La desinversión de Raízen en Argentina ingresó en su tramo final y se encamina a convertirse en una de las operaciones corporativas más relevantes del año. El grupo suizo Mercuria, junto con el empresario argentino José Luis Manzano, negocia la adquisición de los activos locales de la compañía por un monto estimado entre 1.000 y 1.500 millones de dólares.
La transacción incluye la refinería de Dock Sud, la planta de lubricantes y la red de alrededor de 700 estaciones de servicio que operan bajo la marca Shell, además de terminales logísticas y capacidad de almacenamiento.
Raízen, controlada por Cosan y Shell, enfrenta un proceso de reestructuración global orientado a reducir un endeudamiento cercano a los 12.600 millones de dólares. La venta de su operación argentina forma parte de un programa de desinversiones que busca reforzar su posición financiera luego de varios trimestres de resultados negativos.
Las auditorías y procesos de due diligence ya fueron completados y la firma de los contratos depende de la aprobación de los acreedores del grupo brasileño.
Para Mercuria, uno de los principales traders energéticos del mundo, la operación representa un avance en su estrategia de integración vertical. La compañía ya participa en la producción de hidrocarburos en la cuenca neuquina y la incorporación de activos de refinación y comercialización le permitiría capturar márgenes a lo largo de toda la cadena de valor.
La refinería de Dock Sud, con una capacidad de procesamiento de 110.000 barriles diarios y un índice de complejidad Nelson de 7,8, constituye un activo industrial relevante dentro del sistema de abastecimiento nacional.
La participación de Manzano y su socio Daniel Vila se inscribe en un proceso de expansión que los llevó a consolidar posiciones en producción de hidrocarburos, generación eléctrica, minería y logística. La eventual adquisición de los activos de Raízen permitiría al grupo integrar producción, refinación, transporte y comercialización bajo una misma estructura empresarial.
La red de estaciones Shell, con una participación del 17% del mercado, aporta escala comercial y presencia en segmentos de combustibles premium.
La salida de Raízen no implica la desaparición de la marca Shell del mercado local. El comprador podrá mantener la licencia comercial, tal como ocurre en otros países donde la operación downstream está en manos de terceros. Sin embargo, la transacción modifica la estructura competitiva del sector.
El segundo operador del mercado de combustibles pasaría a estar controlado por un consorcio integrado por un trader global y un grupo empresario argentino con presencia en toda la cadena energética.
Los activos incluyen terminales en Dock Sud, Barranqueras, Rosario y Mendoza, además de infraestructura de almacenamiento con capacidad superior al millón de metros cúbicos. Esta red permite abastecer centros urbanos y zonas industriales estratégicas, además de facilitar operaciones de importación y exportación de combustibles y productos derivados.
Para el mercado energético argentino, la operación introduce un cambio relevante en la estructura de propiedad de activos de refinación y comercialización. La integración de refinación y retail con operaciones de producción en Vaca Muerta puede alterar la dinámica de abastecimiento y contratos en el sector.
La presencia de un actor global con capacidad financiera y acceso a mercados internacionales agrega un nuevo nivel de competencia en el downstream.
La concreción de la operación dependerá de la aprobación regulatoria y de la validación del proceso de reestructuración de Raízen por parte de sus acreedores. De avanzar, se convertirá en una de las mayores inversiones privadas del año y en un movimiento que redefine la distribución de activos estratégicos dentro de la industria energética argentina.
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La Corte de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York rechazó el pedido de rehearing en banc presentado por Burford Capital en el litigio por la nacionalización de YPF.
La decisión mantiene vigente el fallo emitido el 27 de marzo por un panel de tres jueces, que había revertido la condena de primera instancia por 16.100 millones de dólares. Con esta resolución, el caso queda cerrado en la instancia de apelación y el riesgo legal asociado al reclamo se reduce de manera sustancial.
El rehearing en banc es un recurso excepcional dentro del sistema judicial estadounidense. Su concesión requiere que la totalidad de los jueces activos del circuito consideren que el caso presenta una cuestión de importancia institucional o un conflicto entre precedentes.
Las estadísticas del Segundo Circuito muestran que menos del uno por ciento de las solicitudes son aceptadas, lo que convierte al rechazo en un indicador de solidez del fallo original. La corte entendió que no existían fundamentos para revisar la sentencia que favoreció a Argentina.
La decisión deja a Burford con la opción de solicitar un permiso para apelar ante la Corte Suprema de Estados Unidos. Sin embargo, la probabilidad de que el máximo tribunal tome el caso es baja. La Corte Suprema acepta entre uno y dos por ciento de los pedidos de certiorari y prioriza asuntos constitucionales, conflictos entre circuitos o cuestiones de alcance federal amplio.
El litigio por YPF se basa en la interpretación del estatuto societario de Delaware y no presenta elementos que encuadren en esos criterios.
El intento de Burford y Eton Park de iniciar un arbitraje ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones constituye una vía paralela con alcance limitado. El CIADI no revisa decisiones de tribunales estadounidenses ni actúa como instancia de apelación de fallos emitidos bajo jurisdicción federal.
Para que un reclamo prospere en ese ámbito, debe demostrarse una violación concreta de un tratado bilateral de inversión, algo que no surge de los fundamentos del caso original, centrado en obligaciones societarias y no en compromisos internacionales del Estado.
La resolución del Segundo Circuito tiene implicancias directas sobre la exposición contingente del Tesoro argentino. La reversión de la condena de primera instancia elimina un pasivo potencial de magnitud y reduce la probabilidad de embargos o medidas cautelares en el exterior. Para YPF, la decisión despeja un riesgo que afectaba su posición patrimonial y su costo de financiamiento.
El balance presentado en mayo muestra activos por 30.358 millones de dólares y un patrimonio neto de 11.635 millones, cifras que se mantienen sin la necesidad de provisionar un litigio de alto impacto.
El fallo también establece un precedente relevante para futuros litigios vinculados a expropiaciones o adquisiciones forzadas. La corte reafirmó que las obligaciones derivadas de estatutos societarios deben analizarse bajo la ley aplicable a la compañía y que la compra de derechos litigiosos no amplía el alcance de los reclamos posibles.
Este criterio reduce el incentivo para demandas especulativas y aporta previsibilidad jurídica a emisores soberanos y empresas estatales con títulos listados en mercados internacionales.
La combinación del rechazo del rehearing en banc, la baja probabilidad de intervención de la Corte Suprema y las limitaciones del arbitraje internacional configura un escenario de riesgo legal acotado para Argentina.
El caso YPF, que representaba una contingencia significativa para el Estado y para la petrolera, queda así en una posición jurídica más estable dentro del sistema judicial estadounidense.
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El Túnel Internacional de Agua Negra volvió al centro de la agenda técnica por la presión logística que genera la expansión minera en la cordillera sanjuanina. El proyecto, diseñado con dos galerías unidireccionales de casi 14 kilómetros y portales a menor altura que el paso actual, apunta a garantizar una conexión estable entre San Juan y la Región de Coquimbo.
La obra cuenta con financiamiento inicial del Banco Interamericano de Desarrollo por 280 millones de dólares y con estudios binacionales actualizados bajo la órbita de EBITAN.
La cartera minera de San Juan incorporó proyectos de cobre de escala global que requieren un corredor permanente hacia los puertos del Pacífico. La distancia, el tiempo de tránsito y la previsibilidad operativa se volvieron variables centrales para el traslado de concentrados, insumos y equipos de gran porte.
Los estudios de tránsito elaborados por organismos técnicos de ambos países muestran que la demanda potencial supera la capacidad del paso actual, especialmente durante los meses de mayor actividad minera.
El corredor Agua Negra forma parte del eje bioceánico que vincula el sur de Brasil, el centro de Argentina y la costa chilena. La infraestructura vial existente presenta limitaciones de capacidad y estacionalidad que afectan el flujo de cargas pesadas.
La pavimentación de los accesos y la mejora de los tramos de montaña son condiciones previas para cualquier avance en la obra principal. La altitud del cruce y la variabilidad climática continúan siendo factores que restringen su uso como vía permanente para cargas de alto valor y gran volumen.
La discusión técnica reciente incorpora la posibilidad de que el túnel funcione como corredor multipropósito. La integración de fibra óptica, líneas eléctricas, conducciones para agua industrial y ductos para transporte de minerales permitiría optimizar la inversión y ampliar el alcance regional de la obra.
Este enfoque coincide con prácticas internacionales en infraestructura de montaña, donde los túneles se utilizan como soporte para servicios energéticos y logísticos de uso compartido.
El paso actual registró mejoras operativas y períodos de habilitación más extensos, pero su ubicación a casi 4.800 metros de altura mantiene restricciones estructurales. La minería de cobre requiere disponibilidad continua y condiciones estables de tránsito, algo que solo puede garantizarse mediante infraestructura de baja cota y operación permanente.
La combinación de demanda logística, financiamiento multilateral y planificación binacional vuelve a colocar a Agua Negra dentro del conjunto de obras relevantes para la cadena de valor minera del Cono Sur.
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El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones establece un marco de estabilidad normativa, fiscal y cambiaria orientado a proyectos de gran escala en minería, hidrocarburos y energía.
El diseño del régimen busca reducir el riesgo macroeconómico y facilitar la ejecución de inversiones intensivas en capital mediante beneficios impositivos, amortizaciones aceleradas y acceso preferencial al mercado de cambios.
Sin embargo, el esquema no incorpora mecanismos específicos para articular a los proveedores locales con las cadenas de valor que se expandirán a partir de estos proyectos.
La ausencia de un módulo de desarrollo de proveedores limita la capacidad del régimen para generar encadenamientos productivos y empleo formal en sectores industriales y de servicios.
El diseño actual concentra los incentivos en la inversión directa de las empresas operadoras, sin establecer criterios de adicionalidad que permitan verificar si los beneficios fiscales se traducen en nuevos proyectos o en ampliaciones que no hubieran ocurrido sin el régimen.
Esta situación es especialmente relevante en actividades con alta rentabilidad, como el petróleo no convencional, donde no está claro que los incentivos generen inversiones adicionales.
El riesgo de un esquema sin articulación productiva es la consolidación de una estructura económica fragmentada, con sectores basados en recursos naturales que expanden producción y exportaciones, mientras que el resto del entramado productivo enfrenta restricciones persistentes de crédito, logística, carga tributaria y acceso a energía.
La experiencia de países con fuerte inserción minera muestra que altos niveles de inversión no garantizan mejoras estructurales si no existen políticas que integren a proveedores locales y fortalezcan capacidades industriales.
Los modelos internacionales que utilizaron sus recursos naturales como plataforma de desarrollo aplicaron instrumentos concretos de articulación productiva.
Australia implementó el esquema Australian Industry Participation, que exige planes de integración de proveedores y seguimiento de desempeño en minería y energía. Canadá desarrolló programas de certificación y contenido local administrados por agencias provinciales para vincular a proveedores con proyectos de hidrocarburos y minería.
Noruega estructuró un sistema de desarrollo de proveedores para la industria offshore basado en estándares técnicos, contratos de largo plazo y monitoreo permanente de resultados. En todos estos casos, la presencia de proveedores locales permitió asegurar disponibilidad de repuestos, mantenimiento y servicio de postventa, un aspecto que no puede garantizarse cuando los bienes de capital se adquieren en el exterior.
Estos instrumentos ampliaron la base productiva, diversificaron exportaciones y generaron empleo formal en actividades de mayor complejidad.
La incorporación de proveedores locales no altera los tiempos de desarrollo de los proyectos. Los países que ejecutaron obras extractivas de gran escala con mayor velocidad —como Australia, Canadá y Noruega— integraron a sus proveedores desde la etapa de ingeniería mediante planes de participación, certificación técnica y contratos de largo plazo.
La articulación se realiza en paralelo al cronograma del proyecto y no agrega etapas adicionales. Además, la presencia de proveedores locales reduce tiempos de obra y de operación al asegurar disponibilidad de repuestos, mantenimiento y servicio de postventa, un aspecto que no puede garantizarse cuando los bienes de capital se adquieren en el exterior.
La evidencia internacional muestra que la integración temprana de proveedores mejora la confiabilidad operativa y disminuye los riesgos de demora asociados a la dependencia logística internacional.
El diseño del RIGI abre una oportunidad para atraer inversiones de gran escala, pero su impacto sobre el desarrollo productivo dependerá de la capacidad de integrar a los proveedores locales en las cadenas de valor que se expandirán.
La discusión pendiente es cómo asegurar que los beneficios fiscales y cambiarios se traduzcan en mayor contenido local, en más empresas competitivas y en una estructura productiva menos dependiente de enclaves extractivos.
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El crecimiento sostenido de la producción de petróleo y gas en Vaca Muerta volvió a instalar el debate sobre la capacidad de Argentina para consolidar una plataforma exportadora de escala.
La combinación de recursos disponibles, proyectos en ejecución y ampliaciones previstas en transporte y procesamiento permite delinear distintos escenarios hacia 2035, condicionados por la velocidad de inversión y por la estabilidad de las reglas aplicables al sector.
La producción actual de petróleo supera los 820.000 barriles diarios, con Vaca Muerta aportando cerca del 80% del total. En gas, la producción ronda los 145 millones de metros cúbicos diarios, con un aporte no convencional superior al 60%.
La infraestructura existente —oleoductos en ampliación, el Gasoducto Perito Moreno y los proyectos de procesamiento de líquidos— habilita incrementos adicionales en la oferta exportable durante la próxima década.
El análisis de especialistas del sector identifica una ventana temporal acotada para expandir exportaciones. Las proyecciones internacionales anticipan que la demanda global de petróleo podría estabilizarse hacia mediados de la década de 2030, mientras que el gas natural enfrentaría un proceso similar algunos años después.
En ese contexto, la capacidad de ejecutar inversiones en transporte, procesamiento y licuefacción será determinante para definir el volumen de exportaciones posible.
El primer escenario contempla un crecimiento moderado basado en la infraestructura confirmada. Bajo esta trayectoria, las exportaciones de petróleo podrían ubicarse entre 500.000 y 600.000 barriles diarios hacia 2035, mientras que las ventas de gas por gasoductos alcanzarían entre 15 y 20 millones de metros cúbicos diarios.
El superávit energético se ubicaría en un rango de 16.000 a 19.000 millones de dólares, impulsado por la ampliación de oleoductos y por la segunda fase del Gasoducto Perito Moreno.
Un segundo escenario incorpora la puesta en marcha de una primera fase de producción de gas natural licuado. La exportación de alrededor de 5 millones de toneladas anuales de GNL, combinada con mayores envíos de petróleo y gas por gasoductos, permitiría alcanzar un superávit energético de entre 32.000 y 38.000 millones de dólares.
Este camino requiere decisiones de inversión en plantas de licuefacción, financiamiento externo y contratos de largo plazo.
El tercer escenario plantea una aceleración simultánea de proyectos de midstream y GNL. En este caso, las exportaciones de petróleo podrían ubicarse entre 800.000 y 900.000 barriles diarios, mientras que las ventas de gas por gasoductos alcanzarían entre 25 y 30 millones de metros cúbicos diarios.
La exportación de entre 10 y 15 millones de toneladas anuales de GNL completaría un superávit energético superior a los 35.000 millones de dólares. Este escenario exige ampliaciones adicionales de oleoductos, plantas de procesamiento de líquidos y capacidad portuaria.
La evolución reciente del sector muestra que la recuperación productiva iniciada con el desarrollo no convencional permitió revertir más de una década de déficits energéticos. Argentina recuperó el superávit en 2024 y lo consolidó en 2025, impulsado por mayores exportaciones de petróleo y gas.
El desafío hacia adelante consiste en sostener un marco regulatorio que permita financiar la infraestructura necesaria para transformar los recursos disponibles en flujos de exportación estables.
La ventana de oportunidad está definida por la combinación de recursos geológicos, capacidad de inversión y condiciones de mercado. La magnitud de las exportaciones hacia 2035 dependerá de la velocidad con la que se ejecuten los proyectos en curso y de la capacidad del país para asegurar reglas que permitan atraer capital en un contexto internacional de transición energética.
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La brasileña Raízen, controlada por el grupo Cosan y Shell, anunció este jueves la venta de la totalidad de su negocio de downstream en la Argentina a la firma suiza Mercuria Energy Group, uno de los mayores traders independientes de energía y materias primas del mundo.
La transacción fue valuada en US$ 1.420 millones y representa una de las operaciones más relevantes de los últimos años en el mercado local de refinación y comercialización de combustibles. El acuerdo contempla la transferencia de todos los activos y participaciones societarias vinculados al negocio de downstream que Raízen posee en el país.
El paquete incluye la refinería de Dock Sud, una de las plantas de procesamiento de crudo más importantes de la Argentina; una planta de lubricantes ubicada en la Ciudad de Buenos Aires; dos aeroplantas en Ezeiza y Aeroparque; terminales de almacenamiento y despacho de combustibles en Arroyo Seco y Santa Fe; y una red de 894 estaciones de servicio que operan bajo la marca Shell.
La operación confirma las negociaciones que se venían desarrollando desde fines del año pasado y que, según había anticipado EconoJournal, habían ingresado en su etapa final tras varios meses de due diligence y conversaciones entre las partes.
Para Raízen, la venta constituye un paso central dentro de su estrategia de optimización de activos y fortalecimiento financiero. La compañía explicó que los recursos obtenidos serán destinados a la gestión de su estructura de capital, en un contexto en el que el grupo busca reducir su nivel de endeudamiento y concentrar inversiones en mercados considerados estratégicos.
«La transacción está alineada con la estrategia del grupo Raízen de optimizar su portafolio de activos, simplificar su estructura operativa y promover una asignación disciplinada de capital, con foco en mercados y geografías prioritarias», señaló la empresa a través de un comunicado
El cierre definitivo de la operación aún depende del cumplimiento de las condiciones habituales para este tipo de transacciones, entre ellas la aprobación de los organismos regulatorios y judiciales correspondientes. La expectativa es que el proceso concluya durante el actual año zafra 2026/27.
La adquisición marca un salto significativo para Mercuria en el mercado argentino de combustibles. Fundada en Ginebra en 2004, la compañía se consolidó como uno de los principales actores independientes del comercio global de energía, con operaciones en más de 50 países y una facturación anual superior a los US$ 140.000 millones.
La firma participa en toda la cadena de valor energética, incluyendo petróleo, combustibles refinados, gas natural, GNL, electricidad, energías renovables y metales. En América Latina mantiene una presencia creciente mediante actividades de producción, almacenamiento, logística y comercialización de hidrocarburos.
Con la incorporación de los activos de Raízen, Mercuria pasará a controlar una de las principales redes de refinación y comercialización de combustibles del país, además de una infraestructura logística estratégica para el abastecimiento del mercado doméstico.
Uno de los aspectos más sensibles de la negociación estuvo vinculado a la continuidad de la marca Shell en la Argentina. Fuentes del sector habían señalado que la cesión de la licencia constituía una condición indispensable para concretar la operación. Ese proceso quedó finalmente resuelto luego de obtener el aval de la casa matriz.
, Loana Tejero
El Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa activó el estado de alerta y movilización en Vaca Muerta debido a la falta de respuestas concretas en las negociaciones con las empresas petroleras de la región.
Tras casi dos meses de conversaciones sin resultados definitivos, la organización gremial informó a la Subsecretaría de Trabajo de Neuquén sobre la medida adoptada. El sindicato, liderado por Marcelo Rucci, cuestionó la dilación en las negociaciones y responsabilizó a las operadoras por la falta de definiciones en el último mes en relación a los reclamos de los trabajadores que desempeñan funciones en el sector de torre.
El conflicto colectivo fue formalmente comunicado el 15 de abril, junto con la notificación del inicio de medidas de acción directa. Sin embargo, esas medidas se suspendieron tras acordar la apertura de una mesa de diálogo para intentar resolver la situación. El 21 de abril, el sindicato anunció la suspensión de las acciones gremiales previstas, en base a compromisos adquiridos por las cámaras empresariales, con el fin de preservar el proceso negociador.
No obstante, el gremio señaló que varios de esos compromisos no se tradujeron en avances concretos, lo que generó un creciente malestar interno y llevó a endurecer la postura sindical. El reclamo se centra en las condiciones laborales del personal de torre, con puntos pendientes que aún no cuentan con respuestas satisfactorias por parte de las empresas.
Según el sindicato, la falta de definiciones genera incertidumbre entre los trabajadores y dificulta la construcción de consensos. Por ello, insistieron en la necesidad de retomar las negociaciones con propuestas que permitan acercar posiciones entre las partes involucradas.
La entidad gremial mantendrá el estado de alerta y movilización mientras continúen las negociaciones. Además, realizará reuniones internas para monitorear la situación en los distintos yacimientos de la región y evaluar el cumplimiento de los compromisos reclamados.
En caso de que no se registren avances en los próximos días, el sindicato no descartó la posibilidad de implementar nuevas medidas de fuerza. Advirtieron que el cumplimiento de los acuerdos asumidos es una “condición necesaria para encauzar el diálogo y evitar una escalada del conflicto”.
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Unas 6.000 industrias de todo el país sufrirán una fuerte suba en el costo de la energía que deberán afrontar a partir de mayo como resultado del encarecimiento de los combustibles utilizados para generar electricidad en un contexto internacional atravesado por la guerra en Medio Oriente.
Según Cammesa, la compañía encargada del despacho de energía eléctrica que es controlada por el Estado, el precio de la electricidad en el mercado spot trepó en mayo por encima de los US$ 105 por megawatt hora (MWh) consumido. El número final se terminará de definir esta semana. Se trata de un valor que prácticamente duplica el precio promedio registrado en abril, cuando la energía en el mercado spot se ubicó en torno a los US$ 58 por MWh.
Así lo adelantaron en el último capítulo de Dínamo, un streaming de energía que produce EconoJournal, Nadia Sager, titular de la comercializadora Geinsa; Diego Werner, de la desarrolladora y consultora Ayres Renewables; y Juan Bosch, presidente de Saesa Energía.
La situación impactará especialmente sobre los Grandes Usuarios de Distribuidora (GUDI) y, en particular, sobre aquellas industrias que optaron por comprar energía mes a mes en el mercado spot en lugar de contractualizarse y fijar un precio de abastecimiento con anticipación.
A partir de la reforma eléctrica que comenzó a instrumentar el Gobierno en noviembre del año pasado mediante la Resolución 400/2025 de la Secretaría de Energía, el nuevo esquema de despacho diseñado por Cammesa prevé que los GUDI se abastezcan fundamentalmente de la energía generada en las centrales termoeléctricas que no tienen contratos dolarizados con la administradora del mercado. Ese universo de usinas es conocido dentro del sector como las “máquinas viejas”.
Durante buena parte del año esas centrales generan electricidad utilizando gas natural extraído localmente. Sin embargo, durante el invierno, cuando la oferta doméstica de gas es redireccionada para abastecer la demanda prioritaria residencial, deben recurrir a combustibles alternativos como GNL importado, gasoil y, en menor medida, fueloil, todos considerablemente más caros que el gas producido localmente.
Bajo el paraguas del Plan Gas, el gas natural tiene un costo cercano a los US$ 3,50 por millón de BTU. Por eso, el propio diseño del mercado ya anticipaba que durante el invierno se produciría un incremento en los precios de la energía para los grandes usuarios industriales que compran en el mercado spot. Lo que no estaba previsto era que ese salto fuera tan pronunciado como el que finalmente se está registrando a raíz de la escalada de precios internacionales provocada por el conflicto en Medio Oriente.
El GNL importado supera actualmente los US$ 20 por millón de BTU, mientras que el gasoil continúa operando con primas elevadas por la tensión geopolítica y las restricciones en distintos mercados energéticos internacionales.
Por todo eso, Cammesa había proyectado a principios de años que en mayo el precio monómico de la energía rondaría los US$ 65 por MWh. Sin embargo, las estimaciones más recientes indican que el valor efectivo superará los US$ 105 por MWh.
Existe, además, un elemento adicional que complejiza todavía más la situación para las industrias. Incluso aquellos GUSI’s que sí decidieron contractualizarse y comprar energía mediante contratos anuales con generadores o comercializadores podrían no terminar accediendo a esa energía a los precios originalmente pactados, que en muchos casos se ubicaban por debajo de los US$ 60 por MWh.
La razón es que buena parte de los contratos firmados este año, una vez puesta en marcha la reforma eléctrica impulsada por el Gobierno, incluyen cláusulas que autorizan a las generadoras a no entregar energía cuando sus centrales no resulten despachadas por Cammesa como consecuencia de un incremento de sus Costos Variables de Producción (CVP).
Ese escenario aparece hoy como altamente probable debido al fuerte encarecimiento del GNL importado y del gasoil, los dos combustibles que terminan definiendo el costo marginal de generación durante los meses de invierno.
En términos prácticos, esto significa que muchos contratos no contemplan una obligación estricta de deliver or pay por parte de los generadores. Por lo tanto, existe la posibilidad de que parte de esos acuerdos queden suspendidos o pierdan efectividad durante los períodos de mayor estrés del sistema.
Si eso ocurre, incluso los usuarios que decidieron contractualizarse para protegerse de la volatilidad del mercado y asegurarse previsibilidad en sus costos energéticos podrían verse obligados a salir a comprar energía en el mercado spot, justamente en el momento en que los precios registran sus niveles más elevados del año.
La situación podría agravarse aún más durante junio y julio, los meses de mayor severidad climatológica. Según estimaciones privadas, el precio monómico de la energía podría ubicarse en una banda de entre US$ 130 y US$ 150 por MWh.
Si a ese valor se le suma el cargo de potencia que deben afrontar los GUDI —que ronda entre US$ 15 y US$ 20 por MWh—, el costo final de la energía para las industrias durante el próximo bimestre podría resultar hasta tres veces superior al registrado en abril.
El impacto en las fábricas será diferente en cada caso porque dependerá de la incidencia que tiene la energía en la matriz insumo-producto de los distintos sectores.
Un problema adicional para el universo de los GUDI, que agrupa a usuarios con consumos superiores a los 300 kilowatts por mes, es que la facturación de la energía se realiza con un retraso temporal. En la práctica, las facturas llegan a las industrias aproximadamente 75 días después del período efectivamente consumido. Eso significa que la energía utilizada durante mayo recién comenzará a facturarse a fines de julio o durante agosto.
La consecuencia es que muchas empresas tendrán escaso margen de reacción para corregir consumos, redefinir estrategias de contratación o ajustar presupuestos energéticos. Cuando las facturas comiencen a llegar, buena parte del invierno ya habrá transcurrido y una porción relevante de los mayores costos energéticos ya se habrá consumado.
, Nicolas Gandini
El Gobierno de Río Negro recibió la declaración de comercialidad presentada por la empresa Phoenix Global Resources para las áreas Confluencia Norte y Confluencia Sur, vinculadas a la actividad no convencional en la formación Vaca Muerta. A partir de esta presentación, la Provincia avanzará en la evaluación del pedido de concesión correspondiente, en el marco del seguimiento de las inversiones y el desarrollo productivo de estas áreas.
La presentación se realizó luego del cierre de la etapa exploratoria, en la que la empresa obtuvo resultados positivos y propuso su unificación conforme a lo previsto en el pliego de licitación.
“Si bien aún resta la aprobación técnica formal, este es un paso muy importante para la Provincia. La declaración de comercialidad en áreas vinculadas a Vaca Muerta muestra que Río Negro tiene potencial, planificación y condiciones para seguir ampliando su desarrollo energético”, sostuvo la Secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya.
Durante la reunión de comisión de enlace técnico, la empresa repasó algunas inversiones, como la perforación de 2 pads, con un total de 7 pozos horizontales, lo que permitió adquirir, registrar e interpretar información clave del subsuelo.
A partir de la performance de producción del bloque, se determinó un fluido del orden de los 27 grados API, con volúmenes destacados dentro de los pads del no convencional shale.
Otro dato relevante es que durante la fase exploratoria se utilizó un 75% de arena rionegrina y la gestión de residuos se realizó dentro de la provincia, fortaleciendo el impacto local de la actividad.
“Para nosotros es central que cada proyecto energético se traduzca en más actividad para Río Negro, más participación de proveedores locales y más oportunidades para los rionegrinos. La energía tiene que ser una palanca de desarrollo provincial”, afirmó Moya.
Además, en el marco de los contratos vigentes, durante la última semana se realizaron reuniones de comisión de enlace técnico con Quintana E&P Argentina SRL, Tango Energy Argentina SA y Tecpetrol SA. Allí participaron equipos técnicos de la Secretaría de Hidrocarburos, la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático y el Departamento Provincial de Aguas (DPA).
El objetivo fue evaluar la actividad realizada, verificar el cumplimiento de compromisos contractuales y analizar las proyecciones de trabajo en cada área.
En el área Estación Fernández Oro, operada por Quintana E&P Argentina SRL, la empresa expuso los montos de inversión ejecutados hasta la fecha, que reflejan un sobrecumplimiento de los compromisos asumidos durante el proceso de extensión del plazo de concesión.
Durante 2025 y 2026 se realizaron 4 workover, 4 reactivaciones y mejoras productivas mediante optimizaciones.
También se destacaron los avances del proyecto piloto de reinyección de gas para movilizar líquidos. A la fecha, se reinyectaron 54 millones de metros cúbicos mediante compresores propios y rentados.
La empresa prevé poner próximamente en producción los pozos vinculados al proyecto para evaluar su viabilidad.
En el caso de las áreas Entre Lomas, 25 de Mayo–Medanito SE y Jagüel de los Machos, actualmente bajo titularidad de Tango Energy, la comisión se centró en la continuidad de los compromisos asumidos y su adecuación a la visión de la nueva empresa.
En esas áreas se realizaron 16 workover y se continuó con el proyecto piloto de recuperación secundaria con agua de formación. Y para lo que resta del año, la empresa tiene prevista la perforación de un pozo, 12 workover y 130 reactivaciones.
Además, se destacó una inversión en facilities superior a los 15 millones de dólares, que incluye la construcción de un nuevo oleoducto de 12 pulgadas y una traza de 30 kilómetros para tratar la producción de Entre Lomas en la planta de 25 de Mayo–Medanito.
En el área Agua Salada, operada por Tecpetrol SA, durante 2025 y 2026 se realizaron 2 workover, la fractura del pozo BLC.x-1 y 15 intervenciones con equipos de pulling para sostener los niveles de producción.
Para este año, la empresa tiene prevista la puesta en producción del pozo BLC.x-1 y la realización de un nuevo workover.
Desde la Secretaría de Hidrocarburos se continuará con nuevas reuniones de comisión de enlace, como parte del esquema de seguimiento que la Provincia sostiene sobre la actividad hidrocarburífera.
El Gobierno Provincial ratifica así una política de control técnico, diálogo permanente con las empresas y defensa de los recursos rionegrinos, en una etapa en la que el desarrollo energético ocupa un lugar estratégico para el futuro de Río Negro.
“Río Negro está en marcha porque hay planificación, control y una decisión clara de defender nuestros recursos. El crecimiento energético tiene sentido si genera desarrollo, empleo y oportunidades concretas para nuestra gente”, concluyó Moya.
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Para acompañar el desarrollo de las actividades productivas bajo criterios de sostenibilidad y control permanente, la secretaría de Ambiente y Recursos Naturales de la Provincia, a través de la dirección provincial de Fiscalización y Control de Procesos, intensificó durante abril las tareas de control y monitoreo ambiental en todo el territorio neuquino.
Se alcanzó un total de 511 inspecciones realizadas en actividades vinculadas al sector hidrocarburífero, residuos especiales, minería y desarrollo sostenible.
Los datos reflejan un importante crecimiento de la actividad fiscalizadora respecto de abril de 2025, cuando se habían efectuado 91 inspecciones. De esta manera, la cantidad de controles realizados aumentó un 462 por ciento en términos interanuales, consolidando la política de fortalecimiento de la presencia territorial y el seguimiento de las actividades productivas.
Durante abril de 2026 se recibieron 607 solicitudes de inspección, de las cuales 542 estuvieron relacionadas con fiscalización de Oil & Gas, residuos especiales y minería, mientras que las restantes 65 correspondieron a fiscalización ambiental y desarrollo sostenible en el ámbito pecuario.
Del total de inspecciones efectivamente realizadas, 478 estuvieron vinculadas a actividades de Oil & Gas, residuos especiales y minería, mientras que 33 correspondieron a controles ambientales y de desarrollo sostenible. Esto representa una cobertura del 84 por ciento de las inspecciones solicitadas para el período.
En el sector hidrocarburífero, los controles incluyeron el seguimiento de incidentes ambientales, la fiscalización de equipos de torre, relevamientos de instalaciones, canteras y programas de monitoreo ambiental. En este sentido, se realizaron 52 inspecciones asociadas al seguimiento de incidentes, 90 vinculadas a equipos de torre y 336 correspondientes a otras acciones de control y monitoreo.
Desde la dirección provincial de Fiscalización y Control de Procesos destacaron que en este último grupo se logró una cobertura superior a la planificada gracias al relevamiento y control integral de instalaciones en el yacimiento Aguada San Roque, operado por TotalEnergies.
La comparación con abril de 2025 evidencia además un crecimiento significativo en todos los segmentos de fiscalización. Las inspecciones en actividades de Oil & Gas, residuos especiales y minería pasaron de 76 a 478 controles, mientras que las vinculadas a fiscalización ambiental y desarrollo sostenible aumentaron de 15 a 33 inspecciones.
Asimismo, los controles asociados al seguimiento de incidentes, canteras y programas de monitoreo crecieron de 60 a 388 intervenciones, y las inspecciones sobre equipos de torre pasaron de 16 a 90 durante el mismo período.
Los resultados obtenidos reflejan el fortalecimiento de las capacidades de fiscalización ambiental de la provincia, orientadas a garantizar el cumplimiento de la normativa vigente, prevenir impactos ambientales y acompañar el desarrollo de las actividades productivas bajo criterios de sostenibilidad y control permanente.
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La Federación de Trabajadores de la Industria del Gas Natural de la República Argentina (FETIGNRA) declaró el estado de alerta nacional y expresó su contundente rechazo a los despidos y a los procesos de tercerización que se vienen registrando en empresas distribuidoras y transportadoras de gas en todo el país.
En un comunicado, la organización gremial sostuvo que las desvinculaciones se producen a pesar de que el sector atravesó uno de los mejores momentos económicos de los últimos años, con balances favorables, aumentos tarifarios autorizados y una mejora de sus indicadores financieros.
La federación calificó la reducción de personal propio como una medida que no responde a necesidades operativas ni económicas reales, sino a una estrategia empresarial destinada a reducir costos laborales mediante la sustitución de trabajadores en relación de dependencia por empresas contratistas y tercerizadas.
Según el documento, esta práctica implica una clara precarización de las condiciones laborales y afecta a trabajadores con experiencia, conocimiento técnico y años de servicio en la actividad.
Además, la organización advirtió que numerosas tareas que históricamente eran realizadas por personal especializado están siendo transferidas a empresas tercerizadas que, según FETIGNRA, emplean trabajadores con menores niveles de protección laboral y, en algunos casos, sin la capacitación técnica adecuada para funciones vinculadas a un servicio público esencial.
La federación también manifestó su preocupación por el impacto que la reducción sistemática de personal propio podría tener sobre la calidad del servicio y la seguridad de las instalaciones relacionadas con la distribución y el transporte de gas natural.
En ese sentido, cuestionó la “pasividad” de los organismos de control y sostuvo que la defensa de la seguridad operacional, la calidad del servicio y la protección de los trabajadores debería ser una prioridad para las autoridades regulatorias.
Por último, FETIGNRA exigió el cese inmediato de los despidos que considera injustificados, la preservación de los puestos de trabajo, el respeto de los derechos laborales adquiridos y la implementación de políticas orientadas a la capacitación, la estabilidad y el desarrollo profesional de los trabajadores del sector.
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Luego de que la Secretaría de Energía informara este martes un nuevo ajuste en el régimen de precios del gas propano con que se abastecen diversas localidades del país, el Gobierno aprobó los nuevos cuadros tarifarios para las empresas distribuidoras, que deberán incluir las bonificaciones establecidas en el marco del régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).
La medida se implementó a través de varias resoluciones del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE), publicadas este jueves en el Boletín Oficial con la firma de su directorio: Héctor Falzone, Griselda Lambertini, Marcelo Alejandro Nachón y Vicente Serra.
Se trata de un aumento en el precio del servicio provisto en zonas donde no hay red de gas natural y el suministro en hogares y comercios es mediante redes de tuberías subterráneas.
Mediante la resolución 126/2026 publicada este martes en Boletín Oficial se estableció que el valor del gas propano que las empresas distribuidoras deberán incluir en los cuadros tarifarios pasará a representar el sesenta por ciento (60%) del Precio de Paridad de Exportación (PPE) calculado según la metodología vigente. Desde junio de 2025 era del 40%, y en marzo de 2024 había subido al 25%.
En esa línea, se aprobaron nuevos cuadros tarifarios para las empresas Camuzzi Gas Pampeana S.A., Camuzzi Gas del Sur S.A., Gas Nea S.A., Naturgy Ban S.A., Litoral Gas S.A. y la Distribuidora de Gas Cuyana S.A., que distribuyen en varias zonas del país.
El gas propano por redes se utiliza principalmente en localidades que no están conectadas a los grandes gasoductos de gas natural. En Argentina tiene una fuerte presencia en regiones patagónicas, cordilleranas y zonas aisladas del interior del país.
Entre las provincias donde existen localidades abastecidas con propano por redes se encuentran Tierra del Fuego, Santa Cruz, Chubut, Río Negro, Neuquén, La Pampa, Mendoza, Jujuy, Salta, Catamarca y La Rioja.
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El CEO de Meitner Energy, Teófilo Lacroze, subrayó la importancia que la iniciativa del Súper RIGI tendrá para las inversiones en reactores modulares pequeños (SMR) como el reactor ACR-300 en la Argentina. En el evento FIRST, Lacroze también brindó detalles sobre el diseño del reactor de 300 MW de potencia eléctrica y el avance de su desarrollo en el país, en lo que constituye la primera presentación pública de la empresa constituida por INVAP y un grupo inversor estadounidense.
La exposición de Lacroze, quien fue acompañado por el secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, cerró la primera jornada del taller regional del programa “Infraestructura Fundacional para el Uso responsable de la tecnología de reactores modulares pequeños” (FIRST), llevada a cabo el martes en el hotel Sheraton en Buenos Aires.
Además de Meitner Energy, en las jornadas del taller participaron representantes de empresas internacionales y nacionales como Westinghouse, NANO Nuclear Energy, EXCEL, Conuar y Dioxitek.
Ante una audiencia conformada principalmente por funcionarios de países de la región y representantes de la industria nuclear, el CEO de Meitner ponderó la importancia de las políticas que promueven estabilidad jurídica y económica para las inversiones nucleares, como el Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) y el proyecto de ley del Súper RIGI.
«Nuesta misión es desarrollar soluciones nucleares limpias, sostenibles y escalables. Hacer eso en la Argentina, aprovechando el ecosistema nuclear argentino, y también sin dudas el contexto macroeconómico, la estabilidad y reglas muy claras de largo plazo aseguradas a través de programas como el RIGI o el proyecto del Super RIGI, que sin dudas es muy relevante para nuestra industria«, explicó.
El gobierno nacional la semana pasada envió al Congreso el proyecto de ley del Súper RIGI, un programa con beneficios fiscales y cambiarios para proyectos en nuevas actividades económicas sin existencia previa o en un estadio piloto en el país. Fuentes gubernamentales señalaron que podrían calificar proyectos de procesamiento de minerales críticos, plantas de GNL en tierra y reactores SMR, entre otros.
Lacroze asumió el mando de Meitner Energy tras cerrar el año pasado una carrera de 30 años en Shell Argentina y Raízen. Ahora desde Meitner Energy, liderará la misión de desarrollar un producto para atender la creciente demanda de energía de base libre de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), impulsada principalmente por la industria de datacenters y de inteligencia artificial.
La industria de datacenters demanda actualmente 82 GW de potencia eléctrica. La empresa conjunta entre INVAP (40%) y el Grupo Ansari (60%) esta observando un mercado con un potencial crecimiento de 137 GW de nueva potencia hacia 2030, de los cuales 70 GW están vinculados con proyectos de datacenters para inteligencia artificial.
«La energía nuclear, dicho por alguien que estuvo más de 30 años en la industria del Oil&Gas, es la única fuente libre de carbono probada y escalable«, apuntó.
Meitner Energy cuenta ya con un equipo de 120 profesionales en la Argentina desarrollando el ACR-300, con la mirada estratégica puesta en construir su primer reactor (FOAK en la jerga de la industria) en la Argentina. La empresa concluyó con la ingeniería conceptual y ya esta trabajando en la ingeniería básica del diseño del reactor, con dos revisiones críticas internacionales superadas con éxito.
El ACR-300 es un reactor SMR de 300 MW de potencia eléctrica. Conceptualmente, se trata de un reactor de agua presurizada (PWR por sus siglas en inglés) compacto, lo que en la industria se considera un reactor de tercera generación plus (generación III+). De hecho, varios diseños SMR en el mundo son conceptualmente reactores de agua presurizada.
Tres cuartas partes de los reactores para generación eléctrica en el mundo son grandes reactores PWR, generalmente de 1000 MW. Pero el renovado interés por la energía nuclear esta empujando al desarrollo de reactores SMR con el objetivo de disminuir el costo económico de los proyectos nucleoeléctricos.
Justamente, Lacroze destacó que la principal fortaleza del ACR-300 estará en la combinación justa entre innovación «donde realmente importa» y tecnologías ya probadas para el funcionamiento del reactor. «El 11% de los componentes de un reactor generan el 67% de los costos, es ahí donde enfocamos, en temas como configuración horizontal, que hace que nuestros componentes y la construcción de los reactores sean un 40% más pequeña que otros SMR», explicó.
El diseño contempla la utilización de sistemas de circulación natural pasiva para el apagado seguro del reactor sin la necesidad de intervención humana o de sistemas de energía auxiliares. El reactor utilizará agua liviana en el circuito primario, pero la refrigeración será por aire, otorgándole versatilidad al ACR-300 para su instalación en zonas sin acceso hídrico. Esto supone una diferencia crucial con los PWR convencionales.
