* Economía: Lula cuatro y Vaca Muerta
30 octubre, 2026
La reelección de Luiz Inácio Lula da Silva no es un dato menor para la Argentina, es la confirmación de que el principal comprador potencial del gas de Vaca Muerta mantendrá la orientación política que hizo de la importación de gas barato un eje de competitividad industrial.
| LULA CUATRO: LA VENTANA POLÍTICA QUE VACA MUERTA NECESITA La reelección de Luiz Inácio Lula da Silva no es un dato menor para la Argentina, es la confirmación de que el principal comprador potencial del gas de Vaca Muerta mantendrá la orientación política que hizo de la importación de gas barato un eje de competitividad industrial. Lula asegura la continuidad del gobierno que en noviembre de 2024 firmó con la gestión de Javier Milei el memorando bilateral que hoy sostiene los envíos interrumpibles a través de Bolivia. Pero la lectura relevante no está en la continuidad, sino en que continua la transición de un comercio de oportunidad estival a contratos firmes de largo plazo, con infraestructura dedicada y reglas compatibles. El punto de partida es modesto pero real. Desde abril de 2025, TotalEnergies, Tecpetrol, Pluspetrol y la propia Petrobras despachan gas neuquino a Brasil utilizando la reversión del Gasoducto Norte y la capacidad ociosa del Gasbol boliviano. Los volúmenes actuales, estimados entre 2 y 5 millones de metros cúbicos diarios en modalidad interrumpible, no alcanzan para hablar de integración estructural. La diferencia con un escenario de contratos firmes es la que separa un negocio de verano de una industria de exportación. El primer módulo firme de 10 MMm³/día, según la proyección de OLACDE, podría operar entre 2029 y 2030, y coincide con el nuevo mandato de Lula. La dimensión geopolítica se vuelve más nítida al mirar el tablero sudamericano. Bolivia, proveedor histórico de Brasil, está en retirada acelerada dado que su producción cayó de 56,6 MMm³/día en 2016 a 29,9 en 2024, y las proyecciones oficiales brasileñas la ubican en 5 MMm³/día hacia 2030. Ese vacío no lo llena el GNL spot, caro e indexado a mercados volátiles, sino el gas argentino que puede llegar a Brasil a un costo estimado de 6,5 dólares por millón de BTU si se eliminan los derechos de exportación y se reducen los costos de agregación en Bolivia. Pero la ventana política tiene condiciones técnicas que la Argentina debe resolver. El informe del Grupo de Trabajo Bilateral plantea que para pasar a contratos firmes hace falta un nuevo gasoducto entre Neuquén y La Carlota, con un plazo mínimo de dos años de planificación y construcción desde la firma de los contratos, y financiamiento respaldado por compromisos de transporte y suministro por diez años o más. TGN ya lanzó el Gasoducto Manuel Belgrano bajo el régimen de iniciativa privada, con una inversión estimada en 2.000 millones de dólares y una capacidad de diseño de 20 MMm³/día, pero la decisión final de inversión depende de que productores y grandes usuarios comprometan demanda en firme. El Estado no pone fondos y el mercado debe poner contratos. Hay dos obstáculos regulatorios que la política puede destrabar sin necesidad de obra física. El gas argentino paga en Brasil los tributos federales PIS/Pasep y Cofins, de los que están exentos el gas boliviano y el GNL importado. Del lado argentino, el derecho de exportación del 8% encarece el producto antes de cruzar la frontera. Ambos figuran en la agenda bilateral pendiente. La eliminación de esas asimetrías no es un detalle técnico y define si el gas de Vaca Muerta compite en igualdad de condiciones con el boliviano o si llega a Brasil con una desventaja estructural. La lectura de fondo es que la cuarta presidencia de Lula consolida un eje energético sudamericano que desplaza a Bolivia como nodo de tránsito y reposiciona a la Argentina como proveedor estructural. Pero ese reposicionamiento no es automático. Depende de que la política argentina sostenga la apuesta exportadora más allá de los ciclos electorales, de que el financiamiento