ECONOMIA
Cuándo bajarán los precios de la nafta en la Argentina tras el anuncio de acuerdo entre Estados Unidos e Irán
El anuncio de acuerdo entre Estados Unidos e Irán para poner fin a más de un centenar de días de conflicto en Medio Oriente y reabrir el estrecho de Ormuz desató una caída inmediata del precio del petróleo. Con consecuencias directas para el negocio energético en la Argentina, el valor del Brent, referencia internacional del crudo, cayó más del 5% este lunes y se ubicó en torno a los USD 82 por barril, el valor más bajo en los últimos tres meses.
Desde el precio de los combustibles, hasta el futuro de las inversiones en Vaca Muerta y los grandes proyectos de gas natural licuado (GNL), el nuevo valor del petróleo reconfigura el escenario energético para la Argentina, donde los precios en surtidor seguirán altos por al menos dos meses, aun cuando el crudo siga bajando.
El pacto, anunciado el domingo por el presidente Donald Trump y confirmado por el canciller iraní Kazem Gharibabadi, establece el cese del fuego por 60 días y prevé la reapertura del estrecho de Ormuz, por donde transitaba antes de la guerra cerca del 20% del suministro mundial de petróleo y GNL. La firma formal del memorándum de entendimiento está prevista para el viernes 19 de junio en Suiza, con Pakistán como mediador.
Daniel Dreizzen, director de Aleph Energy, planteó que el acuerdo abre una pregunta de fondo sobre el mercado energético global: si el precio del crudo volverá a los niveles previos al conflicto —en torno a los USD 65 por barril— o si se consolidará un nuevo equilibrio geopolítico con una prima de riesgo permanente. La respuesta a ese interrogante tiene implicancias concretas para la economía argentina.
El primer impacto local es en el precio de los combustibles. Desde el 1 de abril rige en la Argentina lo que YPF, la líder del mercado con el 55% del share, llamó un buffer o amortiguador de precios. Se trata de un mecanismo que fue prorrogado en una oportunidad, luego de su vencimiento a mediados de mayo.
El esquema, que fue replicado por el resto de las petroleras, consiste en tomar como referencia para las transacciones internas el valor del crudo correspondiente a marzo —cercano a los USD 70 por barril—, mientras que la cotización internacional del Brent escaló hasta USD 126 en los picos del conflicto.
La diferencia entre estos valores se registraría en cuentas compensadoras que las refinadoras deberán saldar cuando el precio internacional del crudo Brent regrese a rangos inferiores.
Si bien el precio del petróleo cayó luego del anuncio de Trump, fuentes de YPF confirmaron a Infobae que, independientemente de la evolución del precio internacional, los valores en surtidor se mantendrán elevados por un período que dependerá de cuánto tarde la baja en consolidarse.
La empresa arrastra una deuda con los productores de crudo generada durante los meses en que el barril cotizó alto y el precio interno no acompañó esa suba. “En caso de que haya una baja sustancial y sostenida en el tiempo del precio del crudo, podríamos analizar el tema precios en un plazo menor”, señalaron. Entonces, si el Brent se estabiliza cerca de los USD 70, ese plazo se acortaría; si lo hace en torno a los USD 80 o USD 90, el período de compensación se extendería. En cualquier caso, cualquier movimiento está supeditado a que el acuerdo entre Estados Unidos e Irán efectivamente se firme y se sostenga en el tiempo.
En tanto, Dreizzen advirtió que, aun con la caída del crudo, los valores en surtidor no bajarán en el corto plazo. De hecho, según el especialista, el plazo estimado es de al menos dos meses.
Desde el comienzo del conflicto, el valor de la nafta en la Argentina acumuló un alza del 24,3% en dólares, lo que ubicó al país a la cabeza de los exportadores de petróleo de América Latina en materia de aumentos. Según un informe del Instituto Argentina Grande (IAG), Ecuador registró una suba de 14,7%,México del 10,7%,Brasil del 4,9% y Colombia del 1,9 por ciento.
El escenario es más delicado para las inversiones en Vaca Muerta. A USD 80 por barril, la formación neuquina sigue siendo competitiva para atraer capital, analizó Dreizzen. Pero si el precio se acerca a los USD 65 —el nivel previo a la guerra—, la ecuación cambia: “Ese valor roza el breakeven”, dijo y resaltó que se trata del precio mínimo necesario para que un proyecto resulte rentable. Por debajo de ese umbral, varios proyectos de desarrollo podrían perder atractivo financiero, según su análisis.