«No es un micro reactor, pero el diseño es compacto, ocupa aproximadamente 10 hectáreas. Al no tener que utilizar agua para enfriar el reactor le da una versatilidad para montarlo en cualquier parte del mundo», dijo el CEO de Meitner.
En el desarrollo del reactor también participan la CNEA, Conuar, Nucleoeléctica e INVAP mediante acuerdos de servicios. «El año pasado contratamos a 15 de los 17 ingenieros egresados del Instituto Balseiro», contó.
La empresa licenciará el ACR-300 ante la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN) para poder avanzar con el FOAK en el país. También buscará licenciarlo en la Comisión Reguladora Nuclear (NRC) de los EE.UU. y en otras jurisdicciones pensando en futuros proyectos.
La cuarta edición del taller regional anual para América Latina y el Caribe del programa FIRST se esta llevando adelante desde el martes en Buenos Aires.
El programa FIRST es una iniciativa del gobierno de los Estados Unidos para promover el despliegue responsable de reactores SMR, en la que ya participan unos 50 países entre los cuales están la Argentina, Canadá, Japón, Corea del Sur y el Reino Unido. El taller es organizado por el Departamento de Estado de los EE.UU., con respaldo de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA).
La apertura de las jornadas estuvo a cargo de Ramos Napoli, el subsecretario de Estado para Control de Armas y No Proliferación de los Estados Unidos, Christopher T. Yeaw, y el consejero político de la Embajada de Canadá, Jonathan Sauvé. Durante la apertura, se proyectó, además, un saludo y la bienvenida del canciller Pablo Quirno.
“Las tecnologías de energía nuclear de los Estados Unidos y de nuestros socios en esta sala siguen siendo las más seguras y avanzadas del mundo, y es por eso que creemos que somos el socio de preferencia para los países que buscan expandir sus programas nucleares civiles”, afirmó Yeaw.
“Argentina cuenta con más de setenta años de experiencia en el uso pacífico de la energía nuclear y nos enorgullece compartir esa experiencia con nuestros socios de toda la región. Este taller refleja nuestro compromiso de trabajar junto a los Estados Unidos y nuestros aliados para impulsar una tecnología nuclear segura, protegida y responsable que promueva el desarrollo y la seguridad energética en todas las Américas”, declaró Ramos Napoli.
El presidente de la CNEA, Martín Porro, destacó que “la experiencia de la CNEA en gestión de proyectos, servicios de ingeniería y formación de recursos humanos especializados constituye un activo estratégico para apoyar a los programas nucleares emergentes de América Latina”.
El taller, que se extenderá hasta el jueves 4 de junio, reúne a representantes de Chile, Costa Rica, Ecuador, El Salvador, Jamaica, México, Paraguay, Perú y República Dominicana. Asimismo, participan delegaciones de los países contribuyentes de la iniciativa. Las actividades del miércoles incluyen una visita y recorrida por el complejo nuclear de Atucha.
, Nicolás Deza
La empresa Terra Ignis Energía cerró el ejercicio 2025 con una ganancia de $40.711,8 millones, un resultado que refleja un fuerte fortalecimiento de la situación financiera de la compañía y que estuvo impulsado principalmente por la incorporación de activos hidrocarburíferos provenientes de YPF.
Así surge de la Memoria y Balance correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2025, presentada por el Directorio ante la Asamblea General Ordinaria de accionistas. Según el documento, durante el año la sociedad obtuvo ingresos ordinarios por $18.859,2 millones, cifra que representó un incremento del 523% respecto del ejercicio anterior.
La mejora estuvo vinculada principalmente a las tareas desarrolladas en el marco de la Emergencia en el Sistema de Servicio Eléctrico de Ushuaia y a la incorporación de un stock de petróleo crudo acordado con YPF como parte de la operación sobre las áreas hidrocarburíferas Lago Fuego, Los Chorrillos y las fracciones A, B, C, D y E del área Tierra del Fuego.
A esos ingresos se sumaron $26.407,6 millones registrados como ingresos extraordinarios derivados de la contraprestación acordada entre ambas compañías en el marco de dicha operación. En contraste, los gastos operativos totalizaron $4.652,5 millones, explicados mayormente por el alquiler de generadores y equipos destinados a sostener la generación eléctrica de emergencia en Ushuaia.
El balance muestra además un significativo fortalecimiento patrimonial. El patrimonio neto de la empresa se ubicó en $41.848,2 millones, mientras que los activos totales alcanzaron los $43.187,1 millones. La mayor parte de esos activos corresponde a cuentas a cobrar a YPF y a hidrocarburos incorporados al inventario de la compañía.
YPF transfirió a Terra Ignis derechos de exploración y explotación, instalaciones, bienes muebles, vehículos, materiales y un stock de hidrocarburos almacenados en la Terminal Cruz del Sur. Además, la compañía recibió una contraprestación económica de US$28 millones.
A cambio, Terra Ignis asumió la continuidad de contratos de servicios vinculados a las áreas, la incorporación de personal desvinculado por YPF y parte de las responsabilidades ambientales asociadas a la explotación de los yacimientos. No obstante, quedaron excluidos del acuerdo diversos activos considerados de alta complejidad ambiental.
En paralelo a la actividad hidrocarburífera, la empresa continuó desarrollando iniciativas vinculadas a la generación eléctrica. Hasta diciembre de 2025 mantuvo la operación asociada a la Central Térmica de Ushuaia y posteriormente obtuvo la adjudicación para proveer equipamiento de generación destinado a la ciudad de Tolhuin, cuya puesta en marcha se completó durante febrero de 2026.
La memoria también revela que Terra Ignis avanzó en negociaciones con Austral Gas y Petróleo para la eventual construcción y explotación de dos centrales térmicas de ciclo combinado de 60 megavatios cada una, proyectadas para Ushuaia y Río Grande.
La compañía anticipó que continuará explorando oportunidades en generación eléctrica y evaluando proyectos vinculados a energías renovables, en línea con la estrategia provincial de diversificación de la matriz energética y fortalecimiento de la infraestructura energética fueguina.
, Redacción EconoJournal
En el marco de la inauguración de la ampliación de la Estación Transformadora de Ezeiza, el CEO de PCR, Martín Brandi, brindó definiciones sobre el acceso al financiamiento para proyectos de infraestructura y el avance del primer proyecto de generación renovable aprobado bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Además, se refirió a la situación del negocio petrolero convencional en la Argentina y a la necesidad de adecuarlo al contexto actual.
En ese sentido, y en charla con periodistas, Brandi consideró que varias provincias comenzaron a entender que el desarrollo del convencional requiere condiciones específicas para seguir atrayendo inversiones. PCR mantiene activos en Mendoza y otros proyectos de exploración y producción. Frente a esto, el ejecutivo sostuvo que “hay un trabajo muy importante de algunas provincias para interpretar que el convencional necesita condiciones adecuadas para seguir siendo competitivo. Si no se generan esas condiciones, la producción va a seguir cayendo”,
“Mendoza entendió muy bien que menos puede ser más. Si las condiciones son razonables, hay inversión, actividad y producción. Si la carga es excesiva, no hay inversión y terminás con cero producción”, sostuvo.
Brandi remarcó que muchas áreas convencionales operan hoy con estructuras heredadas de épocas de mayor producción y enfrentan desafíos económicos crecientes. “Hay campos que tienen regalías altas y costos asociados a niveles de producción que ya no existen. Si no se adapta el esquema económico, esas áreas inevitablemente entran en declino”, señaló.
En ese sentido, valoró también medidas recientes como la reducción temporal de retenciones para el sector. “Son señales que ayudan a sostener la actividad. La producción convencional genera empleo, produce petróleo para el mercado interno y para exportación. Había actividades que no tenían capacidad para absorber determinadas cargas y eso se fue entendiendo”, aseveró.
Brandi indicó que PCR tiene tres áreas en producción en Ecuador y otras dos áreas exploratorias con potencial. “Este año vamos a completar estudios y permisos ambientales. Probablemente no sea el año que viene, pero sí el siguiente cuando estemos perforando nuestras áreas exploratorias”, adelantó.
Respecto a Vaca Muerta, reconoció que la compañía analiza permanentemente oportunidades, aunque por ahora no encontró un proyecto que encaje dentro de su estrategia. “Siempre analizamos Vaca Muerta, pero requiere inversiones muy importantes. Tiene que aparecer el proyecto adecuado, en el momento adecuado y con una escala que tenga sentido para la compañía”, explicó.
Por ahora, la prioridad de PCR seguirá puesta en completar el proyecto renovable de Olavarría y avanzar con sus en la Argentina y Ecuador, mientras evalúa nuevas oportunidades de inversión de largo plazo.
La obra inaugurada este miércoles forma parte de un proyecto más amplio que contempla la construcción de un parque eólico en Olavarría y nuevas inversiones en infraestructura de transporte eléctrico. “Es un parque eólico de 185 MW que para poder inyectar la energía al sistema incluyó obras de ampliación del transporte. Una parte son los capacitores que instalamos en Ezeiza y otra parte son los que se van a reemplazar en la estación transformadora de Olavarría”, señaló Brandi.
Según detalló, las obras sobre el sistema de transmisión demandan una inversión de aproximadamente US$ 40 millones y permitirán incrementar en unos 440 MW la capacidad de transporte eléctrico.
“El proyecto completo suma US$ 275 millones. Incluye el parque eólico de Olavarría, esta obra en Ezeiza y la ampliación de la estación transformadora de Olavarría. Todo debería estar operativo en enero del año que viene”, indicó.
Brandi expuso que el desarrollo se financia a través de una combinación de capital propio y un crédito liderado por IFC, la corporación financiera internacional del Grupo Banco Mundial. “IFC es el brazo privado del Banco Mundial. Es una institución que financia proyectos de largo plazo y nos permite acompañar inversiones de infraestructura que tienen horizontes de 20 o 30 años”, afirmó.
El esquema contempla además la participación de bancos comerciales. “Es una estructura que tiene un tramo financiado por IFC y otro por bancos comerciales. La presencia de IFC ayuda a que otros actores también se sumen al financiamiento”, marcó.
En cuanto a las condiciones del mercado financiero argentino sostuvo que todavía existe un amplio margen para el desarrollo del crédito. “La Argentina sigue siendo un país con bajo nivel de crédito sobre producto. Las compañías tienen poca deuda, los individuos tienen poca deuda y prácticamente no existe crédito hipotecario. Hay mucho espacio para crecer”, aseguró.
Aun así, advirtió que para proyectos de gran escala las empresas continúan necesitando acceder a los mercados internacionales. “Cuando hablás de proyectos de US$ 500 millones o más, generalmente tenés que salir a buscar financiamiento afuera”, indicó.
, Loana Tejero
El Secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, describió ante un plenario de diputados nacionales integrantes de las comisiones de Presupuesto, Tecnología e Industria que “El Super RIGI (cuyo proyecto fue girado por el gobierno) es la continuidad y la evolución del RIGI”.
“Consideramos que el RIGI ha sido y sigue siendo un régimen sumamente exitoso”, señaló, y sostuvo que “sería un error intentar extender nuevamente ese régimen (de incentivos fiscales, cambiarios, y aduaneros por 30 años) porque fue concebido como una herramienta excepcional y con vencimiento” (a fines del 2027) .
Al respecto describió que “muchos proyectos aceleraron su presentación para poder ingresar (al RIGI antes de la fecha límite”. Y agregó que “Creemos que llegó el momento de evolucionar el RIGI hacia un régimen (más amplio) enfocado en la industrialización de los recursos naturales”.
González señaló que “si un proyecto vuela con el RIGI, no tiene posibilidad del Súper RIGI”, y aclaró que el proyecto también inhibe el ingreso de propuestas que se focalicen en “instalaciones preexistentes”.
“El siguiente paso implica aprovechar los recursos naturales y la infraestructura cuya inversión fue movilizada por el RIGI”, añadió, considerando que “La industrialización de esos recursos naturales debería traducirse en un aumento mucho más significativo del empleo y del valor agregado”.
Preguntado por los diputados, el funcionario aseveró que “Los proyectos que queremos atraer con el Super RIGI hoy no existen en la Argentina”. “En muchos casos son proyectos que todavía no están definidos y para los cuales la Argentina ni siquiera figura entre las principales alternativas de localización”. “El objetivo es poner a la Argentina en el tope de la lista de jurisdicciones donde esos proyectos puedan radicarse”, añadió.
El impulso a un Súper RIGi fue anunciado por el presidente Javier Milei hace varias semanas, al regreso de uno de sus frecuentes viajes a los Estados Unidos, y tras reuniones con empresarios, junto con el ministro de Economía, Luis Caputo. No obstante, no precisaron los sectores que serían alcanzados por los beneficios del régimen.
Ahora, González describió que “el Super RIGI tiene un horizonte temporal más largo que el RIGI”, y refirió que dicho régimen de incentivos “ayudó a destrabar proyectos que ya existían pero no se animaban a tomar una decisión de inversión”.
“El Super RIGI apunta a proyectos que todavía no existen. Por eso no queremos establecer una lista cerrada y exhaustiva de actividades”, respondió ante la insistencia de identificación de rubros formulada por los legisladores.
Balance del RIGI
El Secretario describió acerca de los resultados de la puesta en vigencia del RIGI que “hasta este momento hay 39 proyectos presentados”. “Cuando se diseñó el régimen se esperaba recibir entre seis y ocho proyectos” , “ya se presentaron 39 y esperamos más presentaciones antes del cierre”. “Creemos que vamos a terminar con entre 50 y 60 proyectos”.
Inversión comprometida
González señaló que “los proyectos presentados contemplan inversiones por 138.000 millones de dólares” y “Dieciseis de esos proyectos ya fueron aprobados”.
“Los proyectos representan aproximadamente 179.000 puestos de trabajo entre empleos directos e indirectos”, añadió.
Exportaciones
A este respecto, el funcionario indicó que “el potencial exportador conjunto de los proyectos con RIGI alcanza los 41.000 millones de dólares por año”. “En términos agregados, esos proyectos prácticamente duplicarían las exportaciones argentinas”, añadió. Y acerca de la distribución sectorial de los proyectos presentados detalló que “Veinte de los treinta y nueve proyectos corresponden al sector minero, trece corresponden a petróleo y gas, tres pertenecen al sector eléctrico, dos corresponden a la industria manufacturera, y uno corresponde a logística e infraestructura”.
“Sabíamos que minería y energía serían los sectores con mayor recepción de inversiones”, admitió González.
Y citó a modo de ejemplos proyectos como el de la mina El Pachón, otros para el desarrollo del litio, e inversiones en Vaca Muerta. “El RIGI no descubrió Vaca Muerta. Este gobierno tampoco descubrió Vaca Muerta. Lo que cambió fue la velocidad del desarrollo”, señaló.
Diferencias entre el RIGI y el Super RIGI
González mencionó respecto del monto mínimo de inversión comparado que “el Super RIGI exige una inversión mínima de 1.000 millones de dólares, mientras que el RIGI exige una inversión mínima de 200 millones”. “El nuevo régimen está orientado a proyectos de gran escala”, insistió.
Y remarcó que “no podrán ingresar al Súper Rigi ampliaciones de proyectos existentes. Sólo podrán ingresar proyectos nuevos, y tampoco podrán ampliarse posteriormente manteniendo los beneficios del régimen”.
El funcionario describió que “el régimen está destinado a industrias nuevas. Aplica a actividades que hoy no existen en la Argentina o que sólo existen a escala experimental o piloto”.
Acerca del Súper RIGI, González refirió que “los beneficios se extienden a toda la cadena de valor vinculada al proyecto. Las empresas proveedoras podrán acceder a beneficios equivalentes a los del proyecto principal, y esto se aplicará independientemente del tamaño de la empresa”.
Beneficios fiscales
“En cuanto al Impuesto a las Ganancias, proponemos una alícuota del 15 %, que es la tasa mínima posible sin entrar en conflicto con las normas internacionales de la OCDE”, señaló.
“Los proyectos tendrán exención de derechos de exportación desde el primer día”, y “las inversiones estarán exentas de aranceles de importación para la totalidad de los bienes involucrados”.
González describió que “se mantiene la estabilidad fiscal y regulatoria por treinta años”. “Es el beneficio más valorado por las compañías, tanto por empresas argentinas como extranjeras”.
El proyecto del Súper RIGI también plantea compromisos fiscales de provincias y municipios. “Las provincias deberán mantener una alícuota de Ingresos Brutos no superior al 0,5 %, No deberán aplicar impuesto de Sellos”, “Las tasas municipales deberán estar vinculadas a servicios efectivamente prestados, y las tasas no deberán calcularse como porcentaje de las ventas”, puntualizó el funcionario.
El jefe de relaciones bilaterales de cooperación para América Latina de la Unión Europea, Olivier Luyckx, afirmó que la minería en la Argentina figura como «el sector número uno» para el bloque y que el país se encuentra en la primera liga desde el punto de vista estratégico europeo. En ese sentido y durante su disertación en el marco de la Semana de la Ingeniería, el funcionario destacó que la iniciativa Global Gateway busca consolidar inversiones estructurantes de largo plazo en cooperación con el sector privado y el sistema financiero.
Durante el evento, la mesa dedicada al financiamiento y las inversiones se convirtió en un espacio central para debatir la viabilidad de los millonarios proyectos mineros anunciados por distintas corporaciones en el país. Las deliberaciones contaron con la participación de Federico Elewaut, del CITI; Luyckx, de la Unión Europea; y Silvina Bellantig, del Banco San Juan.
Los analistas coincidieron en que la estabilidad macroeconómica y el actual contexto geopolítico global colocan a la Argentina en una posición sumamente ventajosa para captar los capitales necesarios para la industria minera. Durante su exposición, Luyckx hizo hincapié en el drástico giro estratégico que implementa el bloque europeo en sus relaciones internacionales.
El funcionario explicó detalladamente este proceso al señalar que “antes de hablar de finanzas tenemos que hablar de geopolítica. El mundo actual tiene un panorama tan complejo, tan conflictivo, a veces hostil. Se hizo una gran apuesta en Europa desde 2023 de volver a acercar los dos bloques. Porque América Latina, en ese mundo tan complejo y conflictivo, es la zona, la región del mundo más eurocompatible”.
En esta misma línea, Luyckx remarcó la relevancia que tiene la Argentina dentro de las prioridades del continente europeo y cómo se instrumentan los nuevos esquemas de inversión pública y privada. “En este acercamiento estratégico Argentina figura en la primera liga desde el punto de vista europeo”, afirmó, para luego precisar que este compromiso se traduce en la iniciativa Global Gateway.
Esa política, dijo, busca «dejar atrás una vieja filosofía un poco desarrollista o tercermundista para avanzar hacia un modelo que incluye desde cero la institucionalidad, la provincia, el estado, el sector privado y el sector financiero”.
El representante de la Unión Europea especificó que la meta es consolidar proyectos que dejen un valor real y permanente en el territorio nacional, diferenciándose de otras dinámicas comerciales de carácter puramente extractivo. “No es un montaje financiero. Es un approach o una filosofía integral, o sea, una inversión que sea realmente estructurante, que con el sector privado, con la banca, aporta capital, aporta tecnología».
«La idea es que se agrega valor aquí, no como otros que compran y se van, enriquecen unos pocos, pero poco dejan detrás. Eso es la gran apuesta”, aseveró. Respecto de las herramientas de financiamiento disponibles para la región y la fuerte competencia sectorial, Luyckx reveló los detalles de la cartera que administra la Comisión Europea y las innovaciones técnicas que están considerando.
“Cuando la presidenta Úrsula Von der Leyen de la Comisión Europea anunció hace 3 años la iniciativa Global Gateway, el price, el cheque que venía eran de 300.000 millones de euros. De los cuales 45.000 eran para América Latina y el Caribe”, puntualizó, y concluyó que actualmente se están “considerando nuevos mecanismos para entrar en Equity en el capital que para desde una institution pública como la UE es nuevo”.
Por el lado del sector bancario comercial internacional, Federico Elewaut, CEO de Citibank Argentina, analizó la viabilidad técnica y financiera para concretar los desembolsos anunciados en la Argentina. Con un marcado optimismo sobre los niveles actuales de financiamiento, detalló la estructura que requieren estas operaciones de gran escala que ya se anticipan en los proyectos aprobados y en análisis presentados al RIGI.
“No todos esos US$100.000 millones del RIGI se van a hacer con deuda. Estos proyectos necesitan equity y deuda, y típicamente en un proyecto de estos tiene un tercio que es equity. Son accionistas los que van a tener que poner el capital inicial como para empezar los proyectos. Y después vienen las deudas” con el sector financiero.
Asimismo, el ejecutivo del CITI ponderó el impacto del actual panorama de conflictividad internacional como «un elemento dinamizador para la atracción de inversiones hacia el mercado local», minimizando el impacto de las variables de riesgo domésticas.
“Hoy en día hay una coyuntura internacional que es triste, pero que beneficia mucho a Argentina. Todas estas guerras que están habiendo y las empresas globales que están decidiendo, vamos a diversificar las fuentes de abastecimiento que tenemos para a nuestros productos”, remarcó Elewaut, quien además aseguró que “el que el riesgo país esté en 500 puntos básicos no implica que no sean financiables estos proyectos”.
A su turno, Silvina Bellantig, Gerenta General del Banco San Juan, aportó la perspectiva de la banca regional. “Estas grandes obras, estos grandes proyectos tienen una infraestructura visible, pero hay una infraestructura invisible que es la financiera para acompañar la llegada en tiempo y forma de proveedores, subcontratistas, proveedores de proveedores que se van desarrollando en un territorio y que necesitan cubrir estándares globales”, definió.
La ejecutiva alertó sobre las fuertes dificultades patrimoniales que sufren muchas pymes locales para calificar a créditos tradicionales. Para subsanar esta barrera de acceso al crédito, Bellantig presentó el instrumento financiero diseñado por la entidad sanjuanina para integrar y respaldar a los subcontratistas locales de la minería.
“Hemos integrado una sociedad de garantía recíproca, es la primera del país que está enfocada en el sector minero. Y de ahí buscamos estratégicamente ofrecer al ecosistema minero un vehículo que nos permita colaborativamente en alianza trabajar juntos en favor del desarrollo de los proveedores y del acceso al crédito y de la inclusión financiera también”, puntualizó.
Finalmente, la directiva del Banco San Juan instó a las operadoras multinacionales y a los estructuradores a diseñar mecanismos contractuales previsibles que permitan blindar el financiamiento a largo plazo. “Es muy importante diseñar los mecanismos, diseñar el esquema de contratos, diseñar esa previsibilidad que necesita el proveedor desde las grandes empresas hacia los proveedores para que los actores que vamos a financiar podamos contar con previsibilidad, con instrumentos que puedan ser banqueables, y puedan trabajarse en el largo plazo”, concluyó.
, Ignacio Ortiz
Un panel sobre Refinación realizado en el marco de la Conferencia de ARPEL 2026 en Buenos Aires analizó la importancia de sostener la inversión en infraestructura de Refinación con una visión de largo plazo.
En el panel sobre Dowstream se reveló que los actores de la industria están apostando al desarrollo de conocimiento técnico, la capacitación de sus cuadros profesionales y la adecuación tecnológica de sus activos físicos para abastecer el salto de demanda energética que el país requerirá.
En este foro regional se destacó que con la producción No Convencional en niveles históricos el downstream argentino enfrenta su mayor desafío en décadas: procesar más, pero también mejor.
Diego Mouriño, vicepresidente de Ingeniería y Construcciones de AXION energy, destacó que “en los últimos años, AXION energy lideró la carrera con millonarias inversiones en su refinería de Campana para convertir la abundancia de Vaca Muerta en una ventaja competitiva real”.
El sector de los combustibles atraviesa entonces una transformación histórica, de la mano del crecimiento exponencial de la producción en Vaca Muerta, que se convirtió en el vector que redefine las reglas del juego de la refinación y la logística local.
La industria del downstream, que comprende el procesamiento de petróleo crudo y la distribución y venta de combustibles, es una de las más complejas y exigentes del mapa industrial global. Su operación no solo demanda tecnologías de altísima sofisticación para transformar la materia prima, sino que también requiere rigurosos estándares de seguridad de procesos y confiabilidad donde no existe margen de error.
Mouriño señaló que “el negocio tradicional ha cambiado mucho y de manera progresiva en los últimos 10 años, mejorando sustancialmente la confiabilidad y utilización de la capacidad de las refinerías. Los eventos no planeados pasaron a ser una cosa rara, cuando hace veinte años atrás en las refinerías era normal y hasta se planificaba tener eventos de pérdida de capacidad no planeada”.
La disminución de estas paradas imprevistas llevó al parque de refinación local a batir récords históricos de procesamiento y producción. Sin embargo, en el escenario competitivo actual, garantizar que la planta no se detenga es apenas el punto de partida. La consolidación de Vaca Muerta obliga a pasar de la era de la confiabilidad a la era de la optimización del valor de los recursos, describió Mouriño.
Este cambio de paradigma técnico y comercial centró los debates del panel “Nuevas tendencias en Refinación”.
Del encuentro participaron ejecutivos clave del sector como Mauricio Martin, vicepresidente ejecutivo Midstream y Downstream de YPF, Felipe Trujillo, vicepresidente Downstream en Ecopetrol, y Diego Mouriño, quien se refirió a la transformación de AXION energy con la modernización de su refinería de Campana, terminales de almacenamiento y redes de despacho.
Vaca Muerta y el rediseño de las dietas de crudo
El principal reto técnico que afrontan los complejos refinadores del país es la adaptación de sus instalaciones a la nueva “dieta” de materia prima. La infraestructura de refinación nacional fue proyectada y optimizada durante décadas para procesar crudos convencionales, como el tipo Escalante, procedente de la Cuenca del Golfo San Jorge.
En contraste, el crudo Medanito de Vaca Muerta es un petróleo sustancialmente más liviano, con un comportamiento físico-químico distinto que altera el balance de productos en las torres de destilación y exige las planificaciones de las refinerías del país.
“La dieta de la refinería Campana estuvo históricamente atada a la producción de Cerro Dragón, que hoy por hoy es un yacimiento maduro y, si bien hay tecnología para seguir produciendo por muchos años más, los volúmenes cambiaron. Sin embargo, el hecho de que estemos integrados nos permite adaptarnos a esos volúmenes en un período de tiempo más largo”, puntualizó Mouriño.
Esta integración es la que permite a la compañía decidir estratégicamente el destino del crudo pesado, asegurando que el viraje definitivo hacia el procesamiento mayoritario de crudo Medanito sea resultado de una ingeniería programada y no de una reacción imprevista ante las condiciones del mercado.
La competitividad de la refinación argentina dependerá directamente de su capacidad para lograr el máximo rendimiento económico de cada barril procesado. En un entorno de márgenes internacionales variables y fluctuaciones de la demanda interna, la eficiencia se vuelve el pilar de la sustentabilidad del negocio.
“Creo que ahora el siguiente paso es mejorar la eficiencia, sacar el mayor rendimiento a las moléculas disponibles, que cada una salga por donde tiene que salir y que ninguna se nos escape en productos que no maximicen el valor”, resaltó Mouriño.
En este sentido, incrementar la participación de crudo Medanito para maximizar el aprovechamiento del recurso No Convencional se ha convertido en una prioridad, y hacia ese objetivo apuntan los proyectos de ingeniería que está desarrollando AXION energy, se indicó.
Además, esta compañía viene trabajando en la eficiencia de costos, con la integración energética de la refinería, que permite capturar y reutilizar el calor residual de las unidades de proceso, minimizando así la utilización de fuentes externas.
De la misma manera, se avanzó en la digitalización y automatización de sistemas de control para garantizar una separación óptima de las corrientes de hidrocarburos, se describió.
PCR y ArcelorMittal Acindar inauguraron este miércoles las obras de ampliación de la Estación Transformadora de Ezeiza. Se trata de un proyecto que busca fortalecer la confiabilidad del sistema eléctrico nacional y aliviar las restricciones de capacidad que presenta uno de los corredores de transmisión más importantes del país.
La obra incluyó la energización de nuevos capacitores Shunt que permitirán aumentar la capacidad de transmisión y distribución de energía en 500 kV a lo largo del corredor troncal Comahue-Buenos Aires, que integra el Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Según informaron las compañías, la ampliación equivale a una capacidad de abastecimiento similar al consumo de unos 600.000 hogares y contribuirá a reducir las limitaciones que se registran durante los períodos de máxima demanda.
La inversión destinada a esta etapa ascendió a US$ 40 millones y forma parte de un proyecto integral de US$ 275 millones que contempla también la expansión de la Estación Transformadora de Olavarría, la construcción del Parque Eólico Olavarría y una línea eléctrica de 25 kilómetros para vincular el nuevo complejo renovable con el sistema interconectado nacional.
El parque contará con una capacidad instalada de 185,6 MW y estará equipado con 29 aerogeneradores. La puesta en marcha definitiva de todo el proyecto está prevista para enero de 2027. Durante la etapa de construcción se emplearán unas 350 personas.
La iniciativa adquiere además relevancia por tratarse de una inversión privada destinada a ampliar la capacidad de transporte eléctrico del país que será incorporada al SADI. Asimismo, constituye una pieza central del primer proyecto de generación eólica aprobado por el Gobierno nacional bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
La aprobación del régimen otorgó al proyecto eólico de Olavarría la posibilidad de avanzar con la construcción de las obras de ampliación en las estaciones transformadoras de Ezeiza y Olavarría, necesarias para incrementar la capacidad de transmisión sobre la línea de alta tensión de 500 kV que une Bahía Blanca con Ezeiza. Además, habilita a las empresas a desarrollar en el futuro otros 260 MW de capacidad de generación renovable, según informaron desde PCR.
Durante el acto de inauguración, el CEO de PCR, Martín Brandi, destacó la importancia de la obra para el sistema energético nacional. «Nos sentimos muy orgullosos de que nuestro proyecto haga realidad una obra de ampliación de la capacidad de transporte, lo que permitirá integrar mayor generación renovable al SADI. Esta obra viene a mejorar la situación de uno de los principales cuellos de botella que pueden restringir el crecimiento del país. A través de este tipo de acciones, seguimos reafirmando el compromiso de PCR con el bienestar general de la población, además de ser un impulso al desarrollo energético y productivo de la Argentina», aseguró.
Por su parte, el CEO de ArcelorMittal Acindar, Federico Amos, vinculó la inversión con la estrategia de sustentabilidad de la compañía. «Con esta nueva fase, desde ArcelorMittal Acindar, consolidamos una visión de largo plazo alineada a nuestra estrategia de descarbonización, liderando la transición energética en la industria nacional y en nuestro país. Esta ampliación no solo representa un paso decisivo hacia una matriz energética más limpia y diversificada, sino que también refuerza la fuerte inversión en el país y una visión colectiva de sostenibilidad, a la vez que desarrollamos una industria más competitiva y sustentable», señaló.
En el acto estuvieron presentes la secretaria de Energía, María Tettamanti; el secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González; y el gerente general de Cammesa, Juan Luchilo.
En la jornada González expresó: “Es un placer acompañar a empresas que invierten. Como Gobierno creemos que nuestro trabajo consiste en crear condiciones para que se hagan esas inversiones. Tenemos un sistema eléctrico en estrés permanente que tiene necesidades en todos los eslabones de su cadena. Esta es una obra que viene a ayudar a alguno de esos eslabones. El sector privado está preparado para generar estos proyectos. Nuestro rol no es invertir. El RIGI está dando resultados concretos”.
La ampliación de la infraestructura de transporte aparece como uno de los aspectos clave para habilitar nueva generación renovable en el país. “Las obras impulsadas por PCR y ArcelorMittal Acindar buscan aportar capacidad adicional en una zona donde las limitaciones de transmisión venían condicionando la incorporación de nuevos proyectos eléctricos y el aprovechamiento de recursos renovables en la provincia de Buenos Aires”, destacaron desde las empresas.
, Loana Tejero
Las principales operadoras de Vaca Muerta comenzaron en los últimos años a modificar sus estrategias de abastecimiento y a priorizar el uso de arena premium proveniente de Entre Ríos para la fractura hidráulica (fracking), desplazando en gran medida a la arena de cercanía utilizada durante la primera etapa de fuerte expansión del shale. La actividad demanda actualmente cerca de 7 millones de toneladas de arena por año, pero el crecimiento de la producción elevaría esa cifra a 9 millones en 2028. Frente a este escenario, empresas y especialistas advierten que la capacidad instalada arenera, la logística y la infraestructura podrían ser un problema en el corto plazo para el desarrollo del shale.
Cuando se perfora un pozo en la roca de esquisto (shale), se inyecta a alta presión una mezcla de agua, arena y aditivos químicos para generar pequeñas fracturas en la roca. La función de la arena es actuar como agente sostén (proppant): una vez que la presión disminuye, la roca tiende a cerrarse nuevamente, pero los granos de arena quedan atrapados en las fracturas y las mantienen abiertas. De ese modo, el petróleo y el gas pueden fluir con mayor facilidad hacia el pozo. Es por eso que constituye un insumo clave para la actividad.
La elección de la arena proveniente de Entre Ríos estuvo impulsada principalmente por YPF a partir de la llegada de Horacio Marín a la dirección, aunque la decisión fue precedida por un trabajo colaborativo de la industria. A través de un consorcio de arenas, impulsado por la petrolera de bandera nacional, once operadoras compartieron experiencias, analizaron muestras y compararon el desempeño de arenas de cercanía y de Entre Ríos. Roberto Lino Blanco, consultor del sector y especialista en logística de arena para shale, participó de ese proceso técnico que terminó validando que las arenas entrerrianas ofrecían mejores resultados en productividad y rendimiento de los pozos.
“La arena de cercanía ayudó mucho a bajar costos en un momento donde el foco estaba puesto en la eficiencia inmediata, pero hoy las operadoras empiezan a mirar el ciclo completo del pozo. Perder millones de dólares en producción de petróleo para ahorrar en arena no resultaba lógico”, señaló a EconoJournal el especialista.
Aunque algunas compañías todavía mantienen esquemas “blend”, mezclando arena premium de Entre Ríos con arena de cercanía para reducir costos, la gran mayoría comenzó a abandonarla progresivamente. Actualmente la arena de Entre Ríos es la preferida por la industria, abasteciendo al 87% del mercado debido a su pureza (95-98% de cuarzo vs. 70% en la arena de cercanía), granulometría, esfericidad y redondez, resistencia a la compresión, turbidez y densidad, factores que evitan una pérdida de productividad de hasta el 20% en los pozos a largo plazo.
En esta decisión también entran en juego los estándares internacionales, ya que algunos referentes de la industria sostienen que las arenas entrerrianas son las que mejor cumplen con estándares internacionales como API 19C e ISO 13503:2.
El problema reside en que la mejora técnica tiene un costo logístico enorme. La arena debe extraerse en Entre Ríos, secarse, procesarse y luego recorrer más de 1.200 kilómetros hasta Neuquén, principalmente mediante transporte de carga por la Ruta Nacional 5. Y ese esquema empieza a mostrar señales de saturación.
Con el crecimiento de la actividad de fractura, distintas empresas del sector comenzaron a advertir sobre la capacidad para abastecer de arena a Vaca Muerta.
El shale argentino consume actualmente alrededor de 7 millones de toneladas de arena por año, pero las proyecciones del sector anticipan un fuerte salto en la demanda a medida que se aceleren las etapas de fractura en Vaca Muerta.
Datos de la industria demuestran que hacia 2028 el desarrollo no convencional podría requerir más de 32.000 etapas de fractura anuales, en gran medida impulsado por la puesta en marcha del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur, lo que implicaría movilizar cerca de 9 millones de toneladas de arena, según Blanco.
En este contexto, el especialista plantea tres cuellos de botella para el sector: capacidad de producción y procesamiento, infraestructura vial y ferroviaria y disponibilidad de flota de camiones.
Las empresas productoras de arena consultadas por EconoJournal aseguraron que el primer punto estaría controlado. Santiago Lawson, director de San Marcos Trading S.A. a cargo de la cantera La Milagrosa, afirmó que la industria de las areneras “está preparada para abastecer, tiene arena y maquinaria suficiente”.
De igual forma se pronunció Maximiliano Corbella, director de la empresa Delta Arenas Industriales S.A, y anunció que la compañía ya está ampliando su capacidad de producción, despacho y secado de arena húmeda en Añelo, y que incluso recientemente incorporó el servicio de entrega de arena en su depósito de Rincón de los Sauces para abastecer el Hub Norte de Vaca Muerta.
Esto deriva en el segundo cuello de botella: las limitaciones en la infraestructura logística, que los empresarios areneros confirman como el talón de Aquiles para abastecer las demandas proyectadas.
La mayor parte del abastecimiento de arena depende en la actualidad casi exclusivamente del transporte por camión. Con la expansión proyectada de Vaca Muerta, fuentes del sector afirman que ingresarán 10.000 camiones mensuales a la Cuenca Neuquina, de los cuales 5.000 serían exclusivamente para arena.
Es acá donde el sistema empieza a mostrar límites, ya que el incremento de viajes entre Entre Ríos y Neuquén presionaría las rutas nacionales, sumado a una flota logística que podría no alcanzar para sostener el crecimiento esperado.
Sobre este último cuello de botella, Blanco menciona que en los próximos años Vaca Muerta competirá por fletes con los sectores de agro y minería (los cuales también proyectan crecimiento), así como con el sector de la construcción en el caso de una reactivación en la obra pública.
El ferrocarril aparece como una alternativa parcial, aunque todavía insuficiente. Actualmente existe un corredor ferroviario que conecta parte de la cadena logística, pero referentes de la industria cuestionan su velocidad, capacidad operativa y falta de infraestructura complementaria.
Frente a esta complicación, Blanco sostiene que una de las alternativas que comenzó a discutirse dentro del sector consiste en desarrollar un corredor logístico multimodal basado en transporte fluvial, enlace ferroviario y última milla con bitrenes impulsados a GNL. Según el especialista, la propuesta permitiría reducir costos y mejorar la eficiencia del abastecimiento de arena, aunque por el momento no existe un proyecto formal ni definiciones concretas sobre su implementación.
Según Blanco, para destrabar un debate que hoy aparece estancado será necesario conformar una mesa de diálogo integrada por todos los actores de la cadena, no solo operadoras, sino también transportistas, areneras y representantes del Estado nacional y provincial. “Es un problema de todos”, resumió.
, Redaccion EconoJournal
Matías Kulfas, ex ministro de Desarrollo Productivo de la Nación; Horacio Rodríguez Larreta, ex Jefe de Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires; Mara Ruiz Malec, ex ministra de Trabajo de la provincia de Buenos Aires y Luciano Laspina, ex diputado nacional y actual director ejecutivo de CIPPEC debatieron sobre el modelo productivo en un escenario atravesado por restricciones macroeconómicas, necesidad de divisas, demanda de inversión y urgencia por recomponer el empleo. El intercambio tuvo lugar en el Segundo Congreso Productivo organizado por Misión Productiva este martes en la Facultad de Ciencias Económicas de la Universidad de Buenos Aires.
“Necesitamos pensar cómo el desarrollo de exportaciones puede traccionar empleo en Argentina. y que los recursos nacionales estén al servicio del desarrollo. En 2025 por primera vez la economía creció y destruyó empleo.”, advirtió Matías Kulfas.
En la misma línea, Horacio Rodriguez Larreta aseguró que Argentina necesita un plan productivo propiamente dicho. “No tengo dudas de que el Estado tiene que acompañar el desarrollo mediante infraestructura, I+D, educación para el trabajo, acompañamiento a empresas para cumplimiento de estándares”, detalló
El debate giró en torno al modelo productivo que necesita la Argentina en esta etapa, se hizo un balance de las últimas medidas oficiales, cuáles podrían sostenerse y cuáles deberían corregirse o revertirse. “Tenemos una oportunidad enorme que nos está dando el cambio tecnológico, la geopolítica, para aprovecharlo necesitamos acuerdos sobre algunas cuestiones básicas”, sostuvo Luciano Laspina y agregó: “El diálogo es necesario y si podemos quebrar la idea de dos Argentinas enfrentadas vamos a poder administrar mejor esta transición”.
Por su parte, Mara Ruiz Malec aseguró que el desafío es crecer y distribuir al mismo tiempo. “Es importante que nos pongamos de acuerdo con qué objetivos buscamos en la política productiva, que tienen que ver con el buen vivir, y con qué estado necesitamos para ello”, explicó.
Desde el inicio, el Congreso planteó una mirada clara: el desarrollo productivo no es una discusión técnica ni sectorial, sino una conversación urgente sobre las condiciones materiales del futuro argentino. En un contexto marcado por la caída de la actividad industrial, la tensión sobre el empleo y los cambios tecnológicos que redefinen la producción global, los primeros paneles pusieron en común diagnósticos, diferencias y propuestas sobre los desafíos que enfrenta el país.
El primer panel, “Empleo, producción y realidad social”, contó con la participación de Daniel Schteingart, Director de Desarrollo Productivo en Fundar y fundador de Misión Productiva, y Lucía Cirmi Obón, referenta de Futuros Mejores, quienes abordaron el vínculo entre la estructura productiva, el mercado de trabajo y la situación social. La conversación dejó planteada una idea central: no hay mejora sostenible de las condiciones de vida sin una estrategia productiva capaz de generar empleo, capacidades y oportunidades a largo plazo.
“Las industrias extractivas son una locomotora de dólares, pero no está arrastrando vagones” sostuvo Daniel Schteingart y agregó que “ya hay vagones en la Argentina, más de 10.000 empresas proveedoras de petróleo y gas están listas para engancharse a la locomotora si empezamos a fortalecer proveedores con políticas industriales”, durante el panel “Empleo, producción y realidad social”. Por su parte, Lucía Cirmi Obón, destacó que “en un contexto donde van a primar tareas automatizables y el cuidado no va a estar resuelto por las familias y mujeres, la economía del cuidado sólo va a crecer”. De hecho, agregó, “la mayoría de los países están construyendo sistemas nacionales vinculados al cuidado”.
