cargo del viceministro de Economía, José Luis Daza, junto a representantes del Japan Bank for International Cooperation (JBIC).

El documento consiste en la renovación de un Memorando de Entendimiento, instrumento que fue suscripto originalmente en 2018 y renovado anteriormente en 2023. Se trata de un acuerdo tripartito que involucra al Ministerio de Economía de la Nación, al Banco de la Nación Argentina (BNA) y a la entidad financiera japonesa.

A través de este convenio, las partes establecieron mecanismos de cooperación orientados a sectores estratégicos, con especial énfasis en petróleo, gas, energía y minería. Sobre el alcance de esta alianza, el Ministerio de Economía señaló:

A partir de esta nueva renovación, se incorpora como eje central la cooperación financiera para proyectos en los sectores mencionados, en el marco del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

La vigencia plena del memorando quedará sujeta a que el Banco de la Nación Argentina complete las aprobaciones internas correspondientes y formalice su firma, sumándose así a las gestiones ya concluidas por el JBIC y el Ministerio de Economía.

El Gobierno nacional formalizó este lunes la incorporación del proyecto Bajo del Choique-La Invernada al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). La medida, oficializada a través de la Resolución 1808/2026, impulsa una inversión de 12.240 millones de dólares en Vaca Muerta, consolidando una de las iniciativas presentadas durante el Argentina Week de París.

La iniciativa es operada por una unión transitoria conformada por Pluspetrol y la empresa estatal Gas y Petróleo del Neuquén. El plan abarca una superficie de 400 kilómetros cuadrados en el sector conocido como Hub Norte. El esquema operativo contempla la perforación de 620 pozos horizontales y la construcción de cuatro plantas de tratamiento con una capacidad instalada de 100.000 barriles diarios de crudo y 12 millones de metros cúbicos de gas por día.

Para la evacuación de los recursos, el proyecto incluye la instalación de un oleoducto de 45 km hacia la terminal Auca Mahuida y un gasoducto de 20 km. Además, se prevé la ejecución de obras complementarias como acueductos, sistemas de reinyección de agua y tendido eléctrico.

El plan de desarrollo se divide en dos etapas. La primera, proyectada entre 2025 y 2037, requiere 4.175 millones de dólares, mientras que la segunda fase, que se extiende hasta 2041, contempla 8.065 millones de dólares. Las empresas se comprometieron a un desembolso inicial de 1.527 millones de dólares en activos computables durante los primeros dos años.

El proyecto, que recibió el aval técnico de la Secretaría de Energía, el Banco Central y la Procuración del Tesoro, estima exportar el 92% de su producción. Se espera que la iniciativa genere más de 2.300 puestos de trabajo y exportaciones anuales por 2.300 millones de dólares, reforzando el posicionamiento del país como proveedor internacional de hidrocarburos.

Por Daniel Franzoy

El tercer trimestre de 2026 dejó una señal que no debería pasar inadvertida: en materia energética, la previsibilidad no puede darse por sentada.

Este período estuvo marcado por una baja del precio monómico de la energía (costo medio de la energía eléctrica en el sistema mayorista), luego de haber alcanzado su máximo histórico (-16% desde junio hasta agosto), y un alza en el precio del crudo como consecuencia del conflicto Estados Unidos-Irán (+62% desde junio a octubre), ubicándose alrededor de los USD 100 al momento de la redacción de esta nota.

No existe una relación automática entre el precio del petróleo y el precio de la electricidad. El costo de generación depende de múltiples variables: el tipo de generación disponible, los combustibles utilizados, la demanda, las importaciones, la hidraulicidad y las condiciones generales del sistema, entre otras.

Pero sí existe una conclusión que podemos extraer de este escenario: el mercado energético continúa expuesto a una volatilidad que hace cada vez más difícil pensar que los costos permanecerán estables. Y entonces aparece una pregunta más importante que cuánto costará la energía el próximo mes: ¿Qué estamos haciendo para gestionar ese costo?

El usuario ya no puede limitarse a pagar la factura. Durante mucho tiempo, para una empresa la energía fue considerada prácticamente una variable dada. Se consumía electricidad o gas, llegaba la factura y el desafío consistía en pagar.

Hoy para una industria, gestionar energía significa conocer cuánto consume, cuándo lo hace, cuánto paga por potencia, cuánto paga por la energía, cuáles son sus posibilidades contractuales y qué inversiones pueden reducir su exposición futura.

No todas las empresas tienen las mismas alternativas. Pero cada vez son menos las que pueden darse el lujo de no conocerlas. Un ejemplo concreto está en los grandes usuarios eléctricos.

La Resolución N° 976/2023 estableció para las grandes demandas de los distribuidores, los denominados GUDI (Gran Usuario de Distribuidora) con demanda de potencia mayor o igual a 300 kW, un mecanismo de estabilización para la compra de energía.

La misma normativa permite que estos usuarios opten por caracterizarse como agentes del MEM (Mercado Eléctrico Mayorista) y acceder al mercado de contratos. Una empresa que cumple con las condiciones para acceder a estas alternativas no necesariamente tiene que limitarse a recibir pasivamente el precio que le llega incorporado en la factura.

Puede analizar cómo abastecerse, evaluar contratos y decidir cuánto riesgo de precio está dispuesto a asumir. Contratar energía no significa necesariamente buscar el precio más bajo. Significa también gestionar riesgo. Diferir no es reducir. En este contexto debe interpretarse también la medida adoptada por la provincia de Santa Fe frente al impacto de los cargos energéticos del invierno.

El Gobierno provincial habilitó un mecanismo de financiamiento para que el sector productivo pueda diferir los cargos correspondientes a junio, julio y agosto de 2026 y pagarlos en cuotas, con vencimiento final en abril de 2027.

La herramienta tiene una lógica financiera concreta: evitar que un costo concentrado en determinados meses produzca un impacto excesivo sobre el flujo de fondos de las empresas. Modifica el momento en que se paga, pero no el monto que representa ese consumo para la empresa.

Esta distinción es fundamental porque, si el problema energético se aborda únicamente desde el monto final de la factura, corremos el riesgo de concentrarnos en cómo pagarla en lugar de preguntarnos por qué estamos pagando ese costo y qué podemos hacer para modificarlo. El financiamiento puede ser una solución financiera. Pero no debería confundirse con una estrategia energética.

Esta transformación tampoco ocurre solamente en el sector industrial. El sistema energético argentino está avanzando hacia una participación más focalizada del Estado en materia de subsidios. El proyecto de Presupuesto 2027 plantea una reducción de la participación relativa de los subsidios energéticos y una mayor focalización de la asistencia.

Esto no significa que los subsidios desaparezcan. Significa que el usuario debe prepararse para un escenario en el que la cobertura estatal sobre el costo de la energía tenga límites más definidos. La discusión sobre la Zona Fría, los mecanismos de asistencia y los distintos esquemas tarifarios forma parte de ese proceso más amplio.

Y cuanto menor sea la proporción del costo energético absorbida por el Estado, mayor será la importancia de las decisiones que tome cada usuario. No se trata de trasladar toda la responsabilidad al consumidor, se trata de reconocer una realidad económica: cuando una mayor parte del costo llega al usuario, administrar ese costo se vuelve más importante.

Probablemente hacia un sistema energético en el que el usuario tenga que asumir un papel mucho más activo. Para una gran industria, ese protagonismo puede significar analizar su incorporación al MEM, negociar un contrato de abastecimiento, gestionar la demanda o realizar inversiones de eficiencia.

Para una pyme, puede significar algo tan concreto como entender por qué su factura aumentó, qué componente explica ese aumento y qué alternativas tiene para reducir su exposición. Para una familia, puede significar algo mucho más sencillo: revisar hábitos de consumo, utilizar eficientemente los equipos, controlar la potencia contratada y evitar consumos innecesarios.

Las herramientas son diferentes, pero el principio es el mismo: dejar de considerar la energía como un gasto automático y empezar a tratarla como una variable que puede gestionarse.

La respuesta no será siempre la misma. Dependerá del tamaño, del consumo, de la actividad, de la estructura tarifaria y de las posibilidades técnicas y contractuales de cada caso. La estrategia energética no consiste solamente en conseguir energía al menor precio posible.

Consiste en conocer, anticipar, decidir y gestionar. Porque en un escenario de mayor volatilidad y menor cobertura generalizada, esperar a que llegue una factura elevada para empezar a analizar el problema será cada vez más caro. El desafío que viene no será solamente conseguir energía. Será aprender a gestionarla.

"La energía ya no sea solo una cuestión climática, sino que sea también una cuestión de competitividad económica y seguridad nacional". Así lo expuso Julen Baztarrica al analizar acontecimientos geopolíticos de alto impacto como el conflicto con Irán, las amenazas sobre el estrecho de Ormuz, la guerra en Ucrania y las sanciones al petróleo ruso.

Para el socio de McKinsey y líder de la práctica de Energía, bajo este nuevo paradigma, las proyecciones muestran que la demanda global de energía continuará creciendo de manera sostenida hacia el año 2050.