privado encuentre contratos firmes del lado brasileño, y de que ambos gobiernos resuelvan las asimetrías tributarias que hoy distorsionan la competencia. La ventana existe. La pregunta es si la Argentina tiene la consistencia para atravesarla. ZONA FRÍA: EL FIDEICOMISO QUE PUEDE FINANCIAR AL TESORO Y EL AUTOCONSUMO QUE DEJA DE SER GRATIS El Decreto 1266/2026, reglamentario de la Ley 27.828, contiene dos disposiciones que exceden el debate sobre subsidios al gas. Primero, el fiduciario (Banco de la Nación Argentina) queda habilitado a invertir los recursos líquidos del Fondo en Letras del Tesoro, Letras del BCRA o plazos fijos en bancos oficiales, con vencimientos de hasta un año. El diseño no obliga, pero lo permite y en la práctica, convierte al fideicomiso en un colocador cautivo de Letras del Tesoro cuando la recaudación del recargo supere las compensaciones. El contexto lo hace relevante ya que el Fondo pasó de superávits de $39.213 millones en 2023 a un déficit de $54.810 millones en 2024, y en 2025 el Tesoro le transfirió $40.559 millones. Si el nuevo esquema genera excedentes (ya que se retomó la cobertura geográfica anterior pero ahora solo por la porción del gas y ya no de la tarifa), la habilitación sugiere que el gobierno prefiere que esos fondos regresen al circuito financiero estatal. Segundo, el autoconsumo en yacimiento (el gas que las operadoras usan para bombas, compresores y generadores, y por el cual no pagan regalías) ahora paga Zona Fría desde que se produce. Las operadoras deberán declarar esos volúmenes ante ARCA dentro de los primeros cinco días de cada mes. Se crea un incentivo cruzado, declarar menos reduce la base del recargo, pero declarar más reduce la de regalías. El resto del esquema: se abandona la automaticidad geográfica de la Ley 27.637. Patagonia, Malargüe y Puna conservan tratamiento diferencial, pero el nivel del beneficio pasa a definirlo el Ejecutivo. Las zonas incorporadas en 2021 solo acceden a una bonificación adicional del 20% sobre el precio del gas en el PIST si están inscriptas en el SEF y acreditan ingresos, ReNaBaP, pensión a veteranos o CUD. El financiamiento se consolida como un recargo de hasta 7,5% sobre el gas en el PIST, con exclusión de exportaciones y GNL importado. Las distribuidoras dejan de administrar los fondos dado que las compensaciones se giran directamente a las proveedoras vía BNA. La reforma focaliza el subsidio y reorganiza el financiamiento para que el Fondo no dependa del Tesoro. Pero la habilitación para invertir en Letras y la inclusión del autoconsumo como hecho imponible revelan un objetivo fiscal más amplio: convertir un esquema de subsidios en una fuente de recursos para el Estado. Para el upstream, el mensaje es que el autoconsumo deja de ser un espacio de laxitud declarativa. YPF GANÓ USD 1.196 MILLONES EN EL TERCER TRIMESTRE YPF presentó este miércoles sus resultados del tercer trimestre de 2026 con una utilidad neta de USD 1.196 millones, revirtiendo la pérdida de USD 198 millones de igual período de 2025, y un ratio de apalancamiento neto de 0,8 veces, el más bajo en una década (un año atrás era de 2,1 veces). El EBITDA ajustado alcanzó los USD 2.503 millones, el segundo más alto de su historia, con un crecimiento interanual del 84% y un margen del 38% sobre ingresos de USD 6.557 millones. La caída del 11% contra el trimestre anterior se explica por la valuación de inventarios y menores precios de refinados. La producción de shale oil promedió 224.100 barriles diarios, un 32% más interanual, y ya representa el 86% del crudo de la empresa. La compañía produce hoy 245.000 barriles diarios de shale y prevé alcanzar los 250.000 en diciembre. La producción total cayó 2% trimestral por la salida de campos convencionales, lo que a su vez empujó el costo de extracción a USD 7,8 por barril equivalente (-12% interanual). En las próximas semanas, YPF presentará la adhesión al RIGI de 5 proyectos en Vaca Muerta (Bajo del Toro, Bajo del Toro Norte, Narambuena, La