La segunda parte del encuentro comenzó con la presentación del Manifiesto por un industrialismo del siglo XXI, a cargo de Martín Alfie y Sol González de Cap, una intervención que propuso actualizar la agenda industrial argentina y romper con el péndulo entre las miradas puramente liberales y las visiones sustitutivas tradicionales. Desde Misión Productiva plantearon que la industria no es el único sector relevante para el desarrollo, pero sí una pieza central por su impacto en el empleo, los encadenamientos productivos, la innovación, la inversión en I+D y las exportaciones.
Luego, el panel “La industria argentina frente a una nueva etapa” reunió a Daniel Herrero, presidente de Prestige Auto (Mercedes-Benz); Javier Viqueira, presidente de Adox y vicepresidente 1ro de ADIMRA; Marysol Rodríguez, directora de Sinteplast; y Diego Coatz, fundador y director ejecutivo de I+D (Industria y Desarrollo). El intercambio abordó la situación actual de la industria argentina en un contexto marcado por cambios macroeconómicos, regulatorios, tecnológicos y globales, y puso sobre la mesa una pregunta clave: cómo sostener y transformar el entramado industrial evitando procesos de deterioro productivo.
“La industria automotriz va a tener cambios violentísimos en los próximos años, y si uno quiere sobrevivir tiene que ser competitivo”, aseguró Herrero. “Para adentro tenemos que entender que latinoamérica tiene una productividad que no ha crecido en relación al resto del mundo. Y lo otro es la I+D a la que los empresarios tenemos que subirlos: si hay una política estatal podemos crecer con IA, robótica, pero alguien tiene que darnos esa materia prima”, destacó el presidente de Prestige Auto.
A su turno, Viqueira destacó que “es imposible que Vaca Muerta absorba el entramado del conurbano” y pidió nivelar la cancha frente al capital extranjero. “Hoy no tenemos las mismas condiciones para el local que para el extranjero, tenemos condiciones peores”, advirtió. En la misma línea, Marysol Rodríguez sostuvo que “cuando perciben que hay una oportunidad, los empresarios industriales nacionales son los primeros que invierten”, y acotó que hoy están invirtiendo en nuevas fábricas en el país y en el exterior. “Nosotros trabajamos en 5 países, y hoy por hoy la mano de obra acá es la más cara de los 5 países donde trabajamos. No obstante, la gente no llega a fin de mes y los anticipos de sueldo se dispararon en los últimos meses”, detalló.
Por su parte, Diego Coatz advirtió que en el último año se perdieron 125.000 puestos de trabajo en la industria, que fueron a la informalidad. “Eso es menos clase media”, graficó. El principal problema de las empresas, según Coatz, es que no hay demanda y falta crecimiento. “Hoy si se saca a los sectores extractivos de recursos naturales la economía está cayendo. Por eso, lo principal es crecer”, sostuvo.
Otro de los momentos destacados del cierre fue la exposición de Sergio Kaufman, ex presidente de Accenture para Argentina y Sudamérica, quien brindó una keynote sobre inteligencia artificial y transformación productiva. Su presentación abordó el potencial de la IA para generar nuevas empresas, transformar procesos productivos, impulsar la productividad y modificar las habilidades requeridas en el futuro del trabajo. También advirtió sobre el impacto desigual que la tecnología puede tener entre sectores, empresas y trabajadores si no se acompaña con capacidades, formación y estrategia.
“La inteligencia artificial no destruye la carrera laboral, sino que destruye los primeros peldaños. Los primeros uno, dos y tres escalones ya no están y hacen muy difícil a los jóvenes empezar su carrera laboral”, aseguró Sergio Kaufman. Si bien históricamente las revoluciones industriales generaron otros empleos, esta es distinta. “El proceso de IA nos obliga a repensar en la manera de resolver los problemas de las últimas décadas”, acotó.
El último panel de la jornada estuvo dedicado a “Los nuevos motores exportadores de Argentina”, con la participación de Manuel Ron, cofundador de Bio4; Alejandra Cardona, directora ejecutiva en la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM); Matías Baglietto, vicepresidente de la Cámara Argentina de Proveedores Mineros (CAPMIN) y director de Minetech y Pirca; Nicolás Arceo, director de la consultora Economía y Energía; y Verónica Asla, EY GDS Latam Leader y vicepresidenta de Argencon. Allí se analizó el potencial de sectores como energía, minería, agroindustria, biocombustibles y economía del conocimiento para generar divisas, empleo, proveedores, innovación y capacidades locales.
, Redaccion EconoJournal
El gobierno envió al Congreso a fines del mes pasado el proyecto de ley denominado «Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones en Nuevas Industrias», conocido como “Súper RIGI”. Según promete el oficialismo, apunta a promover exclusivamente actividades económicas que hoy no existen en el país o cuyo grado de desarrollo es experimental: inteligencia artificial, semiconductores, biotecnología avanzada, industrialización de minerales y otros recursos naturales, e infraestructura digital estratégica. Sin embargo, un informe de la consultora Audemus, que conduce el ex ministro de Producción Matías Kulfas, sostiene que no cumple con los objetivos declamados.
“No se observa ninguno de los elementos clave que aparece en cualquier estrategia de desarrollo productivo vinculada a esos sectores (inversión en centros tecnológicos, generación de capacidades, recursos humanos y científicos), no exige inversiones en I+D local, ni encadenamiento productivo, ni empleo calificado mínimo; entrega estabilidad fiscal por 30 años sin contrapartidas verificables; y cede la jurisdicción para resolver conflictos a tribunales arbitrales internacionales”, remarca el informe.
Luego se afirma que “la evidencia regional de los últimos cuatro años muestra con claridad que los sectores que el Súper RIGI busca atraer no se relocalizaron en América Latina allí donde hubo mejores incentivos fiscales, sino donde había política industrial activa, empresa estatal como ancla y condiciones estructurales previas. Argentina no tiene ninguna de esas tres cosas en los sectores de frontera, y el Súper RIGI no las construye”.
El informe de Audemus advierte sobre tres puntos débiles del proyecto.
Además, se remarca que, si bien figura una exigencia de desembolsar el 20% en los primeros dos años del proyecto, ese requisito también está presente en el RIGI y en la práctica su ejecución ha sido flexibilizada y terminó siendo un porcentaje del monto mínimo de inversión y no del proyecto total, lo cual explica por qué a pesar de la gran cantidad de proyectos y montos anunciados, hasta el momento el ingreso de divisas ha sido tan limitado. “En tal sentido, el RIGI se ha convertido más en una suerte de seguro a futuro para los proyectos que en un incentivo de inversión a corto plazo, lo cual evidencia un problema de diseño y ejecución por parte del gobierno”, se subraya en el documento.
El proyecto de ley define «nuevas actividades económicas» como todo proyecto industrial, tecnológico o de servicios vinculados a infraestructura tecnológica y digital estratégica, con impacto transformador en la estructura productiva, que a la fecha de sanción no se desarrolle en el país o cuyo grado de desarrollo resulte experimental o piloto. Bajo este paraguas, los sectores con mayores posibilidades de aplicar son cinco:
El informe menciona después otros dos sectores que también podrían ser incluidos en el listado, pero actualmente es más difícil esperar novedades.
El informe destaca cinco patrones estructurales a partir de las inversiones que se han ido concretando en la región (ver cuadro 2):
El informe de Audemus recomienda introducir mejoras en seis puntos.
, Fernando Krakowiak
El gobierno envió al Congreso a fines del mes pasado el proyecto de ley denominado «Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones en Nuevas Industrias», conocido como “Súper RIGI”. Según promete el oficialismo, apunta a promover exclusivamente actividades económicas que hoy no existen en el país o cuyo grado de desarrollo es experimental: inteligencia artificial, semiconductores, biotecnología avanzada, industrialización de minerales y otros recursos naturales, e infraestructura digital estratégica. Sin embargo, un informe de la consultora Audemus, que conduce el ex ministro de Producción Matías Kulfas, sostiene que no cumple con los objetivos declamados.
“No se observa ninguno de los elementos clave que aparece en cualquier estrategia de desarrollo productivo vinculada a esos sectores (inversión en centros tecnológicos, generación de capacidades, recursos humanos y científicos), no exige inversiones en I+D local, ni encadenamiento productivo, ni empleo calificado mínimo; entrega estabilidad fiscal por 30 años sin contrapartidas verificables; y cede la jurisdicción para resolver conflictos a tribunales arbitrales internacionales”, remarca el informe.
Luego se afirma que “la evidencia regional de los últimos cuatro años muestra con claridad que los sectores que el Súper RIGI busca atraer no se relocalizaron en América Latina allí donde hubo mejores incentivos fiscales, sino donde había política industrial activa, empresa estatal como ancla y condiciones estructurales previas. Argentina no tiene ninguna de esas tres cosas en los sectores de frontera, y el Súper RIGI no las construye”.
El informe de Audemus advierte sobre tres puntos débiles del proyecto.
Además, se remarca que, si bien figura una exigencia de desembolsar el 20% en los primeros dos años del proyecto, ese requisito también está presente en el RIGI y en la práctica su ejecución ha sido flexibilizada y terminó siendo un porcentaje del monto mínimo de inversión y no del proyecto total, lo cual explica por qué a pesar de la gran cantidad de proyectos y montos anunciados, hasta el momento el ingreso de divisas ha sido tan limitado. “En tal sentido, el RIGI se ha convertido más en una suerte de seguro a futuro para los proyectos que en un incentivo de inversión a corto plazo, lo cual evidencia un problema de diseño y ejecución por parte del gobierno”, se subraya en el documento.
El proyecto de ley define «nuevas actividades económicas» como todo proyecto industrial, tecnológico o de servicios vinculados a infraestructura tecnológica y digital estratégica, con impacto transformador en la estructura productiva, que a la fecha de sanción no se desarrolle en el país o cuyo grado de desarrollo resulte experimental o piloto. Bajo este paraguas, los sectores con mayores posibilidades de aplicar son cinco:
El informe menciona después otros dos sectores que también podrían ser incluidos en el listado, pero actualmente es más difícil esperar novedades.
El informe destaca cinco patrones estructurales a partir de las inversiones que se han ido concretando en la región (ver cuadro 2):
El informe de Audemus recomienda introducir mejoras en seis puntos.
, Fernando Krakowiak
Los gobernadores de nueve provincias del Norte Grande se reunirán en la sede del Consejo Federal de Inversiones (CFI) en San Telmo, Ciudad de Buenos Aires, con el propósito de definir una postura conjunta sobre la reforma del régimen de Zona Fría que impulsa el gobierno nacional de Javier Milei.
El encuentro busca superar las diferencias políticas que existen entre los mandatarios, quienes representan a diversos partidos y mantienen diferentes niveles de diálogo con la Casa Rosada. La cuestión energética, en particular la reforma del subsidio al gas natural, es uno de los temas que más consenso genera entre ellos.
Entre los participantes confirmados están los gobernadores: Osvaldo Jaldo (Tucumán), Raúl Jalil (Catamarca), Carlos Sadir (Jujuy), Gustavo Sáenz (Salta), Elías Suárez (Santiago del Estero), Gildo Insfrán (Formosa), Ricardo Quintela (La Rioja), Hugo Passalacqua (Misiones) y Juan Pablo Valdés (Corrientes). La presencia de Leandro Zdero (Chaco) era incierta hasta última hora.
La reforma en discusión busca modificar el régimen de subsidios al gas natural, que otorga descuentos del 30% al 50% en las facturas de gas para regiones con bajas temperaturas, originalmente concentrado en la Patagonia y zonas cordilleranas. En 2021, durante la gestión de Alberto Fernández, el régimen se amplió para incluir más de 4 millones de hogares en distintas provincias, entre ellas varias del norte argentino.
“Dios quiera que la economía se lleve puesto todo, pero no a los argentinos como está sucediendo ahora”: el salteño Gustavo Sáenz advirtió que los gobernadores están pidiendo que “se garantice el abastecimiento del gas al Norte”.
Nicolás Edwin https://t.co/uFUuj7w8fW pic.twitter.com/Fcz9wYZtCJ
— MDZ Online (@mdzol) June 2, 2026
El gobierno de Milei cuestiona esta ampliación, argumentando que el régimen dejó de cumplir su función original y se convirtió en un subsidio generalizado que afecta a todos los usuarios. La reforma propuesta busca excluir a muchas de las zonas incorporadas en 2021, generando un ahorro fiscal estimado entre 200.000 y 460.000 millones de pesos anuales, según la evolución de tarifas y consumo.
Ante esta situación, los gobernadores del Norte Grande han comenzado a analizar un mecanismo de compensación para las provincias que enfrentan temperaturas extremas durante el verano, idea informalmente llamada “Zona Caliente”. Estas provincias suelen registrar temperaturas superiores a los 40 °C, lo que incrementa el consumo eléctrico por el uso intensivo de sistemas de refrigeración, tanto en hogares como en actividades comerciales y productivas.
El debate del martes buscará medir el consenso interno para avanzar con esta propuesta y definir los instrumentos más adecuados para negociar con el gobierno nacional. Aunque la reunión fue convocada oficialmente para revisar avances en la “Hoja de Ruta hacia un Futuro Federal”, que incluye temas de logística, recursos hídricos, educación, trabajo e industrias culturales, la cuestión energética dominará gran parte del diálogo.
Más allá de la discusión técnica, este encuentro representa una oportunidad para que gobernadores con posturas políticas diversas actúen de manera colectiva frente a la Casa Rosada, buscando recuperar capacidad de negociación en un contexto de concentración de decisiones fiscales y presupuestarias a nivel nacional.
De alcanzar un acuerdo, la negociación sobre la reforma de Zona Fría y la eventual creación de una “Zona Caliente” se convertirá en uno de los próximos capítulos clave en la compleja relación entre las provincias del Norte Grande y la administración del presidente Javier Milei.
La entrada Gobernadores del Norte Grande buscan unificar postura ante la derogación de Zona Fría se publicó primero en Energía Online.
La Secretaría de Energía dispuso este miércoles un nuevo incremento en el porcentaje del precio del gas propano por redes que se incorpora a los cuadros tarifarios, al elevarlo del 40% al 60% del denominado Precio de Paridad de Exportación (PPE).
La medida fue oficializada mediante una resolución publicada en el Boletín Oficial y alcanza a las localidades abastecidas con gas propano indiluido por redes, un sistema utilizado principalmente en zonas que no cuentan con acceso a la red de gas natural. En provincia de Buenos Aires, de hecho, impactará principalmente en usuarios de pequeños pueblos del interior que son abastecidas con gas propano por redes.
Según los fundamentos de la norma, el objetivo es continuar con la “readecuación progresiva” de los precios para acercarlos a los costos reales de abastecimiento del servicio.
La Secretaría de Energía sostuvo que el valor actualmente reconocido en las tarifas se mantiene significativamente por debajo del precio de referencia del mercado, lo que genera distorsiones económicas y un elevado costo fiscal para el Estado nacional.
Por ese motivo, instruyó al Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) a incorporar en los cuadros tarifarios un valor equivalente al 60% del precio calculado según el mecanismo establecido por la Resolución 36/2015.
La actualización forma parte de un esquema de incrementos progresivos definido por el Gobierno. En marzo de 2024, la Secretaría de Energía había establecido que el precio del propano por redes representara el 25% del valor de referencia. Posteriormente, en junio de 2025, ese porcentaje fue elevado al 40%.
Con la resolución publicada ahora, el porcentaje asciende al 60%, profundizando el proceso de reducción de subsidios y acercamiento de las tarifas a los costos de abastecimiento.
La nueva disposición entró en vigencia con su publicación en el Boletín Oficial y deberá ser aplicada por el Enargas en los cuadros tarifarios correspondientes a las localidades abastecidas con propano por redes.
Si bien la medida implica una presión alcista sobre las tarifas de los usuarios, el impacto final dependerá de cómo quede conformado cada cuadro tarifario.
La entrada El Gobierno aumentó el precio del gas propano por redes se publicó primero en Energía Online.
Chevron, la empresa petrolera estadounidense, presentó un megaproyecto para invertir USD 13.800 millones en el desarrollo del bloque El Trapial, ubicado en la formación de Vaca Muerta. Esta iniciativa fue formalizada bajo el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) y representa una ampliación significativa de la presencia de la compañía en la cuenca neuquina.
En un comunicado oficial, Chevron destacó el avance del gobierno argentino en materia de regulación energética, señalando que “Chevron reconoce los esfuerzos del gobierno argentino por los importantes avances logrados para el desarrollo de los recursos energéticos de Argentina. Marcos como el RIGI, que contribuyen a la previsibilidad regulatoria e incentivan las decisiones de inversión a largo plazo, son pasos clave para la industria energética de Argentina”.
La petrolera ya tiene operaciones en el bloque El Trapial y posee el 50% no operativo de las concesiones Loma Campana y Narambuena, que desarrolla junto con YPF, la principal productora de hidrocarburos del país. Desde 2013, Chevron fue pionera en invertir en Vaca Muerta, junto con YPF, en el bloque de shale oil Loma Campana.
Además, Chevron es una de las pocas multinacionales que permanecieron en la formación tras el éxodo de empresas extranjeras iniciado en 2024, junto a TotalEnergies y Shell. Esta continuidad refleja la confianza de la compañía en el potencial de Vaca Muerta y en las recientes mejoras en el entorno de negocios argentino.
En marzo de 2026, durante el evento CERAWeek by S&P Global en Houston, el CEO global de Chevron, Mike Wirth, reconoció que, pese a persistentes desafíos impositivos, laborales y comerciales en Argentina, se están observando avances concretos en el clima de inversión. “La geología es excelente”, afirmó, y agregó: “El desafío en la Argentina siempre estuvo más bien arriba del suelo”.
Wirth explicó que los obstáculos relacionados con leyes laborales, restricciones para importar equipos y limitaciones para exportar producción están siendo abordados sistemáticamente. “Nuestra satisfacción con la geología es grande y yo esperaría que, con el tiempo, observemos avances sostenidos en el entorno local”, sostuvo, y elogió al presidente Javier Milei por “mejorar la capacidad de inversión” en el país.
Durante esa misma presentación, Wirth ubicó a Argentina junto a Bolivia, la cuenca Permian y Bakken dentro de una cartera global unificada de yacimientos no convencionales. Este esquema busca acelerar la transferencia de tecnología y mejores prácticas entre países, posicionando a Argentina como un activo clave para la compañía.
El anuncio del megaproyecto para El Trapial se da tras conversaciones entre directivos de Chevron y el gobierno argentino a principios de mayo, durante la visita presidencial de Javier Milei a Los Ángeles junto al ministro de Economía Luis Caputo. En ese encuentro, la empresa adelantó su intención de expandir su estrategia en el país, reforzando su compromiso con el desarrollo energético local.
La entrada Chevron anuncia inversión de USD 13.800 millones en Vaca Muerta bajo el régimen RIGI se publicó primero en Energía Online.
La petrolera YPF dijo que el proyecto que impulsa en Argentina para producir y exportar gas natural licuado (GNL) demandará una inversión total de 50.000 millones de dólares.
“Este es un proyecto de 30.000 millones de dólares (de inversión) en los primeros cuatro años y de 50.000 millones de dólares en total”, señaló el presidente y director ejecutivo de YPF, Horacio Marín.
Al participar en la octava conferencia de la Asociación de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe (Arpel) inaugurada en Buenos Aires, Marín sostuvo que espera que el denominado proyecto Argentina LNG comience a desarrollarse en 2027.
El proyecto prevé llevar gas natural de la formación de hidrocarburos no convencionales Vaca Muerta (Neuquén) a un puerto sobre el Atlántico en la provincia de Río Negro y allí convertirlo en GNL en barcos de licuefacción, para su posterior exportación, en principio, a Europa.
YPF, controlada por el Estado, impulsa este proyecto junto con la italiana Eni y XRG, una subsidiaria de Abu Dhabi National Oil Company. Marín dijo que espera que el documento de decisión final de inversión del proyecto sea firmado con sus socios este año.
“Vamos a duplicar el tamaño de YPF con este proyecto. Es muy grande lo que estamos haciendo”, aseguró Marín, que preside la mayor productora de hidrocarburos de Argentina.
La iniciativa prevé, en principio, la producción de 12 millones de toneladas de GNL por año para 2030, con una proyección de exportaciones de GNL y líquidos asociados que podría alcanzar los 14.000 millones de dólares al año.
La producción se hará en dos unidades flotantes de licuefacción, cada una con una capacidad de 6 millones de toneladas anuales.
El proyecto contempla en su totalidad la posibilidad de expandir la producción de GNL a 18 millones de toneladas anuales, lo que podría generar exportaciones de GNL y líquidos de gas natural por hasta 20.000 millones de dólares anuales, según cálculos de YPF en base a los precios de mercado esperados.
Marín resaltó que el proyecto posicionará a Argentina como uno de los principales exportadores mundiales de GNL.
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Los hogares argentinos con auto gastaron casi $39.000 extra por mes en nafta desde el inicio de la guerra en Medio Oriente entre Irán y Estados Unidos e Israel, según reveló un informe del Instituto Argentina Grande (IAG).
El impacto del conflicto bélico se siente en el bolsillo de los argentinos que cuentan con un vehículo, debido a la suba de los combustibles, propiciada por el bloqueo del estrecho de Ormuz, por donde transita el 20% del petróleo global.
En el reporte, la entidad precisó que el impacto del aumento de precios en los surtidores afecta al 46,5% de los hogares argentinos, que son los que cuentan con automóvil, y calculó que “estos mensualmente consumen en promedio 75 litros de nafta súper y 26,2 litros de nafta premium”.
En este sentido, puntualizó que “desde el comienzo del conflicto en Irán, la media de aumento a nivel país del litro de nafta súper fue de $388 y la premium $372”, al subir un 24% y 19,7%, respectivamente, por lo que estimó que “representa un gasto mensual extra de $38.874 para los hogares con automóvil”.
De esta manera, teniendo en cuenta que la guerra comenzó a fines de febrero pasado y hasta ahora han transcurrido tres meses, la suma del costo adicional que tuvieron que afrontar los argentinos con auto asciende a $116.600.
En relación al efecto del encarecimiento del combustible sobre el salario, el informe expuso que la cantidad de horas de trabajo necesarias para cubrir el gasto mensual en nafta pasó de 17,6 en febrero a 20,8 en abril, por lo que señaló que “cubrir el gasto mensual en nafta implica 3 horas más de trabajo”.
Asimismo, planteó cuál sería el impacto anual del aumento de la nafta sin nuevas actualizaciones al precisar que “de sostenerse estos precios los hogares argentinos con automóvil gastarán $466.497 extra al año en combustible”.
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Challenger Gold informó la obtención de su primer lingote de doré en el proyecto Hualilán, en San Juan, a partir del procesamiento de mineral bajo un acuerdo de maquila con Casposo Argentina, filial de Austral Gold.
La primera colada alcanzó aproximadamente 200 kilos de doré, con un contenido estimado de 500 onzas de oro y 6.000 onzas de plata, equivalentes a un valor aproximado de 2,69 millones de dólares según las cotizaciones actuales de ambos metales. El doré se obtuvo a partir de unas 15.000 toneladas de mineral enviadas a planta.
El acuerdo de procesamiento establece una capacidad anual de 150.000 toneladas y un total de 450.000 toneladas durante tres años, lo que permite a la compañía generar flujo de caja temprano mientras continúa con la etapa de desarrollo del proyecto. Challenger señaló que esta instancia se integra a su planificación para avanzar hacia la construcción, en línea con el estudio que proyecta un potencial de 1,8 millones de onzas de oro y una vida útil estimada de 14 años.
La empresa indicó que movilizará al menos cuatro plataformas de perforación para ampliar la información geológica y acelerar la definición del modelo de recursos. El procesamiento de mineral bajo el esquema de maquila no implica el inicio de producción comercial, que requiere autorizaciones provinciales específicas para explotación y construcción de infraestructura propia.
Challenger destacó que los ingresos provenientes de la primera venta de doré constituyen la primera fuente de capital no dilutivo desde su salida a bolsa y forman parte de la estrategia para financiar la siguiente fase del proyecto. La compañía considera a Hualilán como uno de sus principales activos de crecimiento en Argentina, sujeto al avance de los permisos y a la evaluación técnica y ambiental correspondiente.
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Chevron formalizó ante el Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones un proyecto por 13.800 millones de dólares para el desarrollo de El Trapial, en la Cuenca Neuquina.
La presentación amplía y precisa el anuncio preliminar realizado a comienzos de mayo, cuando el Gobierno había anticipado que la compañía ingresaría un proyecto superior a los 10.000 millones de dólares. La diferencia entre ambos montos responde a la transición habitual entre una estimación inicial comunicada en reuniones oficiales y la presentación formal de un plan de inversión con mayor nivel de detalle.
El proyecto se orienta al desarrollo masivo de petróleo no convencional en El Trapial, área operada íntegramente por Chevron y ubicada en el norte de Neuquén. La compañía había señalado previamente que proyecta alcanzar una producción del orden de 30.000 barriles diarios en el bloque, sujeta a la disponibilidad de infraestructura de evacuación y a la evolución de la actividad.
La escala del monto declarado implica un plan multianual que incluye perforación, completación, facilidades de superficie y obras internas de transporte, aunque la empresa no difundió aún un desglose técnico ni un cronograma de ejecución.
El RIGI establece estabilidad fiscal y cambiaria para inversiones superiores a 200 millones de dólares y constituye un marco de incentivos para proyectos de largo plazo en energía, minería e infraestructura. La presentación de Chevron se inscribe en este esquema y no implica una decisión final de inversión ni reemplaza los procesos provinciales de aprobación ambiental y de desarrollo. La aprobación del régimen tampoco garantiza la disponibilidad de capacidad de transporte, un elemento crítico para cualquier expansión productiva en Vaca Muerta.
La formalización del proyecto por 13.800 millones de dólares refuerza la posición declarada por Chevron como operador de largo plazo en la cuenca y se integra al conjunto de iniciativas que buscan encuadrarse en el régimen para asegurar previsibilidad en horizontes de recuperación extendidos. El anuncio inicial de más de 10.000 millones y la presentación posterior con un monto específico corresponden al mismo proyecto, ajustado al nivel de precisión requerido por el RIGI y sujeto a la evaluación técnica y administrativa del régimen.
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El presidente de YPF, Horacio Marín, afirmó que la planta de licuefacción prevista para exportar gas argentino requerirá una inversión del orden de los 50.000 millones de dólares.
La definición ubica al proyecto dentro de la planificación estratégica de la compañía y establece un parámetro de escala para la infraestructura asociada, que incluye trenes de licuefacción, obras marítimas y capacidad de transporte dedicada.
En paralelo, el director ejecutivo del Grupo Energía Bogotá (GEB), Juan Ricardo Ortega, señaló que Colombia prevé importar gas natural licuado desde Argentina a partir de 2027, en un contexto de reducción progresiva del autoabastecimiento colombiano.
Ortega estimó que la demanda podría ubicarse en torno a los 400 millones de pies cúbicos diarios, volumen equivalente al arribo constante de dos embarcaciones por día. La proyección se enmarca en un escenario regional de mayor dependencia del mercado internacional para cubrir necesidades energéticas.
El interés del GEB por el gas argentino se produce mientras la compañía evaluó, pero descartó, participar en la privatización de Citelec, controlante de Transener.
Ortega explicó que la decisión respondió a la necesidad de contar con marcos regulatorios estables en horizontes de 20 a 40 años, condición que considera determinante para inversiones en infraestructura de transmisión eléctrica. Indicó que la empresa recibió invitaciones para analizar la operación, aunque optó por no avanzar debido a la falta de previsibilidad institucional requerida para activos de largo plazo.
La confirmación del esquema de inversión para la planta de GNL y las proyecciones de demanda regional se integran en un escenario en el que Argentina busca desarrollar capacidad exportadora de gas, sujeto a la ejecución de la infraestructura de licuefacción y a la disponibilidad de transporte para abastecer los volúmenes comprometidos.
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YPF confirmó en la conferencia de Arpel que el desarrollo completo del proyecto Argentina LNG demandará una inversión total de 50.000 millones de dólares.
La cifra fue presentada por el presidente y director ejecutivo de la compañía, Horacio Marín, quien detalló que el esquema prevé 30.000 millones de dólares durante los primeros cuatro años y un total de 50.000 millones a lo largo de todas las fases. El monto constituye la primera estimación institucional comunicada por el operador del consorcio integrado por YPF, ENI y XRG, subsidiaria de Abu Dhabi National Oil Company.
El proyecto contempla transportar gas desde Vaca Muerta hacia la costa de Río Negro y procesarlo en dos unidades flotantes de licuefacción con una capacidad conjunta de 12 millones de toneladas anuales.
La configuración incluye una expansión posible a 18 millones de toneladas, lo que permitiría alcanzar exportaciones anuales de GNL y líquidos asociadas del orden de 14.000 a 20.000 millones de dólares según los valores de mercado utilizados por la compañía.
La escala declarada implica un incremento sustancial en la demanda de infraestructura asociada, incluyendo gasoductos troncales, ampliaciones de compresión, obras portuarias y sistemas eléctricos de potencia para abastecer las unidades de licuefacción.
Desde el punto de vista técnico, la cifra institucional de 50.000 millones de dólares excede los valores de referencia internacional para plantas de licuefacción de similar capacidad y refleja la integración de fases sucesivas, infraestructura complementaria y contingencias asociadas a un desarrollo de largo plazo.
La ingeniería de detalle del proyecto aún no está concluida y no existe una decisión final de inversión firmada por el consorcio, por lo que el monto comunicado por YPF opera como una señal de escala y no como un CAPEX definitivo. La configuración final dependerá de la selección tecnológica entre unidades flotantes, trenes modulares y obras onshore, así como de la definición del esquema de transporte desde la cuenca neuquina.
El avance del proyecto requiere un marco regulatorio específico para la exportación de GNL que complemente los beneficios generales del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones.
El RIGI aporta estabilidad fiscal y aduanera, pero no constituye un régimen sectorial para GNL y no resuelve los requisitos contractuales de largo plazo, los permisos de exportación, la amortización acelerada de infraestructura criogénica ni los criterios de abastecimiento interno que condicionan los contratos de compraventa a 20 o 30 años utilizados en la industria global. La viabilidad financiera del proyecto depende de la existencia de un marco estable que permita estructurar contratos de largo plazo con compradores internacionales.
La magnitud de la inversión declarada por YPF posiciona a Argentina LNG como un vector central de la estrategia exportadora del país. Su ejecución requerirá la coordinación entre infraestructura de transporte, obras portuarias, acuerdos regulatorios y disponibilidad de gas firme desde Vaca Muerta, en un contexto de competencia internacional creciente y de necesidad de certidumbre contractual para acceder a financiamiento de largo plazo.
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Transportadora de Gas del Sur definió la configuración básica de su proyecto de líquidos de gas natural asociado a la producción de Vaca Muerta, con una inversión estimada de 3.000 millones de dólares y un horizonte operativo declarado para el invierno de 2030.
La directora de Operaciones de la compañía, Claudia Trichilo, indicó en una conferencia sectorial que el plazo de ejecución previsto es de 45 meses y que el proyecto se encuentra en una etapa avanzada de definición técnica. El esquema apunta a industrializar los componentes pesados del gas natural para su exportación y para abastecer la demanda de la cadena petroquímica y del mercado de gas envasado.
El desarrollo se apoya en tres bloques de infraestructura. En Tratayén, en el corazón de la Cuenca Neuquina, TGS prevé instalar nueva capacidad de procesamiento de gas con un módulo diseñado para tratar 43 millones de metros cúbicos diarios, orientado a separar los líquidos del gas antes de su envío al sistema de transporte.
Desde allí partirá un poliducto de 573 kilómetros hasta Bahía Blanca, que funcionará como enlace entre la zona productiva y el nodo portuario del Atlántico sur. En Bahía Blanca se proyectan una planta de fraccionamiento de líquidos, una instalación de almacenamiento de productos y obras complementarias en la terminal marítima para habilitar la exportación sistemática de propano, butano y otros derivados.
Según las proyecciones empresarias, la iniciativa permitiría generar exportaciones del orden de los 1.200 millones de dólares anuales una vez que el complejo opere a régimen, cifra que dependerá de la disponibilidad de gas rico en líquidos, de la utilización efectiva de la capacidad instalada y de los precios internacionales de los productos.
El proyecto se integra a la posición de TGS como principal transportista de gas natural del país, con una red de 9.000 kilómetros de gasoductos que abastecen alrededor del 60% del consumo interno. La compañía está controlada por CIESA, cuyo capital se reparte entre Pampa Energía y el grupo Sielecki junto con GIP y PCT, mientras que la ANSES mantiene una participación relevante y el resto de las acciones cotiza en los mercados de Buenos Aires y Nueva York.
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Con foco en la descarbonización, por caso con su utilización para generar electricidad y en el transporte, el recurso gas presente en varios países de América Latina y el Caribe puede impulsar un crecimiento socio-económico regional sustentable.
En este sentido, las reservas No Convencionales de la formación Vaca Muerta (NQN- Argentina) podrían ser el motor de la integración energética regional, según el reporte “Oportunidades para el desarrollo del gas en América Latina y el Caribe”, que se presentó en la Conferencia ARPEL 2026, que se desarrolla en Buenos Aires.
El documento fue elaborado conjuntamente por la Unión Internacional del Gas (IGU), la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe (ARPEL) y la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE).
De la presentación participaron Luz Stella Murgas (Naturgas); Pablo Ferragut (Arpel); Andrea Stegher, (International Gas Union); Guido Maiulini (OLACDE), y Ernesto López Anadón (IAPG).
El reporte detalla que América Latina y el Caribe tienen un gran potencial geológico con vastos recursos energéticos. Sin embargo, en 2024 representaron solo el 5 % de la producción mundial de gas. Para reducir esta brecha y avanzar en la integración energética, el documento estima que se requerirán inversiones superiores a los U$S 10.000 millones destinadas a la construcción y ampliación de gasoductos de integración.
Al mismo tiempo, se advierte que para monetizar las reservas gasíferas, movilizar capital público y privado, y contar con mecanismos de financiación mixta y el apoyo de bancos multilaterales de desarrollo, “es esencial que los marcos jurídicos y las reglas del sector trasciendan los ciclos políticos y los cambios de gobierno”.
El reporte plantea que las reservas de Vaca Muerta, junto con otros proyectos offshore convencionales y los yacimientos del Presal en Brasil, podrían iniciar una nueva fase de expansión energética en el Cono Sur. A esto se suman la producción de países como Venezuela, Bolivia, Perú y Trinidad y Tobago, así como nuevos frentes exploratorios en Guyana y Surinam.
Este avance podría generar beneficios directos para Argentina al reducir sus importaciones de GNL y aumentar sus exportaciones, con el potencial de convertirse en un actor de peso en el mercado mundial de GNL.
A nivel regional, el gas argentino impulsaría la industrialización en Brasil con precios competitivos, permitiría a Bolivia monetizar su infraestructura ociosa de gasoductos mediante peajes de transporte, y ofrecería a Chile y Uruguay una alternativa más económica que el GNL importado.
El rol del gas en la descarbonización
El reporte sostiene que el gas natural permite reducir rápidamente las emisiones al sustituir a los combustibles con mayor intensidad de carbono en la generación térmica. Según el informe del IPCC, el uso del gas permite reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en torno al 24 %, el 28 % y al 42 % por unidad de energía primaria al sustituir al diésel, el fuel oil y el carbón en la generación, respectivamente.
Además, el gas actúa como el respaldo indispensable para las energías renovables variables (solar y eólica), especialmente ante crisis hídricas como ocurrió en Brasil en 2021, donde la generación a gas tuvo que duplicarse para evitar cortes de suministro.
Esta sustitución es especialmente relevante en varios países de América Central y el Caribe, donde los sistemas eléctricos siguen dependiendo en gran medida de los derivados líquidos del petróleo.
Países como Granada, Haití, Barbados, Cuba, Nicaragua, Belice, Guyana y Surinam dependen de estos combustibles líquidos para más del 50 % de su producción de electricidad. En estos sistemas, el cambio al gas aportaría beneficios medioambientales y económicos inmediatos, sin requerir grandes cambios estructurales en el funcionamiento del sistema eléctrico.
El rol del gas en el transporte
En el sector del transporte pesado, el cambio hacia el Gas Natural Comprimido (GNC) y Gas Natural Licuado (GNL) ofrece una reducción de emisiones del 20 %, presentándose como una solución comercialmente disponible para avanzar en la descarbonización del sector. Si bien combustibles bajos en carbono como el metanol, el amoníaco y el hidrógeno presentan un potencial prometedor a futuro, el reporte señala que tanto las tecnologías como la infraestructura necesaria para su desarrollo, enfrentan desafíos de madurez y escalabilidad.
Desde la perspectiva de la oferta, la monetización de las reservas de gas de la región puede impulsar el crecimiento económico, fortalecer la balanza comercial mediante el aumento de las exportaciones y la reducción de las importaciones, y apoyar el desarrollo social al ampliar el acceso a una energía más limpia, asequible y fiable, describe el informe.
Un ejemplo concreto es lo que ocurrió en Colombia, donde el Índice de Pobreza Energética Multidimensional (IMPE), elaborado por Promigas, indica que entre 2022 y 2024 la pobreza energética en el país disminuyó del 16,9 % al 15,4 %, lo que equivale a 300.000 personas, demostrando que el acceso a energía asequible mejora directamente la calidad de vida.
Además, la integración de gases renovables como el biometano puede fortalecer el desarrollo local, generar oportunidades de ingresos en las zonas rurales, mejorar la gestión de residuos y reducir las emisiones, al tiempo que se aprovecha la infraestructura existente, indica el Informe.
Acerca del reporte, las entidades autoras remarcaron que “el objetivo es contribuir de manera constructiva al diálogo internacional sobre energía, destacando el papel que el gas puede desempeñar para apoyar la transición energética de la región, fortalecer la seguridad energética y fomentar el desarrollo socioeconómico sostenible”.
Su elaboración implicó realizar consultas a empresas líderes del sector, asociaciones nacionales de gas y expertos regionales, para que refleje una amplia perspectiva de la industria sobre las oportunidades y los retos a los que se enfrenta el sector del gas en la región.
El Ente Nacional Regular del Gas y la Electricidad (ENRGE) realizará este miércoles a partir de las 10 horas la audiencia pública virtual para analizar el pedido de ampliación y acceso a capacidad de transporte eléctrico que formuló Vicuña, el proyecto minero que llevan adelante en San Juan la australiana BHP y la canadiense Lundin Mining. Otras mineras que operan en la provincia se oponen al pedido y también expondrán en la audiencia.
Vicuña propuso repotenciar y poner en operación en 500 kV una infraestructura que hoy funciona en 132 kV entre Nueva San Juan y Rodeo, y a partir de allí extender la red hacia su complejo minero.
El plan contempla también una línea de alta tensión (500 kV) de 167 kilómetros de extensión entre el nodo de la ET Rodeo hacia el norte hasta la nueva ET Chaparro y una nueva línea de 220 kV que conectará al sitio del proyecto con la red troncal del SADI. Además, necesitará construir dos estaciones transformadoras más: una en la localidad de Chaparro y otra dentro del yacimiento Josemaría.
Una vez hecha la obra de ampliación, Vicuña busca tener prioridad en el uso del 90% de la capacidad de transporte incremental de la nueva infraestructura, pero distintas compañías mineras que también tienen activos en San Juan rechazan que se le otorgue esa habilitación.
Allegados al proyecto Vicuña indicaron a EconoJournal que “la prioridad para disponer de la capacidad nueva está dentro del marco regulatorio nacional”. “Se necesita mucha energía con un mallado fuerte, se necesita fortalecer al sistema para la gran demanda del proyecto”, añadieron.
Lo que Vicuña necesita son 260 MW para abastecer el complejo minero a cielo abierto Josemaría, que corresponde a la etapa 1 del proyecto.
Además, subrayaron que “si hay capacidad remanente de transporte eléctrico para un proyecto minero nuevo, ese desarrollo tendrá que pedir la solicitud de acceso al ente nacional, como lo hizo Vicuña”.
Las obras de infraestructura de Vicuña cuentan con el visto bueno de Transener y Cammesa y tiene el aval ambiental y regulatorio del ENRGE. El último paso pendiente es la audiencia pública de este miércoles.
En la audiencia pública expondrán 13 personas. En representación de Vicuña lo hará Marcos Rizzato Lede, gerente de Energía, quien contará con 15 minutos para defender la postura de la empresa. También expondrá Carlos García, director general de Transener.
La nómina se completa con Roberto Ferrero, por el Ente Provincial Regulador de la Electricidad (EPRE); Alfredo Pedrali, en representación de la Secretaría de Energía de La Rioja; Héctor Hugo Pérez, de Naturgy; los intendentes de Jáchal e Iglesia, Matías Espejo y Jorge Espejo; Gerardo Rabinovich, del Instituto Argentino de la Energía General Mosconi; Juan Pablo García Diez, por Minas Argentinas (proyecto Gualcamayo); Miguel Federico Gil Pugliese, por Los Azules; Ariadna Rodríguez, en representación de Barrick y Minera Andina del Sol; Sonia Delgado, de Golding Mining; y Mario Herrero.
Vicuña tiene previsto obtener este año la adhesión al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) bajo la categoría de Proyectos de Exportación Estratégica de Largo Plazo (PEELP).
Si bien desde Vicuña prefirieron no dar detalles sobre el monto de inversión presentado al RIGI, el último informe de Jefatura de Gabinete al Congreso detalla que el desembolso comprometido es por un total de US$9.712 millones.
Por último, Vicuña prevé que para la segunda mitad del año deberá tomar la decisión final de inversión (FID, por sus siglas en inglés) para comenzar la etapa de construcción a comienzos de 2027. La primera producción del megaproyecto está prevista para 2030. Para esto, la obra de infraestructura eléctrica deberá estar operativa en 2029.
, Roberto Bellato
La empresa Saesa formalizó una iniciativa privada con valor económico e industrial ante el Estado nacional con el objetivo de recuperar la Planta Industrial de Agua Pesada (PIAP), ubicada en la localidad neuquina de Arroyito. El proyecto contempla un desembolso superior a los US$120 millones para modernizar las instalaciones y revertir una parálisis productiva de casi una década. La meta es posicionar al complejo tecnológico ante la fuerte demanda del mercado global a mediano plazo.