Durante el Coloquio de IDEA en Mar del Plata, el especialista aclaró que este incremento no responderá a un patrón uniforme, sino que exhibirá una marcada asimetría regional articulada en tres grandes bloques.

India liderará la expansión con un incremento de hasta el 70% en su consumo energético, impulsada por su desarrollo industrial, el crecimiento económico y la migración rural-urbana. Por su parte, el Sudeste Asiático incrementará su demanda en torno al 40%, mientras que África podría crecer hasta un 30%.

En cuanto a China y Estados Unidos, el analista expuso que se prevé una estabilización del consumo. En ambas potencias -dijo- convergen dos fuerzas opuestas: el impulso del crecimiento económico por un lado y los avances en eficiencia energética por el otro, los cuales terminan compensándose.

Sobre Europa, apuntó que experimenta un fenómeno opuesto. Debido a la acelerada electrificación, los avances en eficiencia y, principalmente, la deslocalización de su industria electrointensiva, el viejo continente podría reducir hasta un 25% su consumo de energía primaria.

Baztarrica apuntó que el escenario energético global hacia mediados de siglo se estructurará sobre dos tendencias interconectadas: una acelerada expansión del consumo eléctrico y la indiscutible persistencia de las fuentes fósiles en la matriz primaria.

De acuerdo con las estimaciones del analista, la cuota eléctrica en el consumo final pasará del 23% actual a un rango de entre 33% y 42% para 2050. En valores absolutos, esto implica escalar de los 27.000 TWh actuales a más de 60.000 TWh. Este crecimiento responderá a cuatro motores clave:

-Electrificación del transporte terrestre: adopción masiva en vehículos ligeros y avance progresivo en transporte pesado.

-Transformación industrial: sustitución de calor de proceso tradicional por tecnologías eléctricas.

-Climatización en países emergentes: Mayor penetración de sistemas de confort térmico urbano.

-Infraestructura digital e inteligencia artificial: demanda masiva y continua de energía para los centros de datos.

A pesar del avance eléctrico, la transición energética se perfila más dilatada y compleja de lo previsto. Para 2050, el petróleo, el gas y el carbón aún representarán entre el 40% y el 55% del consumo final global (frente al 65% actual).

Sobre el petróleo, expuso que el consumo actual de 106 millones de barriles diarios alcanzará un pico (peak oil) de aproximadamente 110 millones a principios de la década de 2030, entrando luego en un declive suave y paulatino.

Sectores estratégicos como la aviación, el transporte marítimo y la petroquímica continuarán requiriendo hidrocarburos líquidos durante décadas. A este factor se suma la declinación natural de los campos maduros mundiales -de entre un 3% y un 5% anual-, lo que genera una brecha estructural entre oferta y demanda que exige el desarrollo constante de nuevas cuencas.

Acerca del gas natural, dijo que se prevé un crecimiento desde los 4.000 BCM (miles de millones de metros cúbicos) anuales actuales hasta los 4.500 BCM, sosteniéndose en esos niveles hacia 2050.

“El gas mantiene un rol insustituible por su menor intensidad de emisiones de CO2 en comparación con el petróleo, su capacidad para respaldar la intermitencia de las renovables y su elevada flexibilidad logística mediante almacenamiento y GNL”.

En este punto, Baztarrica enfatizó un cambio drástico ocurrido en el mercado del gas en los últimos 12 meses: mientras que un año atrás se proyectaba una ligera sobreoferta global debido al ingreso de proyectos no convencionales en EE.UU., las disrupciones sufridas en los trenes de licuación de Qatar y la escalada bélica en Oriente Medio tensionaron la oferta.

"Europa y Asia ya no buscan solo optimizar precio, sino que están buscando diversificación geográfica, están buscando flexibilidad contractual y están buscando fiabilidad del suministro".

Es ante esta necesidad de seguridad y flexibilidad donde Argentina adquiere un protagonismo inédito. Según Julen Baztarrica, Vaca Muerta ha dejado de ser una promesa de desarrollo local para erigirse en un activo estratégico global. Esta transformación se sustenta en pilares competitivos:

Argentina alberga las segundas reservas mundiales de gas no convencional (equivalentes a 2 años del consumo global entero) y las cuartas de petróleo no convencional (equivalentes a 1 año de consumo global). Eso con costos sumamente competitivos.

La cuenca presenta un costo de desarrollo (break-even) de aproximadamente US$ 40 por barril, frente a precios internacionales de mercado situados en torno a los US$ 100. A eso añadió la baja intensidad de emisiones: la huella de CO2 por barril extraído en Vaca Muerta es sensiblemente inferior a la de la mayoría de las cuencas competidoras a nivel global.

Al situarse fuera de las zonas tradicionales de conflicto geopolítico (Oriente Medio y Eurasia), Argentina ofrece a Europa y Asia una valiosa diversificación de riesgo en sus portafolios de compra. Baztarrica señaló además el agotamiento progresivo del shale de EE.UU.

A pesar del potencial del yacimiento, la industria enfrenta un interrogante crítico de cara a los próximos años: ¿Tiene Argentina la capacidad de escalar la producción con la velocidad y productividad requeridas para capitalizar esta ventana de oportunidad antes de que se reconfigure el mapa energético?

Para lograrlo, la visión analítica de Baztarrica dijo que aprovechar la coyuntura exige duplicar el nivel de actividad actual en la cuenca neuquina, lo que implica movilizar inversiones de desarrollo superiores a los US$ 20.000 millones anuales.

Este salto cualitativo requiere la construcción acelerada de plantas de procesamiento de gas y petróleo, la ampliación de la red de transporte (gasoductos y oleoductos) y el desarrollo masivo de infraestructura vial, eléctrica, ferroviaria y portuaria.

Expuso que existe actualmente una brecha de costos del 35% en perforación y completación en Vaca Muerta al compararse con los estándares óptimos de la cuenca del Permian en Estados Unidos. Esta diferencia no responde a la calidad del recurso geológico, sino a sobrecostos logísticos, de personal y una cadena local de proveedores de bienes y servicios aún reducida y en fase de consolidación.

El escalado productivo demanda un desarrollo social y urbano acorde en la región neuquina, incluyendo oferta habitacional, servicios de salud y capacitación de talento. Además, los cuellos de botella más severos -el abastecimiento masivo de agua, la logística de arenas de fractura, la conectividad por tren y la saturación de rutas- no pueden ser resueltos de forma individual por cada compañía.

Resulta indispensable -expuso- articular respuestas sectoriales e integradas. Iniciativas consorciadas como el proyecto Vemos y el surgimiento del Instituto Vaca Muerta se consolidan como modelos indispensables de sinergia entre competidores para ganar eficiencia a escala de cuenca.

"Escalar Vaca Muerta va a requerir no solo más inversión, sino también una nueva escala de colaboración entre todos los actores de la industria".

Baztarrica situó potencialmente a Vaca Muerta como el principal motor de crecimiento del país hacia el final de esta década, acumulando inversiones hacia 2030 por US$ 100.000 millones, exportaciones anuales por más de US$ 30.000 millones y generación de empleo directo e indirecto de 200.000 puestos de trabajo estables. El impacto en el PBI sería de 5 puntos porcentuales.

Entre Ríos dio un nuevo paso para insertarse en una de las cadenas productivas de mayor crecimiento del país. El gobernador Rogelio Frigerio y el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, firmaron un convenio estratégico que busca vincular las capacidades productivas de la provincia con el desarrollo de Vaca Muerta.

El entendimiento tiene como uno de sus principales ejes la producción de arenas silíceas entrerrianas, un insumo fundamental para la explotación no convencional de petróleo y gas. Pero el alcance del acuerdo es más amplio: contempla alternativas para mejorar la infraestructura vial, ferroviaria y fluvial, reducir costos logísticos e incorporar empresas provinciales a la cadena de proveedores de la industria energética.

La iniciativa también abre una agenda vinculada con nuevas inversiones, electromovilidad, modernización de servicios públicos y aprovechamiento de activos de YPF para actividades relacionadas con la producción agroindustrial.

El convenio tendrá una vigencia inicial de tres años y funcionará como marco para futuros proyectos. No supone por sí mismo desembolsos presupuestarios específicos de la Provincia: las inversiones, responsabilidades, condiciones y plazos deberán establecerse posteriormente mediante acuerdos particulares.

Uno de los activos que posiciona a Entre Ríos dentro de la cadena de Vaca Muerta son sus reservas de arenas silíceas. Este material se utiliza durante el proceso de fractura hidráulica y constituye uno de los insumos necesarios para desarrollar los pozos no convencionales.

Marín destacó especialmente la calidad del recurso provincial y afirmó que la arena entrerriana es utilizada por YPF en sus operaciones y que, según la evaluación de la compañía, se encuentra entre las de mejores características disponibles en el país.

A partir del convenio, la Provincia y la petrolera buscarán alternativas para potenciar esta actividad minera y, al mismo tiempo, desarrollar las condiciones necesarias para que el traslado del material resulte más competitivo.