Escalonada y Rincón de la Ceniza), con una inversión estimada de USD 44.000 millones en 26 años, 2.200 pozos y un pico de 270.000 barriles diarios. Se suman al Proyecto Argentina LNG, ya presentado al RIGI por USD 51.000 millones, para el que el US EXIM Bank acercó una propuesta no vinculante de financiamiento por hasta USD 6.000 millones. El flujo de caja libre fue de USD 901 millones, el segundo más alto de su historia, impulsado también por cobros de la venta de Metrogas y los clústeres Mendoza No Operado y Chachahuén. La deuda neta bajó a USD 6.596 millones, con caja de USD 3.654 millones que cubre más de dos años y medio de vencimientos. En septiembre colocó un bono a 9 años por USD 1.200 millones con un spread de 300 puntos básicos, el más bajo de su historia. Tras el cierre del trimestre, YPF compró el 25% restante de YPF Luz por USD 430 millones y quedó con el 100% de la generadora. En paralelo, el oleoducto VMOS terminó su construcción en octubre y la primera exportación está prevista para 2027 con 180.000 barriles diarios, escalando a 550.000 hacia el 2do semestre. VAD: EL COMPONENTE OLVIDADO DE LA FACTURA DE ELECTRICIDAD Cuando se habla de tarifas eléctricas, el debate público suele concentrarse casi exclusivamente en el precio de la energía en el Mercado Eléctrico Mayorista, en los subsidios a la oferta y en las bonificaciones del nuevo esquema SEF. Sin embargo, la serie elaborada a partir de los cuadros tarifarios vigentes en octubre de 2026 muestra que el componente que más pesa en la factura de un usuario residencial con subsidios no es la energía, sino el Valor Agregado de Distribución. Como se observa en el gráfico, en el promedio país la factura eléctrica residencial con subsidios se compone en un 61% de VAD, apenas un 12% de precio de energía y un 27% de impuestos. Dicho de otro modo, por cada peso que paga un hogar subsidiado, más de sesenta centavos corresponden a la distribuidora, mientras que solo doce centavos corresponden al costo de la energía. La discusión sobre el precio mayorista, los subsidios y las bonificaciones del 50% más el 25% (SEF) incide, en consecuencia, sobre una porción menor del recibo final. La tabla también revela una heterogeneidad federal significativa que merece atención. La Rioja (59%), Formosa (61%) y Tierra del Fuego (62%) lideran en peso del VAD, con una participación de la energía que no supera el 24%. En el extremo opuesto, Santa Fe (53%) y Neuquén (55%) presentan los VAD más bajos, aunque con la particularidad de que Santa Fe registra la carga impositiva más alta del país (38%), lo que compensa la menor participación distributiva. El AMBA, con Edesur en 54% y Edenor en 55%, se ubica por debajo del promedio nacional y exhibe la participación de energía más alta del país (24%), junto con La Rioja. Esta dispersión no es neutral y refleja asimetrías regulatorias provinciales en la determinación del VAD, en un contexto donde existen jurisdicciones que todavía se encuentran adecuando sus cuadros tarifarios desde la antigua Segmentación al nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados. El debate tarifario tiene hoy una agenda desenfocada. Se discute con intensidad el precio de la energía, el nivel de subsidios y la cobertura de costos, pero el componente que estructura la factura, el VAD, queda fuera de la conversación pública. Esto plantea tres preguntas que el gráfico permite formular con precisión. Primero, si se discute el VAD con la misma transparencia que el precio mayorista siendo que las revisiones tarifarias de distribución son el espacio donde se define la rentabilidad del eslabón regulado y su incidencia en el recibo es estructuralmente mayor. Segundo, si la focalización de subsidios sobre el precio mayorista es suficiente, cuando el VAD representa el 61% de la factura subsidiada y una política que concentra bonificaciones en el componente energía deja intacta la mayor parte del costo que enfrenta el hogar. Tercero, si la dispersión federal que muestra la tabla es