Los detalles de la propuesta comercial y los alcances técnicos de la inversión fueron expuestos por Juan Bosch, presidente de Saesa una comercializadora de energía, durante su participación en el Capítulo 6 de Dínamo Stream, el ciclo de streaming de EconoJournal. En este espacio audiovisual dedicado al debate del sector energético, el directivo detalló las gestiones administrativas iniciadas el pasado 19 de mayo y fundamentó la viabilidad del plan mediante la transformación del recurso gasífero en un bien industrial de alto valor.
Bosch abordó la situación patrimonial de la PIAP, un activo estratégico perteneciente a la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA). Durante el diálogo se analizaron las dificultades históricas para reactivar la planta, los antecedentes de comercialización y la estructura de costos operativos donde el gas natural y el suministro eléctrico representan los insumos fundamentales para sostener el proceso fabril.
Bosch argumentó que la iniciativa busca capitalizar el actual superávit de recursos hidrocarburíferos para generar exportaciones no tradicionales hacia mercados de alta exigencia tecnológica. «Argentina tiene la planta industrial de agua pesada más grande del mundo. Es la única del hemisferio sur y es capaz de exportar agua pesada al mundo. El agua pesada es gas y energía; es Vaca Muerta transformada en valor agregado, en trabajo, desarrollo y exportaciones», definió el titular de Saesa para precisar el impacto macroeconómico de la propuesta.
El agua pesada es un componente central en el ciclo del combustible nuclear que abastece a las centrales atómicas Atucha I, Atucha II y Embalse. Estos reactores utilizan uranio natural como combustible y requieren del agua pesada como moderador y refrigerante para mantener la reacción en cadena de manera segura y eficiente.
Bosch también dentificó un incremento sostenido en la demanda internacional motivado por nuevos desarrollos científicos. «El agua pesada también se usa para la salud. Se usa para medicamentos, para inteligencia artificial, como semiconductores, microchips y para estudios de resonancia magnética. Hay una demanda creciente y un consenso global de que hay un faltante en las industrias vinculadas con el pharma, la salud y la biotecnología«, especificó Bosch.
Para materializar el proyecto, Saesa conformó una alianza estratégica con la firma de ingeniería Spark, especialista en la reactivación de infraestructura energética compleja. El plan integral de obras contempla un horizonte de ejecución estimado en 36 meses para alcanzar la plena operatividad de las instalaciones, aunque los técnicos evalúan la posibilidad de habilitar de forma anticipada la primera de las dos líneas de producción con las que cuenta el complejo industrial.
El procedimiento administrativo de la iniciativa privada resguarda la titularidad pública del complejo tecnológico neuquino, el cual será gestionado bajo un formato de concesión operativa. «Tiene que haber una licitación pública, probablemente nacional e internacional, para quien quiera ser el concesionario de este activo que es público. La planta va a seguir siendo propiedad del Estado nacional; solamente va a ceder la operación y la comercialización del producido«, aclaró Bosch respecto al encuadre legal del concurso.
La estrategia comercial de las empresas impulsoras ya cuenta con un avance institucional mediante el interés de corporaciones internacionales. El titular de Saesa confirmó que ya se firmaron memorandos de entendimiento con off-takers del exterior, quienes solicitaron acelerar los tiempos para asegurar la provisión del insumo. De cumplirse las proyecciones técnicas, la reactivación industrial permitiría la creación de 200 puestos de trabajo directos en la provincia de Neuquén.
El principal desafío percibido por los promotores de la oferta no se vincula a factores financieros o de suministro de insumos. «Lo que me preocupa es vencer la inercia, la tarea de evangelización y convencer de que esto es posible y que es bueno para todos. Tenemos los compromisos de inversión, de provisión de gas y de compra del agua pesada; con foco y determinación, en menos de tres años podemos estar en el top five del mundo», concluyó Bosch.
La reactivación de la PIAP, inaugurada originalmente en 1993 y sin producción comercial continua desde 2017, abriría un nuevo canal de vinculación comercial para la Argentina con los mercados internacionales. El análisis de la propuesta quedó bajo la órbita de los equipos técnicos de la CNEA, quienes deberán evaluar la sustentabilidad del proyecto técnico y los pliegos licitatorios correspondientes para reactivar un activo que arrastra años sin generar valor para el sistema energético nacional.
, Redacción EconoJournal
Hay, por ahora, una sola certeza en la estrategia de Rolando Figueroa para fijar la fecha de las elecciones en Neuquén: no será concurrente con la presidencial, pese a los esfuerzos de Javier Milei para unificar el calendario del 2027.
El mandatario que está parado encima de Vaca Muerta seguirá la receta tradicional que venía usando el Movimiento Popular Neuquino para evitar interferencias de los partidos nacionales en la definición del modelo provincial.
Esa decisión implicará, necesariamente, un adelantamiento de los comicios antes de octubre y ya abrió una negociación con el intendente de la capital, Mariano Gaido, por el mes elegido para dar la competencia.
Según pudo saber EN/CLAVE, Figueroa tiene una preferencia para realizar la elección cerca de agosto, aunque esa fecha está supeditada a la efectiva suspensión o eliminación de las Primarias Abiertas Simultáneas y Obligatorias (PASO). En La Neuquinidad no tienen ningún interés en mantener ese sistema de internas partidarias y apoyarán al gobierno nacional para que logre su objetivo de liberar ese mes en el calendario electoral.
El gobernador explicó en una reunión que realizó a fines de mes con intendentes que, de suceder, se podría estirar la convocatoria hasta los primeros días de ese mes, aunque sin descartar que pudiera ser antes. Por ejemplo, en junio, una fecha que la provincia ya utilizó en 2007 y 2011, las dos veces que fue electo Jorge Sapag.
Todas las elecciones anteriores en la provincia, desde el reinicio de la democracia hasta entonces, se habían realizado entre septiembre y octubre, casi siempre desacopladas de las presidenciales. Pero fue a partir del 2015 cuando el adelantamiento de los comicios se aceleró, con convocatorias que oscilaron entre abril y marzo.
Fue una estrategia del MPN, en ese entonces bajo la conducción del sapagismo, para limitar el tiempo de organización de sus rivales en momentos donde el caudal electoral del partido empezaba a declinar.
Y fue lo que llevó a que Figueroa afrontara una transición de casi ocho meses desde su triunfo hasta que pudo tomar posesión del cargo, en diciembre de 2023.
La preferencia de Rolando Figueroa por la fecha de la elección provincial, por ahora, no tiene acuerdo del intendente de la capital, Mariano Gaido. La ciudad de Neuquén concentra más del 40% del padrón provincial y tiene autonomía para hacer su propia convocatoria, aunque el pacto político entre ambos dirigentes implica agotar todos los esfuerzos por confluir en un mismo domingo.
Para el intendente, la fecha de preferencia es septiembre, por motivos políticos y hasta más sentimentales. El municipio encaró este año dos obras viales ambiciosas: el nuevo Acceso Norte para mejorar el tránsito en el ingreso a la ciudad desde la Ruta 7, y la transformación de la exRuta 22 o multitrocha en una avenida urbana.
Ambas obras, en particular la segunda que atraviesa el mapa de la ciudad de este a oeste, envolvieron a la capital en un caótico nudo vial. Gaido, quien ha definido esa empresa como «abrirse el corazón al medio», está convencido de que los vecinos necesitarán tiempo para ver terminada esa transformación, entenderla y disfrutarla antes de volver a las urnas.
«Les va a hackear la cabeza», en el buen sentido, asegura sobre la obra de la Gran Avenida. Para febrero del 2027 está planificada la finalización del asfaltado y la licitación del último tramo, el que llegará hasta el aeropuerto de Neuquén.
Hay otro factor para la preferencia de septiembre como mes electoral y es el componente anímico y estético: en el municipio evalúan que la ciudad, entre mayo y agosto, los meses más fríos, no ofrece su mejor cara, mientras que a partir de la primavera reverdecen los paseos costeros, vuelven las caminatas en la barda y mejora el humor general de la gente.
El último argumento es más personal. Gaido le guarda afecto porque fue el mes en el que ganó su primera elección como intendente en 2019. «En septiembre tú fuiste mía».
Si bien el dirigente no podrá repetir mandato, su objetivo es competir como primer candidato a concejal para impulsar a quien elija para su sucesión, posiblemente la actual jefa de Gabinete, María «Tana» Pasqualini.
Cuando al gobernador se le consultó en una rueda de prensa la posibilidad de realizar la elección en septiembre, dijo que es un mes que no le gusta y lo descartó con un argumento casi poético: «el himno dice que Neuquén es fruto de otoño».
Figueroa suele echar mano repetidamente de esa interpretación de la canción Trabun Mapu para destacar que esta «es una provincia que crece en otoño como el piñón». «Cuando la adversidad va comenzando, más nos agrandamos y damos nuestros mejores frutos», afirmó el 1 de marzo durante su discurso de apertura de sesiones en la Legislatura.
Al gobernador tampoco le gusta septiembre porque la ve muy cercana a la nacional. La estrategia apunta a separarlas de manera de evitar el envión político que le podría dar a los cuadros locales una eventual candidatura a la reelección de Milei, pero sin que les dé aire suficiente para buscarse un triunfo en el inicio del calendario electoral.
Del mismo modo, estirar la convocatoria para no precipitar una elección en el verano apunta a llegar con unas 1.000 obras en marcha en todo el territorio y presentar a Neuquén como «un gran obrador». Terminará de tomar la decisión a fin de año, con encuestas de las principales ciudades en la mano.
Figueroa considera que una convocatoria en marzo, como evalúa su par rionegrino Alberto Weretilneck, podría resultar tentadora para que los libertarios posen su mirada en la provincia de Vaca Muerta. En cambio, una fecha más cerca de la disputa nacional, los encontrará apuntando todos sus recursos a garantizar su continuidad en la Casa Rosada.
, Andrea Durán
El intendente de Añelo, Fernando Banderet, presentó en la Legislatura de Neuquén un proyecto para declarar a la ciudad como municipio de primera categoría y abrió un debate por el cual autonomía política e independencia económica no necesariamente van de la mano.
El cambio, de aprobarse, le daría el máximo rango institucional a la localidad insignia de Vaca Muerta, pero no implicaría un aumento de los recursos que recibe de la coparticipación provincial.
Así lo advirtieron diputados cercanos a Rolando Figueroa y fuentes del ministerio de Economía consultados por EN/CLAVE en función de la ley 2148 que regula el reparto automático de recursos entre 29 municipios de Neuquén.
El proyecto que llevó Banderet a la Legislatura planteó que «Añelo ha dejado de ser aquella localidad rural de antaño para convertirse en el epicentro neurálgico del desarrollo energético del país» y señaló que el fenómeno productivo de Vaca Muerta trajo consigo una «transformación demográfica sin precedentes en la provincia».
En ese cambio poblacional, justamente, hace foco el proyecto para solicitar la recategorización del municipio: tanto los datos del Censo Nacional del 2022 como los últimos padrones electorales utilizados «demuestran que la población de Añelo estable ha superado ampliamente el piso constitucional de los 5.000 habitantes», indicó Banderet.
Pero el número real de habitantes sigue siendo una incógnita porque el último censo los ubicó en 6.477, mientras que los registros de electores superaron los 8.500 en 2023 y 2025, sin contar la población menor de 16 años.
Para Banderet, ese crecimiento «requiere una organización política institucional que esté acorde» a las necesidades que demanda la ciudad.
También ubicó la recategorización como una forma de «reconocer el esfuerzo de la comunidad y necesidad imperiosa de consolidar el arraigo», ayudar a una planificación urbana sostenible y darle autonomía municipal a «una de las ciudades más estratégicas del territorio neuquino y más prósperas del país».
¿Qué cambiaría? Añelo quedaría facultada para llamar a una elección de convencionales municipales y dictar su propia Carta Orgánica. Allí podrá definir su gobierno «sin más limitaciones» que las contenidas en la Constitución de Neuquén como, por ejemplo, la prohibición de reelecciones indefinidas.
Es decir, la ciudad podrá ajustar la integración de su Concejo Deliberante y crear otras figuras institucionales que hoy no tiene como una Junta Electoral y régimen de elecciones propio, un Tribunal de Faltas, Sindicatura o Defensoría del Pueblo. También le dará autonomía para el manejo de las tierras fiscales ubicadas en su ejido.
La provincia tiene, actualmente, 13 municipios de primera categoría: Neuquén capital, Centenario, Chos Malal, Cutral Co, Junín de los Andes, Plaza Huincul, Plottier, Rincón de los Sauces, San Martín de los Andes, San Patricio del Chañar, Senillosa, Villa La Angostura y Zapala.
El último en incorporarse había sido El Chañar, en 2003. A esa localidad rural que hoy también recibe el impacto de Vaca Muerta, el Censo 2022 le relevó una población de 10.888 habitantes.
El proyecto de ley ingresado a la Legislatura faculta en su artículo 2° al municipio y al Ejecutivo Provincial a «coordinar las acciones necesarias para la adecuación administrativa, presupuestaria y de coparticipación que correspondan a la nueva categoría institucional» a partir del próximo ejercicio fiscal.
Pero las fuentes consultadas por EN/CLAVE coincidieron en que la ley, de sancionarse, no habilitaría a Añelo a recibir más recursos de los que tiene actualmente.
«Es un error garrafal de muchos intendentes que piensan que les va a cambiar el índice de coparticipación cambiando de categoría», describieron desde un despacho de Economía.
La ley 2148 que aprobó el régimen de coparticipación de Neuquén es una ley convenio de principios de los 90 donde todos los municipios acordaron los coeficientes de distribución de recursos asignados a cada uno.
Modificar esos índices le implicaría al gobierno de Rolando Figueroa abrir una discusión política con los intendentes que hoy está fuera de agenda.
Añelo recibió, en lo que va del año, 2.300 millones de pesos por coparticipación provincial, un número por debajo de lo que obtuvieron Andacollo y Las Ovejas, dos localidades del Norte Neuquino alejadas de la presión demográfica y de infraestructura de Vaca Muerta.
La necesidad de mayores fondos es real, pero, de no mediar otro tipo de discusión, la recategorización podría dejarlo con iguales ingresos para los mayores gastos que demandará su nueva estructura institucional.
Para ejemplo, Senillosa: esta ciudad de la Confluencia tardó 30 años en dictar su propia Carta Orgánica y los convencionales elegidos para redactarla tuvieron que hacerlo ad honorem por falta de presupuesto.
El intendente Fernando Banderet encaró la presentación del proyecto de ley como un hecho político de su gestión. Asistió a la Legislatura secundado por miembros de su gabinete y concejales de la ciudad y contó con el respaldo de la diputada del MPN y referente del gremio petrolero, Daniela Rucci.
Si bien la legisladora, y la bancada en general, actúa como aliada de Rolando Figueroa, su participación no infiere directamente un apoyo de La Neuquinidad en esta cruzada.
El proyecto deberá pasar primero por la comisión de Asuntos Municipales que preside Matías Martínez, de Comunidad, y luego seguirá curso por la de Asuntos Constitucionales.
En el oficialismo dijeron a este medio que la iniciativa «se va a evaluar», pero no anticiparon postura. Lo mismo hicieron desde el MPN, quienes revelaron que no hubo aún «línea política sobre si apoyarlo o no».
De aprobarse la ley para Añelo, otros municipios en similares condiciones podrían impulsar proyectos similares para pedir su recategorización como Aluminé y Las Lajas, en el centro de la provincia, que también cuentan con el requisito poblacional cumplido según el último registro censal.
, Andrea Durán
Pluspetrol, compañía líder en exploración y producción de hidrocarburos con más de 45 años de trayectoria y una fuerte presencia en Vaca Muerta, anuncia una nueva edición de Young Trails, su programa de jóvenes profesionales.
La convocatoria estará abierta para jóvenes graduados o próximos a graduarse, quienes podrán postularse para integrarse a equipos de Exploración & Producción y ocupar un rol protagónico en el desarrollo de Vaca Muerta. Las inscripciones se habilitarán el 4 de junio a través de la web https://youngtrails.pluspetrol.net/.
Con más de una década de trayectoria, Young Trails impulsa el desarrollo profesional de nuevas generaciones, acompañando su crecimiento dentro de una empresa dinámica, innovadora y en constante crecimiento.
Se podrá encontrar más información de la iniciativa en las redes sociales de la compañía:
Acerca de Pluspetrol
Pluspetrol es una compañía de energía privada, internacional e independiente con foco en exploración y producción de hidrocarburos. Tiene su origen en Neuquén Argentina, hace más de 45 años. Pluspetrol tiene presencia en Argentina –donde es el cuarto productor de petróleo y el sexto de gas-, en Perú –donde es el primer productor de gas y de petróleo–, en Brasil, Ecuador, Estados Unidos, Países Bajos, y Uruguay.
En un escenario energético global cada vez más complejo, América Latina atraviesa una ventana histórica para consolidarse como actor central, consideró Daniel Yergin, vicepresidente de S&P Global, quien advirtió que el mundo se encamina hacia una etapa de mayor incertidumbre, tensiones geopolíticas y transición energética más lenta de lo previsto.
“No diría que es un punto de inflexión, pero estamos viendo cambios”, sostuvo en diálogo con Carlos Garibaldi, Secretario Ejecutivo de la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y El Caribe (Arpel), al describir un sistema menos predecible, donde “hay que buscar flexibilidad y ser competitivos”.
En la primera jornada de la Conferencia Arpel 2026 en Buenos Aires, Yergin planteó que “el espectro de la industria energética es mucho más amplio que contar con recursos”, incorporando infraestructura, inversiones y logística como variables decisivas. En ese contexto, alertó que el shale “se encuentra en una meseta” y que será necesario “ir más allá” para sostener el crecimiento.
A la vez, describió un escenario internacional tensionado: “la guerra con Irán no ha terminado”, China se consolida como “un gran ganador por su compromiso con la electrificación” y Europa enfrenta dificultades de abastecimiento, mientras el mercado petrolero atraviesa “una encrucijada” con oferta restringida.
En ese tablero, el especialista sostuvo respecto del rol regional que “esta es una oportunidad para América Latina”. Según explicó, la región —junto con África— será uno de los principales destinos de inversión, impulsada por recursos, costos competitivos y necesidad global de diversificación. “El centro de gravedad de producción de petróleo se está desplazando” hacia América Latina, con Brasil, Guyana y Argentina ganando peso, describió.
En paralelo, cuestionó visiones extremas de la transición energética: “no podemos decir que habrá ‘cero netos’ en 2050, eso no es realista”, y remarcó que petróleo y gas seguirán siendo parte del sistema por más tiempo del previsto.
Ese potencial encuentra en Argentina uno de sus casos más representativos, se consideró. El CEO de YPF, Horacio Marín, trazó un escenario de fuerte expansión basado en Vaca Muerta y el desarrollo del GNL. “Todos estamos viendo el desarrollo pleno de Vaca Muerta, pero más que gas, es GNL”, afirmó, al anticipar exportaciones por hasta 20.000 millones de dólares con el proyecto Argentina LNG en marcha. “Trabajamos para empezar el proyecto en 2027”, señaló.
La compañía proyecta “duplicar su tamaño” actual y llevar la producción hacia niveles récord. “Argentina va a ser de los mayores exportadores a nivel mundial”, enfatizó.
Otros referentes empresarios del sector coincidieron en reforzar este diagnóstico. Martín Terrado, COO de GeoPark y Presidente del Directorio de Arpel, sostuvo que “ésta está llamada a ser la década de América Latina”, mientras que Bob Fryklund, vicepresidente y jefe estratega del Upstream de S&P Global, afirmó que “el crecimiento de la oferta energética global está saliendo de Latinoamérica”.
En un contexto de “volatilidad e incertidumbre”, según resumió Roberto Brandt, Consultor Internacional en Energía, la seguridad energética volvió al centro de la agenda global y empuja a las grandes economías a mirar a la región como proveedor clave.
Ernesto López Anadón, presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), advirtió sobre “una volatilidad tremenda” y el desafío de entender “cómo vamos a salir de esta incertidumbre”. Andrés Rebolledo, secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE), proyectó que la región “será probablemente la que más crecerá en hidrocarburos NO OPEP”, aunque en un contexto de “recalibración de la trancisión energética”.
Daniel González, viceministro de Energía y Minería destacó que “el futuro es muy promisorio” para Argentina. Hizo hincapié en lo realizado “para el desarrollo de Vaca Muerta en los últimos 15 años, con el consenso de gobiernos nacionales, provinciales y de sectores sociales diversos”.
El desafío para la régión, coincidieron los expertos, será transformar el potencial en inversiones sostenidas, estabilidad y reglas claras para consolidar un lugar en el nuevo orden energético global.
Chevron Argentina presentó una solicitud bajo el Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) para un nuevo proyecto de desarrollo petrolero en el área de El Trapial, con una inversión estimada de US$13.800 millones, informó la compañía este martes.
“Chevron reconoce los esfuerzos del gobierno argentino por los importantes avances logrados para el desarrollo de los recursos energéticos de Argentina. Marcos como el RIGI, que contribuyen a la previsibilidad regulatoria e incentivan las decisiones de inversión a largo plazo, son pasos clave para la industria energética de Argentina”, sostuvo la compañía a través de un breve comunicado.
La petrolera estadounidense opera y posee el bloque El Trapial, además de contar con una participación no operativa del 50% en las concesiones Loma Campana y Narambuena. Estas áreas son desarrolladas en asociación con YPF, la principal productora de hidrocarburos de Argentina.
El Trapial y Narambuena son desarrollos que fueron reevaluados en los últimos dos años en el marco de una reestructuración global de Chevron, que ubicó sus activos en Argentina dentro del Departamento de No Convencionales. En la práctica, esto implica que reportan al mismo equipo que lidera el desarrollo del Permian y otras formaciones shale en Estados Unidos.
Chevron fue la primera gran petrolera en invertir en Vaca Muerta, junto con YPF en el año 2013.
Su CEO global, Mike Wirth, elogió en marzo en la apertura del CERAWeek las reformas que viene llevando adelante el gobierno de Javier Milei para impulsar la inversión y reafirmó siguen apostando por el desarrollo de Vaca Muerta. “La geología es excelente. El problema histórico de Argentina ha estado sobre la superficie: el entorno de inversión. Ha habido rigideces laborales, restricciones a la importación de equipos y a la exportación de producción, pero con el presidente Milei esos obstáculos se están abordando de manera sistemática y estamos viendo avances reales”, remarcó en el evento del que participó EconoJournal.
Wirth aseguró que “en Argentina reestructuramos todos nuestros activos shale en una única organización operativa, lo que nos permite mover tecnología, mejores prácticas, personas y experiencia más rápidamente entre distintas cuencas. Estamos aplicando tecnologías como químicos avanzados para mejorar la recuperación, que ya probamos en Permian, y las estamos trasladando a otras áreas. Estamos viendo buenos resultados iniciales. Todo indica que seguiremos mejorando costos, eficiencia y productividad en todo el portafolio”.
–Mencionaste Argentina y Vaca Muerta. ¿Cómo la ves? –le preguntó entonces Daniel Yergin, es uno de los analistas de energía más influyentes del mundo.
–La geología es excelente. El problema histórico de Argentina ha estado sobre la superficie: el entorno de inversión. Ha habido rigideces laborales, restricciones a la importación de equipos y a la exportación de producción. Bajo el presidente Milei, esos obstáculos se están abordando de manera sistemática, y estamos viendo avances reales.
–La “invertibilidad” de Argentina está mejorando.
–Estamos muy conformes con la geología y esperamos que, con estas mejoras en el entorno, la producción del país continúe creciendo.
El ministro de Economía, Luis Caputo, había anticipado a comienzos de mayo por la red social X que la firma estadounidense estaba preparando esta presentación millonaria para el RIGI, que es la que acaba de oficializar hoy.
Nos reunimos junto con @pabloquirno y @alejandrito con Chevron CFO Eimar Bonner y Laura Lane, quien nos garantizó que estarán enviando un nuevo proyecto RIGI en los próximos días por más de 10 mil millones de dólares.
— totocaputo (@LuisCaputoAR) May 6, 2026
, Redaccion EconoJournal
El gobierno de Neuquén abrió la Ronda 1/2026 para adjudicar 15 áreas hidrocarburíferas bajo concesión de exploración, con presentación de ofertas hasta el 19 de agosto. El proceso, instrumentado por Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), busca ampliar la frontera exploratoria de Vaca Muerta y atraer compromisos de inversión en zonas con información geológica disponible pero sin desarrollo masivo.
La convocatoria fue formalizada en el Boletín Oficial y forma parte de la estrategia provincial de diversificación de operadores y expansión territorial del upstream.
Las áreas incluidas en la ronda —entre ellas Águila Mora Noreste, Cerro Avispa Norte y Sur, Cerro Partido Este, Corralera Noreste, Corralera Noroeste, Corralera Sur, Curamhuele, La Tropilla I y Santo Domingo II— se ubican en el norte y centro de la provincia, fuera del núcleo de desarrollo intensivo de la ventana de shale oil.
Se trata de bloques con distintos niveles de madurez exploratoria, que combinan pozos verticales históricos, sísmica 2D y 3D disponible y potencial para shale oil, shale gas húmedo y tight gas. La provincia apunta a incorporar nuevos operadores y a generar inventario para futuros desarrollos masivos.
GyP actuará como socio no operador con una participación de entre el 10% y el 20% en cada área. Las empresas interesadas deberán presentar un plan de trabajo y un compromiso de inversión para la etapa exploratoria, asumiendo el riesgo técnico y económico del proyecto.
El proceso de adjudicación evaluará el monto del compromiso exploratorio, el bono de acceso, la capacidad técnica y financiera y la consistencia del programa de trabajos. El pliego técnico completo se entrega únicamente a empresas registradas en el Data Room, conforme al procedimiento habitual de GyP.
La ronda se lanza en un contexto de alta actividad en la cuenca Neuquina, con producción récord de crudo no convencional y con obras de infraestructura en ejecución que ampliarán la capacidad de transporte en los próximos años.
La provincia busca evitar la concentración de inversiones en el triángulo central de Vaca Muerta y avanzar sobre zonas frontera que requieren sísmica adicional, pozos estratigráficos y perforación exploratoria para definir su potencial.
El esquema de participación estatal permite a GyP acceder a información geológica estratégica y mantener presencia en la expansión territorial del upstream.
El proceso incorpora variables regulatorias y técnicas que pueden incidir en la competitividad de las ofertas, como la disponibilidad de infraestructura cercana, la calidad de la sísmica existente, la profundidad de la ventana objetivo y la distancia a plantas de tratamiento y ductos troncales.
La adjudicación de las áreas permitirá ampliar la superficie bajo actividad exploratoria y generar un pipeline de proyectos que complemente los desarrollos actuales de shale oil y shale gas en la cuenca. La Ronda 1/2026 se convierte así en un instrumento central para la planificación de largo plazo del sector hidrocarburífero neuquino.
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El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) registra un avance físico cercano al 70% y ajusta su cronograma para iniciar las pruebas de llenado hacia fin de año.
La obra, impulsada por un consorcio integrado por YPF, Pan American Energy, Vista, Shell, Pluspetrol y Tecpetrol, demanda una inversión de USD 3.000 millones y constituye la infraestructura de midstream más relevante desarrollada en el país en las últimas décadas.
El sistema permitirá evacuar crudo no convencional desde la cuenca Neuquina hacia la terminal marítima de Punta Colorada, en Río Negro, con destino exclusivo al mercado externo.
La cabecera de bombeo de Allen, uno de los nodos críticos del proyecto, completará su infraestructura principal en octubre. Los dos tanques de almacenamiento ya fueron probados y se encuentran en etapa final de terminación, mientras que las instalaciones de bombeo avanzan en paralelo.
El ducto troncal, de aproximadamente 570 kilómetros y diámetros de 24 y 30 pulgadas según tramo, está finalizado y será recibido operativamente en julio, con pruebas de precomisionado en ejecución. La compañía monitorea el abastecimiento de componentes importados debido a tensiones logísticas derivadas del conflicto en Medio Oriente.
La terminal de Punta Colorada concentra el mayor nivel de complejidad técnica. El parque de almacenamiento está compuesto por seis tanques de 120.000 metros cúbicos cada uno, totalizando 720.000 metros cúbicos de capacidad.
El montaje electromecánico avanza con el objetivo de alcanzar la terminación mecánica inicial durante este año, lo que habilitará un caudal operativo de 180.000 barriles diarios.
Desde la terminal parte un ducto de 15 kilómetros que conecta con dos monoboyas marítimas, actualmente en construcción en Emiratos Árabes. El sistema de fondeo, compuesto por seis anclas y cadenas de gran porte, ya comenzó a arribar a la costa rionegrina para su instalación por parte de un buque especializado de DOF Group ASA.
El desarrollo marítimo fue diseñado para operar con buques tipo VLCC, capaces de transportar hasta dos millones de barriles por viaje. Este esquema permitirá reducir costos logísticos frente a las terminales actuales y ampliar la competitividad del crudo Medanito en mercados de la costa oeste de Estados Unidos y Asia.
Las dos monoboyas operarán en serie, alternando maniobras de carga y amarre hasta alcanzar un caudal proyectado de 550.000 barriles diarios hacia fines de 2027. La totalidad del crudo movilizado por VMOS tendrá destino de exportación.
El avance de la obra se da en un contexto de crecimiento sostenido de la producción no convencional, que en abril alcanzó 628.924 barriles diarios. La infraestructura de VMOS permitirá absorber la expansión prevista para los próximos años y reducir la dependencia de las terminales existentes en el Atlántico Sur.
El proyecto moviliza actualmente alrededor de 3.000 trabajadores en distintos frentes y está generando capacidades locales para la construcción de ductos de gran diámetro, tanques de almacenamiento y sistemas portuarios de escala internacional.
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La Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) y CAF –Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe– presentaron la Fase V del Proyecto Regional de Integración Gasífera para el Mercosur y Chile, con un escenario de intercambios de gas natural de entre 60 y 70 millones de metros cúbicos diarios bajo mayores niveles de coordinación regulatoria y expansión de infraestructura.
El estudio estima que ese volumen podría sostener un mercado regional del orden de los USD 5.000 millones anuales y generar beneficios adicionales de entre USD 900 y 2.000 millones por año en menores costos de abastecimiento, ingresos por tránsito y mejor utilización de activos existentes.
El trabajo identifica diez corredores estratégicos que articulan los principales centros productores y demandantes de la región, combinando ampliaciones de gasoductos existentes y nuevas interconexiones.
Entre ellos se destacan el Gasoducto Norte, GasAndes, el Gasoducto Centro Oeste, el GNEA, la traza Tratayén–La Carlota, la interconexión vía Uruguaiana, los corredores Duque de Caxias–Taubaté y Siderópolis–Porto Alegre, la conexión San Jerónimo–Porto Alegre y el Gasoducto Bioceánico con nuevas vinculaciones entre Argentina, Bolivia y Brasil.
En conjunto, la cartera contempla unos 6.000 kilómetros de nuevos gasoductos y más de 1 millón de HP de compresión, con inversiones estimadas por corredor de entre USD 500 y 5.000 millones, superando los USD 25.000 millones en total.
El informe ubica a Vaca Muerta y al Pré-Sal brasileño como los motores del esquema de integración. Argentina aporta excedentes potenciales de gas no convencional, mientras que Brasil concentra una demanda creciente asociada a su industria y al desarrollo de sus principales polos económicos.
Desde el Ministerio de Minas y Energía de Brasil se plantea que la integración gasífera es un instrumento para reducir el precio del gas a los consumidores y mejorar la competitividad industrial, en un contexto en el que el país combina producción offshore propia con necesidades de respaldo térmico y flexibilidad para su sistema eléctrico.
OLACDE y CAF subrayan que una mayor articulación regional permitiría reducir la dependencia de combustibles importados como GNL, gasoil para generación y energía eléctrica, al tiempo que facilitaría el aprovechamiento de infraestructura ya instalada.
El estudio identifica oportunidades específicas en cadenas de valor como fertilizantes nitrogenados, siderurgia, generación termoeléctrica de base y nuevos polos industriales vinculados al corredor bioceánico, incluyendo una demanda inicial proyectada cercana a 4 MMm³/día en el Chaco paraguayo, con potencial de expansión a medida que avance la infraestructura.
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El Poder Ejecutivo de Río Negro emitió el decreto 509/2026 que autoriza la cesión a Tango Energy Argentina del 100% de cinco concesiones de explotación y tres concesiones de transporte previamente administradas por Vista Energy.
La medida incluye la reconversión de Charco del Palenque, Jarilla Quemada y una porción del área Entre Lomas a Concesiones de Explotación No Convencional de Hidrocarburos por un plazo de 35 años, con regalías del 12% para la producción shale.
La compañía pasa a ejercer la operación integral de los bloques y la responsabilidad técnica sobre el desarrollo convencional y no convencional.
El esquema aprobado se articula con el acuerdo estratégico firmado entre ambas empresas, que definió la transferencia anticipada de las concesiones y la distribución de los derechos económicos sobre la producción.
Bajo la estructura contractual vigente, Tango Energy mantiene la titularidad regulatoria y los derechos económicos del convencional, mientras que los derechos económicos del no convencional se distribuyen en partes iguales entre Tango Energy S.A.U. y Vista Energy Argentina.
La operación incorpora un fideicomiso de garantía sobre los créditos de comercialización de hidrocarburos para asegurar el cumplimiento de las obligaciones asumidas.
Los planes piloto autorizados para 2027–2028 incluyen cuatro pozos iniciales: dos horizontales en Charco del Palenque, un pozo vertical con desarrollo horizontal en Jarilla Quemada y un pozo vertical con desarrollo horizontal en Entre Lomas.
Esta fase constituye la instancia de evaluación técnica para determinar la continuidad del desarrollo no convencional en una superficie de aproximadamente 148.300 acres dentro de la ventana de petróleo de Vaca Muerta. La empresa estima un inventario potencial de hasta 120 pozos sujeto a resultados operativos, aprobación de planes de desarrollo y condiciones regulatorias.
El nuevo esquema regulatorio redefine la posición de Tango Energy como operador único de las concesiones y establece un horizonte de explotación hasta 2061. La integración de activos convencionales y no convencionales bajo una misma conducción técnica ordena la planificación de infraestructura, la capacidad de evacuación y la articulación con el midstream regional.
El piloto funcionará como variable crítica para determinar la escala del desarrollo posterior y la demanda asociada de ingeniería, perforación y servicios especializados.
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La agencia estatal japonesa JOGMEC publicó un informe técnico en el que incorpora por primera vez a Vaca Muerta dentro de su monitoreo global de seguridad energética. El documento analiza el régimen de incentivos para grandes inversiones, la evolución del upstream no convencional y los proyectos de exportación de gas natural licuado.
La inclusión de Argentina en los reportes de la organización dependiente del Ministerio de Economía, Comercio e Industria de Japón responde a la necesidad de diversificación de suministros tras la crisis logística registrada en el Estrecho de Ormuz durante 2025.
El informe destaca que la producción nacional de petróleo alcanzó en 2025 un promedio de 859.000 barriles diarios y superó los 870.000 barriles diarios en los primeros meses de 2026.
La formación Vaca Muerta explica el 67% del total, con un crecimiento acumulado del 61,7% en dos años. JOGMEC identifica que la expansión del shale argentino se apoya en mejoras de productividad, reducción de costos operativos y ampliación de la infraestructura de evacuación.
En su revisión del régimen de incentivos, la agencia detalla los proyectos declarados por empresas con operaciones en la cuenca neuquina. Entre ellos figuran iniciativas de YPF, Pampa Energía, Tecpetrol, Pluspetrol, GeoPark y Phoenix Global Resources, con montos estimados que oscilan entre los 1.000 y los 25.000 millones de dólares.
El análisis subraya que la exigencia de integrar el 40% de la inversión mínima en los primeros dos años constituye un punto crítico para la ejecución de los planes de desarrollo masivo.
El documento también incorpora una evaluación preliminar de los proyectos de GNL en estudio en el país. JOGMEC señala que la disponibilidad de recursos no convencionales y la ampliación de la capacidad de transporte posicionan a Argentina como un potencial oferente de gas en el mediano plazo, sujeto a la consolidación de infraestructura portuaria y a la estabilidad de los marcos regulatorios.
La inclusión de Argentina en los reportes de la agencia se enmarca en la estrategia japonesa de diversificación de fuentes de abastecimiento energético. El organismo mantiene un seguimiento sistemático de proyectos upstream y de exportación en América, Asia Central y Oceanía, y utiliza estos análisis para orientar decisiones de financiamiento, garantías y participación de empresas japonesas en desarrollos internacionales.
El informe sobre Vaca Muerta se integra a esa línea de trabajo y establece un punto de referencia para futuras evaluaciones técnicas sobre la competitividad del shale argentino.
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En un encuentro realizado en la Residencia Oficial Argentina en Londres, el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, expuso ante destacados gestores de activos e inversores institucionales con presencia en mercados emergentes. Durante la presentación, destacó las oportunidades de inversión que ofrece Mendoza, así como los avances en previsibilidad, turismo, infraestructura, seguridad jurídica y desarrollo productivo.
El evento contó con la participación de la embajadora argentina en el Reino Unido, Mariana Plaza; el presidente de la British Argentine Chamber of Commerce (BACC), Javier Álvarez; representantes de Balanz y directivos de fondos de inversión y servicios financieros. También asistieron referentes de entidades como RBC BlueBay, Rokos Capital, Pictet, HSBC Asset Management, Andromeda Capital, Amundi, UBP Emerging Markets Fixed Income, Finisterre Capital y Plenisfer Investments (Generali Group).
En su intervención, Cornejo resaltó que Mendoza ha mantenido en las últimas cuatro décadas una trayectoria de estabilidad financiera, asegurando que “la Provincia nunca entró en default en los últimos 40 años”. Subrayó además que, pese a las fluctuaciones económicas nacionales, en la última década la provincia no solo evitó déficits sino que generó superávit, buscando siempre su autonomía frente a la macroeconomía nacional.
El gobernador explicó que Mendoza está en condiciones de aprovechar tanto las oportunidades locales como la coyuntura internacional favorable, impulsada por la demanda global de energía, alimentos y minerales críticos. Para ello, la provincia trabaja en fortalecer su matriz productiva e incorporar nuevas actividades económicas.
El presidente de la British Argentine Chamber of Commerce valoró la reunión como una oportunidad para intercambiar perspectivas sobre la economía argentina y las posibilidades de crecimiento próximas, señalando que “las consultas formuladas por los inversores evidenciaron un interés muy concreto en seguir analizando y aumentar posiciones en el país”.
Por su parte, la embajadora Mariana Plaza destacó la agenda del gobernador en Londres, que incluyó una visita a la London Stock Exchange y encuentros con referentes del sector financiero internacional. Comentó que en la Bolsa de Valores se dialogó sobre mecanismos de cooperación y cómo las empresas mineras de Mendoza podrían acceder a financiamiento a través de los inversores presentes en la bolsa.
Plaza resaltó la presentación de Cornejo, que abarcó el perfil de Mendoza y proyectos de inversión en minería, energía, turismo y vitivinicultura, y mencionó que el gobernador respondió consultas de alrededor de 30 invitados, entre inversores británicos y representantes de bancos internacionales.
La entrada Cornejo promovió inversiones en Mendoza ante líderes energéticos en Londres se publicó primero en Energía Online.
El precio del petróleo intermedio de Texas (WTI, por sus siglas en inglés) se disparó este lunes un 5,49 %, hasta los 92,16 dólares el barril, tras conocerse que Irán frenó las negociaciones de paz con los Estados Unidos, aunque el presidente Donald Trump dijo que dichas conversaciones continúan “a un ritmo acelerado”.
Los contratos de futuros del WTI para el mes de julio, el crudo de referencia en los Estados Unidos, sumaron 4,8 dólares respecto al cierre anterior.
En los últimos tres meses, a partir del inicio de las hostilidades en Oriente Medio entre los Estados Unidos e Israel contra Irán, el precio del petróleo se incrementó en un 40% -con picos cercanos a 120 dólares el barril.
La agencia Tasnim, vinculada a la Guardia Revolucionaria iraní, divulgó que el equipo negociador de Irán ha suspendido las conversaciones y el intercambio de mensajes con los Estados Unidos. por los nuevos ataques de Israel contra el Líbano, y además cerrará por completo el estrecho de Ormuz, según el medio económico CNBC.
Teherán “bloqueará completamente el estrecho de Ormuz y abrirá otros frentes, incluyendo el estrecho Bab el-Mandeb”, que conecta el Mar Rojo con el Golfo de Aden, recoge CNBC citando a Tasnim.
Sin embargo, Trump dijo momentos después en Truth Social que el diálogo de paz con Irán continúa a “un ritmo acelerado”.
Además, en declaraciones previas a CNBC, el líder republicano restó importancia a un eventual fin de las negociaciones: “Realmente no me importa. Me da completamente igual”, afirmó.
Según el medio, esto sembró el temor entre los inversores a que Irán y los Estados Unidos no alcancen un acuerdo para reabrir el estratégico estrecho de Ormuz, una ruta clave para el tránsito de hidrocarburos.
A esto se suma que el Gobierno de los Estados Unidos divulgó esta mañana que interceptó y destruyó dos misiles lanzados por Irán contra sus tropas en Kuwait, mientras que la Guardia Revolucionaria iraní denunció una ofensiva estadounidense contra una torre de telecomunicaciones en el sur del país.
A finales de la semana pasada, se informó de que Teherán y Washington habían alcanzado un preacuerdo que estaba pendiente de la aprobación de Trump, pero medios estadounidenses afirmaron más tarde que el mandatario pidió enmendar algunas disposiciones del borrador.
La entrada El petróleo se disparó un 5 % luego de terminar la tregua entre EEUU e Irán se publicó primero en Energía Online.
La provincia de Neuquén otorgó cinco concesiones hidrocarburíferas no convencionales a la empresa YPF. Se trata de las áreas Meseta Buena Esperanza I y II, Las Tacanas I y II, Aguada Villanueva Norte, y cedidas por Pluspetrol a comienzos de abril.