GNL, la amenaza sobre los grandes proyectos
El tercer frente de exposición es el del GNL. Los grandes proyectos de exportación de gas licuado que la Argentina tiene en carpeta —entre ellos Argentina LNG y Southern Energy— dependen de precios internacionales que justifiquen la inversión en infraestructura de licuefacción. Si la reapertura del estrecho de Ormuz empuja los precios del GNL por debajo de los USD 10 por millón de BTU (unidad térmica británica), la competitividad de esos proyectos quedaría bajo presión, de acuerdo con Dreizzen.
La velocidad con que el estrecho vuelva a la normalidad operativa es, en ese sentido, una variable determinante. En el sector aseguran que el retorno al flujo normal de petróleo podría demorar entre semanas y meses: primero deben despejarse las minas del canal, luego reactivarse la producción y las operaciones de carga en los puertos del Golfo Pérsico.
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ECONOMIA
Volver a importar autos desde México: las negociaciones están a punto de retomarse y el acuerdo caído podría resolverse pronto
Algunas automotrices e importadoras argentinas están contando autos remanentes en su stock de vehículos 0 km importados desde México, mientras esperan que los Gobiernos de ambos países se reúnan y logren destrabar las negociaciones por las cuales desde el 19 de marzo pasado ya no rige el acuerdo de complementación económica que permite importar autos sin arancel como ocurrió en los últimos 20 años.
Este jueves, durante una rueda de prensa que realizaron los dos máximos ejecutivos de Volkswagen Argentina en Mendoza, en el marco de la celebración de las 800.000 unidades de la pickup Amarok fabricada en la planta de General Pacheco, Marcellus Puig, CEO y Presidente de la filial argentina de Volkswagen, dijo que según información de las últimas horas, el horizonte podría estar aclarando para las marcas que tienen parte de su portafolios de vehículos proveniente de la industria automotriz mexicana.
“Estoy muy metido en el tema. Hablé directamente con Luis Caputo, Pablo Lavigne y Fernando Brun, secretario de Relaciones Económicas Internacionales de la Cancillería, que es el que está negociando con México, y les puedo decir que es un tema de agenda”, explicó.
Según contó Puig, México está priorizando, por motivos obvios, el acuerdo USMC con EEUU. “Están 100% involucrados el acuerdo con Washington ahora. Ahora el equipo de Argentina está listo para subirse a un vuelo y negocia en México. Según parece, las negociaciones se acaban de reanudar”, dijo el ejecutivo brasileño que dirige los destinos de Volkswagen Argentina.
“Yo soy optimista que se va a destrabar, son 20 años de un acuerdo que beneficia a ambos países”, aseguró.
En cuanto al stock actual de unidades que la marca trae importados de México, que son los VW Taos, Tiguan y Vento, el director comercial de Volkswagen, Martín Massimino, dijo que “Nosotros tenemos stock en la red, tenemos stock nosotros y tenemos autos producidos en México esperando el acuerdo. Si los tiempos son como esperamos que sean, no deberíamos tener hueco (falta de unidades). Tomamos algunas previsiones también esperando que por ahí se demore un poco más de lo que es habitual, pero entendemos que debería resolverse”.
El resto de las marcas que tienen especial interés en que se renueve el acuerdo entre ambos países son Ford, que importa el SUV Bronco Sport y la pickup compacta Maverick; Kia trae K3 y el nuevo K4, Honda importa el ZR-V, Chevrolet con Silverado y Stellantis con RAM 1500.
Sin embargo, la marca que mayor preocupación tiene respecto a la renovación de este acuerdo es Nissan, porque además de importar los actuales modelos Sentra y Versa, desde el segundo semestre del año tenía programado empezar a abastecer al mercado argentino de la pickup Frontier que ya no se fabrica en Córdoba.
La estrategia de Nissan al cerrar su operación industrial conjunta con Renault en Santa Isabel, Córdoba, obedeció a un cambio de estrategia global de la marca, de buscar mayor eficiencia de producción con una escala más competitiva centralizada en México, donde también cerró la planta de CIVAC, para concentrar el 100% de la fabricación de Frontier en la moderna fábrica de Aguascalientes, donde nunca se había fabricado la pickup mediana.
Por ese motivo en octubre de 2025 discontinuaron la producción en Córdoba, lo que obligó a Renault a cerrar el ciclo de su camioneta Alaskan también, desarmaron la línea de montaje de la pickup y la enviaron en 500 contenedores a Aguascalientes. Sin embargo, antes de cerrar ese capítulo como fábrica en Argentina, se aseguraron de producir suficiente cantidad de unidades que les permitiera abastecer a mercado argentino durante los dos últimos meses de 2025 y el primer semestre de este año.