eficiente o refleja captura regulatoria ya que diferencias de hasta ocho puntos porcentuales en el VAD entre jurisdicciones con costos de distribución comparables merecen revisión. La serie presentada no pretende ser un juicio sobre la legitimidad de los costos de distribución (que requieren análisis de eficiencia, calidad de servicio y densidad poblacional), sino un llamado de atención sobre dónde está puesta la atención del debate tarifario. Mientras la discusión se concentra en el 12% de la factura que representa la energía, el 61% que corresponde al VAD permanece en una zona de opacidad relativa. Un debate tarifario que se pretenda integral no puede seguir ignorando la porción que se llevan las distribuidoras. |
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| SALIDA DE GONZALEZ: MUCHO MÁS QUE UN CICLO CUMPLIDO La renuncia de Daniel González a la Secretaría de Coordinación de Energía y Minería, anunciada por él mismo el jueves 22 de octubre en el streaming oficialista Carajo, se presentó oficialmente como el cierre ordenado de un ciclo y una decisión personal de alguien «sin vocación política». Sin embargo, la trama que rodea su salida expone fracturas internas, un frente judicial incómodo y una puja de poder que excede la anécdota de una renuncia pactada. El relato oficial sostiene que González venía conversando su partida con el ministro Luis Caputo desde hacía meses, y que se eligió este momento para evitar especulaciones sobre peleas internas. Caputo lo despidió en redes con elogios y confirmó que el cargo no tendrá reemplazo, lo que implica el fin del doble comando que González ejercía como «controller político» del sector, con presencia institucional pero sin firma sobre las decisiones, que recaían en la secretaria de Energía, María Tettamanti. Tettamanti y el secretario de Minería, Luis Lucero, continuarán al frente de sus áreas sin la figura de coordinación. Pero hay otra lectura, menos complaciente. La salida de González se produce en medio de un frente judicial que lo salpica directamente. La Procuraduría de Investigaciones Administrativas (PIA) denunció penalmente a funcionarios de Energía por haber otorgado los beneficios del RIGI a Harbour Energy Argentina, sucesora legal de Premier Oil, empresa sancionada por operar ilegalmente en Malvinas. Entre los denunciados figuran Tettamanti, el exsecretario Eduardo Rodríguez Chirillo y el subsecretario de Hidrocarburos, Federico Veller. González, como presidente del comité evaluador del RIGI, quedó bajo la lupa. El conflicto por la presidencia del ENReGE fue el detonante inmediato. González impulsaba a Veller para encabezar el ente regulador, pero la denuncia de la PIA contra el subsecretario por favorecer a Harbour trabó el concurso y abrió la puerta a candidatos impulsados por el asesor Santiago Caputo, como Flavio Ramírez o Marcelo Corda. La puja entre el equipo de Economía y el círculo de Caputo por el control de los reguladores y las empresas energéticas estatales quedó así al desnudo. El legado de gestión de González incluye la reducción de subsidios energéticos, la desregulación de los mercados de hidrocarburos y la aceleración de los proyectos bajo el RIGI, con 26 aprobaciones y compromisos de inversión por casi US$70.000 millones. Su partida deja inconcluso el sendero de ajuste tarifario y focalización de subsidios que defendió, y deja abierta una pregunta incómoda para la política energética: ¿la salida responde a un ciclo que efectivamente terminó, o a un costo político que el Gobierno prefirió trasladar antes de que escalara? VMOS (CASI) LISTO El oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) empezará a recibir crudo en enero de 2027 y cargará su primer buque de exportación desde la terminal de Punta Colorada (Río Negro) entre marzo y abril. La inversión total es de USD 3.000 millones y el avance global es del 85% sobre el diseño final de 550.000 barriles diarios, aunque la primera fase operará con 180.000 barriles diarios. Los 437 kilómetros de ducto