Allí aparece uno de los principales desafíos: la logística. El transporte de grandes volúmenes desde Entre Ríos hacia la cuenca neuquina requiere infraestructura y eficiencia para reducir su incidencia sobre los costos finales.

Por eso, el acuerdo incorpora el análisis de mejoras en los sistemas vial, ferroviario y fluvial, con la intención de aprovechar la ubicación y las capacidades logísticas de la provincia.

La estrategia provincial apunta además a trascender la provisión de arena. El objetivo es que empresas entrerrianas de diferentes sectores puedan incorporarse progresivamente como proveedoras de bienes y servicios para la industria energética.

“No tenemos solo arena, tenemos muchos proveedores que pueden servir para potenciar este desarrollo que está llevando adelante YPF y queremos que sean tomados en cuenta”, sostuvo Frigerio luego de la firma.

La incorporación de firmas locales ampliaría las oportunidades para sectores vinculados con transporte, metalmecánica, servicios industriales, construcción e infraestructura, entre otras actividades que forman parte directa o indirectamente de la cadena energética.

De esta manera, la participación entrerriana en Vaca Muerta podría generar un efecto que vaya más allá de la extracción de recursos naturales y alcance al entramado productivo provincial, aunque la magnitud de ese impacto dependerá de los proyectos e inversiones que efectivamente se concreten en el marco del convenio.

El acuerdo firmado entre Entre Ríos e YPF también establece una agenda de cooperación que excede el desarrollo de arenas silíceas.

Entre los puntos previstos aparece la posibilidad de avanzar en proyectos de electromovilidad y ampliar la infraestructura necesaria para la carga de vehículos eléctricos. También se evaluará la incorporación de sistemas de telemetría en la flota pública provincial, con el objetivo de optimizar su administración y hacer más eficiente el uso de recursos.

Otro capítulo contempla analizar la reconversión y utilización de activos pertenecientes a YPF para proyectos de almacenamiento relacionados con la producción agroindustrial, particularmente de aceites vegetales.

Además, Provincia, YPF y municipios podrán trabajar sobre herramientas e incentivos fiscales destinados a facilitar nuevas inversiones privadas.

El convenio representa una oportunidad para conectar dos perfiles productivos que hasta ahora tenían una relación principalmente concentrada en el suministro de arenas: la matriz industrial, logística y agropecuaria entrerriana y la expansión energética que tiene como epicentro a Vaca Muerta.

“Queremos que nuestra provincia se integre a Vaca Muerta y sea parte de uno de los principales motores productivos de la Argentina”, señaló Frigerio al anunciar el entendimiento.

El desafío a partir de ahora será transformar ese marco de cooperación en proyectos concretos. El acuerdo establece una hoja de ruta inicial de tres años durante los cuales ambas partes podrán avanzar con convenios específicos para definir inversiones, infraestructura, responsabilidades y plazos.

Para Entre Ríos, la apuesta es aprovechar sus recursos naturales y su posición logística, pero también sumar a sus empresas a una cadena de valor de escala nacional. El potencial impacto se concentra en más actividad minera, infraestructura, servicios, inversiones privadas y nuevas oportunidades para proveedores y empleo local.

La aprobación en el Congreso de las modificaciones al régimen de zona fría tendrá un impacto directo sobre una parte de los usuarios residenciales de gas de Santa Fe.

De acuerdo con el análisis del ingeniero electricista de la UTN José Stella, casi 500.000 usuarios de la provincia dejarán de percibir el beneficio, concentrados fundamentalmente en el extremo sur de la denominada “punta de la bota”.

El cambio implica que esos hogares pasarán a pagar una tarifa similar a la que actualmente abonan los usuarios residenciales de la ciudad de Santa Fe. Stella estimó que, para quienes pierdan el beneficio, el incremento será de alrededor del 40%.

La modificación no alcanza de la misma manera a todos los usuarios de la provincia y tampoco tendrá impacto sobre el sector productivo. El régimen de zona fría, explicó el especialista, está vinculado al consumo residencial de gas y al descuento aplicado sobre las facturas de los hogares.

Uno de los principales efectos del cambio será la eliminación del subsidio para casi 500.000 usuarios de Santa Fe. Stella señaló que se trata fundamentalmente de hogares ubicados en el extremo sur de la provincia.

En términos de población, el ingeniero calculó que la medida tendrá impacto sobre alrededor de 1,8 millones de personas que integran los distintos grupos familiares alcanzados.

Hasta ahora, esos usuarios contaban con un descuento asociado al régimen de zona fría. Con la modificación aprobada, dejarán de percibir ese beneficio y deberán afrontar una factura de gas más elevada.

“Cada uno de los usuarios residenciales va a pagar lo mismo que acá en la ciudad de Santa Fe”, explicó Stella al referirse al nuevo esquema.

Esto significa que el cambio no se traduce simplemente en una modificación administrativa del régimen. Para los hogares alcanzados, tendrá una consecuencia concreta en la economía cotidiana: una mayor proporción del ingreso familiar deberá destinarse al pago del servicio de gas.

Según la estimación brindada por el especialista, el monto adicional será de aproximadamente un 40%.

La diferencia será particularmente relevante para aquellos hogares que durante los meses de mayor frío necesitan incrementar el consumo para calefaccionar sus viviendas. Sin embargo, Stella aclaró que el impacto inmediato podría ser menor debido a la época del año en la que se produce la modificación.

La fecha en la que se produce el cambio es un elemento importante para analizar su impacto inmediato. Stella señaló que durante la primavera el consumo de gas suele disminuir considerablemente en comparación con el invierno.

Una de las razones principales es el menor uso de las estufas, que representan una parte importante del consumo durante los meses fríos.

Por eso, aunque la pérdida del descuento implica un aumento para los usuarios alcanzados, el impacto sobre el gasto familiar podría ser más moderado durante los próximos meses debido a la reducción estacional del consumo.

La situación puede ser diferente durante el invierno, cuando las temperaturas más bajas llevan a los hogares a utilizar durante más tiempo los equipos de calefacción.

En ese contexto, el precio de la tarifa adquiere mayor importancia para las familias que necesitan consumir más gas para mantener una temperatura adecuada dentro de sus viviendas.

Stella también explicó que la variación del precio no necesariamente se traduce en una caída equivalente de la demanda. El especialista definió al consumo de gas como “inelástico”: es decir, cuando llega el frío, los hogares que tienen estufas y necesitan calefaccionarse continuarán utilizándolas aun cuando el costo del servicio sea mayor.

Otro punto que Stella destacó es que la modificación del régimen de zona fría tiene un alcance específico: afecta al consumo residencial.

Por lo tanto, el cambio no implica un aumento equivalente para las industrias, comercios u otros sectores productivos.

“Esta zona fría tiene impacto justamente al sector residencial. No tiene impacto al sector productivo”, explicó el ingeniero.

Además, señaló que los usuarios productivos pueden acceder a otras condiciones tarifarias mediante contratos de suministro de gas, incluso con tarifas que pueden resultar más bajas.

De esta manera, el principal efecto de la modificación aprobada por el Congreso se concentra en los hogares que hasta ahora contaban con el beneficio del régimen de zona fría.

Para Santa Fe, esto implica una diferencia importante entre quienes mantendrán las condiciones actuales y los casi 500.000 usuarios que, según la estimación aportada por Stella, perderán el descuento.

Para Stella, la decisión se inscribe en una política de reducción de subsidios y en el objetivo de alcanzar el déficit fiscal cero.

El ingeniero vinculó esta medida con un proceso más amplio de reducción de subsidios a los servicios públicos, que incluye también al transporte y la electricidad.

Según explicó, se trata de una política que ya había comenzado durante gestiones nacionales anteriores y que fue profundizada por la actual administración.

El efecto de esa reducción de subsidios, sostuvo, se traslada parcialmente a los usuarios. En el caso de Santa Fe, los hogares que pierdan el beneficio deberán afrontar una mayor factura de gas.

Esto también significa que parte del dinero que las familias destinaban a otros gastos deberá utilizarse para cubrir el incremento del servicio.

El impacto, sin embargo, dependerá del nivel de consumo de cada hogar. Una familia que utilice poco gas durante los meses de menor demanda no tendrá el mismo gasto adicional que una vivienda que requiera un mayor uso de calefacción durante el invierno.

La modificación del régimen de subsidios también abre una pregunta sobre el abastecimiento energético y la necesidad de importar gas durante los meses de mayor consumo.

Stella explicó que la eliminación del beneficio no significa que el país pueda dejar inmediatamente de importar gas para cubrir la demanda.

El especialista señaló que, debido a que el consumo residencial es relativamente inelástico, una suba de precios no necesariamente provocará una reducción suficiente de la demanda durante los períodos de frío.

Por ese motivo, Stella anticipó que la Argentina continuará necesitando importar algunos buques de gas para cubrir los picos de demanda durante el invierno de 2027.