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ECONOMIA
“Estoy generando multas sin producir”: alerta en la industria por un costo que frena la producción de cientos de fábricas
A pesar de que la Argentina logró en mayo un superávit en su balanza energética de USD 1.395 millones, a la vez que es sede de Vaca Muerta, la segunda reserva de gas no convencional del mundo, el país sigue dependiendo de las importaciones de gas en invierno.
La paradoja tiene una explicación estructural. La Argentina produce alrededor de 140 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) de gas, pero la demanda invernal supera los 180 MMm3/d. La red de transporte no tiene capacidad suficiente para trasladar todo el gas desde las cuencas productoras hasta los centros de consumo en los picos estacionales.
Es por eso que el gas natural licuado (GNL) importado opera como un seguro para cubrir esos faltantes puntuales —aunque la mayor parte del volumen importado termina destinado a la industria, no a los hogares—. Este invierno, ese seguro llegó, pero con un precio que el sector productivo dice no poder pagar.
“Llevo 10 días con la gente parada sin producir y acumulé $100 millones en multas en cinco días. Estoy generando multas sin producir», comentó a Infobae la dueña de una fábrica de ladrillos en la provincia de Buenos Aires. Su horno no puede apagarse: necesita mantener un mínimo técnico para no arruinar la estructura. Pero la distribuidora le ordenó consumo cero. Cada día que produce para sostener ese piloto, le llega una multa de alrededor de $50 millones, con el riesgo adicional de que le corten el suministro por completo. “Claramente esto se va a judicializar”, advirtió.
El caso, no obstante, no es aislado. Alrededor de 130 fábricas en todo el país sufrieron cortes o decidieron frenar la producción ante el salto en el precio del GNL importado, que este invierno el Gobierno decidió trasladar íntegramente a la industria, sin subsidios del Tesoro, como se hacía desde 2008. La razón detrás de esa decisión se alinea con la intención del Gobierno que los usuarios paguen el “precio real de la energía”.
El mayor impacto se concentra en el litoral y el norte del país, donde los cortes e interrupciones alcanzan al 50% de las industrias, según fuentes del sector.
El detonante fue una combinación de factores. El conflicto bélico en Medio Oriente disparó el precio internacional: el GNL pasó de cotizar en torno a los USD 11 por millón de BTU —la unidad de medida térmica inglesa usada en el sector— a valores de entre USD 23 y USD 26. Para las industrias que no participaron de las subastas públicas organizadas en el mercado electrónico de gas (Megsa), el precio final llegó a ser casi diez veces superior al del gas de red local, que ronda los USD 4,5 por millón de BTU.
“Ya llevamos 15 años de crisis energética. Sabemos cómo es el invierno y armamos nuestros planes de producción en base a esa oferta de gas para que no falte en los hogares”, explicaron en el sector industrial.
“Nunca nos pasó que nos mandaran a consumo cero”, dijo la dueña de la empresa de ladrillos. Y continuó: “La Argentina tiene gas pero falta infraestructura; el gas que compró el país lo pagó en medio del conflicto de Medio Oriente y la industria no puede absorber de ninguna manera esos costos. Es un sobrecosto inviable para el sector que encima viene deprimido hace un año y medio”.
Si bien la importación de GNL estaba en manos de Enarsa desde hace casi 20 años, este año el gobierno buscaba que la operación quedara en manos privadas. Y, aunque hubo dos oferentes para hacerse cargo del negocio, finalmente quedó bajo la órbita estatal. Según pudo reconstruir este medio, los plazos de importacion y la necesidad de garantizar el suministro fueron determinantes para acelerar esta decisión.
Como respuesta a esta situación, Enarsa compró los buques, pero también organizó subastas para que las industrias adquirieran GNL de forma directa en el Megsa. Las empresas que no participaron quedaron expuestas a negociar con Trafigura, la comercializadora de materia prima que en una de esas licitaciones adquirió el equivalente a cinco cargamentos de GNL. Fuentes oficiales sostienen que “la industria tuvo acceso al volumen antes que cualquier comercializador” y que las compañías que hoy negocian con el trader “son las que decidieron no tomar ese volumen en las subastas”.
Las distribuidoras reconocen que aplican cortes tanto en contratos interrumpibles —aquellos que ofrecen gas más barato a cambio de no garantizar el suministro— como en contratos firmes con ventanas, que contemplan restricciones parciales por períodos acordados.