entre Allen y la costa rionegrina quedaron terminados en mayo de 2026. La terminal en tierra y la marina entran en su tramo final, con terminación prevista para fines de octubre en la primera fase de 180.000 barriles diarios. Antes de exportar, las operadoras tendrán que inmovilizar cerca de 1,5 millones de barriles de manera permanente dentro de la instalación. Los tanques miden 30 metros de alto y 83 de diámetro, y almacenan 120.000 metros cúbicos (unos 750.000 barriles) y cada tanque representa un día de producción de hoy de Vaca Muerta. El sistema de carga podrá despachar hasta 1,2 millones de barriles por día. El ducto de 38 pulgadas recorre 7 kilómetros enterrado hasta la playa. Del lado del mar ya hay 8 kilómetros de cañería con revestimiento de concreto apoyados sobre el lecho y están instaladas las plataformas submarinas (PLEM). Las dos monoboyas se ubicarán a 2,5 kilómetros una de otra, cada una fijada con seis anclas y conectada con dos mangueras submarinas de 24 pulgadas. Antes del primer crudo queda la perforación del cruce costero (en los próximos días), la inserción de un tramo de 1.500 metros de cañería en el túnel, el remolque de las boyas a su posición, y para diciembre las mangueras flotantes y las pruebas finales. Después, la capacidad pasará a 390.000 barriles y luego a 550.000 hacia fines de 2027 (para esa meta harán falta cinco o seis tanques). VMOS estudia además llevar la capacidad a 750.000 barriles diarios con una tercera estación de bombeo. PARADOJA: DE QUERER SUPERAR A MCDONALD’S A SER SOCIOS La estrategia de YPF en torno a sus tiendas Full acumula una contradicción que merece un análisis político antes que celebratorio. En agosto de 2025, el presidente y CEO de la petrolera, Horacio Marín, fue explícito frente a empresarios en el AmCham Energy Summit: «Le vamos a ganar» a McDonald’s en venta de hamburguesas, con la mira puesta en los locales Full y comparando la disciplina operativa con la de Vaca Muerta. Pocos meses después, en junio de 2026, YPF firmó un acuerdo con Arcos Dorados para instalar locales de McDonald’s dentro de su propia red de estaciones. La primera inauguración llegó en octubre de ese año, en la flamante YPF Black de Vicente López, con un McDonald’s integrado a la tienda Full. El dato que vuelve la paradoja más difícil de digerir es que la red Full ya vendía, hacia mediados de 2025, un promedio de 22.000 hamburguesas por día y se consolidaba como la segunda marca del país en ese segmento. Es decir, YPF no partía desde cero ni carecía de escala para disputar el liderazgo. Tenía el volumen, la red de más de 1.600 estaciones y un centro de datos en Puerto Madero que monitorea transacciones en tiempo real. Lo que faltaba, según el propio Marín, era calidad y admitió que estaban «lejos» en ese terreno. En lugar de cerrar esa brecha con desarrollo propio o incorporando otro socio, la solución elegida fue incorporar al competidor directamente al local. Desde la lógica del negocio inmediato, el acuerdo tiene la explicación de elevar el ticket promedio, ampliar el tiempo de permanencia del cliente y convertir la estación en un «destino» más que en una parada de carga. Arcos Dorados, por su parte, gana acceso a ubicaciones donde solo YPF puede llegar, según la propia retórica de Marín. Pero desde la lógica de la competencia declarada, la jugada es difícil de sostener ya que una empresa que aspira a destronar a un rival no suele instalar a ese rival dentro de su propio canal de venta. El episodio deja una pregunta abierta para la agenda energética: ¿la diversificación de YPF hacia el retail y la gastronomía es una estrategia de largo plazo para construir una marca de consumo masivo propia, o una concesión pragmática que prioriza la rentabilidad de corto plazo sobre la ambición declarada? La respuesta importa porque YPF no es una empresa cualquiera, sino que es una compañía de mayoría estatal cuya hoja de ruta no solo se mide en balances, sino también en la coherencia entre lo que anuncia y lo que