La meta central del 62° Coloquio de Idea, que reúne a grandes empresarios del país, propone trascender la coyuntura inmediata y apunta a debatir y definir las condiciones necesarias para garantizar un proceso de crecimiento sostenido durante las próximas dos décadas.

Eso en un país donde los primeros 50 mil millones de dólares de inversiones del Rigi llegarán en 2027 -para no perder la ventaja impositiva- pero que posterga otras decisiones por el clima electoral del próximo año.

El empresariado argentino se prepara para debatir en Mar del Plata del 30 de septiembre al 2 de octubre con un cambio de enfoque estratégico. En el telón de fondo, la inversión total (formación bruta de capital fijo – FBCF, del INDEC), que mide la inversión real en construcciones, maquinaria, equipos, etc. (pública + privada) acumula 5 trimestres consecutivos de contracción.

Bajo el lema “Invirtiendo la historia. 20 años: de promesa a potencia”, el encuentro reunirá a referentes del sector empresario, dirigentes políticos y especialistas nacionales e internacionales para analizar los principales desafíos y oportunidades que enfrenta la Argentina en un mundo en transformación.

“La propuesta de esta edición es considerar a la estabilidad macroeconómica como el punto de partida para construir una agenda de largo plazo que permita atraer inversión, aumentar la productividad, generar empleo formal, desarrollar talento y mejorar de manera sostenida la calidad de vida”, señaló Fabián Kon, presidente del 62° Coloquio de IDEA y CEO de Grupo Galicia.

El Coloquio estará organizado en torno a cuatro grandes ejes que recorren los principales desafíos: megatendencias globales que están dando lugar a una nueva era; los pilares necesarios para consolidar una Argentina estable; las condiciones para mejorar la competitividad; y el desarrollo de las capacidades de las personas a través de la educación y el trabajo.

La transformación simultánea de la geopolítica, las plataformas tecnológicas, la demografía, los recursos y la energía, junto con las nuevas condiciones de acceso al capital, está modificando las reglas con las que países y empresas compiten, producen e invierten. El primer eje buscará comprender qué oportunidades abre este nuevo escenario para la Argentina.

Margaret Myers, profesora y directora ejecutiva del Institute for America, China, and the Future of Global Affairs de Johns Hopkins University, abordará el nuevo mapa global de la geopolítica; y Nicolás Aguzín, ex CEO de Hong Kong Exchanges and Clearing y miembro de los directorios de Mercado Libre, Globant y Pampa Energía, analizará el escenario financiero que viene.

También participarán Guillermo Oliveto, CEO de W/Almatrends, para abordar los cambios demográficos; Mark Esposito, profesor de Tech Policy en Northeastern University y Faculty Associate en Harvard University, quien analizará la inteligencia artificial, la innovación y la aceleración tecnológica.

Julen Baztarrica, socio de McKinsey y líder de la práctica de Energía, hablará sobre los recursos estratégicos; y Hernán Kazah, cofundador y managing partner de Kaszek, sobre las nuevas dinámicas de los capitales.

En ese marco, IDEA plantea los siguientes puntos:

Argentina tiene una oportunidad estratégica en esta nueva era. Capturarla requiere una agenda de largo plazo que fortalezca la competitividad y acelere su integración al mundo.

El empresariado argentino debe asegurar su competitividad y pensar estratégicamente el nuevo contexto global, capturando oportunidades con inversión y transformación.

El segundo eje pondrá el foco en las condiciones para consolidar la estabilidad macroeconómica, necesarias para recuperar condiciones para la inversión y la planificación de largo plazo. Esto requiere también instituciones sólidas, reglas claras, seguridad jurídica y políticas capaces de trascender los ciclos políticos.

La agenda abordará estos desafíos desde distintas perspectivas. Pablo Goldberg, Managing Director y Head of Research y Portfolio Manager de Deuda de Mercados Emergentes en BlackRock, analizará las condiciones para invertir en Argentina; Andrea Castagnola, profesora visitante de la Universidad Torcuato Di Tella e investigadora afiliada del LawTransform CMI, analizará la estabilidad institucional.

El debate sobre la Justicia contará con Jimena de la Torre, consejera de la Magistratura de la Nación, y Diego Luciani, fiscal general, mientras que Luis Lacalle Pou, expresidente de Uruguay, aportará su experiencia sobre las condiciones que permiten construir estabilidad y sostenerla en el tiempo.

En este eje, IDEA propone:

Consolidar la estabilidad macroeconómica mediante la institucionalización de reglas fiscales y monetarias; la resolución estructural de los desequilibrios previsionales y distorsiones tributarias; la estabilidad de la moneda y la independencia del Banco Central; y la sostenibilidad externa.

Construir grandes acuerdos de largo plazo que trasciendan los cambios de gobierno y sostengan políticas de Estado.

El tercer eje analizará cómo transformar las capacidades de la Argentina en mayor inversión, productividad y competitividad.

En este eje, Ryan McInerney, CEO de Visa, abordará el desafío de competir y la innovación desde los mercados globales, mientras que la mirada empresarial tendrá un lugar central con el panel “Empresas en primera persona”.

La mesa reunirá a Rosana Cordero, CEO de Cordero; Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol; Salvador Muñoz, presidente de Hijos de Salvador Muñoz; Christian Otero, cofundador de Lucciano’s; y María Eugenia Sampalione, directora ejecutiva de Newmont Argentina.

La conversación abarcará los desafíos concretos que enfrentan las empresas para crecer y competir, y las condiciones que necesita el país para reducir costos, mejorar infraestructura, avanzar en materia tributaria, transformación productiva e inserción internacional.

En este contexto, IDEA planteará que:

Argentina debe continuar avanzando en mejorar la competitividad, con especial foco en infraestructura e impuestos.

A nivel de matriz productiva, potenciar el desarrollo competitivo de la Argentina, acompañando los procesos de transformación productiva.

Desarrollar una mentalidad competitiva al interior de las empresas, acorde al nuevo paradigma.

El cuarto eje pondrá en el centro una condición indispensable para sostener un proceso de crecimiento durante las próximas décadas: las capacidades de las personas.

Una economía que aspire a crecer de manera sostenida necesitará transformar los años de escolarización en aprendizajes efectivos, desarrollar el capital humano que demanda una economía cada vez más compleja y generar oportunidades de empleo formal y de calidad.

La agenda educativa reunirá a Verónica Cipriota, directora ejecutiva de Enseña por Argentina; José Goity, ministro de Educación de Santa Fe; Mariano Narodowski, director del área de Educación de la Universidad Torcuato Di Tella; y Ricardo Torres, socio fundador de Pampa Energía.

El bloque incluirá además la participación de Luciana Paoletti, directora ejecutiva de IDEA, quien presentará la educación como una agenda prioritaria. El eje continuará con los cambios en el mundo del trabajo.

Luciano Laspina, director ejecutivo de CIPPEC, junto con Diego García, director general de CVC Corp; Alejandro Gorodisch, presidente de Farmacity; y Sofía Vago, CEO de Accenture, abordarán cómo las nuevas tecnologías y las transformaciones económicas están modificando las formas de trabajar y los desafíos que esto plantea para empresas, trabajadores y políticas públicas.

La visión de IDEA en este eje es:

Argentina necesita avanzar en políticas de mediano plazo que permitan recuperar los niveles educativos básicos y, al mismo tiempo, abordar los desafíos estructurales para impulsar transformaciones que nos permitan acercarnos a estándares educativos globales.

Las formas de trabajo han cambiado significativamente, por lo que resulta clave revertir la expansión de la informalidad y avanzar en las reformas pendientes para modernizar el sistema laboral.

La discusión se ampliará con el panel “Cómo se construye la influencia hoy”, que pondrá el foco en las nuevas formas de liderazgo, representación y construcción de influencia. Participarán Cristian Jerónimo, secretario general de la CGT; María Migliore, cofundadora de Popurrí; y Diego Leuco, director de contenidos de Resumido.

Transportadora de Gas del Norte (TGN) anunció su decisión de llevar adelante un proyecto de infraestructura energética que contempla una inversión total del orden de los US$ 2.200 millones con el objetivo de potenciar la creación de valor del gas de Vaca Muerta y resolver el déficit de abastecimiento en las regiones del centro, norte y el litoral argentino.

La obra principal consiste en la construcción del Gasoducto Manuel Belgrano, una traza de 753 kilómetros de extensión entre Tratayén (Neuquén) y La Carlota (Córdoba), que atravesará cinco provincias (Neuquén, Río Negro, La Pampa, San Luis y Córdoba) con un desembolso específico de US$ 1.500 millones.

El ducto contará con un tramo inicial de 278 km en 36 pulgadas de diámetro y 475 km en 30 pulgadas, apoyado por una nueva planta compresora en Tratayén, en las cercanías de Añelo. Pero más allá del tramo central que atravesará 5 provincias, (Neuquén, Río Negro, La Pampa, San Luis y Córdoba), habrá obras complementarias que impactarán fuera de sus territorios.