Se trata de un paso fundamental en el proyecto de gas natural licuado (GNL) que impulsan el gobernador Rolando Figueroa y el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín y por el cual se reunieron la semana pasada.
Alcanza un total de 56 proyectos de explotación no convencional de shale y tight, que abarcan una superficie de 11.331,18 kilómetros cuadrados. Representa un 38 por ciento sobre la superficie total de Vaca Muerta en la provincia del Neuquén.
La etapa piloto de las concesiones vigentes implica inversiones totales de 9.980 millones de dólares y la perforación de 695 pozos. Para la fase de desarrollo continuo, en tanto, se proyectan inversiones por 232,7 mil millones de dólares y la perforación de más de 15.900 pozos.
Además contemplan un bono de infraestructura por USD 158,22 millones.
El gobernador consideró que es necesario que el GNL argentino sea competitivo en el mundo. “Si no logramos precios competitivos, no habrá inversiones ni mercados para explotar”, aseguró. Recordó que junto a YPF vienen trabajando para potenciar el proyecto del GNL que permitirá mejorar la competitividad, a través de un régimen de incentivos.
La definición de las obras, su alcance, el cronograma y los mecanismos de control se establecerán mediante un Acta Acuerdo, cuya ejecución será supervisada y certificada por el ministerio de Infraestructura de la Provincia.
En el área Aguada Villanueva Norte, con una superficie de 47,8 km², se ejecutará un plan piloto que contempla la perforación, terminación y puesta en producción de 2 (dos) pozos horizontales.
El proyecto prevé una inversión de USD 29,04 millones en un plazo de cinco años, con ramas laterales de 2.000 metros y 33 etapas de fractura.
Asimismo, se incorporan dos pozos horizontales ya en producción como inversión preexistente vinculada a la actividad exploratoria.
La inversión en Responsabilidad Social Empresaria (RSE) asciende a USD 1,75 millones.
Las áreas Meseta Buena Esperanza I (205,95 km²) y II (97,76 km²) concentran una de las mayores inversiones.
El plan piloto de Meseta Buena Esperanza I contempla la perforación de 12 pozos horizontales, con una inversión de USD 160,93 millones, mientras que Meseta Buena Esperanza II prevé 6 (seis) pozos con una inversión de USD 87,60 millones.
La inversión en RSE asociada asciende a USD 7,63 millones.
En las áreas Las Tacanas I (86 km²) y II (236 km²), los planes piloto prevén la perforación de 18 pozos horizontales:
En las Las Tacanas I: 8 pozos con una inversión de USD 110,35 millones.
Las Tacanas II: 10 pozos con una inversión de USD 137,47 millones.
La inversión en RSE asciende a USD 7,38 millones, en línea con el 2,5% de la inversión total asociada a los proyectos.
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La Empresa Provincial de Energía Chubut (EPECH) llevó adelante la apertura de sobres correspondiente a la Licitación Privada N° 01/26 para la ejecución de la obra denominada “Construcción Microred Parque Solar Fotovoltaico Paso de Indios 2,8 MWp y Obras Complementarias”, un proyecto estratégico para el fortalecimiento del sistema energético de la Meseta Central provincial.
El acto se realizó en la sede de EPECH, con la participación de autoridades de la empresa, representantes técnicos y empresas oferentes interesadas en el desarrollo de la obra.
Desde EPECH se destacó el importante interés generado por la convocatoria, ya que un total de siete empresas adquirieron los pliegos licitatorios y finalmente se recepcionaron cinco ofertas formales, las cuales serán evaluadas en las próximas etapas administrativas y técnicas previstas en el proceso licitatorio.
Las empresas oferentes que participaron del acto de apertura fueron Itasol S.A. que ofertó 5.478.082 dólares; Grupo Zenit con una cotización de 7.467.938 dólares; Aldar S.A. con una oferta de 7.018.754,40 dólares; Sudelco S.A. que presentó una cotización de 7.177.503,64 dólares y Electroluz que planteó un presupuesto de 5.554.808,26 dólares.
La concreción de esta obra es posible gracias al convenio oportunamente celebrado entre el Gobierno de la Provincia del Chubut y EPECH, firmado por el gobernador Ignacio “Nacho” Torres, mediante el cual se impulsa el desarrollo de infraestructura energética sustentable para localidades del interior provincial, avanzando en un esquema de transición energética y reducción de la generación aislada a base de combustibles fósiles.
La iniciativa contempla la construcción de una microred inteligente con generación solar fotovoltaica y obras complementarias asociadas, permitiendo avanzar hacia un sistema energético más eficiente, sustentable y confiable para la localidad de Paso de Indios.
El proyecto prevé una capacidad instalada de 2,8 MWp y forma parte del plan de infraestructura energética impulsado por EPECH junto al Gobierno del Chubut, con el objetivo de fortalecer el abastecimiento eléctrico en localidades del interior provincial, reducir la dependencia de combustibles fósiles y avanzar en la incorporación de energías renovables.
Asimismo, la obra permitirá disminuir costos operativos asociados a la generación aislada, mejorar la calidad del servicio eléctrico y generar un impacto ambiental positivo mediante la reducción de emisiones vinculadas al consumo de combustibles tradicionales.
Finalizada la apertura de ofertas, la comisión evaluadora avanzará ahora con el análisis técnico y económico de las propuestas presentadas, conforme a las condiciones establecidas en los pliegos licitatorios.
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Néstor Marcelo Lamboglia renunció este lunes a la presidencia del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE) a semanas de haber asumido en el cargo y de haber sido designado por cinco años y los motivos de la decisión estarían ligados a la fuerte interna que existe en el organismo. En este contexto, el hasta ahora vicepresidente, Vicente Serra, quedó a cargo de la institución.
En concreto, de acuerdo a fuentes del organismo, el fin de ciclo de Lamblogia se dio por una disputa puertas adentro con Marcelo Nachón, vocal del ente y ex interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas). y producto de estas divergencias de criterios, el flamante exfuncionario decidió dar un paso al costado.
“La salida de Néstor Marcelo Lamboglia no afecta la continuidad institucional del ENRGE, ya que el directorio mantiene su funcionamiento con total normalidad. Tras la dimisión, el vicepresidente Vicente Serra asumió de inmediato las funciones de la presidencia, garantizando que no exista vacancia ni interrupción en la gestión del organismo”, comentaron fuentes oficiales.
Para las fuentes oficiales, la dimisión fue por “motivos personales”. A su vez, desmintieron internas y recalcaron que su paso por el ente es valorado positivamente dentro de la estructura del organismo”.
El cargo en manos de Serra tendrá una corta duración ya que está previsto que se inicie un nuevo concurso para la selección del próximo presidente del organismo, a fin de asegurar un proceso ordenado en la designación de autoridades.
El ENRGE se creó en julio de 2025 como parte de un proceso de simplificación administrativa impulsado por la Ley de Bases. El organismo busca unificar las funciones de los antiguos entes reguladores del gas (Enargas) y la electricidad (ENRE), con el objetivo de mejorar la coordinación y el control de ambos sectores.
De esta forma, el ENRGE depende de la Secretaría de Energía y busca optimizar la fiscalización de los servicios públicos, alineándose con estándares internacionales como los propuestos por la OCDE.
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La provincia de Neuquén comenzó a implementar un nuevo esquema para cuantificar y reportar las emisiones de gases de efecto invernadero en el sector del Oil & Gas. El proceso se enmarca en la Ley 3454, y su actualización mediante la Resolución N.º 285/25, que establece criterios técnicos y metodológicos para la construcción de inventarios de emisiones en Vaca Muerta.
Santiago Nogueira, subsecretario de Cambio Climático de Neuquén, impulsó el diseño regulatorio en articulación con la Comisión de Emisiones del IAPG. Una de las principales conclusiones del trabajo fue que la gestión de emisiones ya no podía sostenerse sobre criterios dispersos o voluntarios.
“Hacía falta un marco común para que los reportes fueran comparables, trazables y conseguir una mejor calidad de datos incrementando gradualmente la complejidad metodológica para que estos sean útiles en la toma de decisiones públicas”, indica Nogueira.
La necesidad de mayores niveles de rigurosidad metodológica apareció especialmente en el tratamiento del metano. Existe un nivel de incertidumbre muy alto en los datos de emisiones de metano que se obtienen con niveles metodológicos básicos con granularidad baja y factores de emisión genéricos.
La AIE (International Energy Agency) plantea en sus informes de metano que las estimaciones presentadas por los diferentes países estarían siendo subestimadas en un 80% si se las compara con datos obtenidos a partir de mediciones.
Por eso el procedimiento de reporte de la provincia de Neuquén prevé un cronograma donde gradualmente las empresas incrementan la complejidad metodológica de sus estimaciones, desde esquemas de baja granularidad y factores de emisión genéricos hasta estimaciones por fuente y factores basados en mediciones hacia 2030.
El sistema establece cinco niveles de monitoreo, desde categorías generales de fuentes de emisión hasta metodologías avanzadas con identificación detallada de equipos y procesos, factores propios y validaciones mediante tecnologías top-down.
“La tecnología cumple un rol central porque mejora la calidad del dato. Hablamos de herramientas que nos permiten medir, reducen incertidumbre y mejoran la capacidad de control”, sostiene Nogueira: “El desafío no es solamente tener datos, sino construir información comparable y útil para identificar fuentes críticas, orientar decisiones de mitigación y mejorar el desempeño ambiental del sector”.
En abril, las autoridades presentaron formalmente el Procedimiento de Reporte de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) del Sector Hidrocarburífero. Se estableció un esquema progresivo que diferencia a pequeñas y grandes productoras. El primer reporte obligatorio correspondiente al inventario 2025 deberá presentarse en septiembre de 2026.
“El trabajo con la Comisión de Emisiones del IAPG fue muy importante en cuanto al conocimiento de la institución, lo que nos permitió desarrollar un procedimiento que fuera exigente, aplicable y realista”, explica Nogueira.
El procedimiento prevé auditorías por terceros y habilita a la Autoridad de Aplicación a solicitar documentación para re-verificar reportes auditados. “El valor de este proceso es pasar de una regulación del dato a una política de mitigación con fundamento técnico”, suma Nogueira.
El procedimiento adopta referencias internacionales como IPCC AR6, GHG Protocol, The Climate Registry, API Compendium y OGMP 2.0 para niveles avanzados de metano, adaptadas a la realidad productiva y regulatoria de Neuquén.
Para la provincia, la capacidad de medir, reportar y verificar emisiones empieza a formar parte de las condiciones de competitividad futura de Vaca Muerta. “En los próximos años va a pesar más la capacidad de medir bien, reducir incertidumbre, controlar metano y mostrar trazabilidad frente a mercados, financiamiento e inversión”.
La lectura oficial es que el futuro de Vaca Muerta no dependerá únicamente del crecimiento productivo, sino también de la capacidad de construir reglas claras, información comparable y sistemas robustos de monitoreo, reporte y verificación.
, Marianela Angarano, Svant
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, afirmó que la competitividad del gas asociado de Vaca Muerta reducirá drásticamente los costos locales de producción y ubicará a la Argentina al tope del podio global de precios bajos durante las próximas dos décadas. A su vez, remarcó que «Vaca Muerta no es para una sola compañía, necesita de otras empresas extranjeras».
El ejecutivo argumentó que la masificación del crudo no convencional generará tal volumen de gas asociado que el valor marginal del recurso se desplomará, permitiendo abastecer a la industria a valores inéditos y estructurar el negocio de exportación de gas natural licuado (LNG) con una gran rentabilidad.
Las definiciones de Marín se dieron durante la jornada de apertura de la Conferencia Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe (Arpel) que se realiza en Buenos Aires. En un diálogo con Nicolás Gandini, director de EconoJournal, el titular de YPF aseguró que «con el desarrollo que se está haciendo en Vaca Muerta, Argentina va a ser uno de los cuatro o cinco países con la energía más barata del mundo» .
«Ya cuando se exporta se está logrando un import parity y como el gas se lo necesita para la industria cuando tenés mucho gas asociado el valor marginal baja, por eso en los próximos años, en los 30 y los 40, la Argentina va a ser uno de los países con la energía más barata del mundo«, reafirmó el directivo al destacar que esa competitividad va a permitir otros desarrollos industriales.
Al analizar la magnitud del proyecto de GNL y la estructura de ingresos con la italiana ENI y la emiratí Adnoc, Marín detalló que «los revenues son la mitad gas y la mitad líquidos, y este desarrollo va a permitir duplicar el tamaño de YPF porque va a ser una compañía que produzca más de medio millón de barriles».
«Tenemos que lograr nuestro objetivo de ENI y XRG de empezar el proyecto en 2027 y trabajamos fuerte para lograrlo y Argentina va a ser un exportador de los primeros 6 o 7 a nivel mundial, e YPF va a estar entre los primeros 10 exportadores de NGLs del mundo, porque lo que tenemos es más del doble de un proyecto normal», enumeró Marín.
Marín tambien remarcó el hito que representa la articulación del sector para acelerar las obras de evacuación de petróleo y generar divisas en el corto plazo. «Logramos con toda la industria el primer oleoducto invertido por privados que puede llegar a los 800.000 barriles por día de exportaciones«, destacó, precisando que este proyecto estratégico permitirá viabilizar «más de 20.000 millones de exportaciones, y otros $10.000 millones entre Chile y Bahía Blanca».
A partir de la entrada en operación de la plataforma exportadora Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) prevista para comienzo del año próximo, el ramp up de producción de la compañía permitirá «este fin de año llegar a 250.000 barriles en Vaca Muerta y el año que viene va a sorprender la cifra con la que vamos salir en dicembre de 2027″.
Pero para cumplir con la armonización de los distintos proyectos, Marín se refirió a la gestión de los equipos de perforación (rigs) dentro de la empresa, para lo cual determinó una separación estricta de los recursos, «Para que cada área tenga su presupuesto y sus metas de actividad sin interferencias, dividimos cuatro proyectos distintos que son YPF oil, YPF gas mercado interno, YPF LNG e YPF exploración y nuevas áreas«.
Al analizar el rol de YPF en la economía, el directivo descartó que la compañía deba expandirse hacia otros eslabones productivos fuera de su actividad principal. «No podemos estar en todos los sectores de la economía, sería un error. El mayor valor que le puede dar YPF al país es desarrollar a pleno Vaca Muerta, no quedarse con todos los negocios y que otros privados inviertan en lo que está generando», argumentó.
En ese sentido, reconoció que la abudancia de gas a precios competitivos habilita a desarrollar proyectos aún de mayor valor agregado: «A mí me encantaría que haya inversores extranjeros, que tomen ventaja de lo que estamos haciendo y metan una petroquímica en Rio Negro, porque no te conviene exportar la materia prima sino el producto».
Sobre la llegada de nuevos jugadores al no convencional neuquino, el presidente de YPF afirmó que «Vaca Muerta no es para una sola compañía, necesita de otras empresas extranjeras y son las que se están yendo al límite, a Río Negro y están desafiando todo el mapa y son los que van a lograr con mas riesgo algo que sin ellos no se hubiera conseguido».
Al ser consultado sobre el futuro del mercado regional, Marín señaló que el LNG es el gran negocio, pero anticipó que los despachos a los países vecinos se repartirán entre varios jugadores. «Seguramente la Argentina va a exportar regionalmente, a distintos niveles de mercado, y va a ser más compartido entre todas las compañías con volúmenes menores para cada una de ellas, y después eso construirá la credibilidad que vayamos ganando», afirmó.
Al referirse al offshore, el directivo ratificó la apuesta por la exploración costa afuera y detalló los planes junto a la italiana ENI. «Vamos a perforar en Uruguay y tenemos que tener mala suerte que se dé en todos lados y en la Argentina no se dé. Va a ser muy exitoso e YPF va a tener en los años 30 un EBITDA gigante con un offshore que va a ser importante«, aseguró, al adelantar que «a fin de año se definirá con ENI si se pasa a perforación para principios de 2028, siendo conservadores».
Finalmente, el ejecutivo respaldó la marcha de la economía y aseguró que Vaca Muerta traccionará al resto de las industrias. «No me preocupa para nada el país, va en una dirección absolutamente correcta, totalmente de acuerdo sobre la economía y los incentivos adecuados que se están dando. La inversión que se va a hacer es muy importante, y beso nos está poniendo en todos los mapas», concluyó Marín.
, Ignacio Ortiz
La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) realizó su Asamblea General Ordinaria, en la que se definió la nueva conformación de las autoridades que integrarán la Comisión Directiva. Durante el encuentro, se resolvió por voto unánime la reelección de Edgardo Volosin, representante de Edenor, para presidir la entidad por un nuevo período.
La entidad informó este lunes que «la decisión ratifica una agenda de trabajo orientada al fortalecimiento del sistema de distribución eléctrica, el intercambio técnico entre empresas y el impulso de iniciativas vinculadas a la innovación, la eficiencia y el desarrollo sostenible de la actividad».
De esta manera, el nuevo mandato de Volosin apunta, según informaron, a dar continuidad a los ejes estratégicos planteados para optimizar el servicio en un contexto de constantes desafíos operativos y regulatorios. Bajo su conducción, se destacó, la cámara consolidó su posicionamiento institucional y promovió activamente el desarrollo tecnológico, así como el trabajo conjunto entre las operadoras de la Argentina.
Durante el último ejercicio, la entidad intensificó su agenda internacional mediante una labor coordinada con la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (Adelat). Entre las acciones conjuntas se destacó la difusión del documento «Innovación y Estrategias para la gestión de Pérdidas No Técnicas en América Latina y Caribe», una problemática central para la eficiencia de las redes en la región.
Acompañarán a Volosin en las vicepresidencias Horacio Nadra (Edet), Juan Carlos Blanco (Edesur), Claudio Puértolas (Epec), Lisandro Peresutti (Epe) y Fernando Pini (Edes). Por su parte, las secretarías estarán a cargo de Ariel Palumbo (Edemsa) e Hilario José Bistoletti (Secheep), en tanto que Gustavo Piuma Justo (Edea) se desempeñará como prosecretario.
El esquema directivo se completa con Mario Moya (Epen) en el rol de tesorero y Alberto Velarde (Apeba) como protesorero. A su vez, el control y la fiscalización interna de la entidad estarán bajo la responsabilidad de Jorge Alegre (Energía de Misiones) y Pablo Cuenca (Dpec), quienes asumieron como integrantes de la Comisión Revisora de Cuentas. Con este equipo técnico y político sectorial, se buscará profundizar el debate sobre las inversiones necesarias para el parque de distribución nacional.
En la actualidad, Adeera agrupa a 50 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo. En su conjunto, las empresas asociadas brindan servicio a 14,5 millones de clientes en todo el territorio de la Argentina, operan una red de 465.000 kilómetros y emplean a 60.000 personas de manera directa. Además, el volumen de operación supera los 132.000 GWh al año, lo que representa el 98% del total de la energía eléctrica consumida en el país.
, Redacción EconoJournal
La Cámara Federal de Apelaciones de Comodoro Rivadavia hizo lugar a los planteos formulados por la Procuración del Tesoro de la Nación y dejó sin efecto la suspensión de la modificatoria de la denominada Ley de Glaciares, en la provincia de Santa Cruz, informó el organismo nacional. La medida cautelar dictada por el Juzgado Federal de Río Gallegos había suspendido la aplicación de la Ley N.º 27.804, complementaria de la Ley N° 26.639 sobre el Régimen de Presupuestos Mínimos para la Preservación de los Glaciares y del Ambiente Periglacial.
La decisión constituye un respaldo a la postura del Estado Nacional que se manifestó «en defensa del modelo argentino de federalismo de concertación ambiental, en el que la Nación fija el estándar básico de protección del ambiente y las provincias complementan, aplican y ejercen el poder de policía dentro de sus competencias” tal como argumentó en la apelación presentada por los abogados del Estado en abril pasado.
Según creen en el gobierno nacional, la modificación del esquema de protección es uno de los puntos clave para destrabar inversiones millonarias, sobre todo en desarrollos de cobre. De la misma manera se valora la estabilidad e incentivos que brinda el Régimen de Incentivo de Grandes Inversiones (RIGI) y un contexto de demanda y precios internacional muy favorable.
La medida cautelar había sido promovida por autoridades del Municipio de El Calafate, concejales, legisladores provinciales y nacionales, quienes cuestionaban la constitucionalidad de la reforma arrogándose la representación de todos los habitantes de la provincia. El Juzgado Federal de Río Gallegos había hecho lugar a este pedido de manera provisoria suspendiendo los efectos de la ley antes de que existiera una decisión judicial sobre el fondo del asunto.
Al resolver la apelación interpuesta por el Estado Nacional, la Cámara Federal de Comodoro Rivadavia receptó los agravios desarrollados por la Procuración del Tesoro y revocó la cautelar en un fallo dado a conocere esta tarde.
En ese sentido consideró que la cautelar «no contiene ninguna evaluación sobre las disposiciones de la ley que decide suspender; tiene por verificados los requisitos de verosimilitud del derecho y peligro en la demora en base a meras eventualidades descriptas por los recurrentes y decanta en una orden dirigida al Estado Nacional de confusas implicancias desconociendo los límites territoriales de actuación del propio juzgado.”
Asimismo, destacó que la sentencia apelada carecía de una fundamentación suficiente para justificar una medida de tal alcance, especialmente tratándose de una ley sancionada por el Congreso de la Nación, lo cual exige extremar la prudencia con la que la cuestión debe ser evaluada.
Respecto a la supuesta representación invocada por los demandantes la Cámara fue tambien contundente en su resolución: «El Intendente de El Calafate, la Presidenta de su Concejo Deliberante o los legisladores que suscribieron el escrito de inicio, no poseen legitimación para auto arrogarse la representación del pueblo de toda una Provincia en el sentido que aquí han pretendido”.
La Procuración del Tesoro expresó que continuará ejerciendo la defensa judicial del Estado Nacional y de la vigencia de la Ley 27.804 «frente a los distintos planteos promovidos para impedir la aplicación de una norma debatida y debidamente sancionada por el Congreso de la Nación«. Tal como sostiene la apelación presentada en esta causa «el Poder Judicial puede controlar la constitucionalidad, pero no reemplazar opciones regulatorias razonables por otras que considere, por el criterio de un juez, más prudente o más conveniente.”
A comienzos de abril el Congreso nacional aprobó la modificación a la Ley 26.639 de Presupuestos Mínimos para la Protección de los Glaciares y del Ambiente Periglacial, una norma sancionada en 2010. La modificatoria introdujo cambios que modifican la protección ambiental en zonas definidas como glaciares y periglaciares como reservas de agua dulce y habilita realizar actividades productivas como la minería.
El texto aprobado en el Congreso redefine el alcance de la Ley de Glaciares. Este aspecto es central porque uno de los debates sobre la norma durante los últimos 15 años refiere a la definición de periglaciar, que los describe de manera laxa como áreas de alta montaña con suelos congelados que actúan como reguladores hídricos. Sus críticos sostienen que es muy amplia y terminó afectando el desarrollo de la actividad.
Además, la norma aprobada modificó el principio precautorio, es decir, la prohibición automática de la actividad productiva en zonas periglaciares que establecía la ley de 2010 y le otorgó el poder de decisión a las provincias para habilitar un proyecto minero.
La Ley de Glaciares de 2010 establecía una prohibición absoluta por ubicación de los glaciares. La nueva normativa establece una exigencia «relevante» y «comprobable» –según el texto- en el aporte hídrico a una cuenca para cada área declarada como glaciar y periglacial.
, Ignacio Ortiz
La Secretaria de Asuntos Nucleares (SAN) definió una serie de nuevos lineamientos de política nuclear para potenciar el vínculo con el sector privado, en un contexto de incipientes oportunidades comerciales de exportación. Los lineamientos suponen también un redimensionamiento de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), en donde se explora otorgar en concesión el reactor multipropósito RA-10.
Sin embargo, la fuga de personal profesional y técnicos especializados por el deterioro salarial y el ajuste presupuestario complican la capacidad del organismo científico para cambiar hacia un esquema en el que pueda capitalizar nuevas oportunidades y generar verdaderos ingresos.
El acto de celebración por el 76° aniversario de la creación de la CNEA que se realizó este domingo en la sede central del organismo fue el contexto elegido por el secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, para presentar un documento con los nuevos lineamientos para la política nuclear argentina, con los cuales se pretende cimentar un nuevo rumbo para el organismo y el sector nuclear.
“Es importante que entendamos que si nos cerramos únicamente en lo que el sector nuclear hace en el ámbito público nos vamos a estar perdiendo, probablemente, la oportunidad más importante que este siglo le ofreció a la Argentina en materia nuclear”, dijo Ramos Napoli en el discurso de apertura del acto, acompañado por el presidente de la CNEA, Martín Porro, funcionarios de la Autoridad Regulatoria Nuclear y Cancillería Argentina, y directivos de Nucleoeléctrica, Conuar, INVAP y Dioxitek.
Justamente, directivos de estas y otras empresas como IMPSA y Meitner Energy participarán del taller regional de Infraestructura Fundamental para el Uso Responsable de la Tecnología de Reactores Modulares Pequeños (FIRST) que se realizará esta semana en Buenos Aires, según pudo saber EconoJournal. Se trata de una iniciativa creada por el Departamento de Estado de los Estados Unidos para apoyar a los países que exploran el potencial para reactores modulares pequeños (SMR).
Las empresas del sector buscan capitalizar oportunidades en la provisión de servicios para reactores de gran potencia y manufactura de componentes para reactores SMR. También en la cadena de suministro de combustibles nucleares. «No tenemos que conformarnos con minar uranio, tenemos que exportarlo con valor agregado», dijo Ramos Napoli.
El documento difundido por la SAN no propone un plan nuclear. En cambio, evalúa la historia de la política nuclear argentina y establece una serie de principios rectores y de criterios que guiarán las decisiones que se adoptarán. El principio más importante será la validación de los proyectos del sector nuclear sobre criterios comerciales, tanto para proyectos futuros como los existentes.
En ese sentido, el secretario ejemplificó que podrían otorgar en concesión la operación y gestión comercial del reactor multipropósito RA-10, a cambio del pago de un canon. El principal argumento para concesionar el RA-10 es la dificultad del organismo para desarrollar la cadena logística de conlleva la comercialización de radioisótopos médicos.
“La CNEA no está en condiciones de operar ese reactor. Vimos si podíamos reestructurar el ciclo del reactor para poder exportar todas las semanas 150 o 200 curies a Brasil. Las desinteligencias propias de la gestión de un organismo de ciencia y tecnología llevaron a que no se pueda correr el ciclo”, explicó Ramos Napoli en un diálogo posterior con EconoJournal y otros medios presentes.
El RA-10 es un reactor principalmente orientado a la producción de radioisótopos médicos e industriales y que puede brindar servicios nuevos en el país, como el dopaje de silicio. La primera criticidad del RA-10 se espera hacia diciembre o el primer trimestre del 2027. La ARN ya otorgó a CNEA la licencia de puesta en marcha, aunque aún se gestiona la licencia de operación.
Los interesados en operar el RA-10 deberán asumir el costo de invertir en la planta anexa para la separación y retiro de los radioisótopos médicos. Una eventual concesión no interferirá en la utilización del Laboratorio de Haces Neutrónicos, una instalación que se sirve de los neutrones que el reactor generará y que será utilizada por la CNEA para investigación nuclear.
Por otro lado, en materia de investigación científica y tecnológica, el criterio central es que las líneas en investigación tanto básica como aplicada deberán tener conexión con el sistema nuclear, ya sea por aplicación a una demanda sectorial verificable o por anticipación trazable. De lo contrario, no serán computadas dentro del presupuesto sectorial y se canalizarán “hacia los marcos institucionales del sistema científico nacional”.
Esto supondría la clausura de líneas de investigación e inclusive de departamentos completos, como el Departamento de Energía Solar, que diseña, fabrica y testea los paneles solares para los satélites argentinos. En rigor, la CNEA otorga y costea instalaciones para investigadores de otros organismos, como el CONICET y la CONAE, una situación que se busca ordenar.
Según la Secretaría de Asuntos Nucleares, el sector nuclear argentino debe alcanzar la sostenibilidad económica. En lo que respecta a la CNEA, esto supone reforzar la generación de ingresos adicionales al presupuesto que el Estado destina por año al organismo. Hacia adelante, los nuevos proyectos financiados por el Estado deberían reportarle ingresos al organismo. También se buscará la participación en las ganancias que generen las empresas en donde ya es accionista, como Nucleoeléctrica y Dioxitek.
Además, la institución busca reducir los gastos operativos por la gestión de instalaciones, como el futuro RA-10, o los generados por la conservación de instalaciones o proyectos parados, como la Planta Industrial de Agua Pesada (PIAP) y el reactor prototipo CAREM.
En ese sentido, la intención de concesionar o buscar un socio externo que inviertan en instalaciones como el RA-10 o la PIAP, a cambio del cobro de canones u otros esquemas de redituación económica, son señales de un redimensionamiento de la CNEA.
El rol del organismo como principal ejecutor y gestor comercial de grandes proyectos es un tema que motiva debates intrasectoriales, como los reflejados en un evento de la Fundación Balseiro que nucleó a más de 20 referentes del sector.
Otro indicio del redimensionamiento es la salida de profesionales y técnicos especializados. Los gremios APCNEAN, ATCNEA y ATE CNEA reiteraron el pedido por la recomposición de los salarios y un aumento presupuestario para proyectos, a través de un documento firmado por 556 trabajadoras y trabajadores del organismo, entre ellos 183 jefas y jefes.
Unas 300 desvinculaciones se produjeron en el organismo en algo más de dos años. En el horizonte inmediato aparece la finalización de unos 300 contratos el 30 de junio, que no serían renovados en su totalidad. Los gremios advierten que es imposible sostener el funcionamiento de los grupos de trabajo.
La salida de personal en los últimos años supuso dificultades incluso para el avance de proyectos priorizados por el gobierno, como el reactor RA-10. «Algunos de los operarios formados para la puesta en marcha del reactor dejaron la CNEA», dijo una fuente.
El ajuste presupuestario también supone una dificultad para encarar otras iniciativas, como la licitación de la Planta Industrial de Agua Pesada. Las autoridades de CNEA buscan negociar un convenio con los gremios para realizar el vaciado del amoníaco, un proceso que consideran necesario para evaluar el estado real del activo y dar garantías a las empresas interesadas en participar en la licitación de la planta en Arroyito, Neuquén.
La PIAP es operada y mantenida por ENSI, una empresa conjunta entre la CNEA (51%) y la provincia de Neuquén (49%). La intención sería firmar un nuevo convenio y contrato para el vaciado del amoníaco y la conservación de la planta hasta que se realice la licitación. Sin embargo, fuentes gremiales consideran que la iniciativa esta trabada por la falta de presupuesto para invertir en el procedimiento de extracción del amoníaco.
, Nicolás Deza
OPINION
(En base a Inversión proyectada 27.210 MM U$S, y Puestos de trabajo proyectados en 36.873.
Exportaciones proyectadas 21.006 MMU$S
Gasto Tributario proyectado 1.837 MM U$S anuales.
Gasto Tributario proyectado 0,27 pp del PBI)
(Gasto Tributario proyectado x U$S 100.000 MM
(Gasto Tributario proyectado x U$S 100.000 M inversión 1,27 pp del PBI
El proyecto oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) ya registra un nivel de ejecución de casi el 70% y ajusta su cronograma de obras con la meta de recibir el primer crudo para pruebas de llenado hacia el cierre de este año. En efecto y mientras se buscan resolver algunos problemas logísticos consecuencia de la guerra en Medio Oriente, la carga del primer barco exportador en la terminal marítima de Punta Colorada se mantiene para inicios de 2027.
La megaobra de infraestructura, que demanda una inversión de US$3.000 millones motorizada por un consorcio de las principales petroleras de la cuenca Neuquina, apunta a duplicar la capacidad de evacuación de la región. El avance se da en un escenario de fuerte aceleración de la actividad, luego de que la producción de crudo no convencional de la cuenca marcara en abril pasado un nuevo récord de 628.924 barriles diarios.
¿Cuál es la secuencia de entrega de obras? En diálogo con EconoJournal, Gustavo Chaab, CEO de VMOS, explicó: “Estamos en un grado de avance cercano al 70%. La cabecera de bombeo en Allen -que tiene previsto el fin de obras para octubre- ya tiene los dos tanques probados, en etapa de pintado y terminado. En paralelo, se está completando todo lo que es la estructura de bombeo».
«Eso tiene que estar listo el 31 de octubre -especificó Chaab-. El ducto ya está listo y esperamos recibirlo durante el mes de julio. Se están realizando ahora todas las pruebas que normalmente en la jerga llamamos precomisionado”.
A pesar de la previsibilidad en el ritmo de obra civil, la compañía monitorea el aprovisionamiento de componentes importados críticos debido a las tensiones internacionales en las rutas navieras por la Guerra en Medio Oriente.
«Hay que resolver algún tema logístico porque hay provisiones que vienen de la zona de conflicto, pero estamos confiados que a fin de año vamos a poder ingresar con petróleo y luego cargar el primer barco”, sostuvo Chaab sobre los potenciales desafíos que enfrenta la cadena de suministros.
En cuestión de plazos, el cronograma prevé completar la infraestructura troncal y las plantas de bombeo críticas antes del inicio de la próxima temporada estival, de modo que el sistema se encuentre operativamente apto para iniciar el precomisionado.
La terminal de almacenamiento y despacho ubicada en Punta Colorada, sobre el Golfo San Matías en la provincia de Río Negro, conforma el eslabón logístico más complejo del proyecto. En ese emplazamiento costero se localizan las unidades destinadas a la recepción y acopio del hidrocarburo, cuyas dimensiones duplicarán los estándares de la industria local con seis tanques de 120.000 metros cúbicos cada uno.
En paralelo, las tareas de vinculación hacia el sector marítimo ya comenzaron a desplegarse para asegurar la conexión con los puntos de amarre mar adentro. El consorcio informó incluso que ya fueron embarcados componentes críticos para el sistema de fondeo, que será instalado en el lecho marino por un buque especializado de la empresa noruega DOF Group ASA, dando inicio a una nueva etapa en el desarrollo del proyecto VMSO.
A pesar del desafío que representa en cuanto a su complejidad, según Chaab, Punta Colorada «tiene dos tanques bastante avanzados para estar listos también en octubre de este año. En este momento la terminal está en pleno montaje electromecánico -las cañerías, la electricidad y los cables de instrumento».
«Eso tiene que tener durante este año lo que llamamos terminación mecánica uno, porque nos permitiría arrancar a un caudal reducido de 180.000 barriles por día. Seguramente el primer barco lo estaremos cargando a principios del año que viene», precisó el directivo.
La terminal acaba de empezar la obra en el mar, «ahí se prevé desplegar un ducto que va desde la terminal, que está a 7 kilómetros de la costa, por otros 8 kilómetros más bajo el mar. El primer kilómetro se hace enterrado, entonces se está haciendo ese cruce dirigido y está empezando en estos días en la costa de Punta Colorada”, dijo el CEO de VMOS.
La infraestructura marina se completará con la incorporación de equipamiento de alta tecnología importado, clave para posibilitar el amarre y la operación simultánea de las embarcaciones de escala global. “Ese ducto va a llevar el petróleo a dos monoboyas que se están construyendo actualmente en Emiratos Árabes y esa infraestructura va a estar anclada con cadenas y seis anclas que en este preciso momento están llegando a Punta Colorada para ya instalarlas».
Las dos monoboyas van a trabajar en serie: mientras una esté cargando, la otra puede estar en maniobras de amarre. Al principio van a operar en backup, hasta que se llegue a los 550.000 barriles previstos a fines del 2027. La totalidad del crudo movilizado a través de la traza de VMOS tendrá como destino exclusivo el mercado externo.
El puerto de aguas profundas fue diseñado bajo parámetros internacionales para recibir buques de tipo VLCC (Very Large Crude Carriers), capaces de transportar hasta dos millones de barriles por viaje, lo que otorgará ventajas competitivas en materia de fletes frente a las terminales actuales del país.
El atractivo del crudo tipo Medanito en el escenario internacional se vio reforzado por la necesidad de las refinerías globales de diversificar proveedores ante la inestabilidad geopolítica. Chaab describió las ventajas geográficas y de calidad que ofrece el proyecto: “Punta Colorada va a ser un buen lugar para venir a buscar petróleo, permite diversificar origen, algo que las refinerías clientes seguramente lo van a apreciar».
«Estamos a distancias muy competitivas tanto de la costa oeste de Estados Unidos como de Asia. Por la calidad del recurso, por la calidad de Vaca Muerta, la Argentina va a pasar a ser un exportador estructural, entonces vamos a estar en el mercado por mucho tiempo”, aseguró.
Más allá del impacto en la balanza comercial energética, la construcción civil está traccionando de manera directa el empleo y el desarrollo de proveedores en la provincia de Río Negro. La obra demanda actualmente el despliegue de unos 3.000 operadores en los distintos frentes de trabajo, abriendo camino a futuras capacidades locales para la instalación de infraestructura de escala similar en la región.
«Muchas de esas personas no eran personal capacitado, pero creamos la posibilidad de contar con recursos humanos capaces de construir grandes ductos, tanques e infraestructura para hidrocarburos de los futuros proyectos que se vienen», resaltó el directivo.
, Ignacio Ortiz
La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) realizó su Asamblea General Ordinaria en la que se definió la nueva Comisión Directiva de la entidad.
Edgardo Volosin (Edenor) fue reelecto presidente de Adeera por cuarto año consecutivo. “La decisión, respaldada por el voto unánime de los asociados, ratifica una agenda de trabajo orientada al fortalecimiento del sistema de distribución eléctrica, el intercambio técnico entre empresas y el impulso de iniciativas vinculadas a la innovación, la eficiencia y el desarrollo sostenible del sector”, destacó un comunicado.
El presidente reelecto cuenta con una reconocida trayectoria en el ámbito de la distribución eléctrica. Bajo su liderazgo, la Asociación fortaleció su posicionamiento institucional y promovió el desarrollo tecnológico y el trabajo conjunto entre las distribuidoras de Argentina.
Durante el último ejercicio se trabajó en conjunto con Adelat —Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas— en la difusión de diversos documentos entre los que se destaca: “Innovación y Estrategias para la gestión de Pérdidas No Técnicas en América Latina y Caribe”. Además, Adeera fue parte de la organización de la Conferencia ADELATAM en Buenos Aires.
Acompañarán la gestión de Volosin, los vicepresidentes Horacio Nadra (Edet), Juan Carlos Blanco (Edesur), Claudio Puértolas (Epec), Lisandro Peresutti (Epe) y Fernando Pini (Edes). Las secretarías estarán a cargo de Ariel Palumbo (Edemsa) e Hilario José Bistoletti (Secheep), mientras que Gustavo Piuma Justo (Edea) será prosecretario.
El equipo se completa con Mario Moya (Epen) como tesorero, Alberto Velarde (Apeba) como protesorero, y Jorge Alegre (Energía de Misiones) y Pablo Cuenca (Dpec) como integrantes de la Comisión Revisora de Cuentas.
Acerca de Adeera
La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina está conformada por 50 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo. En conjunto brindan servicio a 14,5 millones de clientes. Operan 465.000 km de redes, emplean a 60.000 personas de manera directa y distribuyen más de 132.000 GWh al año, que representa el 98 % del total de la energía eléctrica que se consume en todo el país.
Cerrado Gold incorporó 20.000 hectáreas en el Macizo del Deseado mediante un acuerdo con una subsidiaria de Pan American Silver.
Las propiedades Falcon, ubicadas junto a Minera Don Nicolás y al proyecto Las Calandrias, pasan a integrar el paquete de activos que la compañía utiliza para sostener la disponibilidad de mineral en una zona donde varios yacimientos enfrentan agotamiento progresivo de reservas.
La operación incluyó un pago inicial de 200.000 dólares y una regalía del 2% sobre la futura producción. El valor reducido refleja que el área no cuenta con recursos certificados bajo estándares internacionales.
Las estimaciones preliminares mencionadas por la empresa —entre 150.000 y 200.000 onzas con leyes proyectadas de 0,8 a 1,1 g/t— no constituyen recursos medidos o indicados y se basan en antecedentes históricos de perforación, que registraron interceptaciones de hasta 48 metros con leyes superiores a 1,6 g/t y sectores con más de 50 metros cercanos a 1,3 g/t.
La compañía iniciará una campaña de perforación de 5.000 metros para confirmar y ampliar las zonas mineralizadas. El objetivo operativo es consolidar depósitos satélite cercanos a infraestructura existente, lo que permite alimentar la planta de Don Nicolás sin inversiones adicionales en procesamiento.
Buena parte del mineral identificado corresponde a óxidos similares a los que se procesan en Las Calandrias, lo que facilita su integración al circuito productivo.
Desde 2020, Cerrado Gold viene ampliando su presencia en el Macizo del Deseado mediante adquisiciones sucesivas. La incorporación de Falcon se inscribe en esa estrategia de expansión lateral orientada a asegurar recursos que permitan sostener el throughput de planta y evitar interrupciones en la operación.
El movimiento confirma la presión creciente sobre las reservas auríferas de la provincia y la necesidad de incorporar nuevas áreas para mantener la actividad en una de las principales regiones mineras del país.
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A veinte años de su creación, el grupo que empezó con activos dispersos y sin peso propio se convirtió en un actor clave de la energía. Su crecimiento combinó intuición, riesgo y una apuesta sostenida por invertir en el país.
Cuando Pampa Energía apareció en 2005, no era una empresa destinada a ocupar un lugar central en el sector. Era un holding pequeño, con activos modestos y sin presencia dominante en ningún segmento.
Su historia no empieza con un gran descubrimiento ni con un golpe de suerte, sino con una decisión más simple y más difícil: apostar por un país en un momento en que casi nadie lo hacía.
La primera señal de esa apuesta apareció en 2007, cuando Pampa decidió entrar en Transener. No fue una operación evidente. La transmisión eléctrica es un negocio regulado, de retornos lentos y sin brillo, y además Pampa no compraba el control total: adquiría el 50% de Citelec, la sociedad que controla Transener, operadora del 85% de la red de alta tensión del país.