ejecuta. Si el objetivo era superar a McDonald’s, abrirle la puerta de la estación es, cuanto menos, una señal confusa. VACA MUERTA Y LA ASFIXIA FINANCIERA DE LAS PYMES La Cámara de Empresas, Industria y Servicios de Añelo (CEISA) encendió una alerta que merece atención política sobre que las grandes operadoras y contratistas están trasladando el ajuste de costos hacia la cadena de proveedores locales. El caso más resonante es el de Halliburton Argentina S.R.L., que solicitó una reducción unilateral del 23% en los contratos vigentes entre agosto y diciembre de 2026. Según CEISA, la práctica comenzó a replicarse en otras relaciones comerciales del entramado no convencional, lo que pone en riesgo la continuidad de numerosas firmas neuquinas y el empleo registrado en las localidades vinculadas a la producción de hidrocarburos. El segundo frente de conflicto es administrativo, pero con impacto financiero directo debido a las demoras en la aprobación y emisión de los certificados de avance de obra, conocidos como «Habilita». Sin esa habilitación no corre el plazo formal de pago, de modo que las pymes deben sostener salarios, impuestos e insumos mientras esperan cobrar por trabajos ya realizados. CEISA denuncia que las observaciones menores se utilizan para prolongar los tiempos de cobro, agravando la presión sobre firmas que invirtieron en tecnología, infraestructura, capacitación y seguridad para cumplir con los estándares de la industria. El reclamo gremial-empresario tiene una dimensión política ineludible. CEISA exige una mesa de trabajo con operadoras, empresas de servicios especiales, cámaras, sindicatos y el Gobierno de Neuquén para revisar los recortes, destrabar certificaciones y fijar reglas comerciales claras. El argumento de fondo es que la competitividad de Vaca Muerta no puede sostenerse sobre el ahogo financiero de las pymes que forman parte de la cadena productiva. En un contexto de expansión de la producción nacional de hidrocarburos, la discusión sobre quién absorbe los costos del ajuste y cómo se distribuye el riesgo se instala como un tema central de la agenda energética provincial y nacional. AGENDA REGULATORIA Y NORMATIVA 1. Bonificaciones del Régimen de Zona Fría (Resolución 299/2026): La resolución operativiza el nuevo Régimen de Zona Fría, fijando un descuento base del 50% para las zonas frías y un plus del 20% para los hogares vulnerables del SEF que viven en subzonas bioambientales frías, con un sistema de padrón, cruce de datos y control por parte del ENReGE. 2. Consumos base diferenciales de energía eléctrica (Resolución 300/2026): Ajusta al alza (o rediseña estacionalmente) los bloques de consumo base subsidiado para los hogares de las zonas más calurosas del país (Ia, Ib, IIa y IIb), reconociendo que necesitan más electricidad para refrigeración. No modifica el mapa de zonas ni el régimen SEF en sí: solo actualiza los parámetros de consumo base que determinan cuánta energía se considera «indispensable» y por lo tanto subsidiada en esas regiones. 3. Se acelera la liberalización del mercado eléctrico (Resolución 299/2026): La norma adelanta a enero de 2029 la libertad plena de contratación para determinadas centrales existentes, amplía progresivamente la energía que pueden contratar con grandes usuarios y habilita el ingreso mensual de nuevos grandes usuarios al mercado desde diciembre. La medida interviene sobre tres aspectos centrales: las condiciones de contratación de las centrales existentes, el ingreso de grandes usuarios al mercado y las reglas de competencia en el despacho de generación. En particular, el límite para que determinadas centrales térmicas e hidroeléctricas existentes contraten su producción con grandes usuarios aumentará al 60% desde abril de 2027, al 80% desde abril de 2028 y desaparecerá en enero de 2029, un año antes del cronograma original. |
| PRINCIPALES INDICADORES DEL SECTOR ENERGÉTICO |
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Informe del Centro de Economía Política Argentina