Para Santa Fe y la región del Litoral, el proyecto representa una respuesta estructural a las limitaciones de suministro de gas. El plan de obras asociadas sobre el Sistema TGN permitirá incrementar la capacidad de transporte en hasta 14 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) adicionales.

Entre las intervenciones técnicas previstas en el sistema existente se destaca la construcción de 147 kilómetros de loops (cañerías paralelas) de 30 pulgadas, trazados a lo largo de las provincias de Santa Fe, Córdoba, Catamarca, Santiago del Estero y Tucumán.

A su vez, el esquema contempla la incorporación de 71.000 HP de potencia distribuidos en 5 plantas compresoras. Según detalló la empresa, este aumento de volumen tiene como fin prioritario abastecer la demanda de las industrias y centrales eléctricas en su zona de influencia, asegurando un insumo energético de producción local y competitivo.

Cabe recordar que el pasado invierno Economía trasladó a las industrias el mayor costo del GNL importado por barcos. El millón de BTU pasó de US$11 a US$26, afectado por la guerra en Medio Oriente. TGS tendría previsto inaugurar la ampliación del TGS para el próximo invierno, pero eso aún no resuelve el cuello de botella estacional para la provincia, el Litoral ni el NOA.

El cronograma presentado por la compañía prevé el inicio de los trabajos para abril de 2027 y la puesta en funcionamiento operativo para abril de 2029. Durante la fase de construcción, la iniciativa requerirá la contratación de 2.000 empleos.

Sustitución de importaciones: Ahorro anual estimado en US$ 700 millones por menor compra de combustibles importados como GNL y gasoil.

Exportaciones regionales: Generación de divisas por US$ 450 millones al año mediante envíos a países vecinos, aprovechando que TGN es el único operador nacional conectado con Chile, Brasil, Bolivia y Uruguay.

La firma solicitará la adhesión del proyecto al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) ante el Ministerio de Economía.

Horacio Pizarro, CEO de TGN, destacó que el gasoducto busca "transformar el gas de Vaca Muerta en energía competitiva, con producción local, sustitución de importaciones y la generación de saldo exportable", funcionando como "un puente para brindar más oportunidades de desarrollo económico y social" bajo un esquema de inversión privada.

El proceso comercial comenzará a fines de septiembre con el llamado a concurso de capacidad, previéndose la presentación y adjudicación de las ofertas para fines de noviembre de 2026. La obra estaría operativa en el cuarto mes del 2029.

La balanza comercial energética argentina alcanzó durante el primer semestre de 2026 el mayor superávit de su historia para ese período, impulsada por un fuerte crecimiento de las exportaciones de petróleo y gas y una marcada reducción de las importaciones de combustibles.

Así lo señala un informe elaborado por la Bolsa de Comercio de Rosario (BCR), que estima un saldo positivo de 6.987 millones de dólares entre enero y junio, lo que representa un incremento del 87 % respecto del mismo período del año pasado.

El desempeño del sector energético se consolida como uno de los principales aportes al comercio exterior argentino, en un contexto de mayor producción de hidrocarburos y de una menor dependencia de las compras externas de combustibles.

De acuerdo con el trabajo de la BCR, las exportaciones de combustibles y energía crecieron un 52 % durante la primera mitad del año, al pasar de 5.345 millones a más de 8.118 millones de dólares.

Este desempeño llevó a que el sector energético represente más del 15 % del total de las exportaciones argentinas, la mayor participación registrada en las últimas dos décadas y un récord histórico para un primer semestre.

En paralelo, las importaciones de combustibles y lubricantes cayeron un 29 % medidas en dólares, alcanzando su nivel más bajo desde 2007. Como consecuencia, la participación de la energía dentro de las importaciones nacionales descendió por debajo del 3 %, un porcentaje que no se observaba desde finales de la década de 1990.

El informe destaca que el aumento de las exportaciones responde principalmente al crecimiento de la producción y no únicamente a la mejora de los precios internacionales del petróleo.

Según los datos analizados por la BCR, el 79 % del incremento exportador se explica por un mayor volumen de ventas al exterior, mientras que el 21 % restante obedece al aumento de las cotizaciones internacionales.

En ese escenario, la producción proveniente de Vaca Muerta continúa consolidándose como el principal impulsor del sector energético argentino. Actualmente, la formación aporta más del 68 % del petróleo y cerca del 67 % del gas producido en el país.

Para todo 2026, la entidad proyecta un incremento del 16 % en la producción de petróleo, volumen que permitiría alcanzar el mayor nivel de extracción de la historia argentina y superar el récord establecido en 1998.

Aunque el informe reconoce que la volatilidad internacional —marcada por el conflicto en Medio Oriente y las variaciones en el precio del crudo— tuvo incidencia sobre las cotizaciones, sostiene que el crecimiento de la producción fue el factor determinante para explicar la mejora del saldo comercial energético.

Las proyecciones de la Bolsa de Comercio de Rosario indican que las exportaciones de combustibles y energía podrían superar los 14.400 millones de dólares al cierre de 2026.

Si además se mantiene la tendencia descendente de las importaciones, la balanza energética podría finalizar el año con un superávit superior a los 12.000 millones de dólares, lo que constituiría un nuevo récord histórico.

El informe también destaca el impacto esperado del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), cuya puesta en funcionamiento está prevista para noviembre. La obra conectará la cuenca neuquina con una terminal de exportación en Punta Colorada, Río Negro, mediante un trazado cercano a los 600 kilómetros.

En una primera etapa permitirá incorporar una capacidad adicional de evacuación de 190.000 barriles diarios, con la posibilidad de alcanzar hasta 550.000 barriles por día, e incluso 700.000 barriles diarios en el futuro si continúa creciendo la producción.

Para la BCR, esta infraestructura será determinante para ampliar la capacidad exportadora del país y podría llevar las ventas externas de energía por encima de los 18.500 millones de dólares en 2027, consolidando al sector como uno de los principales generadores de divisas para la economía argentina.

La venta de los combustibles repuntó mínimamente en enero respecto a diciembre de 2025, pero el leve ascenso resulta positivo a la hora del análisis. YPF, la petrolera nacional, fue la que marcó el rumbo en ventas e impulsó al mercado.

Al respecto, la petrolera estatal expandió un 4,01% sus ventas de combustible y despachos de forma interanual, lo cual fue clave para que el mercado cerrara el mes con un leve repunte, pero la suba se dio al fin. Ésta fue del 0,11%, pese a la caída en comparación con el mes de diciembre del año pasado.

Tal como indica el relevamiento mensual de Surtidores, el medio de las estaciones de servicio, “la venta de combustibles al público interanual en Argentina volvió a crecer en enero de 2026”.

Los montos fijos de los impuestos a los combustibles se ajusten trimestralmente

En tal sentido, los números muestran que se comercializaron 1.423.721 m³, frente a los 1.422.211 m³ del mismo mes de 2025. Tales datos muestran que el aumento fue del 0,11% interanual. Y, en relación con el mes anterior, la demanda mermó de forma considerable, marcando un 5,33% menos.

En este caso, el consumo de combustibles Premium sigue creciendo como venía ocurriendo en 2025. Así, la nafta Premium creció 5,60% interanual y el gasoil Grado escaló 3,745%. Por su parte, la demanda de nafta súper bajó 0,64% y el diésel Grado 2 lo hizo en 6,83%.

La difusión la pasada semana del informe de Intercambio Comercial Argentino por parte del Indec, dejó en evidencia que, a pesar de la caída en la actividad fabril de la Argentina, las exportaciones de origen industrial fueron las que más crecieron, que las importaciones retrocedieron y que la balanza energética fue un factor decisivo en el saldo récord de US$ 1987 millones de enero.

Las exportaciones -cabe repasar- alcanzaron los 7.057 millones de dólares, lo que representa un crecimiento interanual del 19,3%. Este incremento se debió principalmente a un salto del 18,5% en las cantidades vendidas; las importaciones cayeron un 11,9% interanual, totalizando 5.070 millones de dólares, y también en este caso la baja fue impulsada por una reducción del 12,1% en las cantidades.

Los rubros con mayor crecimiento fueron las manufacturas de origen industrial (MOI), que crecieron un 37%, y demuestran que hay sectores fabriles competitivos para embarcar producción al exterior y generar divisas genuinas, incluso con el presente nivel del dólar. El embarque de productos primarios creció también un 35,4%.

Pero el dato saliente es el de la energía. El sector energético aportó un saldo positivo de 618 millones de dólares, representando el 31% del superávit total.

Según revela el Instituto Argentino de Análisis Fiscal, a pesar de este resultado positivo en la balanza energética, "se observa una reducción de US$ 85 millones en comparación con el mismo mes del año anterior. Pero en este caso no es por baja de cantidades vendidas al exterior.

Balanza Energética - Acumulado 12 meses.

"Esta disminución se atribuye principalmente a una caída en los precios internacionales, que impactó negativamente en el valor de las exportaciones". El estudio detalla cómo el ahorro en importaciones no alcanzó a compensar la pérdida de ingresos por ventas externas. Finalmente, se destaca que el sector energético representó el 31% del saldo comercial total del país en el periodo evaluado.