Aun así, fue el movimiento que cambió la escala del grupo. Esa decisión marcó un patrón que se repetiría en los años siguientes: entrar donde otros no miraban, invertir cuando otros dudaban y construir valor en el largo plazo.
Después vinieron las centrales térmicas, las hidroeléctricas, los parques eólicos, la compra de activos de Petrobras Argentina y la expansión en gas y petróleo. Cada movimiento tenía la misma lógica: integrar la cadena, diversificar riesgos y sostener un crecimiento que no dependiera de un solo negocio.
El desarrollo de Vaca Muerta abrió una etapa nueva. Pampa ya no era solo un generador eléctrico o un operador de transporte. Se convirtió en productor de gas no convencional y, a través de TGS, en un actor decisivo del midstream. La planta de fraccionamiento de Bahía Blanca, los gasoductos troncales y la infraestructura asociada le dieron al grupo un rol que excede a la empresa: ser parte de la arquitectura energética del país.
Ese recorrido explica por qué hoy Pampa atraviesa su mayor ciclo de inversión. Según la documentación presentada por la compañía, el grupo —entre Pampa y TGS— tiene proyectos que califican para el RIGI por 13.200 millones de dólares, con participaciones que van del 10% al 100% según cada iniciativa.
No es un número aislado: es la consecuencia de veinte años de decisiones acumuladas.
El oleoducto Vaca Muerta Sur, de 3.000 millones de dólares, tiene a Pampa con el 10%. El proyecto de GNL, de 2.900 millones, la incluye con el 20%. El gasoducto San Matías, de 1.300 millones, también la tiene con el 20%. La planta de urea, de 2.500 millones, es 100% de Pampa.
El proyecto de líquidos del gas natural, de 2.800 millones, es 100% de TGS. La expansión del Gasoducto Perito Moreno suma otros 560 millones (780 millones con tramos finales).
Son obras que no solo amplían la capacidad energética del país. Generan empleo en todo el territorio, movilizan cadenas industriales, metalmecánicas, logísticas y de servicios, y sostienen un ecosistema de proveedores que creció al ritmo de la empresa.
La historia de Pampa no es lineal ni perfecta.
Es una historia de decisiones tomadas en momentos de incertidumbre, de inversiones hechas cuando el contexto no acompañaba y de una convicción que atraviesa toda la trayectoria del grupo: invertir en la Argentina, incluso cuando la Argentina no parecía un lugar para invertir.
A veinte años de su creación, Pampa Energía no es la misma empresa que empezó con activos dispersos y ambiciones modestas. Es un actor central del sistema energético, con presencia en generación, gas, petróleo, transporte e industrialización.
Su recorrido no se explica por un único hito, sino por una secuencia de decisiones que, vistas en conjunto, cuentan algo más grande: la construcción paciente de una empresa que eligió crecer acá.
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El Ministerio de Economía aprobó la adhesión de Transportadora de Gas del Sur (TGS) al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) para ejecutar la ampliación del Tramo I del Gasoducto Perito Moreno (GPM), una obra que demandará una inversión de 550 millones de dólares y que permitirá incrementar en 14 millones de metros cúbicos diarios la capacidad de transporte de gas desde Vaca Muerta hacia el centro del país.
La resolución 676/2026 formalizó el ingreso del proyecto al régimen y habilitó el inicio de un plan de obra que incorpora infraestructura crítica en territorio pampeano.
El proyecto contempla la instalación de tres nuevas plantas compresoras en las localidades de Casa de Piedra, Doblas y Chacharramendi, nodos estratégicos del sistema troncal que conecta Tratayén, en Neuquén, con Salliqueló, en Buenos Aires.
La ampliación elevará la capacidad del ducto de 21 a 35 millones de metros cúbicos diarios en el tramo Tratayén–Salliqueló, lo que representa un incremento cercano al 60% respecto de la capacidad actual. Además, se sumará un equipo compresor adicional en la planta existente de Tratayén, totalizando 90.000 HP de potencia instalada.
La obra fue declarada de interés público y adjudicada a TGS tras un proceso licitatorio realizado por Energía Argentina en 2025. La transportista deberá acreditar antes del 31 de diciembre de 2026 al menos el 40% de la inversión mínima comprometida y cumplir con el requisito de destinar un 20% del monto total a proveedores locales, conforme a las condiciones del régimen.
El cronograma prevé 18 meses de ejecución entre el 1° de noviembre de 2025 y el 1° de abril de 2027, fecha estimada para la entrada en operación comercial.
La ampliación del GPM permitirá superar las restricciones de transporte que enfrenta la cuenca neuquina y sustituir importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) y combustibles líquidos utilizados en generación eléctrica. Según estimaciones técnicas, el refuerzo de capacidad permitirá un ahorro anual de divisas del orden de 700 millones de dólares por la reducción de compras externas.
Del volumen incremental, 12 millones de metros cúbicos diarios se orientarán al Gran Buenos Aires y 2 millones al polo industrial de Bahía Blanca.
En paralelo, TGS avanza con una ampliación adicional en su sistema regulado, que incluye la instalación de 20 kilómetros de gasoducto paralelo al troncal y 15.000 HP adicionales en el Gasoducto Neuba III, junto con adecuaciones para operar a mayor presión.
Estas obras permitirán que el gas adicional recibido en Salliqueló pueda abastecer la demanda del área metropolitana y del norte del país, integrando la expansión del GPM con la red existente.
El Banco Central evaluó el impacto cambiario del proyecto y concluyó que la demanda de divisas asociada no compromete la sostenibilidad del sector externo ni las reservas internacionales, habilitando su incorporación al régimen.
La ampliación del Gasoducto Perito Moreno se consolida así como la primera iniciativa privada aprobada bajo el RIGI en el sector de transporte de gas, con un alcance operativo que involucra a Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires y que refuerza la infraestructura necesaria para evacuar la producción incremental de Vaca Muerta.
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La 12ª edición del Latam Economic Forum expuso un conjunto de variables macroeconómicas y sectoriales que no habían sido detalladas en las intervenciones previas del Gobierno.
Con los discursos completos del Presidente y del Ministro de Economía, el encuentro dejó un mapa más preciso sobre el estado fiscal, la posición externa, la dinámica de exportaciones y el volumen de inversiones comprometidas en energía, minería y agroindustria, que constituyen el núcleo del crecimiento proyectado para los próximos años.
El Presidente destacó que el riesgo país descendió desde niveles superiores a 3.000 puntos a valores cercanos a 500, en paralelo a una recuperación del Estimador Mensual de Actividad Económica (EMAE), que se ubica 11% por encima del nivel registrado al inicio de la gestión en términos desestacionalizados.
La tendencia ciclo mostró tres meses consecutivos de variaciones positivas del 0,4%, mientras que la comparación interanual marcó un incremento del 5,5%. En materia de precios, el Gobierno atribuyó la desaceleración inflacionaria a la corrección del desequilibrio fiscal y monetario, señalando que la economía transitaba una dinámica de 1,5% diario previo al ajuste inicial.
En el plano externo, se subrayó que Argentina es el único país del G20 que combina superávit fiscal y superávit energético, condición que fue destacada en reuniones técnicas del organismo internacional.
El Banco Central acumula compras diarias de divisas superiores a los 100 millones de dólares, en un contexto donde la demanda de activos locales se recupera tras la volatilidad generada por la salida de capitales del año anterior.
El Presidente detalló que la corrida financiera representó un movimiento equivalente a 41.000 millones de dólares, que pudo haber alcanzado 70.000 millones sin las medidas precautorias aplicadas sobre los pasivos remunerados.
El Ministro de Economía complementó la exposición con datos sectoriales. La inflación de abril se ubicó en 2,6%, con una variación de la canasta básica alimentaria del 1,1%, el registro más bajo desde agosto del año previo.
Las expectativas del mercado para los próximos doce meses se estabilizaron en torno al 20%. En materia comercial, abril registró exportaciones por casi 9.000 millones de dólares, con máximos históricos en agroindustria (17.000 millones en el primer cuatrimestre) y en manufacturas industriales (2.500 millones, el valor más alto en 14 años).
El superávit energético volvió a consolidarse, en contraste con los años de importaciones netas de gas y combustibles.
El financiamiento al sector privado mostró una expansión significativa: el crédito total pasó de representar 3,8% del PBI a casi 11%, mientras que el financiamiento PyME se duplicó. La cosecha agrícola alcanzó 163 millones de toneladas y la actividad aérea comercial registró 17,9 millones de pasajeros en el primer cuatrimestre, ambos valores máximos recientes.
El EMAE se ubicó en su nivel histórico más alto, según los datos presentados por el Ministerio.
En materia fiscal, el Gobierno detalló que el déficit consolidado heredado de 5 puntos del PBI fue revertido a superávit, mientras que el déficit cuasi fiscal de 10 puntos fue eliminado. La inflación núcleo mensual, que se ubicaba en 28,3%, descendió a niveles cercanos al 2,3%.
La deuda pública consolidada pasó de 484.000 millones de dólares a 458.000 millones, y las reservas brutas aumentaron de 21.000 a 48.000 millones. La brecha cambiaria se redujo del 200% a valores cercanos al 3%.
El encuentro también permitió precisar el volumen de inversiones comprometidas en sectores estratégicos. El pipeline asciende a 140.000 millones de dólares, con 30.000 millones ya aprobados.
Una proporción relevante corresponde a energía, minería y Vaca Muerta, con proyectos de perforación que tienen plazos de ejecución de nueve meses.
La balanza energética y minera combinada proyecta un superávit de 60.000 millones de dólares hacia 2031 y de 90.000 millones hacia 2034, sin considerar los proyectos recientemente presentados bajo el régimen de grandes inversiones.
El Presidente vinculó estos flujos con el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y su ampliación, el SuperRIGI, orientado a sectores que aún no operan en el país.
La lógica oficial sostiene que la reducción de la carga fiscal en proyectos de gran escala habilita la entrada de capital y la expansión de la frontera productiva, con efectos de convergencia sobre el resto de la economía. El caso de Neuquén, que destinó 3,5 millones de dólares para adherir al régimen y obtuvo compromisos por 1.000 millones, fue citado como referencia.
La lectura integrada del foro muestra un cuadro macroeconómico con superávit gemelos, recuperación de la actividad, expansión del crédito y un volumen de inversiones significativo en energía y minería.
La consolidación de estos flujos dependerá de la estabilidad fiscal, la continuidad de los incentivos a la inversión y la capacidad de ejecución de infraestructura asociada a transporte, logística y procesamiento, que constituyen los cuellos de botella centrales para sostener el crecimiento de mediano plazo.
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El Gobierno avanzó en un giro central en la política de abastecimiento invernal de gas al lograr que, por primera vez desde 2008, el Estado no subsidie el costo del Gas Natural Licuado (GNL) importado para cubrir el pico de demanda residencial.
El documento señala que “por primera vez en casi dos décadas, el Estado encontró un camino para no tener que subsidiar el costo del gas importado”. La estrategia se apoya en un esquema de subastas anticipadas en el Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) que permitió trasladar el costo real del GNL a distribuidoras, industrias, comercializadoras y generadoras eléctricas.
El mecanismo consiste en que Enarsa revende por anticipado los cargamentos de GNL licitados para el invierno. Las empresas privadas deben pagar un 25% del valor por adelantado y el 75% restante al momento de la regasificación.
Según el documento, “el Ejecutivo consiguió que distribuidoras, industrias, comercializadoras y generadoras privadas compren por anticipado el gas importado”, lo que asegura ingresos inmediatos para financiar la importación y evita que el Tesoro absorba un costo superior a los 1.000 millones de dólares durante el invierno.
La decisión obligó a ajustar derivadas regulatorias para garantizar la seguridad operativa del sistema eléctrico. El Gobierno acordó con Trafigura —el trader que adquirió la mayor parte del volumen subastado— un mecanismo para asegurar gas a centrales térmicas críticas en caso de que no logren cerrar contratos privados.
El documento indica que “Cammesa podrá solicitarle a Trafigura que entregue gas a centrales térmicas consideradas críticas para la operación del sistema”, incluso sin acuerdo comercial directo.
Si la trader no puede colocar determinados volúmenes por razones financieras o de compliance, deberá cederlos a Enarsa, que los entregará a Cammesa.
El rediseño operativo incluyó la corrección de la prima que Enarsa aplica para cubrir costos de regasificación y logística en la terminal de Escobar. Tras fijar inicialmente un valor de 5,16 dólares por millón de BTU —superior a la oferta presentada por Naturgy como agregador comercial— la estatal redujo la prima a 3,90 dólares.
El documento destaca que “Enarsa definió una prima de US$ 3,90 por millón de BTU, lo que dejó al Ejecutivo en una posición mucho más consistente” desde el punto de vista económico.
El nuevo esquema se articula con la reforma eléctrica gradual iniciada en noviembre de 2025, que habilita a los generadores a contratar su propio combustible y a declarar hasta un 25% adicional sobre el costo del gas dentro del Costo Variable de Producción (CVP). Ese margen funciona como incentivo para que las empresas asuman el riesgo de abastecerse por su cuenta.
En ese marco, Trafigura ofreció pagar un spread cercano a 1 dólar por millón de BTU para asegurarse 300 millones de metros cúbicos de gas, superando ampliamente las ofertas de Pampa Energía y Central Puerto.
El desplazamiento del Estado como proveedor de última instancia y la creciente contractualización privada del abastecimiento invernal marcan un cambio político en la arquitectura del mercado energético.
El documento concluye que la decisión de trasladar el costo del GNL a privados “está mostrando niveles de eficacia superiores a los esperados inicialmente”, marcando un esquema donde el riesgo económico del invierno se desplaza desde el sector público hacia los actores del mercado.
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La Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN) resolvió otorgar a Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NA-SA) la renovación de la licencia de operación de la Central Nuclear Atucha II hasta el 26 de mayo de 2036, luego de completar las evaluaciones regulatorias correspondientes.
La medida fue formalizada mediante la Resolución 135/2026, publicada en el Boletín Oficial, y alcanza a la Central Nuclear “Presidente Dr. Néstor Carlos Kirchner” – Central Nuclear Atucha II (CNA UII), cuya licencia anterior vencía el 26 de mayo de 2026.
Según los considerandos de la resolución, NA-SA presentó el pedido de renovación el 3 de marzo de 2026 y la Gerencia de Licenciamiento y Control de Reactores Nucleares verificó el cumplimiento de los requisitos regulatorios vinculados con seguridad radiológica y nuclear, protección física, salvaguardias, protección radiológica, transporte y emergencias radiológicas y nucleares.
La ARN indicó que los resultados de las evaluaciones e inspecciones fueron documentados en un informe técnico que recomendó conceder la renovación de la licencia por un período de diez años.
La licencia de operación otorgada establece una vigencia hasta el 26 de mayo de 2036 para la instalación ubicada en Lima, partido de Zárate, provincia de Buenos Aires.
De acuerdo con la resolución, las distintas áreas técnicas, administrativas y jurídicas del organismo regulador intervinieron en el expediente antes de la aprobación por parte del Directorio de la ARN.
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Las facturas de gas aumentarán 2,81% en el mes de junio y las de electricidad 1,5%, de acuerdo a los nuevos cuadros tarifarios que realizaron los entes reguladores.
De esta forma la factura media de la red de gas tendrá un alza por encima de la inflación de mayo (se estima menor a 2,6%). En cambio, la de electricidad se ajustará por debajo de esa misma referencia, pero el alza depende en gran medida de los entes reguladores provinciales.
En ese contexto, el ente regulador aplicó un alza de más del 4,5% sobre los precios que aplicarán las distribuidoras de energía eléctrica, Edenor y Edesur, y del 4,4% en los consumos de gas natural, Metrogas y Naturgy en el AMBA.
La decisión quedó plasmada este viernes mediante una docena de resoluciones publicadas en el Boletín Oficial. El Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE) aprobó los nuevos cuadros tarifarios que deben aplicar las distribuidoras de todo el país desde este lunes 1° de junio.
El Gobierno decidió desacelerar el ritmo de quita de subsidios en mantener en ambos servicios para amortiguar los efectos de la inflación. Un reciente informe de la Oficina de Presupuesto del Congreso (OPC) señaló que los subsidios en el primer trimestre se ubicaron en 0,16% del PIB.
Del total de las transferencias realizadas por el Estado Nacional, el 75% se destinó al sector eléctrico, mientras que el 22% correspondió al rubro del gas natural.
Los nuevos valores que regirán desde junio se inscriben en la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT), que contempla 31 aumentos mensuales consecutivos entre 2025 y 2030.
Según la resolución 39, para el caso de Metrogas, que distribuye en la Ciudad de Buenos Aires y once partidos del conurbano bonaerense, los montos para usuarios residenciales sin subsidios serán:
Para los usuarios de Naturgy Ban, que distribuye en 30 municipios del norte y el oeste del conurbano, la resolución 38 del ENRGE estableció que los montos para usuarios residenciales sin subsidios serán:
El Gobierno fijó los nuevos valores de distribución de energía eléctrica que se trasladarán a la factura final.
A continuación, a modo de ejemplo, los nuevos valores para los usuarios residenciales de Edenor:
Para los usuarios residenciales de Edenor, la categoría R1 —correspondiente a consumos de hasta 150 kWh mensuales— tendrá un cargo fijo de $1661,69 y un cargo variable de $71,518 por kWh. Mientras para los de Edesur, será de $1629 y $70,513, respectivamente.
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El presidente del flamante Ente Nacional del Gas y la Electricidad (ENRGE), Néstor Marcelo Lamboglia, designado al frente del organismo hace menos de un mes, renunció sorpresivamente este lunes en medio de una fuerte interna que mantenía dentro del directorio con Marcelo Nachón, vocal del organismo y hasta mayo interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas). En su lugar asume el vice Vicente Serra.
Lamboglia le comunicó este lunes por la mañana su renuncia al resto de los miembros del directorio y además envió un memo por el sistema GEDO oficializando su decisión.
EconoJounal había revelado en abril sobre la existencia de una fuerte interna entre estos funcionarios pese a que por entonces el organismo ni siquiera había terminado de constituirse.
Lamboglia, quien se antes de asumir en el ENRGE se venía desempeñando como interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), había suferido en una reunión realizada el pasado 8 de abril no renovar ningún contrato en los entes hasta que el ENRGE estuviese en funciones, pero Nachón desconoció ese pedido y pocos días después renovó por seis meses 73 contratos del Enargas que vencían el 30 de junio. Además, días antes había promovido el pasaje de planta transitoria a permanente de Marcela Paula Valdez, integrante del cuerpo asesor del ex interventor Carlos Casares.
También habían chocado porque Nachón quería conservar en el nuevo ente un cuerpo de asesores externos y Lamboglia decía que esas tareas debían ser cumplidas por personal de línea del organismo.
Las nuevas oficinas del ENRGE se establecieron en la histórica sede del ENRE en Madero al 1000, pero Nachón se negaba a ir con el argumento de que no estaban dadas las condiciones edilicias para trabajar en ese lugar.
El jueves el directorio mantuvo una reunión para aprobar las subas de tarifas de junio y Nachón no fue lo que terminó de colmar la paciencia de Lamboglia, quien es diabético y no quiere que esta situación le termine afectando la salud.
Otro punto en el que no se ponían de acuerdo era el de la readecuación salarial dentro del organismo. Las disparidades entre los salarios del ex ENRE y el ex Enargas son muy marcadas. Por ejemplo, en el Enargas hay funcionarios que llegan a cobrar hasta 32 millones de pesos brutos, mientras que en el ENRE los sueldos más altos llegan a 8,5 millones brutos. La intención de Lamboglia era recomponer el ingreso de los que venían del ENRE, pero dentro de un plan de adecuación que involucraba a toda la plantilla del nuevo organismo. Sin embargo, el enfrentamiento con Nachón estaba haciendo inviable esa coordinación.
, Fernando Krakowiak
El Gobierno bonaerense aprobó nuevos cuadros tarifarios para las distribuidoras eléctricas de la provincia de Buenos Aires, incorporando los precios mayoristas definidos por la Secretaría de Energía de la Nación y una actualización transitoria del Valor Agregado de Distribución (VAD), que comenzará a regir desde el 1° de junio de 2026.
La medida alcanza a EDELAP, EDEA, EDEN y EDES, e impactará en las 200 cooperativas eléctricas del interior bonaerense. La resolución fue publicada este viernes en el Boletín Oficial y se apoya en el recálculo realizado por el Organismo de Control de Energía Eléctrica de la Provincia de Buenos Aires (OCEBA).
Según replicó la agencia DIB, el cargo fijo aumentará en dos tramos entre un 6% y 7%, de acuerdo al consumo. Mientras que el cargo variable trepará en torno al 8%, siempre para aquellos usuarios residenciales sin subsidio. En cambio, aquellos que están beneficiados por el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) tendrán un salto en la tarifa mayor: el cargo fijo trepará en loas dos etapas un 7,5% mientras que el cargo variable de la factura un 11%.
Los nuevos cuadros incorporan los precios estacionales de energía y potencia mayorista establecidos por la Resolución 109/2026 de la Secretaría de Energía nacional para el período mayo-julio de 2026, además de los costos de transporte y del Fondo Nacional de la Energía Eléctrica (FNEE).
La resolución también mantiene el esquema de subsidios energéticos focalizados dispuesto por el Decreto nacional 943/2025. De esta manera, seguirán vigentes las bonificaciones para usuarios residenciales beneficiarios del SEF, tarifa social, clubes de barrio y entidades de bien público.
En el caso de los usuarios residenciales subsidiados, el tope de consumo bonificado continuará siendo de 300 kWh mensuales durante mayo, junio y julio. El excedente por encima de ese límite se abonará sin subsidio. En este caso puntual, la Resolución 109 fijó esa bonificación adicional en un 10,67% sobre el consumo base para esos tres meses. Pero el beneficio “se va reduciendo mes a mes” con el objetivo de avanzar en la reestructuración del esquema de subsidios energéticos y dar previsibilidad a las facturas.
Además, el Gobierno provincial autorizó desde junio una actualización transitoria del VAD, del Sobrecosto por Generación Local (SGL), del Agregado Tarifario y del Cargo Transición Tarifaria (CTT), en el marco de la etapa de transición tarifaria vigente hasta la implementación de una nueva revisión tarifaria integral.
La norma también actualiza las compensaciones destinadas a distribuidoras receptoras del Fondo Provincial de Compensaciones Tarifarias y ratifica beneficios específicos para clubes de barrio, entidades sin fines de lucro y usuarios alcanzados por tarifa social.
Por otra parte, el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad aprobó nuevos cuadros tarifarios para Metrogas que comenzarán a regir desde el 1° de junio de 2026, en el marco de la actualización mensual de tarifas y de la revisión quinquenal del servicio. También el ajuste impacta en Camuzzi, empresa que brinda servicio en gran parte de la provincia de Buenos Aires.
La medida fue oficializada mediante una resolución publicada este viernes y forma parte del esquema de recomposición tarifaria impulsado por el Gobierno nacional tras la declaración de emergencia energética. Según el texto oficial, el incremento contempla tres componentes: la actualización del precio del gas definida por la Secretaría de Energía, un nuevo escalón de la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) y el mecanismo de ajuste mensual previsto en las reglas de la licencia.
Para los usuarios del interior bonaerense, la suba será de un 5% en el cargo fijo y de casi 2 puntos en el cargo variable (que depende del consumo). La suba se da en medio del debate sobre el futuro de la zona fría.
La entrada Aumenta la luz y el gas en junio en provincia de Buenos Aires se publicó primero en Energía Online.
Rusia consideró “ilegal” la detención del petrolero Tagor por parte de Francia, según declaró el portavoz del Kremlin, Dmitry Peskov.
Las autoridades francesas informaron que sus fuerzas armadas detuvieron el petrolero Tagor en el océano Atlántico el lunes, alegando que el buque navegaba desde Murmansk, Rusia, bajo bandera falsa.
La embajada de Rusia en París indicó que había solicitado formalmente información a las autoridades francesas sobre la posible presencia de ciudadanos rusos a bordo del petrolero detenido, pero aún no había recibido respuesta del Ministerio de Relaciones Exteriores de Francia.
Según información preliminar, el capitán del petrolero incautado por la Armada francesa es ciudadano ruso, según informaciones de Xinhua.
“Consideramos tales acciones ilegales; rozan la piratería internacional. Rechazamos categóricamente la afirmación de que se están llevando a cabo en pleno cumplimiento del derecho internacional”, afirmó Peskov.
El presidente de Francia, Emmanuel Macron, informó que la Armada de su país abordó el domingo un petrolero procedente de Rusia en el océano Atlántico.
A través de un mensaje publicado este lunes en X, el mandatario francés señaló que la Armada francesa subió al Tagor, un petrolero vinculado a Rusia “sujeto a sanciones internacionales”.
De acuerdo con Macron, la operación se llevó a cabo en el Atlántico, en alta mar, con el apoyo de varios socios, entre ellos el Reino Unido, y “en pleno cumplimiento del derecho marítimo internacional”.
Macron consideró “inaceptable que los buques eludieran las sanciones internacionales, violaran el derecho del mar y ayudaran a financiar la guerra de Rusia contra Ucrania, que se prolonga durante más de cuatro años”.
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El Gobierno aplazó los aumentos que iba a aplicar en junio sobre los impuestos a los Combustibles Líquidos y al Dióxido de Carbono, cuya implementación fue pospuesta para el 1° de julio.
La medida se implementó a través del Decreto 405/2026, publicado este lunes en el Boletín Oficial con la firma del presidente Javier Milei, el jefe de Gabinete, Manuel Adorni, y el ministro de Economía, Luis Caputo.
Según se expresa en los considerandos de la norma, “con el propósito de continuar estimulando el crecimiento de la economía a través de un sendero fiscal sostenible, resulta necesario, para los productos en cuestión, diferir los incrementos remanentes originados en las referidas actualizaciones”.
Así, la decisión evita que desde junio se traslade a los surtidores una carga tributaria más elevada. Si bien el decreto no elimina esos ajustes, sí vuelve a diferir su aplicación, una herramienta que el Poder Ejecutivo viene utilizando desde hace varios meses para moderar el efecto que tendrían sobre los valores al público.
Según la consultora Politikón Chaco, durante abril hubo una caída en el volumen de ventas de naftas y gasoil del 5,1% respecto al mes anterior, y de 2,4% frente al mismo período de 2025.
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Un fin de semana de tensión renovada en Medio Oriente echó por tierra las expectativas de distensión que habían dominado la semana pasada.
El crudo arrancó junio con fuerza. El Brent tocó US$ 94,05 por barril este lunes, un 3,2% más que el cierre del viernes. El WTI siguió la misma dirección y llegó a US$ 90,72, con una suba del 3,9%. Ambas referencias venían de cerrar la semana pasada en mínimos de mes y medio, después de que las conversaciones de paz en Washington generaran cierto optimismo sobre el Estrecho de Ormuz.
Ese optimismo duró poco. La tensión volvió durante el fin de semana y los mercados lo descontaron apenas abrió Asia.
Mayo quedó como uno de los peores meses del año para el crudo: el Brent perdió un 19% y el WTI un 17%, ambos presionados por rumores de acuerdo diplomático que nunca se concretaron. El rebote de hoy no recupera ni una fracción de eso.
Goldman Sachs puso un asterisco sobre las perspectivas: la demanda floja en China y Europa es un riesgo real a la baja para su estimación de US$ 90 por barril en el cuarto trimestre, aunque reconoce que mientras el suministro del Golfo siga comprometido, el piso es difícil de estimar.
Las exportaciones argentinas de crudo acumulan un contexto favorable en lo que va del año. Si el precio se sostiene, 2026 podría terminar como el mejor ejercicio de la historia en términos de divisas energéticas. Pero la volatilidad de las últimas semanas recuerda que ese escenario puede cambiar en un fin de semana.
El Centro Argentino de Ingenieros (CAI) anuncia la edición 2026 de la Semana de la Ingeniería, que se llevará a cabo del 3 al 5 de junio bajo el lema “Minería estratégica para un mundo en transición”. La presidencia del evento estará a cargo de Martín Pérez de Solay, CEO de Glencore Argentina y referente del sector, con una extensa trayectoria en minería, energía, infraestructura y desarrollo productivo.
El evento reunirá a destacados referentes de la industria, la academia y el sector público para debatir el rol del sector y los minerales críticos en el desarrollo económico argentino y en la transición energética global. En un contexto internacional marcado por la creciente demanda de cobre, litio y otros recursos estratégicos, se pondrá el foco en las oportunidades que tiene la Argentina para consolidarse como un actor relevante en las cadenas de valor vinculadas a la electrificación, las energías renovables y las nuevas tecnologías.
«Como ingeniero tengo la certeza de que nuestra disciplina transforma los recursos en desarrollo concreto. Aplicada a la minería, es un puente indispensable como motor de progreso para el país y un aporte al crecimiento sostenido para las comunidades cercanas a las operaciones, fortaleciendo la cadena de valor y potenciando las capacidades de nuestros profesionales», señala Pérez de Solay.
Por su parte, Pablo Bereciartua, presidente del CAI, afirma que “la minería representa una oportunidad histórica para la Argentina. Tenemos recursos de clase mundial, capacidad técnica y la posibilidad de convertirnos en protagonistas de la transición energética global”. Ingeniero de profesión también y responsable del cierre institucional del evento, destaca que “el desafío es desarrollar esos recursos de manera sostenible, con infraestructura adecuada, generación de empleo de calidad y una visión de largo plazo que permita transformar el potencial geológico en desarrollo económico y social para el país.”
Entre los ejes centrales del evento se destacan: el desarrollo del cobre y los minerales críticos como oportunidad estratégica para la Argentina; los desafíos de infraestructura y logística para acompañar el crecimiento del sector; el impacto de la minería en el empleo y el desarrollo regional; la innovación tecnológica aplicada a la actividad minera; y las estrategias para impulsar una minería sostenible, eficiente y alineada con los estándares ambientales internacionales.
Las jornadas técnicas incluirán conferencias y paneles con empresas líderes, especialistas y autoridades nacionales y provinciales, con el objetivo de construir consensos y propuestas concretas para potenciar el desarrollo minero local en las próximas décadas. Al cierre del evento, se presentará un documento con conclusiones y lineamientos estratégicos orientados al mediano y largo plazo.
La inscripción es gratuita y la agenda completa se puede consultar aquí.
, Redaccion EconoJournal
La Secretaría de Energía fijó, a través de la Resolución 123/2026, en PESOS UN MILLÓN OCHOCIENTOS CINCUENTA Y OCHO MIL CUATROCIENTOS VEINTICUATRO ($ 1.858.424) por tonelada el precio de adquisición del biodiesel destinado a su mezcla obligatoria con gasoil en el marco de lo dispuesto por la Ley 27.640 (de biocombustibles), para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de junio de 2026, y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
Asimismo, y a través de la Resolución 124/2026, Energía fijó en PESOS UN MIL VEINTITRÉS CON CIENTO CINCUENTA Y DOS MILÉSIMAS ($ 1.023,152) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar destinado a su mezcla obligatoria con nafta según la Ley 27.640, el cual regirá para las operaciones durante junio de 2026 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
Por la misma R-124 fijó en PESOS NOVECIENTOS TREINTA Y SIETE CON SETECIENTAS CINCUENTA MILÉSIMAS ($ 937,750) por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de maíz destinado a su mezcla obligatoria con nafta para las operaciones a llevarse a cabo durante el mes de junio de 2026 y hasta la publicación de un nuevo precio que lo reemplace.
El plazo de pago del biodiesel no podrá exceder, en ningún caso, los SIETE (7) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
Asimismo, el plazo de pago del bioetanol no podrá exceder, en ningún caso, los TREINTA (30) días corridos a contar desde la fecha de la factura correspondiente.
YPF completó con éxito en Puerto Quequén la carga de cadenas y anclas destinadas a la futura operación offshore del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), en Punta Colorada, Río Negro.
Las tareas logísticas, que demandaron una planificación de alta complejidad y fueron ejecutadas en tiempo récord, permitieron embarcar componentes críticos para el sistema de fondeo, que será instalado en el lecho marino por un buque especializado de la empresa noruega DOF Group ASA, dando inicio a una nueva etapa en el desarrollo del proyecto.
El fondeo constituye un componente esencial para la futura operación offshore, ya que permitirá fijar la posición de las dos monoboyas que integran este sistema en altamar. Con la finalización de la operación de carga en Quequén, el proyecto avanza hacia la fase de instalación offshore, acercándose a completar la cadena que conecta la producción de Vaca Muerta con los mercados internacionales.
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, señaló: “El desarrollo de Vaca Muerta requiere infraestructura a la altura de los grandes proyectos globales. Cada etapa que completamos refuerza nuestra visión de construir una plataforma exportadora de clase mundial”.
“Este hito representa un avance concreto en la infraestructura offshore, orientada a consolidar la exportación de petróleo y posicionar a la Argentina en el mercado global”, destacó Gustavo Chaab, CEO de VMOS.
Los materiales movilizados en esta primera campaña reflejan la magnitud del desarrollo offshore:
América Latina y el Caribe pierde, en promedio, cerca del 17% de la energía generada por las denominadas Pérdidas No Técnicas (PNT), un registro tres veces superior al promedio de los países de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE). Así lo planteó un estudio de la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de Latinoamérica (ADELAT), la Universidad de Chile, OLACDE y el BID, que reveló que la región registra niveles de ineficiencia que comprometen la sostenibilidad de sus sistemas en pleno proceso de transición energética.
El estudio «Recuperando Energía: Innovación y Estrategias para la Gestión de Pérdidas No Técnicas en América Latina y el Caribe» abordó un problema que el sector de la distribución eléctrica que los mercados enfrentan de manera estructural por la magnitud y que puede afectar tanto lo operativo de la calidad del servicio como los equilibrios financieros de las compañías.
La magnitud del fenómeno es severa. En términos físicos, las pérdidas que excedieron el límite referencial del 10% representaron 120 TWh, un volumen equivalente a la totalidad de la generación eólica y solar consolidada en la región durante ese mismo período. La problemática exhibe un carácter generalizado que afecta a 22 de los 26 países analizados por Adelat y el BID.
Existen casos extremos con mermas superiores al 25%, como sucede en Jamaica y Paraguay, junto a volúmenes absolutos de criticidad extrema en mercados como Venezuela y Honduras. Para las compañías distribuidoras, el impacto financiero anual consolidado se ubica en un rango que va de los US$9.600 millones a los US$16.600 millones, lo que representa entre un 0,19% y un 0,33% del Producto Interno Bruto (PIB) de la región.
Al respecto, Joaquín Lazo, especialista técnico y regulatorio de ADELAT, precisó en diálogo con EconoJournal que la denominación responde a criterios operativos claros: «La denominación no técnicas radica en el componente de gestión y conducta humana, para diferenciarlas de las pérdidas técnicas que obedecen a variables físicas inevitables ligadas al comportamiento de las redes», delimitando la intencionalidad.
Mientras las deficiencias no intencionales responden a fallas operativas o administrativas internas, el nudo crítico del sistema se concentra en las acciones deliberadas de hurto. «Las pérdidas no técnicas intencionales en las cuales se enfoca el estudio son de parte de usuarios que intencionalmente buscan hurtar electricidad«, remarcó el especialista técnico de la entidad regional.
Según se desprende del relevamiento sectorial, las pérdidas globales en el segmento de transmisión -alto voltaje- promedian un acotado 5%, debido a que los tendidos están fuera del alcance directo del fraude. En contraposición, el promedio trepa de manera drástica en las redes de distribución domiciliaria, donde la vulnerabilidad del esquema y factores físicos de la baja tensión disparan las mermas técnicas al 6% y las no técnicas al 8% promedio regional.
Una de las principales innovaciones del documento radica en el desarrollo de una base de datos regional que sistematiza las mejores prácticas aplicadas. A través de «fichas de medidas» estandarizadas, el reporte recopila las lecciones aprendidas por los operadores en áreas críticas como la regularización de medidores, la gestión de cobranzas en zonas complejas y la calibración de penalidades, ofreciendo un repositorio para que las empresas de la región dejen atrás los esquemas de ensayo y error.
El estudio recopiló datos mediante un abordaje metodológico de seis etapas, procesando respuestas válidas de 24 distribuidoras y realizando 30 entrevistas extensas a directivos de áreas operativas. La muestra total integró la experiencia de 37 compañías distribuidoras en 14 países -con participación de firmas de la Argentina- junto a organismos de control y regulación de 11 estados de Iberoamérica.
La investigación permitió estructurar una taxonomía operativa orientada a los objetivos específicos de intervención, desplazando las clasificaciones tradicionales por naturaleza. Este nuevo diseño estratégico se articula en tres ejes interdependientes: Detección y Localización (transición hacia analítica avanzada por cliente y gestión del riesgo basada en datos), Desincentivo y Control (blindaje físico y fiscalización focalizada), y Regularización e Inclusión.
Con relación al comportamiento regional, el experto de ADELAT explicitó que las realidades geográficas determinan patrones estacionales específicos. En ese sentido, señló que «las distribuidoras son muy heterogéneas entre sí y a lo largo de América Latina son muy distintas las zonas más aún dependiendo de ciertas estaciones del año, ya sea en el Caribe o hacia el sur de América Latina, por lo que es muy difícil una solución ganadora».
Desde la perspectiva tecnológica, el documento concluye que herramientas como la medición inteligente, la telemedición o la analítica avanzada de datos resultan insuficientes si no se apoyan en procesos internos robustos y bases comerciales de clientes actualizadas. Ningún algoritmo analítico posee la capacidad de subsanar inconsistencias en registros comerciales obsoletos o desalineados.
Asimismo, la viabilidad de los planes de contingencia depende fuertemente de los incentivos tarifarios y de las regulaciones específicas de cada jurisdicción. Lazo explicó las asimetrías del marco normativo respecto al traslado de ineficiencias: «En muchos países se reconocen pérdidas por lo que se asume cierto porcentaje que se paga a través de la tarifa de todos los usuarios. Pero por encima de esas pérdidas reconocidas las tiene que asumir la distribuidora, y si está por encima de ese nivel la distribuidora tiene incentivos en reducirlas».
Finalmente, las experiencias operativas de firmas como EPM o UTE reafirman que la reducción sostenible de pérdidas en entornos de vulnerabilidad social e informalidad no se agota en medidas coercitivas, sino que requiere una integración urbana y social efectiva. La contención del fraude técnico se presenta, en consecuencia, como un imperativo financiero y un vector indispensable para garantizar la equidad en el acceso al servicio y la flexibilidad operativa que impone la transición energética en la Argentina y la región.
Tal como advirtió Lazo para concluir, el trasfondo del problema excede los balances financieros y comerciales de las prestatarias: «El problema del fraude en la electricidad termina siendo un problema social porque estas derivaciones ilegales impactan por un lado en la calidad del servicio, son las zonas de menos recursos las que hurtan más electricidad y eso provoca que esas zonas tengan una menor calidad del servicio y también muchos riesgos».
, Ignacio Ortiz
La petrolera YPF anunció este viernes que se completó con éxito en el Puerto de Quequén la carga de cadenas y anclas destinadas a la futura operación offshore del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), en Punta Colorada, Río Negro. El consorcio acelera las obras para poder iniciar la carga del primer crudo a fines de año.
Las tareas logísticas permitieron embarcar componentes críticos para el sistema de fondeo, que será instalado en el lecho marino por un buque especializado de la empresa noruega DOF Group ASA, dando inicio a una nueva etapa en el desarrollo del proyecto.
Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, señaló que “el desarrollo de Vaca Muerta requiere infraestructura a la altura de los grandes proyectos globales. Cada etapa que completamos refuerza nuestra visión de construir una plataforma exportadora de clase mundial”.
El fondeo constituye un componente esencial para la futura operación offshore, ya que permitirá fijar la posición de las dos monoboyas que integran este sistema en altamar. Con la finalización de la operación de carga en Quequén, el proyecto avanza hacia la fase de instalación offshore que permitirá la carga de buques de 2 millones de barriles de capaciadd.
“Este hito representa un avance en la infraestructura offshore, orientada a consolidar la exportación de petróleo y posicionar a la Argentina en el mercado global”, destacó Gustavo Chaab, CEO de VMOS, el consorcio que reúne a ocho grandes compañías que llevan adelante el proyecto de unos US$3.000 millones.
Los materiales movilizados en esta primera campaña son seis anclas tipo High Holding Power (HHP), de aproximadamente 42 toneladas cada una, y seis cadenas de fondeo de 400 metros de longitud, con un peso cercano a 72 toneladas por unidad.
, Redacción EconoJournal
El recientemente creado Ente Nacional Regulador del Gas y de la Electricidad (ENReGE) oficializó una serie de resoluciones que establecieron los nuevos cuadros tarifarios que regirán para el mes de junio, con incrementos promedio de 2,81 por ciento para el caso del gas natural por redes, y del 1,50 por ciento promedio para la electricidad en el AMBA, según cálculos de la Secretaría de Energía.
Las tarifas de electricidad del resto de las jurisdicciones dependen de los entes reguladores provinciales.
Los nuevos cuadros tarifarios incluyen, en el caso de las empresas transportistas de electricidad, una actualización de los Valores Horarios para el equipamiento regulado, y la actualización mensual de las remuneraciones por el transporte troncal en media y alta tensión. Esto último se realiza en base a un índice que combina la evolución del IPIM y del IPC, en este caso de abril, y que resultó en un incremento de 4,31 % respecto del mes anterior.
Las resoluciones comprendieron a las empresas Enecor, Transacue, DPEC, Litsa, Limsa, Yacylec, EPEN, Transpa, Distrocuyo, Transcomahue, Transnea, Transnoa, Transba, Transener, Edersa e Interandes.
En el caso de las distribuidoras de electricidad en el AMBA, se aplica la cuota mensual por la Revisión Quinquenal de Tarifas (RQT) , más la actualización mensual de la remuneración por la distribución por redes (IPIM e IPC combinados).