En la práctica, los contratos interrumpibles están cortados en su totalidad. Los firmes con ventana, en cambio, permiten a la distribuidora tomar días de corte hasta un máximo de 60 días por año, que pueden aplicarse de forma discontinua según la necesidad operativa. Camuzzi Gas Pampeana, por ejemplo, aplica esa ventana sobre los grandes usuarios del área metropolitana de Buenos Aires. Para las industrias con contrato firme que igualmente reciben cortes, la situación deriva en una discusión jurídica sobre el incumplimiento de acuerdos vigentes. Varias cámaras empresariales ya anticipan acciones legales.
La Cámara Industrial de Cerámica Roja (Cicer) advirtió que “el impacto es especialmente grave en las empresas de menor escala, que constituyen la base del entramado productivo del sector”. La Asociación Citrícola del Noroeste Argentino (Acnoa) expresó “profunda preocupación” por la falta de suministro y la escalada de costos. Desde la Unión Industrial de Salta informaron que la falta de gas golpea al polo cerámico, los ingenios azucareros, las empresas citrícolas y tabacaleras, además de distintas economías regionales.
La Unión Industrial Argentina (UIA) elevó por escrito al secretario de Coordinación Productiva, Pablo Lavigne, una propuesta para llegar al ministro de Economía, Luis Caputo: dividir en partes iguales la diferencia entre el precio del GNL importado y el valor local, con el Estado absorbiendo la mitad como subsidio. El costo fiscal estimado era de USD 130 millones para el período junio-mediados de agosto. Caputo la rechazó.
En el norte del país, la situación es estructuralmente más grave que en el centro o el AMBA: las obras de reversión del Gasoducto Norte aún no están terminadas, lo que limita el transporte de gas desde Vaca Muerta hacia provincias como Salta, Jujuy y Tucumán. El GNL aparece allí como alternativa, pero a un costo que lo vuelve prácticamente inviable: su precio llega a ser seis veces superior al del gas proveniente de la cuenca neuquina.
El impacto no se limita a la industria. Las estaciones de Gas Natural Comprimido (GNC) también sufrieron restricciones, con largas filas y piquetes registrados en La Plata. Desde fines de abril, las principales distribuidoras del Área Metropolitana de Buenos Aires ordenaron limitar las ventas de GNC al cupo del firme contratado.
Este invierno entrarán al país alrededor de 25 cargamentos de GNL con un costo cercano a los USD 1.000 millones, a razón de unos USD 20 por millón de BTU. El ex subsecretario de Hidrocarburos de la Nación, Juan José Carbajales proyectó que la factura total podría trepar hasta USD 1.400 millones, el doble de lo que costó en 2025. El salto responde a la escalada global de precios tras el estallido del conflicto entre Estados Unidos, Israel e Irán: antes de la guerra, el GNL cotizaba alrededor de USD 11 por millón de BTU.
El sobrecosto energético tampoco se limita al gas. La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) había proyectado en febrero un precio de USD 65 el MWh para mayo, pero terminó pagándose USD 105. En junio, el valor trepó a USD 142, en gran parte por el mayor uso de combustibles líquidos importados para generar electricidad ante la escasez de gas. La industria, que consume energía eléctrica de manera intensiva, paga así más caro tanto el gas como la luz en el momento de menor actividad del año.
La ampliación del gasoducto Perito Moreno —antes llamado Néstor Kirchner— debería reducir a la mitad la dependencia del GNL importado en 2027. Hoy, la segunda parte del proyecto que permitirá ampliar aún más la capacidad de transporte del ducto, y, una vez finalizada, garantizar el abastecimiento de gas en el interior del país sobre todo durante los meses de invierno, ya está dentro del marco del RIGI.
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ECONOMIA
Cuáles son los cinco jugadores de la Selección Argentina que valen más que el plantel completo de Cabo Verde
La Argentina y Cabo Verde se cruzarán en los 16avos de final del Mundial 2026, un duelo que combina dos historias deportivas completamente distintas dentro del certamen y una brecha económica que resulta, cuanto menos, llamativa. La magnitud de esa diferencia se resume en un solo dato: cada uno de los cinco futbolistas argentinos mejor cotizados vale, de forma individual, más que la totalidad del plantel caboverdiano, según las tasaciones de Transfermarkt.
El valor total del plantel conducido por Lionel Scaloni asciende a USD 928,62 millones, mientras que el de Cabo Verde alcanza los USD 62,67 millones. La distancia entre ambas escuadras supera los USD 865 millones y es un hecho que la valuación argentina multiplica casi por 15 la de su próximo rival en el Mundial.