Cabe recordar que después de más de una década de saldos negativos (que comenzaron en 2011), Argentina cerró el 2024 con un superávit comercial energético de aproximadamente 5.668 millones de dólares.

El año pasado, esta tendencia se aceleró drásticamente. Argentina cerró el 2025 con un superávit energético récord de 7.815 millones de dólares, el más alto desde que se tienen registros comparables.

Según el centro de estudios que dirige el economista Nadin Argañaraz, el ahorro total generado por la reducción de las importaciones energéticas en enero de 2026 fue de US$ 43 millones en comparación con el mismo mes del año anterior.

Este resultado favorable se explica por la combinación de dos factores. El menor volumen importado (efecto Cantidad), fue el factor más relevante, generando un ahorro de US$ 31 millones debido a que se compró menos energía física.

A su vez, los menores precios internacionales de la energía que Argentina importa, permitieron ahorrar otros US$ 13 millones. Destaca Iaraf que, aunque este ahorro ayudó a la balanza, no fue suficiente para compensar la caída de US$ 128 millones sufrida en las exportaciones

La reversión de la tendencia se debe al aumento exponencial en la producción de hidrocarburos no convencionales, lo que permitió sustituir importaciones de gas y aumentar las exportaciones de petróleo crudo. Eso, en especial, tras las inversiones del RIGI, en el marco de un fenómeno que comenzó antes.

Balanza Energética - Parcial de cada año.

La puesta en marcha de obras clave para la sustitución de importaciones permitió volcar al mercado interno la mayor producción. El Gasoducto Perito Moreno (ex Néstor Kirchner) permitió transportar el gas producido en Neuquén hasta la provincia de Buenos Aires, compensando la importación de GNL por barcos y la que llegaba desde los ahora agotados yacimientos bolivianos.

Pero el proceso se prepara para un salto exponencial. El Oleoducto Vaca Muerta Sur lleva 51% de avance mientras en el puerto de Punta Colorada se construyeron las bases de los 6 tanques gigantes (de 38 metros de altura cada uno, 3 están en proceso de montaje) para exportar crudo por barcos.

El gasoducto "corre de atrás" aunque ya se confirmó la compra de los caños a la India (tras la polémica con Techint) para salvar los 526 kilómetros del yacimiento al muelle de la ex Sierra Grande. Se espera que la infraestructura pueda abastecer a los barcos de licuefacción en 2030.

En un momento clave del 61° Coloquio de IDEA en Mar del Plata (octubre de 2025), el CEO de YPF -Horacio Marín- aseguró que "vamos a lograr que la Argentina exporte 50.000 millones de dólares en energía y vamos a dejar la vida en eso". Ese número es el "techo" de su ambición a partir del 2030, aunque geopolítica y precios son decisivos en la prospectiva.

Marín proyecta una combinación de tres motores:

Petróleo (Shale Oil): Estima que las exportaciones de crudo de Vaca Muerta aportarán unos US$ 25.000 a US$ 30.000 millones.

Gas Natural Licuado (GNL): El megaproyecto en Río Negro sumaría otros US$ 15.000 millones anuales una vez que las tres etapas del plan estén operativas.

Otros derivados y servicios: El resto se completaría con petroquímica y exportaciones menores de gas por gasoductos a países vecinos.

Los argumentos de su optimismo

Además Marín defendió esta cifra ante el círculo rojo empresarial basándose en la productividad real que ya están viendo en el campo. Destacó que YPF ya es más eficiente que gigantes como ExxonMobil en Vaca Muerta. Mientras el estándar de EEUU es de unas 22 horas por etapa de fractura, YPF ha logrado promedios de 20,5 horas.

Explicó su política de no retener áreas que no se van a explotar. "Si no lo podemos hacer nosotros, que lo haga otro, pero la riqueza tiene que salir", dijo, marcando el fin de la etapa en la que YPF "dormía" sobre yacimientos convencionales.

Su tesis es que, al exportar masivamente, el costo marginal de la energía para la industria argentina será el más bajo del mundo, dándole una ventaja competitiva al resto de las fábricas del país.

Si se cumple su pronóstico de US$ 50.000 millones, la energía pasaría de ser un problema de divisas a ser el principal motor exportador, incluso por encima de lo que el complejo agroindustrial (soja, maíz, trigo) que aporta en años promedio (que ronda los US$ 30.000-40.000 millones). Es un plan que él llama "4x4" porque busca cuadruplicar el valor de la compañía y el aporte del sector al PBI para 2031.

El gobierno nacional publicó este jueves en el Boletín Oficial la actualización del precio regulado de biodiésel para mezclar con gasoil y de etanol de maíz o caña, para su corte con las naftas. Pero las empresas del biodiésel solicitaron una reunión urgente con el ministro de Economía, Luis Caputo; alegan 15 meses de trabajo a pérdida que acumulan unos US$ 45,5 millones en quebrantos, cifra que crecerá pese al incremento de este mes.

"Nuestro sector cumple un rol estratégico en la transición energética y en el abastecimiento seguro de combustibles. Actualmente enfrentamos una situación crítica: los precios regulados del biodiesel se han mantenido por debajo de los costos de producción, lo que compromete la continuidad de las plantas, el empleo y las inversiones en curso".

El párrafo encabeza la carta dirigida a Caputo y firmada por Federico Martelli, de la Cámara Argentina de Empresas Regionales Elaboradoras de Biocombustibles; Marcelo Kusznierz, de la Cámara Santafesina de Energías Renovables y Axel Boerr, de la Cámara Panamericana de Biocombustibles Avanzados.

Solo en Santa Fe, la situación afecta a 11 pymes de las que dependen 1600 puestos de trabajo directos e indirectos. Las plantas son dinamizadoras de la industria en sectores agrícolas que en no pocos casos carecen de otras ofertas fabriles; el sector es además un potencial sustituto de exportaciones (la Argentina no produce todo el gasoil que consume) y ofrece "externalidades" decisivas en la trazabilidad de la huella de carbono.

"En nuestra reciente reunión con el Secretario Coordinador de Energía y Minería, licenciado Daniel González, y el Subsecretario de Combustibles Líquidos y Gaseosos, Lic. Federico Veller, expusimos en detalle esta problemática y aportamos estudios que muestran que la aplicación de los mecanismos de actualización previstos en la normativa vigente permitiría superar la crisis sin generar un impacto significativo en surtidor".

Los productores de biodiésel recibirán este mes $1.408.687 por tonelada de acuerdo a la resolución de la secretaría de Energía publicada en el Boletín Oficial. Según los cálculos fabriles, el precio del biodiésel para septiembre asciende a $1.543.663 por tonelada más IVA.

Los fabricantes estiman que si se aplica la fórmula técnica establecida en la normativa vigente, y se actualizan mensualmente las tarifas, las fábricas no tendrán que asumir quebrantos producto de los cambios en el precio del dólar o de mercados e commodities como los granos (el insumo esencial) o el mercado hidrocarburífero al que proveen.

Cabe destacar que el gobierno nacional también dispuso este jueves incrementar el precio por litro de bioetanol elaborado a base de caña de azúcar, destinado a su mezcla obligatoria con nafta, a $785,468. Lo propio hizo con el precio del bioetanol en base a maíz, al que fijó en $857,006 por litro.

En enero de 2025, Argentina logró un superávit comercial energético de 678 millones de dólares, según informó la Secretaría de Energía. Este resultado se debe a exportaciones por 879 millones de dólares, lo que representa un incremento del 23,7% respecto al mismo mes del año anterior, y a una disminución del 32,5% en las importaciones energéticas.

Exportaciones en alza y caída de importaciones

El aumento en las exportaciones energéticas se atribuye principalmente al crecimiento en la producción de hidrocarburos, con un papel clave de la formación de Vaca Muerta. Durante 2024, la producción de petróleo en Argentina alcanzó niveles récord en dos décadas, lo que permitió ampliar la oferta destinada al mercado externo.

Por otro lado, la caída en las importaciones refleja una menor dependencia de recursos energéticos extranjeros, consolidando la tendencia superavitaria del sector.

Principales destinos de las exportaciones

Chile y Estados Unidos fueron los principales compradores de energía argentina en enero. Las ventas a Chile alcanzaron los 259 millones de dólares, con un crecimiento del 35,9% interanual, mientras que los envíos a Estados Unidos totalizaron 233 millones de dólares, un 54,2% más que en el mismo mes del año pasado.

El petróleo crudo fue el producto estrella de las exportaciones, representando el 9,1% del total de las ventas externas del país.

Perspectivas para el sector energético

En 2024, Argentina cerró con un superávit energético anual de 5.600 millones de dólares, revirtiendo los déficits de años anteriores. Este cambio se debe, en gran parte, a la consolidación de Vaca Muerta como motor de la producción nacional de hidrocarburos.