En el caso de Edesur entonces, el Costo Propio de Distribución (CPD) sube en junio 4,68 % y el Valor Agregado de Distribución (VAD) medio se fijó en $ 60,795. En el caso de Edenor, el CPD para junio sube 4,75 % respecto de mayo, y el VAD medio es de $ 66,228.
Las resoluciones referidas a estas distribuidoras incluyen los cuadros tarifarios CON y SIN subsidios. Para los usuarios que están incluídos en el Régimen de Subsidio parcial, será hasta un tope de 300 kWh mes, debiendo pagar tarifa plena por el consumo excedente.
En el caso de las tarifas del servicio de suministro de gas por redes domiciliarias, se aplica el mismo criterio de actualización que en la electricidad, y las tarifas tendrán un subsidio adicional extraordinario de 25 % en junio, según anunció Energía.
A modo de ejemplo, cabe referir que un usuario Residencial categoría R2-3 en el área de MetroGAS tendrá en junio un Cargo Fijo de $ 18.875,71 (en Capital) y de $ 16.920,91 (en Buenos Aires). Para ambos casos, el Cargo Variable por cada metro cúbico de consumo es de $ 287,45.
La serie de resoluciones en el caso del gas comprende a las empresas Naturgy BAN, MetroGAS, Distribuidora de Gas del Centro, Distribuidora de Gas Cuyana, Camuzzi Gas Pampeana, Litoral Gas, Naturgy NOA, GasNea, Camuzzi Gas del Sur, Enel Generación Chile, Enarsa, GasAndes, Transportadora de Gas del Mercosur, Refinería del Norte, Gas Link, Compañía Entrerriana de Gas, Gas Norandino, y a las transportadoras TGS y TGN.
“Si alcanzara solo con promover inversiones, habría cien países desarrollados en el mundo”, sostiene Martín Alfie, uno de los fundadores de Misión Productiva, red de profesionales que busca aportar una mirada de largo plazo sobre los desafíos económicos que enfrenta la Argentina. En diálogo con EconoJournal, este economista que también se desempeña como jefe del área de Desarrollo Federal del Consejo Federal de Inversiones, destaca las virtudes del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), pero también sus limitaciones, poniendo foco especialmente en la falta de una política de desarrollo de proveedores locales, los excesivos beneficios fiscales y en la fragmentación económica que se está consolidando en un país donde solo un puñado de sectores productivos, con la minería y los hidrocarburos a la cabeza, parecieran estar en condiciones de escaparle a la crisis.
“El riesgo de apostar excesivamente a la minería y Vaca Muerta y no darle tanto espacio a otros sectores productivos que podrían desarrollarse, nos acerca más a una economía como la peruana y menos a economías como las de Canadá y Australia que utilizan sus recursos naturales como una base para desarrollar el resto de los sectores”, sostiene. “Incluso en el escenario más optimista no va a alcanzar solamente con exportar recursos naturales para los 50 millones de argentinos. Hay que desarrollar algo más”, agrega. El próximo martes 2 de junio Misión Productiva organiza en la Facultad de Ciencias Económicas de la Universidad de Buenos Aires el Segundo Congreso Productivo para el Desarrollo, con la intención de poner en debate estos temas sobre los que Alfie aceptó conversar a modo de adelanto.
–Misión Productiva se presenta como una red de profesionales que busca promover el desarrollo productivo porque no hay una mejora sostenible en las condiciones de vida sin producir más y mejor, ¿los incentivos que otorga el gobierno de Javier Milei para promover la inversión a través del RIGI van en esa dirección?
En cierto sentido sí y en otro no. Era necesario un régimen que incentive las inversiones, sobre todo teniendo en cuenta el historial de Argentina y las restricciones macroeconómicas. Establecer un incentivo que otorgue seguridad jurídica era necesario. Ahora bien, nosotros lo que vemos es que hay algunos puntos, en particular lo que tiene con el desarrollo de proveedores, que limitan que ese incremento de la producción de minería, hidrocarburos y otros sectores tenga otro tipo de derrame sobre la economía. ¿Cómo aprovechamos el boom de la minería y Vaca Muerta para desarrollar toda la economía y no solamente ciertos enclaves productivos? Por otro lado, lo que nos parece preocupante es que se consolida una tendencia a la fragmentación porque vamos a tener pocos sectores con mucho dinamismo en exportaciones y en producción, mientras que todo el resto del entramado productivo va a seguir con las mismas dificultades que ya viene arrastrando, como la falta de acceso al crédito, una estructura impositiva distorsiva, problemas de logística y acceso a la energía. Las inversiones son súper necesarias, pero con eso sólo no alcanza.
–¿El gobierno confunde promover inversiones con promover desarrollo?
Claramente no es lo mismo. Vamos a un caso cercano. Perú recibe miles de millones de dólares de inversión en minería y no está transitando un camino hacia el desarrollo. Lo mismo ocurre con otros países de la región. En Argentina tuvimos tantos años de falta de crecimiento y falta de dólares, que generar dólares y exportaciones, nos parece correcto, pero hay que plantear este problema. No es solo con estas inversiones que Argentina va a ir hacia el desarrollo. Tenemos numerosos ejemplos de países que tienen una macroeconomía estable, exportan recursos naturales, la economía crece, pero bajo ningún punto de vista uno podría decir que se están desarrollando. Hay algo más que tenemos que discutir, sobre todo en un país como Argentina que tiene un entramado productivo industrial y de servicios. Hay que aprovechar eso y no soltarle la mano porque sino es una oportunidad que se pierde. Si alcanzara solo con promover inversiones, habría cien países desarrollados en el mundo.
–El ministro de Economía, Luis Caputo, destacó en algún momento el caso peruano. ¿No terminan de ver esas limitaciones o no les importan?
Para ser justos, lo que destaca Caputo y los que ven de manera positiva el modelo peruano, es la cuestión macroeconómica. Perú es un país que de la mano de una política macro prudencial y, sobre todo, una fuerte independencia del Banco Central, logró estabilidad macroeconómica y baja inflación. Los presidentes cambian, van presos, y el riesgo país y la macroeconomía siguen bien. Lo que yo planteo es la otra parte del modelo peruano, que es su modelo productivo y social. El modelo productivo de Perú muestra un alto crecimiento de ciertas actividades, sobre todo la minería, pero un 80% de informalidad laboral y una estructura social que está muy fragmentada. No hay una calidad de vida que nos lleve a decir que es un modelo a seguir. En nuestro caso, el riesgo de apostar excesivamente a la minería y Vaca Muerta y no darle tanto espacio a otros sectores productivos que podrían desarrollarse, nos acerca más a una economía como la peruana y menos a economías como las de Canadá y Australia que utilizan sus recursos naturales como una base para desarrollar el resto de los sectores.
–¿Lo que usted sostiene es que apostar por el desarrollo hidrocarburífero y minero no necesariamente nos convierte en una economía de enclave, sino que eso depende de cómo se lleve adelante esa apuesta?
Exactamente. Nosotros lo que planteamos es que en la medida en que Vaca Muerta y la minería crezcan, que es algo súper positivo, se abren dos caminos. El camino de la Argentina extractiva, con una economía fragmentada que combina actividades basadas en recursos naturales que crecen mucho y el resto de las actividades cayendo, que es lo que pasó el año pasado y lo que está pasando ahora, o el camino de los países que en base a sus recursos naturales pueden desarrollar otros sectores y otras actividades. Además, es importante señalar algo: cuando uno ve los números de exportaciones, incluso las proyecciones más optimistas, se puede ver que Argentina va a exportar muchos recursos naturales, pero va a estar lejos de los niveles de Arabia Saudita o incluso de Australia. Esto lo plantean muy bien los estudios de Juan Carlos Hallak y Andrés López de la UBA. Incluso en el escenario más optimista no va a alcanzar solamente con exportar recursos naturales para los 50 millones de argentinos. Hay que desarrollar algo más.
–El RIGI se anunció originalmente para promover inversiones en actividades donde no las había, como el cobre o la exportación de GNL, pero ahora los beneficios se extienden a actividades productivas con altísimas tasas de ganancia como la extracción de petróleo no convencional. ¿Qué opinan sobre esa medida?
Es un punto muy importante el que señala, porque cuando uno promueve ese tipo de regímenes con tantos beneficios, siempre tiene que estar viendo dónde se está generando adicionalidad. Es decir, dónde se están dando beneficios y qué van a aportar. En el caso de la promoción del upstream, no está claro que esos beneficios estén disparando nuevas inversiones. Me parece que es una cuestión a discutir. El arte de la política productiva siempre es encontrar el equilibrio entre los beneficios que se otorgan y lo que se exige a cambio. Nosotros creemos que esa cuenta en el upstream no da del todo bien y que debería revisarse.
–Si el gobierno actual finalmente aprueba esos RIGI, el incentivo es por 30 años. ¿Qué herramientas puede tener un gobierno de otro signo político que asuma en el futuro para revertir esos beneficios sin arriesgarse a ser demandado en un tribunal internacional?
Es una pregunta más para un abogado que para un economista. Argentina tiene que apuntar a sostener los contratos, a no romper reglas de juego y después se verá qué margen de acción hay. Siempre hay márgenes de acción que tienen que ver con plantear mecanismos de diálogo y articulación. Cuando se observan los casos de Australia, Canadá y Noruega, hay muchas políticas para desarrollar proveedores sin exigencias de compre local, sino planteando articulación. Incluso a las mismas empresas les interesa porque si un proveedor local puede garantizar precio, calidad y servicios de postventa, lo van a preferir ya que la cercanía es algo positivo. ¿Qué mejor para una empresa que tener un proveedor cerca en tiempos de guerra? Lo que tenemos que discutir es cómo generamos las condiciones para que esos proveedores estén y eso es lo que hoy no se está discutiendo. Las cámaras de proveedores nacionales plantean que en la actualidad están jugando con la cancha inclinada, no tienen acceso al crédito y tienen problemas para proyectar. Es importante plantear también que la torta de la minería y de la energía va a ser muy grande en los próximos años. Va a haber espacio para todos. Para las operadoras, para los proveedores locales, para los proveedores nacionales y para que el Estado recaude impuestos. Tenemos que pensar cómo ensanchamos la base de los que pueden acceder a esos beneficios y no cómo quitar beneficios o romper contratos, que no sería el camino ideal.
–Milei le permitió a quienes ingresaron al blanqueo pagar por adelantado Bienes Personales correspondiente a varios años futuros con una alícuota reducida y congelar su situación tributaria. Eso supone otro condicionamiento para un futuro gobierno y son pocos los que parecen preocuparse por ese tipo de medidas.
Sí, hay medidas que establecen una especie de irreversibilidad, por lo menos en el corto y medio plazo. Son decisiones que fueron aprobadas por el Congreso. La discusión de la cuestión tributaria hay que pensarla de manera más integral, respetando las condiciones que se establecieron, hay que tener una estructura tributaria menos distorsiva, más amigable con la producción y más redistributiva. Es un tema clave, sobre todo pensando en la cuestión productiva y en qué hay que hacer para que los sectores que no están recibiendo beneficios por el RIGI también pueden tener una estructura impositiva más adecuada, porque sino, estamos reconociendo que los impuestos son un problema y le damos solución sólo a ciertos sectores. Discutamos cómo podemos modificar eso.
–El gobierno sostiene que heredó una situación macroeconomía muy complicada, con inflación muy alta, déficit fiscal y un Estado sobredimensionado. ¿Coincide con ese diagnóstico?
Los diagnósticos en torno a los problemas macroeconómicos y la falta de eficiencia del gasto del Estado, e incluso su tamaño, eran diagnósticos correctos y compartidos por la mayoría de los que seguimos las discusiones económicas y políticas en el país. Hay que generar ciertos consensos en tormo a cuestiones básicas, como un escenario fiscal sostenible, una macroeconomía estable y la necesidad de no tener inflación porque la inflación es un problema enorme para los negocios, para los trabajadores y para la gente en general. Ahora bien, hay que discutir cómo se hacen esos arreglos porque en la actualidad la actividad económica crece, pero se destruyen empleos y se destruyen empresas permanentemente. Hay que discutir qué costos está teniendo esa estabilización macro en términos de actividad. Nosotros siempre ponemos el foco en lo productivo, sin perder de vista la macroeconomía, pero entendiendo que la estructura productiva no es neutral a lo que pase con esa macroeconomía.
–¿A qué sectores cree usted que se debe incentivar más allá de aquellos en los cuales el país ventajas comparativas naturales?
En todos los sectores, incluso en los que uno cree que Argentina no tiene tantas ventajas, tenemos empresas de primer nivel que pueden competir en el mundo y que en otro contexto podrían ser jugadores muy importantes. Pero más allá de esto, hay algunos sectores en particular que deben incentivarse y que tienen que ver con el entramado industrial. Por ejemplo, Argentina tiene una industria farmacéutica que es muy destacada a nivel regional y global, que produce, que invierte, que innova y que tiene un potencial muy grande. También está todo lo que es el entramado de bienes de capital, como maquinaria agrícola y proveedores de oil&gas y minería. Argentina tiene muchas empresas que exportan, que son muy intensivas en ingeniería, en conocimiento y que tienen mucho potencial para seguir creciendo. También destaco al sector automotor argentino. Hay muchos sectores competitivos, pero a mí lo que me interesa plantear es lo siguiente: no queremos desde Misión Productiva plantear la vuelta al pasado, la vuelta a la sustitución de importaciones, la vuelta a la protección indefinida. Los sectores los tenemos que pensar con una lógica competitiva, exportadora, con empresas dinámicas. Ese es el foco. Y hay veces no es tanto elegir sectores, si bien obviamente uno prioriza sectores, sino establecer las condiciones para que las empresas que pueden competir en el mundo, más allá de los sectores, lo puedan hacer mejor. Hay que pensar más en tipos de empresas y de comportamientos empresariales.
–Lo que falló muchas veces en el caso argentino fue la estrategia de la zanahoria y el palo. Corea del Sur en su momento otorgó fuertes incentivos para apuntalar el desarrollo, pero cuando las empresas no cumplían se los retiraba. En Argentina los incentivos terminaron siendo independientes de los resultados y terminaron sirviendo para proteger a empresas ineficientes por tiempo indeterminado.
Sí, es así. Muchas veces la política industrial sostuvo regímenes que no tenían resultados positivos, pero por una cuestión de intereses políticos o de inercia, del Estado sosteniendo por sostener, no se revisaron. Lo que nosotros planteamos desde Misión Productiva es que tiene que haber una política industrial moderna, y la política industrial moderna implica un control estricto de qué beneficios se otorgan y a cambio de qué requisitos. Hoy con la inteligencia artificial eso se podría hacer de una manera mucho más eficiente que antes. También planteamos que hay que saber aceptar cuando algo salió mal y dejarlo ir. Muchas veces es difícil eso, y es una discusión importante para dar, una discusión difícil pero importante para dar, porque muchas veces los que hicieron política industrial no lo tuvieron en consideración.
–El gobierno acaba de anunciar un Súper RIGI para incentivar el desarrollo de energías renovables, infraestructura digital, inteligencia artificial, semiconductores y biotecnología avanzada. ¿Lo ven como algo positivo?
Es un exceso la cantidad de beneficios que tiene, y no termina de estar del todo claro cuál es la verdadera búsqueda. Como hablábamos antes, están yendo a encontrar nichos y atajos y a fomentar esa fragmentación de la economía. Algunos pocos sectores o empresas con grandes beneficios y con mucho potencial de crecimiento, y el 80% o 90% del resto de la economía, que son las pymes, que siguen con los mismos problemas que venían arrastrando antes. En ese sentido, es un paso más hacia la consolidación de una fragmentación económica. Ahora bien, como decía al principio, sí creo que los incentivos a la inversión, y sobre todo en sectores que obviamente necesitan cierta estabilidad jurídica para invertir, son necesarios. La estabilidad cambiaria y el acceso al MULC tienen sentido, pero los beneficios fiscales son más controversiales: discutamos cuánto. Además, que no haya políticas para el desarrollo de proveedores, es una oportunidad perdida.
, Fernando Krakowiak
En el marco del proceso de cesión de áreas hidrocarburíferas convencionales de YPF a la provincia de Santa Cruz, autoridades del Gobierno Provincial mantuvieron una reunión con representantes de la operadora continuadora Quintana Energy, en la que se realizó la presentación formal del informe de auditoría de pasivos ambientales correspondiente al área Cañadón León – Meseta Espinosa, ubicada en la Cuenca del Golfo San Jorge.
La reunión, fue encabezada por el secretario de Fiscalización y Control Ambiental Energético y Minero, Gastón Farías, acompañado por Lorenzo Gallardo, subsecretario de Fiscalización de Residuos y Efluentes Industriales; Sebastián Caballero, subsecretario de Saneamiento Ambiental; y Aldana Villarreal, todos del Ministerio de Energía y Minería.
Por Quintana Energy participaron Marcelo González Pondal, Miguel Carresane, José Herberth y Lucas Paradelo, apoderado de la firma. En representación de Ambiental del Sud estuvieron presentes Maximiliano Turic y Lucas Monelos.
El relevamiento fue encomendado por Quintana Energy a Ambiental del Sud y ejecutado sobre el yacimiento Cañadón León – Meseta Espinosa, una de las áreas incluidas en el acuerdo de cesión suscripto entre YPF y FOMICRUZ, mediante el cual la provincia asumió la administración de los activos hidrocarburíferos convencionales para avanzar en un nuevo esquema de operación e inversión.
La auditoría ambiental presentada contempla el relevamiento integral, inventario, clasificación y caracterización de hallazgos ambientales realizados en campo, que aporta una mirada central que contribuye al proceso de análisis y evaluación ambiental del área de mención.
Finalmente, se destacó que Quintana Energy forma parte del esquema de continuidad operativa definido para las áreas maduras de la Cuenca del Golfo San Jorge, garantizando la continuidad de la actividad, el sostenimiento de puestos de trabajo y la ejecución de nuevas inversiones en los yacimientos convencionales de Santa Cruz.
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El gobernador del Chubut, Ignacio “Nacho” Torres, mantuvo una reunión con autoridades de Pan American Energy en el marco de la inversión de USD 680 millones prevista por la empresa para desarrollar un nuevo esquema de recuperación terciaria en Cerro Dragón, a través de la construcción de 22 plantas de inyección de polímeros, y perforaciones adicionales, destinadas a incrementar la producción convencional y contrarrestar el declino del área.
El anuncio fue realizado de manera conjunta por el mandatario provincial; el secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge “Loma” Ávila; y el Group CEO de PAE, Marcos Bulgheroni; ante el ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, junto a funcionarios nacionales y provinciales.
Al respecto, Torres destacó la importancia de las inversiones que Pan American Energy viene realizando en la provincia y aseguró que “son una señal concreta de confianza en el potencial productivo de Chubut y en el futuro de una industria clave para la economía provincial”.
“El crecimiento y sostenimiento de la actividad demuestra que, cuando hay previsibilidad y compromiso entre el sector público y privado, se generan oportunidades de desarrollo, empleo y fortalecimiento de las economías regionales”, expresó el mandatario, agregando además que el plan de inversiones “permitirá modernizar la producción, incorporar tecnología y sostener miles de puestos de trabajo directos e indirectos en toda la Cuenca”.
“Chubut tiene un enorme potencial y necesita continuar consolidando políticas que incentiven nuevas inversiones, impulsen la competitividad y acompañen el crecimiento de la industria hidrocarburífera, generando un impacto positivo y sostenible a largo plazo”, concluyó Torres.
Pan American Energy anunció que presentará la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para avanzar con un nuevo desarrollo en el área de Cerro Dragón, basado en un proyecto de recuperación terciaria que contempla la construcción de 22 plantas de inyección de polímeros.
La iniciativa prevé inversiones por casi USD 680 millones para extender la vida útil de una cuenca madura como la del Golfo San Jorge, incorporando nuevas tecnologías orientadas a incrementar la producción y mejorar la eficiencia operativa del yacimiento.
El proyecto contempla además la preparación de cerca de 220 pozos inyectores y alrededor de 650 pozos productores, que durante su vida útil podrán generar una producción incremental acumulada de 24 millones de barriles de petróleo, equivalentes a más de 11.300 barriles diarios en su pico de producción.
Asimismo, el desarrollo permitirá incrementar los ingresos provinciales a través de regalías asociadas a la producción incremental y generará una mayor actividad en la cuenca, habilitando el desarrollo de nuevas zonas que anteriormente no resultaban económicamente viables.
La recuperación terciaria es una técnica que se aplica luego de las etapas de recuperación primaria y secundaria, con el objetivo de movilizar el petróleo remanente atrapado en el yacimiento y maximizar su aprovechamiento. En este caso, el sistema incorpora polímeros que permiten aumentar la viscosidad del fluido inyectado y mejorar el desplazamiento del petróleo hacia los pozos productores.
El anuncio, realizado en el Palacio de Hacienda, fue encabezado por el ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo; el Group CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni; y el gobernador del Chubut, Ignacio Torres; junto al secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González; el ministro de Hidrocarburos del Chubut, Federico Ponce; el secretario general del Sindicato del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables del Chubut, Jorge “Loma” Ávila; y el secretario general del Sindicato Petrolero Jerárquico de la Patagonia Austral, José Lludgar.
Por parte de PAE también estuvieron presentes el Upstream Managing Director, Fausto Caretta; el vicepresidente corporativo de Relaciones Institucionales, Daniel Felici; el vicepresidente de Relaciones Laborales, Sergio Faraudo; y el vicepresidente de Operaciones en Golfo San Jorge, Tomás Catzman.
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El Gobierno de Río Negro las adjudicó las áreas hidrocarburíferas de Medianera y Rinconada–Puesto Morales tras la publicación del Decreto N° 548/26 en el Boletín Oficial. La medida fue dispuesta por el gobernador Alberto Weretilneck y otorga a Geopetrol las concesiones de explotación por un plazo de 10 años, contados desde la entrada en vigencia del contrato. La decisión permite dar continuidad a la operación de yacimientos maduros, sostener la actividad económica vinculada al sector y preservar las fuentes laborales.
La adjudicación se concretó en el marco del Concurso Público Nacional e Internacional N° 02/25, convocado por la Provincia para reactivar áreas hidrocarburíferas convencionales. El proceso recibió ofertas de Geopetrol Drilling S.A., Petrolsur Energía S.A. y la UTE Titanium Energy S.A. – Emepa S.A., y luego avanzó con la evaluación técnica y económica de las propuestas.
La Secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya, destacó que la adjudicación “es una decisión estratégica para evitar la paralización de áreas con historia productiva, sostener la operación y cuidar el empleo vinculado a la actividad hidrocarburífera”.
“Son yacimientos maduros, con condiciones técnicas y económicas complejas. Por eso la Provincia diseñó un proceso que permita atraer operadores con capacidad real de inversión, continuidad operativa y compromiso con el desarrollo regional”, afirmó Moya.
Medianera y Rinconada–Puesto Morales son áreas convencionales con una larga trayectoria de explotación, iniciada en la década del 60. Su madurez productiva y el alto porcentaje de agua en los pozos reducen la competitividad de la explotación, por lo que la licitación contempló condiciones excepcionales, entre ellas una reducción de la alícuota de regalías al 6%.
El objetivo es garantizar inversiones necesarias para sostener la operación, preservar fuentes de trabajo, impulsar la participación de empresas locales y regionales de obras y servicios, avanzar en la remediación ambiental y adecuar instalaciones.
Para el área Medianera, Geopetrol propuso un Plan de Continuidad Operativa de USD 605.000 durante los primeros dos años y un Plan de Desarrollo e Inversiones de USD 1.625.100 para los ocho años restantes de la concesión.
En Rinconada–Puesto Morales, el Plan de Continuidad Operativa asciende a USD 1.400.000 para los primeros dos años, mientras que el Plan de Desarrollo e Inversiones prevé USD 2.540.000 para el período restante.
“Esta adjudicación marca un paso concreto dentro del rumbo energético de Río Negro. No se trata sólo de mantener pozos activos: se trata de cuidar trabajo, recuperar producción, ordenar áreas vencidas y generar condiciones para que la actividad convencional siga aportando al desarrollo provincial”, sostuvo Moya.
La funcionaria remarcó además que el nuevo concesionario tiene previsto iniciar operaciones el próximo 1 de junio, asegurando la continuidad laboral y respetando la antigüedad del personal afectado a cada área.
Esta licitación pública es la primera que se realiza sobre concesiones de explotación que no fueron prorrogadas durante 2024 y 2025, y cuyos plazos se encontraban vencidos. La Provincia avanzó con este procedimiento ante la caducidad o imposibilidad de prorrogar las concesiones existentes y la necesidad de garantizar la seguridad de las instalaciones, evitar la paralización productiva y seleccionar nuevos operadores con solvencia técnica y operativa.
El Decreto N° 548/26 también declaró desierta la licitación correspondiente al área Las Bases, debido a que no se presentaron oferentes. Por este motivo, su administración quedará en poder de la Provincia de Río Negro.
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El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) dio un paso fundamental en su fase submarina con la llegada del buque noruego Skandi Hera a Punta Colorada, en la provincia de Río Negro. Esta embarcación transporta cadenas de 400 metros y anclas de 42 toneladas para la instalación de monoboyas offshore, que funcionarán como terminales flotantes ancladas al fondo marino y conectadas mediante ductos submarinos para transferir crudo a grandes buques tanque sin requerir puertos tradicionales.
La colocación de estas monoboyas representa un avance clave para VMOS, cuyo objetivo es vincular la producción petrolera de la Cuenca Neuquina con el Golfo San Matías, transformando a Punta Colorada en una plataforma exportadora de petróleo de escala industrial.
La campaña de instalación está prevista para mediados de 2026 e incluye la colocación de dos monoboyas ubicadas entre 5 y 9 kilómetros de la costa rionegrina, luego de los estudios geotécnicos realizados en 2025. El sistema de anclaje diseñado debe soportar las duras condiciones marítimas y garantizar operaciones permanentes de carga.
El proyecto cuenta con la coordinación de DOF Group, que opera dos embarcaciones: el Skandi Hera, responsable del transporte y montaje, y el Skandi Patagonia, que brindará apoyo en maniobras y soporte operativo.
VMOS es uno de los proyectos energéticos más significativos de Argentina, ya que prevé transportar petróleo desde la Cuenca Neuquina hasta la costa atlántica de Río Negro mediante un oleoducto. Desde allí, el crudo podrá ser cargado directamente en buques de exportación, superando uno de los principales obstáculos logísticos de Vaca Muerta: la capacidad para evacuar el petróleo hacia mercados internacionales.
Con la terminal offshore en funcionamiento, Punta Colorada se consolidará como la principal puerta de salida del shale oil argentino al exterior. Además, se planifica una segunda campaña offshore entre el tercer y cuarto trimestre de 2026 para continuar con las etapas siguientes de instalación y conexión submarina.
En el contexto regional, Neuquén alcanzó una producción de 629.000 barriles por día y apunta a superar el millón en el corto plazo. Chubut, en tanto, registró en marzo 117.000 barriles diarios y Santa Cruz, 56.000 barriles. Además de la riqueza geológica, existen incentivos estatales en Neuquén que no se replican en otras provincias.
Por otro lado, la empresa PECOM informó que comenzó formalmente la operación del yacimiento Manantiales Behr tras cumplir las condiciones previstas para su explotación. También, Continental Resources, compañía del magnate Harold Hamm, presentó una iniciativa privada para acceder al área La Huella, que abarca 506 km² sobre una formación no convencional.
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Horacio Marín, actual titular de YPF, destacó el crecimiento de la petrolera nacional durante el último año y subrayó la necesidad de invertir en Vaca Muerta. A la vez, anticipó que él continuará al frente de la empresa hasta 2031: “Hay que saber irse en el momento preciso”.
Durante su exposición en el Latin Economic Forum, el ejecutivo sostuvo que el objetivo de la petrolera estatal fue pensado “como un objetivo de país” y remarcó que el crecimiento del sector podría convertirse en el segundo gran motor de la economía argentina. Asimismo comentó que el offshore y las nuevas energías serán las próximas claves del crecimiento de la petrolera estatal en el largo plazo.
En ese sentido, aclaró que el campo continuará siendo un actor central de la economía nacional: “Estoy seguro de que el agro va a crecer y espero que mucho más que la energía. Lo más rentable en la Argentina es el campo”. Sin embargo, destacó que el petróleo y el gas aparecen hoy como el gran cambio estructural para el país.
El titular de YPF señaló que el desarrollo energético se disparó antes que otros sectores porque “se generó un círculo virtuoso” impulsado por un contexto político y económico favorable a las inversiones privadas.
“Para que eso pase tiene que haber un gobierno business friendly, que te dé estabilidad macroeconómica, incentivos y reglas claras. Los gobiernos generan las condiciones de contorno y los privados generamos riqueza”, sostuvo.
Marín elogió además la política económica de la administración de Javier Milei y sostuvo que el ordenamiento macroeconómico permitió acelerar inversiones. “YPF empujó y todos nos siguieron. Dijimos que era el momento de generar riqueza porque el Gobierno ordenó la macro y mejoró fuertemente las condiciones”, expresó.
El CEO destacó que la industria energética argentina proyecta inversiones por alrededor de u$s130.000 millones en los próximos años y consideró que el crecimiento será posible únicamente a partir de la colaboración entre empresas y el Estado.
“Tiene que haber mucho trabajo, colaboración entre compañías y reglas de mercado para que Vaca Muerta se desarrolle plenamente”, comentó.
En otro tramo de su discurso, Marín defendió la competitividad internacional de Vaca Muerta y aseguró que la formación neuquina puede competir incluso con los grandes desarrollos no convencionales de Estados Unidos.
“Vaca Muerta es mejor que cualquier shale americano desde el punto de vista productivo. La naturaleza jugó a nuestro favor: tal vez no tengamos la misma logística que Estados Unidos por una cuestión de escala, pero podemos competir perfectamente”, afirmó.
También remarcó que YPF fue “una condición necesaria” para alcanzar las metas de exportación energética y detalló que la compañía trabaja en proyectos colaborativos con otras petroleras para ampliar la escala productiva. “De cada tres barriles, uno será para consumo interno y dos para exportación”, explicó.
El ejecutivo aseguró que desde su llegada la producción de Vaca Muerta aumentó un 42% y destacó la reducción de costos y la mejora en productividad.
Marín dejó clara la postura sobre su continuidad y, durante su exposición en el Latam Economic Forum, contó: “Cuando entré a YPF yo conocía al preisdente y lo único que me llegó fue que quería que genere valor. Milei me dio el qué, pero el cuándo no lo pregunté”.
En la misma línea, se proyectó a futuro de manera independiente de futuras (y supuestas) reelecciones de Javier Milei: “Es un presidente que quería hacer cambios y yo también. Son dos períodos presidenciales: yo sabía qué y cuándo, pero el cómo es el objetivo y el camino. Yo me voy en 2031: hay que saber irse en el momento preciso”.
En ese sentido, afirmó que “YPF se empieza a ir para arriba y genera más valor para todos los accionistas”. Sobre la performance de la compañía, describió que “hay 4 pilares, los extremos es el desarrollo de Vaca Muerta y la idea de invertir integramente en petróleo. Tenemos u$s220 mil millones par invertir gracias a las 16 mil locaciones auditadas”.
Sobre el futuro de la compañía, Marín aseguró que dejará una empresa completamente transformada hacia 2030 y adelantó que planea retirarse un año después. Según detalló, la YPF que imagina para el final de la década será “una de las diez mejores empresas de shale del mundo”, el principal exportador argentino y una firma con fuerte desarrollo tecnológico, generación de flujo de caja positivo y pago de dividendos desde 2028.
“Esta es la empresa que queda en 2030. Yo me voy en 2031. El día que abra la última válvula le voy a decir a Milei: ‘lo hicimos’”, expresó.
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El Gobierno extendió hasta junio la bonificación adicional del 25% en las tarifas de gas y fijó un nuevo porcentaje de descuento para la electricidad, ambas medidas destinadas a los hogares inscriptos en el Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).
La medida se implementó a través de la Resolución 121/2026 de la Secretaría de Energía, publicada este jueves en el Boletín Oficial con la firma de su titular, María Carmen Tettamanti.
El Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados, creado en diciembre de 2025 con el objetivo de unificar y reorientar los subsidios energéticos hacia los sectores de menores ingresos, reemplazó al sistema anterior de subsidios generalizados y establece bonificaciones diferenciadas según el nivel socioeconómico de los usuarios.
Las entidades de bien público, clubes de barrio y de pueblo, y otras organizaciones sin fines de lucro también quedan alcanzadas por las bonificaciones previstas en la resolución.
Para los usuarios de gas natural y gas propano indiluido por redes beneficiarios del SEF, la resolución prorroga al mes de junio la bonificación adicional del 25% que ya había estado vigente en mayo. La justificación oficial apunta al aumento de la demanda por las bajas temperaturas y a la mayor necesidad de importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) y combustibles alternativos, cuyos precios están expuestos a la volatilidad internacional.
Esta bonificación extraordinaria se suma a la general que el régimen SEF ya contempla en forma permanente, según lo establecido en el decreto que creó el sistema a fines de 2025.
En el caso de la energía eléctrica, la medida reemplaza el descuento adicional del 10,67% que estaba previsto para junio por uno levemente mayor: 11,97%, aplicable sobre un consumo base de 300 kilovatios hora (kWh) mensuales para usuarios residenciales. El ajuste busca compensar, parcialmente, el mayor uso de calefacción eléctrica en los hogares durante los meses fríos.
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El presidente de Pampa Energía presentó la hoja de ruta de inversiones del grupo y destacó el impacto que tendrán en la generación de trabajo y en la balanza energética. La empresa tiene proyectos por USD 13.200 millones que califican para el RIGI, con participaciones accionarias que van del 10% al 100% según cada iniciativa.
Marcelo Mindlin participó del Latam Economic Forum con una presentación que combinó datos técnicos, proyecciones de inversión y una lectura humana del impacto que la energía tendrá sobre el empleo argentino.
Su exposición giró alrededor de una idea que repitió varias veces: la energía no es un discurso, son obras concretas que ya están en marcha y que van a generar trabajo en los próximos años.
Según el documento oficial que presentó, Pampa Energía —a través de participaciones directas y de TGS— tiene proyectos que califican para el RIGI por un total de USD 13.200 millones, de los cuales USD 6.600 millones ya están aprobados.
Mindlin aclaró que se trata de inversiones de la empresa y que cada proyecto tiene una participación accionaria distinta, lo que permite dimensionar la escala real del portafolio.
El oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), una obra de USD 3.000 millones, tiene a Pampa con el 10% del proyecto. El caño ya está terminado y se encuentran en ejecución las plantas, los tanques y la terminal marítima.
Mindlin destacó que la industria completa participó del diseño y que la coordinación entre productores fue clave para destrabar la obra.
El proyecto de GNL, de USD 2.900 millones, es un consorcio entre Pan American Energy, YPF, Pampa y socios japoneses. Pampa participa con el 20%. Mindlin afirmó que hacia fines de 2027 la Argentina exportará GNL por primera vez en su historia.
Para que eso sea posible, explicó, es necesario construir el gasoducto San Matías, una obra de USD 1.300 millones en la que Pampa también tiene el 20%.
La planta de urea —Fértil Pampa— es un proyecto 100% de Pampa, con una inversión estimada de USD 2.500 millones. La empresa lleva dos años de estudios y espera tomar la decisión final en los próximos meses. Mindlin detalló que, una vez aprobada, la obra demandará entre tres y cuatro años de ejecución.
El objetivo es reemplazar importaciones que hoy llegan desde lugares tan lejanos como Ucrania, Catar o Rusia, y abastecer un mercado regional que consume 11 millones de toneladas anuales.
El proyecto de líquidos del gas natural (LGN), con una inversión de USD 2.800 millones, es 100% de TGS, compañía en la que Pampa es accionista. La iniciativa permitirá procesar, fraccionar y exportar los líquidos asociados al gas de Vaca Muerta. Mindlin explicó que, si no se extraen esos líquidos, se pierde riqueza y el gas no puede ingresar a los gasoductos.
La expansión del Gasoducto Perito Moreno, también de TGS, suma USD 560 millones (USD 780 millones con tramos finales) y permitirá aumentar la capacidad de transporte de 21 a 35 millones de metros cúbicos diarios. Según Mindlin, esta obra eliminará la necesidad de importar GNL, algo que la Argentina hizo durante dos décadas pese a tener uno de los mejores recursos del mundo.
A lo largo de su intervención, Mindlin insistió en que estos proyectos no solo aumentan la producción, sino que generan empleo en todo el país.
Señaló que las obras movilizan actividad en Neuquén, Río Negro, Buenos Aires, La Pampa, Córdoba y Santa Fe, pero también en el resto de la Argentina a través de proveedores, contratistas, transporte, servicios e ingeniería. “Cada obra mueve proveedores, pymes, contratistas, transporte, servicios, ingeniería. La energía derrama en toda la cadena productiva”, afirmó.
También vinculó la expansión energética con la estabilidad macroeconómica. Según sus proyecciones, la balanza energética pasará de un déficit de USD 4.000 millones en 2022 a un superávit de USD 24.000 millones en 2030. “Vamos a tener otro sector que genere tantos dólares como el campo. Eso hace a la Argentina más sólida”, señaló.
Mindlin cerró con una idea que sintetiza su lectura del momento: con esta magnitud de inversiones, la Argentina tiene por delante un ciclo de crecimiento y generación de empleo que no depende de discursos, sino de obras concretas que ya están en marcha.
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El presidente de YPF, Horacio Marín, expuso en el 12° Latam Economic Forum, realizado en el Goldcenter de Parque Norte, donde afirmó que la Argentina podría superar los USD 30.000 millones anuales en exportaciones de petróleo y gas a partir de 2031.
La proyección se enmarca en el desarrollo de Vaca Muerta, la expansión de infraestructura de transporte y la consolidación de proyectos de exportación de crudo y gas natural.
Marín sostuvo que el objetivo se alcanzará mediante la articulación entre YPF, el Gobierno nacional y las empresas privadas del sector. Señaló que el sector energético logró avanzar antes que otras actividades por la combinación de inversión, estabilidad operativa y coordinación público‑privada, y consideró que el contexto macroeconómico actual favorece la ejecución de proyectos de ciclo largo.
Durante su intervención, el directivo afirmó que Vaca Muerta presenta condiciones competitivas frente a desarrollos shale de Estados Unidos, lo que posiciona a la Argentina en un nivel relevante dentro del mercado internacional.
En ese marco, estimó que, en el futuro, dos de cada tres barriles producidos en el país estarán destinados a la exportación, mientras que el restante abastecerá al mercado interno, en línea con la ampliación de oleoductos y la maduración de proyectos colaborativos con operadores privados.
Marín remarcó que el sector privado tendrá un rol central en la expansión del sistema energético y sostuvo que la continuidad del ciclo inversor depende de la capacidad de las compañías para ejecutar proyectos de largo plazo y generar valor.
La estrategia incluye el desarrollo de infraestructura asociada a proyectos de GNL, la ampliación de la red de evacuación de crudo y la consolidación de nuevos polos exportadores.
Tras su participación en el evento, el presidente de YPF destacó en redes sociales la evolución bursátil de la compañía y señaló que el desempeño de la acción refleja la ejecución operativa y la consistencia de la estrategia de inversión. Indicó que el valor de mercado es una consecuencia del trabajo sostenido y no un objetivo en sí mismo.
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El presidente Javier Milei participó del Latam Economic Forum y centró su exposición en los factores que, según su visión, definen la capacidad de crecimiento de la economía argentina. El eje del discurso estuvo puesto en la competitividad sistémica, la disponibilidad de recursos estratégicos y el rol de la energía como motor de desarrollo.
Milei sostuvo que la estabilidad macroeconómica es condición necesaria pero no suficiente para expandir la actividad. Planteó que la combinación de energía competitiva, reducción de costos estructurales y apertura a la competencia constituye el marco para impulsar inversión y empleo de calidad.
En ese esquema, destacó que la Argentina cuenta con petróleo, gas, energía nuclear, minerales críticos y tierras agrícolas en escala, y que la ubicación geográfica reduce riesgos logísticos para la exportación.
El Presidente afirmó que el país dispone de una dotación de recursos que coincide con la demanda de las economías desarrolladas. Señaló que la disponibilidad de energía y minerales estratégicos permite proyectar una mayor integración a cadenas globales de valor, especialmente en sectores intensivos en recursos naturales y tecnología aplicada a la producción.
Durante su intervención, Milei también remarcó que la baja de la inflación habilita un entorno de planificación para empresas y familias. Según su planteo, la recuperación de la previsibilidad macroeconómica es un componente central para sostener decisiones de inversión en sectores como energía, minería, agroindustria y manufacturas orientadas a exportación.
El mandatario afirmó que el talento argentino tendrá oportunidades de desarrollo en un contexto de mayor estabilidad y apertura, y vinculó esa perspectiva con la expansión de sectores basados en conocimiento, servicios profesionales y tecnología aplicada a la industria.
La exposición se concentró en los elementos que, desde su enfoque, pueden sostener un sendero de crecimiento apoyado en recursos estratégicos, competitividad y capital humano.
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Los nuevos resultados de perforación en Lunahuasi confirmaron leyes de oro sin precedentes en la minería argentina y en el registro reciente de la región andina. NGEx Minerals informó intervalos con 1.740 g/t en un tramo de dos metros y 207 g/t en un intervalo de 17,3 metros, valores que superan ampliamente los rangos habituales de los proyectos metalíferos de San Juan y de los depósitos de referencia internacional.
El proyecto se ubica dentro del Distrito Vicuña, un corredor geológico binacional que concentra sistemas mineralizados de cobre, oro y plata asociados a Josemaría, Filo del Sol y Los Helados.
Las campañas previas ya habían mostrado mineralización de alta ley, pero los nuevos resultados amplían la información disponible sobre la continuidad del sistema y la presencia de zonas de ultra alta ley distribuidas a lo largo de varios cientos de metros.
La comparación con operaciones consolidadas de la provincia es directa: Veladero trabajó durante años con leyes cercanas a 1 g/t, mientras que otros proyectos de exploración en San Juan registraron valores entre 2 y 5 g/t en sectores de mayor concentración.