Julián Álvarez encabeza el ranking de la Selección con una cotización de USD 116,12 millones, el valor más alto de todo el plantel nacional. Lo sigue Enzo Fernández, mediocampista del Chelsea, tasado en USD 104,51 millones. La lista continúa con Lautaro Martínez, delantero del Inter de Milán, cuya ficha se estima en USD 98,70 millones.
Nicolás Paz, una de las principales proyecciones del fútbol argentino en Europa, aparece cuarto con USD 92,90 millones. Cierra la lista de los cinco más valiosos Alexis Mac Allister, del Liverpool, con una cotización de mercado de USD 81,28 millones. Incluso este último valor, el más bajo entre los cinco, supera con amplitud los USD 62,67 millones que representa todo el plantel caboverdiano.
Del lado africano, Logan Costa lidera la lista como el futbolista mejor cotizado. El defensor central, de 25 años y actual jugador del Villarreal de España, tiene una valuación de USD 17,25 millones. Detrás se ubica Wagner Pina, lateral derecho de 23 años que milita en el Trabzonspor turco, con una cotización de USD 12,65 millones.
En el tercer escalón aparece Kevin Pina, pivote de 29 años que juega en el FK Krasnodar ruso, tasado en USD 5,75 millones. Sidny Lopes Cabral, lateral izquierdo de 23 años y compañero de Wagner Pina en el Trabzonspor, completa el cuarto puesto con USD 4,6 millones. En tanto, el quinto lugar corresponde a Telmo Arcanjo, extremo derecho de 25 años que se desempeña en el Vitória Guimarães SC de Portugal, con una valuación de USD 3,45 millones.
La comparación puesto por puesto profundiza la asimetría entre ambos planteles. Telmo Arcanjo, el quinto jugador más valioso de Cabo Verde, cuesta apenas una fracción de lo que vale Alexis Mac Allister, el quinto en el ranking argentino. Ahora bien, ni siquiera sumando a los cinco futbolistas caboverdianos mejor cotizados —que en conjunto rondan los USD 43,7 millones— se alcanza el valor de mercado de, por caso, Nicolás Paz.
Uno de los datos más curiosos de la lista caboverdiana no está entre sus jugadores más caros, sino en el otro extremo: el arquero Vozinha, el futbolista menos valioso del plantel con apenas USD 57.500, no tiene club en la actualidad. Pese a eso, fue una de las figuras del equipo en los tres partidos de la fase de grupos y se volvió viral en redes sociales por sus atajadas ante España, Uruguay y Arabia Saudita.
La Argentina cerró la fase de grupos como líder del Grupo J, con nueve puntos sobre nueve posibles. La Scaloneta goleó 3-0 a Argelia, superó 2-0 a Austria y cerró la ronda con un 3-1 ante Jordania, con un saldo de ocho goles a favor y apenas uno en contra.
Cabo Verde, en cambio, avanzó desde el segundo puesto del Grupo H sin ganar ningún encuentro. Empató 0-0 con España, igualó 2-2 con Uruguay y volvió a igualar, esta vez 0-0, frente a Arabia Saudita. Con dos goles a favor y dos en contra, sumó tres puntos que le alcanzaron para meterse entre los mejores clasificados.
- Julián Álvarez: USD 115 millones
- Enzo Fernández: USD 103,50 millones
- Lautaro Martínez: USD 97,75 millones
- Nicolás Paz: USD 92 millones
- Alexis Mac Allister: USD 80,50 millones
- Cristian Romero: USD 51,75 millones
- Lisandro Martínez: USD 46 millones
- Giuliano Simeone: USD 46 millones
- Valentín Barco: USD 46 millones
- Exequiel Palacios: USD 28,75 millones
- Marcos Senesi: USD 28,75 millones
- José Manuel López: USD 28,75 millones
- Nicolás González: USD 25,30 millones
- Facundo Medina: USD 20,70 millones
- Lionel Messi: USD 17,25 millones
- Nahuel Molina: USD 17,25 millones
- Thiago Almada: USD 17,25 millones
- Rodrigo De Paul: USD 16,10 millones
- Emiliano Martínez: USD 13,80 millones
- Giovani Lo Celso: USD 9,20 millones
- Gerónimo Rulli: USD 6,9 millones
- Leandro Paredes: USD 5,75 millones
- Gonzalo Montiel: USD 5,17 millones
- Nicolás Tagliafico: USD 4,6 millones
- Juan Musso: USD 3,45 millones
- Nicolás Otamendi: USD 1,15 millones
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