Con nuevas inversiones en infraestructura y acuerdos comerciales estratégicos, el país busca afianzar su posición como exportador neto de energía en los próximos años.

La balanza comercial energética del mes de noviembre de 2024 se muestra con superávit de US$ 513 millones y acumula un saldo positivo de USD 4.806 millones. Las exportaciones se redujeron 10,1% interanual explicado por una variación negativa en los precios, mientras crecieron 19,9 % año contra año (comparativo a 123 meses). Las importaciones fueron 67.5% interanual y 49.8% a.a. menores.

Así lo indica un nuevo informe del Instituto Argentinos de la Energía "General Mosconi", que revela que "en cuanto a las importaciones, los últimos datos disponibles a noviembre indican que hubo una reducción en las compras de gasoil al exterior del 48.5% a.a durante los últimos doce meses respecto a igual periodo anterior. Por otra parte, en doce meses se importó 63.9% a.a. menos de naftas.

Balanza comercial energética en millones de dólares. Fuente: Gráfico IAE.

"Las importaciones de GNL totalizaron 1,609 MMm3 durante los últimos doce meses relevados por estadísticas de comercio exterior y se redujeron 39.9% a.a. respecto al año anterior. Mientras que las importaciones de gas de Bolivia totalizaron 1,394 MMm3 y se redujeron 41.5% a.a".

Por otra parte, según datos de comercio exterior disponibles a noviembre de 2024, las exportaciones medidas en cantidades de los principales combustibles para el acumulado en los últimos doce meses muestran menores ventas al exterior, con excepción del petróleo para el cual las ventas anuales fueron 8,8% mayores.

"Los índices de valor, precio y cantidad indican que en noviembre de 2024 se exportó 2,9% más de combustible y energía en términos de cantidades respecto a igual mes de 2024, mientras que los precios de exportación fueron 12,8% i.a. menores dando como resultado de una reducción en el valor exportado del 10,1% interanual.

Biocombustibles

El reporte señala que la producción de biodiésel aumentó 36,5% i.a. respecto al mismo mes del año anterior y es 1,2% a.a mayor en el último año móvil.

Las ventas internas de biodiésel fueron 94,6 % i.a. mayores a las registradas en el mismo mes del año anterior. En el año móvil registra un aumento del 8% a.a.

Producción y ventas de Biodiesel y Bioetanol, de a miles de toneladas. Fuente: Gráfico IAE.

En tanto que las exportaciones de biodiésel acumuladas en los últimos 12 meses corridos fueron 27,4% menores a igual periodo del año anterior.

Por último el Instituto General Mosconi apunta que "la producción de bioetanol en base a maíz y caña de azúcar se incrementó 4,3% i.a. En el cálculo acumulado durante los últimos 12 meses al mes de referencia la producción es 8,2% a.a. mayor. Por otra parte, las ventas aumentaron en octubre de 2024 un 1,5% i. a. A su vez, en los últimos doce meses corridos acumulan una reducción de 4% a.a.

El vicepresidente de la Cámara Santafesina de Energías Renovables, Marcelo Kusznierz, aseguró que la actualización de precios de biocombustibles anunciada por la secretaría de Energía de la Nación "no respeta para su cálculo la fórmula que esta contemplada en la resolución 963/23 y que asegura una rentabilidad mínima para el productor y por consiguiente la operatividad de las plantas".

Marcelo Kusznierz, vicepresidente de la Cámara Santafesina de Energías Renovables. Foto: Archivo

La Secretaría de Energía actualizó este jueves el precio del biodiesel, destinado para la mezcla obligatoria por ley con el gasoil, a través de las Resoluciones 2/2025 publicada en el Boletín Oficial.

Según la autoridad nacional, con la actualización, el precio mínimo de adquisición del biodiésel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil quedó en $1.085.887 por tonelada, para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de enero de 2025 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.

"Desde el mes de Julio 2024 -señaló el empresario santafesino- la SEN, contrariamente a los precios que publicó en el primer semestre (en promedio respetó la resolución), incumplió sistemáticamente con la aplicación de la fórmula. Eso originó una brecha entre el precio abonado efectivamente por las petroleras y el valor real del biodiésel de acuerdo a la resolución 963/23”.

La fórmula toma y audita la apertura de costos de todas las empresas del sector cuya documentación y datos se declaran en forma mensual, lo que no da lugar a dudas sobre el origen de la información y por lo tanto al resultado real obtenido.

"Los valores publicados desde el mes de Julio 2024 -añadió Kusznierz- fueron siempre por debajo del valor de fórmula, perjudicando notoriamente a las empresas de biodiesel los detallamos: julio 5,4%, agosto 12,8%, Septiembre 11,8%, Octubre 10,3%, Noviembre 6,2%, Diciembre 7,7% y Enero 2025 8,3%".

"En una clara transferencia de rentabilidad al sector petrolero de U$S 62.000.000, un sector que tuvo una recomposición de precios en esta gestión de más del 200% contra un aumento del biodiesel de sólo el 90%."

.Con respecto al impacto del aumento de precio en surtidor, sostuvo que "es una lógica preocupación en estos días" pero aclaró que "un aumento en los precios del biodiésel del 8,3 % adicional al publicado para cumplir con la fórmula, asegurar la operatividad de las plantas y la continuidad del sector, impacta en $6 en surtidor por litro"

"Irrisorio costo que funde a una industria productiva que agrega valor a la cadena sojera, promueve el arraigo rural, sustituye importaciones de combustibles fósiles y cuida el medio ambiente", lamentó.

La referida normativa gubernamental determinó que el plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los 7 días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente. Al mismo tiempo, aclaró que el nuevo precio fijado "es el valor mínimo al cual deberán ser llevadas a cabo las operaciones de comercialización en el mercado interno".

Los precios de los biocombustibles son parte de los costos que se reflejan en los surtidores

En los considerandos, se recordó que la secretaría está facultada para modificar los precios "tanto en los casos en que se detecten desfasajes entre los valores resultantes de su implementación y los costos reales de elaboración de los productos, o bien cuando dichos precios puedan generar distorsiones en los precios del combustible fósil en el pico del surtidor, esto último lo cual resulta necesario atender en el contexto actual, fijando excepcionalmente un precio que se ajuste a dicha necesidad".

En el caso del bioetanol, tanto el elaborado a base de caña de azúcar como el elaborado a base de maíz, destinado a su mezcla obligatoria con la nafta, aún no se publicaron nuevos valores para el primer mes del año, por lo que todavía rigen los precios de diciembre.

En el último mes del 2024, se fijó el precio mínimo de adquisición por litro del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar en $703,804. Mientras que para el precio de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz, el valor está en $645,061.

Los precios de los biocombustibles son parte de los costos que se reflejan en los surtidores, por lo que cada variación en los mismos puede implicar en una suba de los valores de la venta de nafta y gasoil al público. En esta oportunidad, el precio del gasoil podría exhibir el impacto con un aumento en el corto plazo.

Los subsidios a la energía seguirá reduciéndose el año próximo y de acuerdo con estimaciones de Nicolás Arceo, titular de la consultora Economía & Energía, se reducirán un 40 por ciento más que lo que ya lo hicieron este año, que pasaron de 10.000 millones de dólares a 6.500 millones de dólares.

"Sin aumentos tarifarios relevantes para el año que viene y con un dólar estable durante todo 2025, los subsidios en gas y electricidad deberían bajar de US$ 6.500 millones de 2024 a alrededor de US$ 4.000 millones en 2025", aseguró Arceo, según refleja el portal especializado en temas de energía EconoJournal.

El descenso de los subsidios energéticos es porque el gobierno llevó adelante una fuerte recomposición del precio estacional de la electricidad y de gas natural hasta mediados de 2024. A este esquema de tarifas que se mantuvo todo el año se suma que las plantas compresoras del Gasoducto Perito Moreno (ex Néstor Kirchner) comenzaron a estar operativas, lo que permitirá para 2025 transportar más gas natural y, de este modo, reducir sensiblemente la importación de barcos de Gas Natural Licuado (GNL).

Arceo también señaló que, en términos reales, los aumentos en electricidad y gas natural durante este año se ubicaron entre un 30 % y un 50 %, lo que permitió una cobertura del costo de generación de la energía por parte de los usuarios del 84 %, por el abaratamiento estructural en el costo de abastecimiento por el aumento de la capacidad de evacuación del gas natural de la cuenca Neuquina y, también, por un proceso muy importante de apreciación de la moneda, que genera un abaratamiento relativo de la energía.

Empresarios Pyme de biocombustible de Santa Fe le plantearon a la Secretaría de Energía de la Nación los problemas que genera el atraso en el precio del combustible renovable y la necesidad de un nuevo marco legal, para generar horizontes de negocio y evitar la paralización en la producción del sector.

"Pedimos que se respete la fórmula de precio", planteó Marcelo Kusznierz, vicepresidente de la Cámara Santafesina de Energías Renovables, quien fue parte de la comitiva que visitó en su despacho a María Tettamanti, secretaria de Energía de la Nación.

El gobierno central, por Resolución 16/2024, fijó el 4 de este mes un valor de $ 1.023.649 por tonelada de biodiésel; es el precio que las petroleras pagan a las fábricas del combustible renovable para mezclar con un teórico 7,5% el gasoil que se vende en los surtidores del país; sin embargo las petroleras no superan un promedio de corte del 6,4% anual. Los empresarios santafesinos le detallaron a Tettamanti que el precio del biodiésel está un 14 % por debajo del valor de fórmula.

Por resolución 963/23, fue la misma secretaría de Energía de la Nación la que estableció una fórmula para determinar el precio del biocombustible para la mezcla, como parte de la reglamentación de la ley 27.640 que establece el Marco Regulatorio de Biocombustibles. 

Según el planteo Pyme santafesino, no sólo no se cumple con el nivel de corte de la normativa vigente, sino que las petroleras aumentaron sus precios interanuales a noviembre un 261,76% el gasoil grado 3 y un 230,79% el gasoil grado 2. Eso en comparación con un aumento de 124,08% para el producto que proveen las industrias regionales jaqueadas por el atraso.

"Hay plantas paradas y en los próximos días se paralizará el total de la producción", señaló Kusznierz. De la reunión con Tettamanti participaron además Federico Veller, subsecretario de Combustibles Líquidos y Gaseosos; Juan Facciano, presidente de Casfer y Tomás Jorba, secretario de la entidad.

Según explicaron a El Litoral, los empresarios pidieron a las autoridades nacionales que "⁠se impulse desde el Ejecutivo el proyecto de la liga bioenergética" que abre espacios segmentados para proveer desde las Pymes y las grandes industrias, el biodiésel y el etanol para mezclar con gasoil y nafta. La delegación santafesina señaló que en tanto se han abierto espacios de diálogo, mientras esperan que se cubra el puesto de director de Biocombustibles, vacante desde el inicio de la gestión libertaria.

"Mostramos el atraso abismal en la recomposición de precios del biodiésel con respecto al diésel de petróleo y ⁠discutimos el tema del nulo impacto fiscal -a nuestro entender- del proyecto en lo que respecta a biodiesel", explicitó Kusznierz.

La secretaria recibirá la semana que viene a la Cámara Panamericana de Biocombustibles (Capba) y a la Cámara de Empresas PYMEs Regionales Elaboradoras de Biocombustibles (Capreb). Para los industriales del sector, la actualización del 14% del precio del biodiésel impactaría un 0,98% en el precio final de los surtidores. Entienden que con el esquema actual de precios, las industrias regionales le están transfiriendo rentabilidad a las petroleras.

El Ministerio de Economía estudia eliminar la segmentación para los consumidores de energía eléctrica y gas y solo haya usuarios con o sin subsidio.

“Lo que se está evaluando es prorrogar por otros seis meses el esquema de transición actual, en el cual se van a ir bajando los topes de subsidio hasta que queden solo los dos tipos de usuarios”, dijeron fuentes oficiales de la Secretaría de Energía al diario La Nación.

Hasta ahora, rige la segmentación en tres niveles, que toma en cuenta los ingresos familiares, que diseñó el exministro de Economía Martín Guzmán y que se implementó con la llegada de Sergio Massa.

Si bien el Ministerio de Economía había publicado el decreto 465/2024, en el cual se establecía el esquema de tarifas segmentadas hasta el 30 de noviembre, con posibilidad de extenderlo por seis meses más, en el Gobierno admiten que este esquema de subsidios no se va a implementar.

Actualmente, en gas, los usuarios de ingresos bajos (N2) tienen una bonificación de 64% del valor de referencia sobre un bloque de consumo y los de ingresos medios (N3), el 55%, respectivamente. Luego pagan el precio pleno de referencia sobre el excedente de ese bloque de consumo.

La idea del Gobierno es ir bajando los topes de bonificación en los próximos seis meses, para que cada vez los hogares paguen una mayor parte del valor de referencia.

Igualmente, el precio de referencia sigue subsidiado también: actualmente equivale a US$3,085 el millón de BTU (medida inglesa que se utiliza en el sector), cuando el costo promedio del gas en la Argentina este 2024 fue US$4,77 el millón de BTU.

Por lo tanto, las industrias, comercios y los hogares de altos ingresos (N1) también reciben transferencias y pagan el 64% del costo del gas. Con las bonificaciones sobre un valor de referencia ya subsidiado, los N2 cubren el 23% del costo del gas y los N3, el 29%. El resto lo financia el Ministerio de Economía con subsidios.

En electricidad, los usuarios N2 y N3 tienen un consumo bonificado hasta un bloque máximo, que es de 350 kwh por mes para los hogares de ingresos bajos y de 250 kwh para los de ingresos medios. Hasta ese tope de consumo, los usuarios N2 tienen una bonificación de 72% y los N3, el 56%.

Al igual que en gas, como el valor de referencia también está subsidiado (es $63.187 el MWh de un costo sin subsidios de $68.016), las industrias, comercios y hogares de altos ingresos pagan el 93% de lo que cuesta la generación eléctrica; mientras que los usuarios residenciales N2 pagan el 26% hasta 250 kwh de consumo por mes y 93% sobre el excedente, y los N3, el 41% por el consumo bonificado hasta 350 kwh y 93% sobre el excedente.

El mes de julio de 2024 mostró una baja en la demanda de energía eléctrica de -4% en las empresas industriales y comerciales más importantes del país, respecto del mismo período de 2023. Un estudio de la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista, Cammesa, indica que el área comercial de servicios y alimentación creció 0,6%, en tanto que las fábricas utilizaron -7,3% megavatios que en el sexto mes del año pasado. El rubro con el peor indicador es Petróleo y Minerales: -10,5%.

El mismo informe presenta esos datos anualizados y expone, en una serie histórica que se inicia en enero de 2017 y concluye en julio de 2024, la coincidencia entre ese indicador mensual y otro que ofrece el Instituto Nacional de Estadística y Censos, que mide el nivel de producción industrial manufacturero.

La demanda de energía cae al igual que la actividad industrial.

El índice IPIM, construido "a partir de las variables de producción en unidades físicas, ventas en unidades físicas, utilización de insumos en unidades físicas, consumo aparente en unidades físicas, cantidad de horas trabajadas del personal afectado al proceso productivo y ventas a precios corrientes deflactadas", de acuerdo con el Indec se comporta a lo largo de los años de modo muy similar al indicador que presenta Cammesa.

El mérito de presentar ambos en un mismo gráfico es de esa empresa público-privada que autoriza la entrada en servicio y salida de la generadoras según su precio en el mercado eléctrico mayorista, su capacidad y ubicación en el sistema nacional de energía eléctrica. En pocas palabras, Cammesa es quien da las órdenes de encender o apagar turbinas que queman distintos combustibles o son más o menos eficientes, para agregar a lo que entregan las represas hidroeléctricas, las centrales nucleares y las de fuentes renovables (solar y eólica, entre otras).

El indicador del sector eléctrico recoge datos de los llamados GU (grandes usuarios) en la jerga del sector eléctrico, que "representan aprox. el 98% de la gran demanda mayor a nivel país", de acuerdo con "la evolución de su demanda durante los últimos años".

En ese segmento GU, se observa lo que sucede con los GUMA, los GUME y los GUMIS. Parece un trabalenguas pero son siglas que describen a los Grandes Usuarios Mayores que tienen una potencia mínima de demandada: 1 MW y unos contratos de abastecimiento mínimo por el 50% de la demanda prevista; a los Grandes Usuarios Menores cuya potencia mínima de demandada es de 30 kW y como potencia máxima de demandada los 2.000 kW; y los Grandes Usuarios de la Distribuidora que poseen una potencia mínima de demanda de 300 kW, pero se abastecen a diferencia de los GUMA de una empresa distribuidora (como las estatales Epe santafesina o la Epec cordobesa o las privadas Edenor y Edesur en Buenos Aires y ese Conurbano).

Por otra parte, como el consumo de la multinacional Aluar es tan alto, se mide aparte su demanda. Y se presentan siempre las variaciones del indicador con o sin esa firma productora de aluminios. Sin Aluar la debacle del primer semestre fue en julio -4.0%, respecto a Julio 2023. Con lo que demanda esa empresa la variación sería positiva, de 2.6%.

El informe contiene un análisis de la demanda total, centrado en el mes de análisis, Julio 2024, detallando el comportamiento de la demanda clasificada por rama y actividad. "Si bien se ve una caída en la mayoría de las actividades, se destacan principalmente la caída en la demanda eléctrica en aquellas actividades relacionadas con la rama Industrias, particularmente la producción de bienes", expresa.

Más en detalle, advierte que hay "una comportamiento a la baja en prácticamente todas las actividades". Y destaca los malos resultados para la industria de la construcción (elaboración de cemento y canteras), la industria de productos metálicos no automotores y, en menor medida, pero también con signo negativo la industria de la madera y el papel.