Los intervalos reportados en Lunahuasi se ubican en un orden de magnitud distinto, lo que confirma la existencia de un sistema epitermal de alta sulfuración con características inusuales para el país.
El sistema permanece abierto en múltiples direcciones, lo que obliga a extender la perforación para definir geometría, controles estructurales y continuidad mineralizada.
La etapa exploratoria no cuenta aún con estimaciones de recursos ni parámetros económicos, pero los resultados incrementan la relevancia técnica del distrito y consolidan a San Juan como una de las jurisdicciones metalíferas más activas de Sudamérica.
La proximidad a proyectos avanzados del mismo corredor geológico aporta infraestructura, logística de altura y conocimiento acumulado que facilitan la continuidad de las campañas.
La combinación de leyes ultra altas, mineralización asociada de cobre y plata y continuidad abierta posiciona a Lunahuasi como uno de los hallazgos más significativos de la exploración reciente en la cordillera.
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La presentación del Ministerio de Energía y Minas del Perú (MINEM) en Cusco confirmó un volumen de recursos prospectivos que reposiciona al país dentro del mapa gasífero sudamericano. Los datos oficiales indican 27,1 TCF entre recursos contingentes y prospectivos en Tumbes, offshore Tumbes, Camisea, Candamo y Madre de Dios.
La magnitud del potencial obliga a un incremento de actividad exploratoria que Perú no puede sostener con su estructura actual de proveedores.
El viceministro de Hidrocarburos, Marco Agama, detalló que el Lote XXIII en Tumbes registra 0,1 TCF contingentes y 0,8 TCF prospectivos, mientras que el Área LXXXVI en el offshore suma 1 TCF contingentes y 5,9 TCF prospectivos. A esto se agregan 20,4 TCF en Camisea y Candamo, distribuidos en los Lotes 88, 56, 57, 58 y la cuenca de Madre de Dios.
El volumen informado supera el potencial exploratorio de Bolivia y coloca a Perú como uno de los sistemas gasíferos con mayor proyección de la región.
La escala del recurso contrasta con la capacidad instalada del país para perforar, completar y desarrollar campos de gas. Fuera del sistema Camisea, la oferta de servicios es limitada: no existe un clúster de perforación comparable al de Neuquén, no hay flotas de fractura hidráulica en operación continua, y la provisión de insumos críticos —tuberías, válvulas, arenas, químicos, bombas de alta presión— depende de importaciones y de la presencia puntual de compañías internacionales.
Este desfasaje entre potencial geológico y capacidad operativa abre una oportunidad para proveedores argentinos con experiencia en Vaca Muerta y en desarrollos convencionales. La industria local cuenta con empresas de perforación, completación, ingeniería, metalmecánica, transporte especializado y servicios de superficie que operan en escala y con estándares internacionales.
La curva de aprendizaje acumulada en Neuquén permite ofrecer soluciones para exploración temprana, logística en zonas remotas, plantas de tratamiento modulares y servicios de integridad de ductos.
El MINEM señaló que la expansión del gas requiere fortalecer institucionalidad, agilizar permisos y consolidar licencia social. En ese contexto, la participación de proveedores con trayectoria en operaciones complejas puede reducir riesgos operativos y acelerar cronogramas de perforación.
La demanda potencial incluye servicios sísmicos, perforación direccional, cementación, wireline, completación, plantas de separación, ingeniería de ductos y operación de facilities.
La combinación de un recurso de gran escala y una estructura de servicios insuficiente configura un escenario donde empresas argentinas pueden capturar contratos en exploración, desarrollo y midstream.
La proximidad geográfica, la experiencia en formaciones no convencionales y la disponibilidad de proveedores certificados posicionan a la Argentina como un oferente competitivo para el ciclo gasífero peruano.
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En la antesala del invierno, el momento de mayor demanda gasífera del año, referentes de toda la cadena se reunirán para analizar la inversión en infraestructura como ventana de oportunidad y la nueva realidad que atraviesa el mercado del gas natural en la Argentina. La convocatoria es el eje de la nueva edición del Midstream & Gas Day, un encuentro organizado por EconoJournal, que se realizará el miércoles 10 de junio, desde las 8, en el Salón Dorrego del Hípico Alemán, en la ciudad de Buenos Aires.
La jornada cobra especial relevancia ante la necesidad de debatir sobre el abastecimiento y los desafíos del sistema frente al inminente pico de consumo. La apertura del evento estará a cargo de la Secretaria de Energía, María Tettamanti, quien trazará los lineamientos oficiales para el sector, en un mano a mano con Nicolás Gandini, director de EconoJournal.
Inmediatamente después, el foco se trasladará a los líquidos del gas natural con el panel «NGL’s, el próximo step de Vaca Muerta». Este bloque contará con la participación de Oscar Sardi (CEO de TGS) y Tomás Córdoba (CEO de Cía. MEGA), para evaluar los proyectos de industrialización del gas natural en la cuenca neuquina.
La infraestructura de transporte de hidrocarburos tendrá su espacio en el bloque de «Midstream & Infraestructura de Petróleo: ¿Qué está en marcha y qué falta?». El panel reunirá a directivos de primer nivel como Ricardo Hösel (CEO de Oldelval), Pablo Brottier (Director Ejecutivo de SACDE), Gustavo Chaab (CEO de VMOS) y Eduardo Carranza (Director Comercial de Otamérica), quienes discutirán el estado de las grandes obras de ductos y terminales marítimas.
Posteriormente, se abordará el potencial exportador en la mesa «Exportaciones de LNG, un anhelo cada vez más cercano», que contará con la presencia de los invitados Rodolfo Freyre (CEO de SESA) y Santiago Martínez Tanoira (Executive Vice President Gas & Power de YPF), moderados por Gabriela Aguilar (ATCC).
La visión de las compañías operadoras se verá reflejada en el bloque dedicado a «Precios cambiantes y el futuro post-Plan Gas». En este panel, los productores analizarán las estrategias comerciales en un escenario de desregulación. El debate estará integrado por Leopoldo Macchia (Chief Commercial Officer de Tecpetrol), Mariano D’Agostino (Vicepresidencia Marketing & Comercial de Harbour Energy), Santiago Patrón (Director de Comercialización y Midstream de Pampa Energía) y Victoria Sabbioni (VP Comercial de CGC), con la moderación de Daniel Nuñez (MEGSA).
Hacia la mitad de la mañana, se discutirá «La puesta en valor del segmento regulado de gas natural: horizonte de mediano plazo y sinergias con nuevos negocios». Esta mesa de análisis técnico y regulatorio reunirá a Horacio Pizarro (CEO de TGN), Gerardo Gómez (CEO de Naturgy) y Gerardo Zmijak (Director Comercial de Trafigura).
Tras un breve coffee break y networking de los cientos de invitados que se aguardan, la actividad se reanudará con una perspectiva analítica internacional enfocada en el upstream, donde Andrew McConn (Head of Global Research de Enverus) disertará sobre cómo sostener la productividad de Vaca Muerta.
La integración energética con los países vecinos ocupará un lugar destacado a través de dos paneles consecutivos. El primero contará con la visión de Alejandro Larrive (Chile Managing Director de Methanex Corporation), Luis Le-Fort (Gerente de Gestión de Energía de Colbún) y Santiago Romero Oneto (CEO de Gas Andes). El segundo bloque sumará la perspectiva hacia el mercado brasileño con Jorge Hijjar (Presidente de TGB) y Luciano Rojas (Director Comercial Total Austral de TotalEnergies).
Las nuevas tecnologías y las demandas emergentes globales también formarán parte de la agenda del Midstream & Gas Day. El panel «Inteligencia Artificial y Data Centers: nuevas demandas para el gas natural» explorará el impacto de la revolución digital en el consumo energético, con las exposiciones de Paulo Castro (Business Development Manager de Wärtsilä) y Hugo Bertini (Consultor Senior de PS Advisoring), moderados por Tomás Ocampo (CEO de Unblock).
A su vez, se analizará la estrategia de las grandes industrias de gas para gestionar un mercado distinto, con la participación de Bruno Brunetti (Grupo Arcor), Dolores Brizuela (Dow) y Mauricio Roitman (Energeia), bajo la moderación de Nadia Sager (Geinsa).
El cierre de las exposiciones estará dedicado a los desarrollos tecnológicos apalancados por el gas natural. En este último tramo, expondrán Emilio Weber (Director Comercial de Galileo Technologies), Camilo Rincón Ramírez (Regional Business Manager Latam de Insight M a Zeitview Company), Jorge Argat (Gerente de Cotizaciones Técnicas de Palmero) y Rerison Otoni (Smart Manufacturing Director de Stefanini Group).
, Redacción EconoJournal
El Centro Argentino de Ingenieros (CAI) anunció la edición 2026 de la Semana de la Ingeniería, que se llevará a cabo del 3 al 5 de junio bajo el lema “Minería estratégica para un mundo en transición”.
El encuentro reunirá a referentes de la industria, la academia y el sector público para debatir el rol del sector y los minerales críticos en el desarrollo económico argentino y en la transición energética global.
En un contexto internacional marcado por la creciente demanda de cobre, litio y otros recursos estratégicos, se pondrá el foco en las oportunidades que tiene la Argentina para consolidarse como un actor relevante en las cadenas de valor vinculadas a la
electrificación, las energías renovables y las nuevas tecnologías.
La presidencia del encuentro estará a cargo de Martín Pérez de Solay, CEO de Glencore Argentina y referente del sector, con una extensa trayectoria en minería, energía, infraestructura y desarrollo productivo.
“Como ingeniero tengo la certeza de que nuestra disciplina transforma los recursos en desarrollo concreto. Aplicada a la minería, es un puente indispensable como motor de progreso para el país y un aporte al crecimiento sostenido para las comunidades cercanas a las operaciones, fortaleciendo la cadena de valor y potenciando las capacidades de nuestros profesionales”, afirmó Pérez de Solay.
Por su parte, Pablo Bereciartua, presidente del CAI, afirmó que “la minería representa una oportunidad histórica para la Argentina. Tenemos recursos de clase mundial, capacidad técnica y la posibilidad de convertirnos en protagonistas de la transición energética global”. “El desafío es desarrollar esos recursos de manera sostenible, con infraestructura adecuada, generación de empleo de calidad y una visión de largo plazo que permita transformar el potencial geológico en desarrollo económico y social para el país”.
Entre los ejes centrales del encuentro se destacan: el desarrollo del cobre y los minerales críticos como oportunidad estratégica para la Argentina; los desafíos de infraestructura y logística para acompañar el crecimiento del sector; el impacto de la minería en el empleo y el desarrollo regional; la innovación tecnológica aplicada a la actividad minera; y las estrategias para impulsar una minería sostenible, eficiente y alineada con los estándares ambientales internacionales.
Las jornadas técnicas incluirán conferencias y paneles con empresas líderes, especialistas y autoridades nacionales y provinciales, con el objetivo de construir consensos y propuestas concretas para potenciar el desarrollo minero local en las
próximas décadas. Al cierre del evento, se presentará un documento con conclusiones y lineamientos estratégicos orientados al mediano y largo plazo.
La inscripción es gratuita y la agenda completa se puede consultar en https://cai.org.ar/semana-de-la-ingenieria-2026/
Pan American Energy anunció que presentará la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para un nuevo desarrollo del área de Cerro Dragón, provincia de Chubut, basado en un proyecto de recuperación terciaria que incluye la construcción de 22 plantas de inyección de polímeros. Se busca aumentar la producción convencional y contrarrestar el declino del área .
La iniciativa buscará acelerar y comprometer inversiones por casi U$S 680 millones para alargar la vida útil de una cuenca madura como la de Golfo San Jorge, se indicó.
El proyecto contempla construir 22 plantas de inyección de polímeros, la preparación de casi 220 pozos inyectores y alrededor de 650 pozos productores, que en toda su vida útil podrán producir 24 millones de barriles de petróleo acumulados de producción incremental, equivalentes a más de 11.300 barriles de petróleo por día en su pico sobre la producción proyectada.
Este proyecto sumará mayores ingresos a la provincia por las regalías asociadas a la producción incremental y significará una mayor actividad en la cuenca ya que se podrán desarrollar nuevas zonas que anteriormente no eran económicas, señaló la compañía.
La recuperación terciaria es una técnica que se aplica una vez agotadas las etapas de recuperación primaria (flujo natural y bombeo) y secundaria (inyección de agua de formación para mantener la presión y desplazar petróleo), con el objetivo de movilizar el petróleo remanente atrapado en el yacimiento y maximizar su recuperación.
Estos proyectos, integrados a pozos de inyección de agua, transforman el polímero sólido en una solución lista para ser inyectada en el yacimiento con la finalidad de aumentar la viscosidad del fluido y desplazar una mayor cantidad de petróleo hacia los pozos productores.
El anuncio, realizado en el Palacio de Hacienda, fue encabezado por el Ministro de Economía, Luis Caputo; el Group CEO de PAE, Marcos Bulgheroni; y el Gobernador de Chubut, Ignacio Torres; junto al Secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, y el Ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce.
También asistieron el Secretario General del Sindicato del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables del Chubut, Jorge Ávila; y el Secretario General del Sindicato Petrolero Jerárquico de la Patagonia Austral, José Lludgar.
Por parte de PAE también estuvieron presentes el Upstream Managing Director, Fausto Caretta; el Vicepresidente Corporativo de Relaciones Institucionales, Daniel Felici; el Vicepresidente de Relaciones Laborales, Sergio Faraudo; y el Vicepresidente de Operaciones en Golfo San Jorge, Tomás Catzman.
Por primera vez en casi dos décadas —desde que en 2008 la Argentina empezó a importar GNL en invierno para cubrir el pico de consumo residencial— el Estado encontró un camino para no tener que subsidiar el costo del gas importado. Únicamente financiará en seis cuotas el costo incremental del GNL consumido por las distribuidoras, que recién se trasladará a tarifas desde noviembre bajo el mecanismo de Diferencias Diarias Acumuladas (DDA), tal como adelantó EconoJournal. A su vez, acordó con Trafigura un mecanismo para garantizar el abastecimiento de gas a centrales termoeléctricas en escenarios críticos.
Las tres subastas realizadas este miércoles bajo la órbita del Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) —una empresa que funciona dentro de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires— para revender y colocar por anticipado entre privados los cargamentos de Gas Natural Licuado (GNL) que importó la estatal Enarsa para julio reforzaron la estrategia impulsada por la Secretaría de Energía que encabeza María Tettamanti
Al igual que hace dos semanas, en las subastas de ayer el Ejecutivo consiguió que distribuidoras, industrias, comercializadoras y generadoras privadas compren por anticipado el gas importado y asuman el costo real del GNL, que como resultado de la guerra en Medio Oriente hoy es sustancialmente más elevado que el precio del gas producido localmente.
La iniciativa del área energética del gobierno de testear, bajo el paraguas del MEGSA, el interés de actores privados por asegurarse el GNL al costo real de importación —incluyendo además los costos de regasificación y logística de la terminal de Escobar— terminó mostrando mayor receptividad de la prevista y disipó el escepticismo mayoritario que existía dentro del mercado gasífero.
Las subastas realizadas este miércoles replicaron, en buena medida, lo que ya había sucedido hace tres semanas con los cargamentos de junio: Enarsa logró revender la totalidad de los 10 cargamentos que había licitado para abastecer la demanda de julio y la primera semana de agosto.
Otra vez fue determinante el rol de Trafigura, uno de los principales traders de materias primas del planeta y operador de la marca de combustibles Puma, que volvió a quedarse con buena parte del volumen de GNL ofrecido y consolidó así un rol central dentro del abastecimiento gasífero del sistema durante el bimestre más crítico del año.
Para el Gobierno se trata de una señal relevante porque, en los hechos, el Estado no tendrá que subsidiar los más de US$1.000 millones que demandará la importación de GNL durante el invierno. Ese costo será absorbido directamente por actores privados del mercado.
El tender (pliego) presentado por MEGSA para la subasta de este miércoles incluyó una cláusula para que las empresas privadas que compren el GNL deban pagar por anticipado un 25% del valor total de la factura correspondiente a ese gas. El 75% restante se abonará una vez que el producto sea efectivamente regasificado. Teniendo en cuenta que los 10 cargamentos licitados tienen un costo cercano a los US$500 millones, el Estado se asegura así el ingreso inmediato de más de US$125 millones para afrontar la importación.
La estrategia de trasladar a privados el costo del GNL obligó al Gobierno a ir ajustando distintas derivadas operativas y regulatorias asociadas al funcionamiento del sistema energético. Una de ellas fue acordar con Trafigura un mecanismo para garantizar el abastecimiento de gas a centrales termoeléctricas en escenarios críticos.
En concreto, se estableció que Cammesa —la compañía encargada del despacho del sistema eléctrico mayorista, que es controlada por el Estado— podrá solicitarle a Trafigura que entregue gas a centrales térmicas consideradas críticas para la operación del sistema, aun en casos donde esas usinas no logren cerrar un acuerdo comercial directo con la trader.
Para eso deberá existir una fundamentación técnica vinculada a la seguridad operativa del sistema eléctrico. También se contempló otro escenario: que Trafigura no pueda comercializar determinados volúmenes de gas por debilidades financieras del comprador o por cuestiones vinculadas al área de compliance.
En esos casos, la empresa resignará esos volúmenes y se los cederá a Enarsa, que será quien finalmente entregue el gas a Cammesa para abastecer a la central térmica en cuestión.
Una de las lógicas detrás de la decisión es evitar situaciones de especulación comercial o reventa de GNL a precios fuera de mercado en escenarios de estrés operativo del sistema energético durante el invierno.
Fuentes cercanas al Gobierno indicaron que la decisión de buscar mecanismos alternativos para que actores privados absorban el costo del GNL importado —evitando que Enarsa siga funcionando como proveedor de última instancia— está mostrando niveles de eficacia superiores a los esperados inicialmente.
Más allá de las idas y vueltas regulatorias y de la desprolijidad que implicó dejar sin efecto, a último momento, la adjudicación a Naturgy como agregador comercial —pese a que la empresa española había ganado la licitación por precio—, allegados al Gobierno indicaron que la decisión de buscar mecanismos alternativos para que actores privados absorban el costo del GNL importado —evitando que Enarsa siga funcionando como proveedor de última instancia de gas— está mostrando niveles de eficacia superiores a los esperados por la mayoría.
Uno de los aspectos que llamó la atención entre las empresas que participaron de las subastas fue la reducción de la prima (premio) definida por Enarsa para calcular el costo de regasificación y logística del GNL importado en la terminal de Escobar.
En las primeras subastas realizadas en MEGSA para revender los cargamentos de junio, Enarsa había fijado una prima de US$ 5,16 por millón de BTU, un valor que dejaba en una posición incómoda al Gobierno porque resultaba más elevado que la oferta que había presentado Naturgy para actuar como agregador comercial durante todo el invierno. La empresa española había ofertado una prima de 4,51 dólares.
Sin embargo, en esta nueva ronda de subastas para julio, Enarsa definió una prima de US$ 3,90 por millón de BTU, lo que dejó al Ejecutivo en una posición mucho más consistente desde el punto de vista económico para justificar por qué finalmente desistió de contratar un agregador comercial.
De las subastas realizadas este miércoles participaron cuatro grandes grupos de actores: distribuidoras, industrias, generadoras eléctricas y comercializadores.
Las distribuidoras compraron GNL para garantizar el abastecimiento del pico de consumo residencial; las industrias buscaron asegurarse gas alternativo para evitar cortes e interrupciones durante los días de frío; y las generadoras eléctricas avanzaron en la compra de GNL porque, en determinados contextos operativos, resulta más conveniente que generar con gasoil importado, cuyo costo hoy es todavía más alto.
Por último, aparecieron comercializadores como Trafigura, que buscan posicionarse como jugadores relevantes dentro del abastecimiento del sistema durante los meses críticos del invierno. La estrategia expansiva de Trafigura se explica por transformaciones de fondo del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) impulsadas por el gobierno.
Desde la salida de la convertibilidad en 2001 y hasta fines del año pasado, el sistema eléctrico estuvo altamente intervenido por el Estado. En noviembre de 2025 el Ejecutivo lanzó una reforma eléctrica gradual que comienza a abrirse espacios para que actores privados desarrollen estrategias propias de compra de combustible y recontractualización entre privados.
La Resolución 400/25 de la Secretaría de Energía habilitó, por ejemplo, a los generadores a contratar su propio combustible y dejar de depender de Cammesa como proveedor de gas para sus centrales térmicas. Además, les permite declarar hasta un 25% adicional sobre el costo del combustible dentro del CVP (Costo Variable de Producción) que informan cada 15 días para definir el orden de despacho de las usinas.
En términos simplificados, si el costo del GNL ronda actualmente los US$ 20 por millón de BTU, un generador puede declarar un costo de hasta US$ 25, obteniendo así una renta adicional que funciona como incentivo económico para que el mercado vuelva gradualmente a contractualizar combustible entre privados.
En esa clave, Trafigura fue mucho más agresiva que los generadores que participaron de las subastas —como Pampa Energía, Central Puerto e YPF Luz— y ofreció pagar un spread o premio cercano a US$ 1 por millón de BTU para asegurarse un volumen de 300 millones de metros cúbicos de gas, relegando a Central Puerto y Pampa Energía, que ofertaron una prima mucho menor, del orden de los 20 centavos de dólar por millón de BTU.
Ambas compañías terminaron prorrateándose el volumen remanente que dejó Trafigura luego de haber presentado exactamente la misma oferta económica. YPF Luz, en cambio, quedó fuera de la compulsa por haber ofertado una prima todavía más baja. «En el fondo, la comercialización de GNL para generación esconde cómo se reparte esa renta adicional del 25%, que en realidad cuando se descuentan costos financieros termina siendo menor, pero que aún así funciona como incentivo para que los privados asuman el riesgo de contratar su propio combustible», explicaron desde una generadora.
, Nicolas Gandini
El Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) organizó (el miércoles 27/5) tres subastas escalonadas para que ENARSA ofreciera un volumen de GNL proyectado para el abastecimiento del 01/07 al 05/08/2026: Un total de 560 millones de metros cúbicos.
La primera subasta, en la que solo podían participar Distribuidoras, para cubrir demanda prioritaria, arrojó como resultado que el segmento (7 distribuidoras) compró 112 millones de m3 y el precio fue 20,142 USD/MMbtu (fijo).
El remanente ofrecido en la segunda subasta fue entonces de 448 millones a los que podían acceder Industrias: 37 de ellas compraron 57,8 millones de metros cúbicos.
El nuevo remanente, de 393,2 millones, se ofreció en la tercera ronda, en la que podían participar Centrales Térmicas, Comercializadoras y CAMMESA. Dos Usinas compraron entre ambas 92,9 millones de m3, una comercializadora compró 300 millones y otra se alzó con los 0,3 millones restantes, agotando todo el volumen transable. Hubo ofertas de compra por 416,2 millones más que quedaron insatisfechas, entre ellas la de CAMMESA.
En la segunda y la tercera el comprador debía ofrecer un “spread”, es decir cuánto más ofrecía pagar sobre el precio de compra de ENARSA con sus proveedores externos más los costos de regasificación. El mayor spread ofrecido fue 1,01 U$S/MMBTU.
por Santiago Magrone
La Secretaría de Energía de la Nación extendió durante el mes de junio venidero la bonificación extraordinaria del 25 % sobre el consumo de gas natural y gas propano por redes para los usuarios residenciales de menores ingresos inscriptos y validados en el Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).
Con esta medida, dispuesta por la Resolución 121/2026, el subsidio total al gas natural para los comprendidos por el SEF se mantiene en el 75 %: el 50 % de la bonificación general establecida por el Decreto 943/25, más el 25 % adicional extraordinario prorrogado por esta resolución.
En el caso de la energía eléctrica, la bonificación extraordinaria se eleva al 11,97 % para junio, lo que lleva el subsidio al 62 % del consumo base, indicó la S.E.
“La bonificación extraordinaria es un instrumento de política pública que permite a la Secretaría de Energía proteger a los sectores más vulnerables ante cambios bruscos de precios”, se argumentó.
En los últimos meses el ministerio de Economía avanzó con la reducción de los subsidios tarifarios en servicios tales como los suministros de gas y de electricidad, y también al transporte público. La decisión desde la implementación del SEF implicó de hecho que usuarios con ingresos medios dejaran de tener subsidios, y que la cobertura para los sectores de menores ingresos sea parcial, fijando niveles de “consumo base” mensuales para los casos de la luz y el gas.
Por ello, ahora la Secretaría a cargo de María Tettamanti informó que “evalúa periódicamente las necesidades de los usuarios y calibra las bonificaciones extraordinarias en función de esa evaluación, en el marco del principio de gradualidad y previsibilidad que orienta el régimen SEF”.
La medida alcanza a todos los usuarios residenciales inscriptos en el Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) — hogares con ingresos de hasta 3 canastas básicas totales —, y a las Entidades de Bien Público, Clubes de Barrio y de Pueblo y otras organizaciones sin fines de lucro, sobre la totalidad de su consumo.
Energía argumentó que “el SEF fue creado por el Decreto 943/25 para reemplazar un esquema de subsidios generalizados que no distinguía ingresos, – (en rigor se aplicaba un esquema de subsidios diferenciales según niveles de ingreso N1 (altos), N2 (bajos), y N3 (medios) – por un sistema focalizado en los sectores vulnerables”.
Y puntualizó que “desde su implementación, el régimen (SEF) garantiza que los hogares de menores recursos reciban protección efectiva en su factura energética, mientras el Estado administra los recursos de forma sostenible”.
En los considerandos de la nueva Resolución (121/2026) se refiere que el Decreto 943/25 determinó una bonificación adicional extraordinaria sobre el consumo base de hasta el 25 %, a aplicar durante el año 2026 a los usuarios de electricidad, gas natural y gas propano indiluido por redes que resulten beneficiarios del régimen SEF, “la que se adicionará a la bonificación general (del 50 %) establecida en su Artículo 7º, a fin de asegurar la gradualidad de la reestructuración del régimen de subsidios energéticos y la previsibilidad de los montos de facturación de los servicios”.
El Artículo referido determinó “las bonificaciones generales a aplicar al Precio Estacional (PEST) de la electricidad, al Precio Anual Uniforme del gas natural (PAU) y al precio del gas propano indiluido por redes a trasladar a las tarifas finales de los beneficiarios, por los consumos base que realicen a partir de la entrada en vigencia del SEF”.
El D-943/25 estableció y pautó una “reducción progresiva (mensual) de la bonificación extraordinaria a aplicar entre enero y diciembre de 2026”. Ahora. Energía decidió mantener el 25 por ciento en Junio, tal como lo había hecho para el mes de Mayo.
También en los considerandos de la R-121 se reconoce que “por el mayor consumo energético por las bajas temperaturas invernales del mes de junio, se produce un incremento significativo en la demanda residencial de electricidad, gas natural y gas propano indiluido por redes”.
Y entonces, que “para los usuarios beneficiarios del SEF de gas natural y gas propano indiluido por redes, corresponde modificar el porcentaje de la bonificación adicional extraordinaria elevándola al 25 % ya que el incremento de la demanda de gas natural también se traduce en mayores requerimientos de abastecimiento, incluyendo importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) y combustibles sustitutos, cuyos costos se encuentran expuestos a la volatilidad de los precios internacionales”.
Tal volatilidad refiere al fuerte incremento de tales precios como consecuencia de los bombardeos de EE.UU e Israel sobre Irán, y el cierre del Estrecho de Ormuz, vía por la cual transitan centenares de buques transportadores de no menos del 20 por ciento del petróleo y GNL que abastece al mundo.
En el caso de la energía eléctrica, la R-121/26 consideró que “corresponde aplicar una bonificación extraordinaria de 11,97 %, por el mes de junio de 2026, sobre el consumo base de 300 kilovatios por hora (kWh) mensuales de los usuarios residenciales comprendidos por el SEF, con la intención de morigerar el impacto tarifario”.
Así las cosas, se indicó que “las bonificaciones extraordinarias establecidas se adicionarán a la bonificación general (de 50 %) prevista en el D-943/25, en reemplazo de la establecida en el Anexo II del citado decreto”.
El argumento planteado por Energía resulta razonable. Y no resulta razonable que el gobierno nacional impulse la eliminación de la Zona Fría Ampliada (aprobada por ley en 2021) para quitar el subsidio parcial al consumo de gas que, por otra parte, se subsidia a través de un Fondo Específico solventado por el resto de los usuarios y no por el Estado.
La medida, que afecta a usuarios de amplias zonas de la provincias de Buenos Aires, Córdoba, Mendoza, San Luis, y Santa Fe, está a consideración del Senado de la Nación, tras la media sanción en Diputados.
El boom productivo de Vaca Muerta se refleja también en los salarios de los trabajadores que se desempeñan en la industria petrolera. Un informe de la consultora Adecco detalló cuánto cobran de acuerdo a su categoría y los valores oscilan entre un mínimo de 2,7 millones de pesos para un oficial instrumentista de una firma pequeña y un máximo de 10 millones de pesos para un ingeniero en proyectos de una compañía grande.
Un puesto de oficial instrumentista requiere estudios técnicos completos con un sólido conocimiento teórico práctico de equipos e instrumentos de medición y comunicaciones. A su vez, entre sus responsabilidades se destaca el desarrollo de soluciones aplicadas a operaciones dependientes de instrumentación analógica y digital. Ese perfil hoy percibe en una firma chica o mediana un mínimo de 2,7 millones de pesos y un máximo de 4,7 millones de pesos, mientras que en una compañía grande el mínimo es de 3,6 millones y el máximo de 6,3 millones de pesos.
En el caso de los maquinistas deben tener conocimiento demostrable en conducción de vehículos, pilotaje y manipulación de la máquina, mecánica, electricidad, hidráulica y neumática aplicada al mantenimiento de máquinas. Su tarea consiste en la operación de maquinaria especializada utilizada para la manipulación de paletas y cargas en obra, levantamiento y elevación de elementos constructivos y tolvas, pequeños desplazamientos de tierras y levantamiento de personal mediante plataformas de trabajo móviles. Para este segmento los salarios oscilan en una firma pequeña o mediana entre un mínimo de 3,2 millones y un máximo de 5,9 millones de pesos, mientras que en una compañía grande esos valores van de 5,2 millones a 7,4 millones de pesos.
Por último, los ingenieros de proyectos deben tener estudios universitarios completos en Ingeniería, preferentemente en Petróleo. Sus tareas abarcan desarrollo de proyectos de obras de Ingeniería y análisis e interpretación de planos de proyectos, efectuando los cálculos y realizando cómputos métricos y memorias descriptivas, a fin de aportar la información necesaria para el desarrollo. También suelen coordinar ocasionalmente grupos de trabajo para la ejecución de proyectos asignados, elaboran y presentan informes técnicos de las actividades realizadas. El salario de estos profesionales en firmas pequeñas y medianas oscila entre 4,3 millones y 7,4 millones de pesos, mientras que en una compañía grande esos valores van de 6,5 millones a 10 millones de pesos.
En Vaca Muerta es donde mejor se pagan estas tareas. Si bien el informe presentado este jueves por Adecco no compara con otras regiones, en la Guía Salarial que publicaron a fines de 2025 ese detalle figura por región y ahí pueden verse las diferencias, más allá de que las cifras quedaron desactualizadas.
Un ingeniero de proyectos de una firma chica o mediana cobraba el año pasado en la Patagonia entre 56% y 71% más que en el NEA y NOA y en las firmas grandes esa brecha iba de 70% a 127%. Si la comparación es con la región de Cuyo, en una firma chica o mediana, la diferencia oscilaba entre 36% y 41% y en las firmas grandes entre 29% y 45%.
Si se compara con lo que cobra ese mismo profesional en Buenos Aires, en una firma chica o mediana la brecha se ubica entre 8% y 16%, mientras que en las compañías grandes varía entre 18% y 28%, siempre a favor de los salarios de la Patagonia.
Carlos Stegmann, Key Account Manager de la división Oil&Gas de Adecco aseguró que hay tres causas que explican ese nivel de salarios en Vaca Muerta: alto poder de negociación de los sindicatos, mayor costo de vida de la Patagonia y el tipo de tarea que se realiza.
“Es un tipo de trabajo exigente desde el punto de vista físico y la mayoría de las personas que trabajan en los campos lo hacen de manera diagramada. Si hacen permanencia, suelen trabajar uno por uno. Es decir, hacen un día de trabajo y un día de descanso. En general, los diagramas son de 7 por 7. Están 7 días en el campo y luego tienen 7 días de descanso o 14 por 14. Naturalmente, bajo este esquema hay un montón de componentes que hacen que los salarios sean más altos”, remarcó Stegmann.
La falta de recursos humanos calificados también presiona los salarios al alza. El ejecutivo destacó que, según un informe de IAPG, para 2030 se necesitarían entre 30.000 y 43.000 puestos de trabajo directos adicionales en la industria para acompañar el incremento de la producción, solo para perforación, condicionamiento de pozos y operaciones.
En ese escenario, la falta de recursos humanos calificados es uno de los principales cuellos de botella que enfrenta la industria, junto con los déficits de infraestructura. “Si una compañía decide invertir en un yacimiento, contratan a una empresa de servicio que necesita entre 40 y 60 personas para gestionar cada equipo torre. Ahí es cuando empiezan a aparecer las restricciones de recursos humanos porque la capacitación de personal puede demandar entre 3 y 6 meses y eso supone una inversión muy alta”, sostiene Stegmann.
Ante la falta de recurso humano calificado, las empresas antes solían traer empleados de sus filiales de otros lugares del mundo, pero ahora no resulta tan conveniente. “Pasaba sobre todo con empresas de servicios como Schlumberger –hoy SLB-, Halliburton, Weatherford o Baker, pero en la actualidad los salarios en Argentina son carísimos en dólares para lo que se está cobrando en Estados Unidos. Entonces a las empresas no les conviene o les conviene mucho menos traer recursos de afuera”, destacó.
, Fernando Krakowiak
La reciente escalada del conflicto en Oriente Medio ha impulsado el precio del petróleo a superar los 100 dólares por barril, reavivando la discusión sobre la seguridad energética a nivel global. Sin embargo, este aumento en los precios no ha logrado revertir la tendencia a la baja en las inversiones del sector petrolero, que continúan disminuyendo a favor de proyectos en electricidad y energías renovables.
El informe anual de la Agencia Internacional de la Energía (AIE) revela que para 2026, el 60% de la inversión total en energía se destinará a iniciativas eléctricas, mientras el petróleo sigue perdiendo protagonismo incluso en medio de esta crisis energética histórica.
Según la AIE, la inversión mundial en energía alcanzará 3,4 billones de dólares en 2026, un ligero aumento respecto a los 3,3 billones del año anterior. De esta cifra, 2,2 billones se dirigirán a redes eléctricas, renovables, almacenamiento, energía nuclear, electrificación y eficiencia energética. En contraste, los hidrocarburos captarán 1,2 billones, apenas superior a los 1,1 billones de 2025, con notables diferencias entre petróleo, gas y carbón.
“Lo más notable es que aunque los precios del barril llevan de forma casi ininterrumpida por encima de los 100 dólares desde que Estados Unidos e Israel lanzaron los ataques contra Irán el 28 de febrero, eso no va a corregir la tendencia a la baja de la inversión en petróleo de los dos ejercicios precedentes y se quedará esta vez por debajo de los 500.000 millones de dólares (frente a 570.000 millones en 2025)”, explicó la AIE. Esto implica una caída del 12,3% en la inversión petrolera para este año.
La agencia atribuye esta reducción a la incertidumbre geopolítica y a la percepción generalizada de que los precios actuales son temporales. Grandes empresas energéticas y fondos de inversión consideran que el mercado se estabilizará una vez que se recuperen las reservas estratégicas y se normalicen las exportaciones desde el golfo Pérsico.
Esta situación refleja una transformación profunda en el sector energético, donde los inversores apuestan por el crecimiento ligado a la electrificación más que al consumo de combustibles fósiles. La expansión de vehículos eléctricos, el aumento de centros de datos relacionados con inteligencia artificial y la digitalización industrial están impulsando la demanda eléctrica mundial a un ritmo sin precedentes. En palabras del director ejecutivo de la AIE, Fatih Birol, “el mundo está entrando en la era de la electricidad”.
Birol también calificó la actual crisis energética como “la mayor de la historia, más grande que todas las anteriores juntas”, y subrayó que las inversiones futuras dependerán de la confianza, priorizando la autosuficiencia y el desarrollo de energías renovables.
Mientras el petróleo pierde atractivo, el gas natural se posiciona como uno de los principales beneficiarios de la crisis. La inversión en gas llegará a 330.000 millones de dólares en 2026, el nivel más alto en una década, impulsada por grandes proyectos de gas natural licuado (GNL) en Estados Unidos y Catar que buscan asegurar el suministro internacional ante las tensiones geopolíticas.
El carbón también muestra un repunte inesperado, con inversiones que alcanzarán los 180.000 millones de dólares, la cifra más alta desde 2012. China concentra cerca del 70% de esta inversión, debido a la aprobación de nuevas plantas para garantizar la estabilidad eléctrica ante las restricciones en petróleo y gas. India se consolida como el segundo mayor inversor en carbón tras triplicar su gasto en la última década.
En contraste, la infraestructura eléctrica se convierte en el principal destino del capital energético global. Las inversiones en renovables rondarán los 665.000 millones de dólares, con 365.000 millones destinados a proyectos solares, aunque en términos de costos la caída en precios de tecnologías como los paneles fotovoltaicos explica parte de esta cifra, no una reducción en la instalación.
El crecimiento más significativo se observa en las redes eléctricas, que recibirán 550.000 millones de dólares, un aumento del 20% respecto al año anterior, y en sistemas de almacenamiento eléctrico con baterías, que superarán los 100.000 millones.
Fatih Birol advirtió que la guerra en Oriente Medio está redefiniendo las políticas energéticas globales y enfatizó que “la regla de oro es la diversificación”, ya que los países buscan disminuir su dependencia de un solo proveedor, combustible o tecnología.
El conflicto ha provocado daños significativos en infraestructuras energéticas de la región. Más de treinta instalaciones, entre refinerías, plantas petroquímicas y terminales de gas, han sufrido daños moderados o severos, incluyendo dos plantas de licuefacción en el complejo catarí de Ras Laffan, cuya reparación podría tardar años.
Además, el transporte marítimo ha sido afectado con una veintena de petroleros impactados por misiles o drones desde el inicio del conflicto, generando pérdidas por decenas de miles de millones de dólares.
Los productores del Golfo Pérsico ya exploran rutas alternativas para reducir su dependencia del estrecho de Ormuz, como la construcción o ampliación de oleoductos que permitan asegurar sus exportaciones.
La entrada Las inversiones en petróleo caerán un 12% pese al alza de precios por el conflicto en Irán se publicó primero en Energía Online.
Pan American Energy (PAE) anunció este jueves que presentará la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para un nuevo desarrollo del área de Cerro Dragón, en la provincia de Chubut, basado en un proyecto de recuperación terciaria que incluye la construcción de 22 plantas de inyección de polímeros. Se trata del primer proyecto que se presenta para recursos convencionales.
La compañía anticipó que la iniciativa buscará acelerar y comprometer inversiones por casi US$680 millones para alargar la vida útil de una cuenca madura como la de Golfo San Jorge. La recuperación terciaria con inyección de polímeros demostró su viabilidad para revertir el declino natural de muchos bloques.
El anuncio, realizado en el Palacio de Hacienda, fue encabezado por el Ministro de Economía, Luis Caputo; el Group CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni; y el Gobernador de Chubut, Ignacio Torres; junto al Secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González.
PAE ya venía desarrollando en modo piloto la inyección de polímeros en pozos muy puntuales para testear si la recuperación terciaria permitía maximizar el efecto de recobro de la secundaria en Cerro Dragón. La habilitación del RIGI para el upstream le permitió a la empresa escalar esa experiencia y trabajar en modo factoría.
El proyecto contempla la construcción de las 22 plantas de inyección de polímeros, la preparación de 220 pozos inyectores y alrededor de 650 pozos productores, que en toda su vida útil podrán producir 24 millones de barriles de petróleo acumulados de producción incremental, equivalentes a más de 11.300 barriles de petróleo por día en su pico, esto es sobre la producción proyectada.
A la vez, este proyecto sumará mayores ingresos a la provincia por las regalías asociadas a la producción incremental y significará una mayor actividad en la cuenca ya que se podrán desarrollar nuevas zonas que anteriormente no eran económicas.
La recuperación terciaria es una técnica que se aplica una vez agotadas las etapas de recuperación primaria (flujo natural y bombeo) y secundaria (inyección de agua de formación para mantener la presión y desplazar petróleo), con el objetivo de movilizar el petróleo remanente atrapado en el yacimiento y maximizar su recuperación.
Estos proyectos, integrados a pozos de inyección de agua, transforman el polímero sólido en una solución lista para ser inyectada en el yacimiento con la finalidad de aumentar la viscosidad del fluido y desplazar una mayor cantidad de petróleo hacia los pozos productores.
Del encuentro también participaron el Ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce; el Secretario General del Sindicato del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables del Chubut, Jorge Ávila; y el Secretario General del Sindicato Petrolero Jerárquico de la Patagonia Austral, José Lludgar.
Por parte de PAE, además, estuvieron presentes el Upstream Managing Director, Fausto Caretta; el Vicepresidente Corporativo de Relaciones Institucionales, Daniel Felici; el Vicepresidente de Relaciones Laborales, Sergio Faraudo;y el Vicepresidente de Operaciones en Golfo San Jorge, Tomás Catzman.
, Ignacio Ortiz
El secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, confirmó en el Congreso Maizar que el Gobierno avanza en un nuevo marco regulatorio para biocombustibles que eleva los cortes obligatorios, redefine la estructura fiscal y reemplaza el régimen vigente, al que calificó como “agotado”.
El proyecto establece un corte mínimo de 10% para biodiésel en gasoil y de 15% para bioetanol en naftas, mantiene exenciones impositivas y fija un horizonte de estabilidad fiscal de 15 años. La definición implica un cambio estructural en la relación entre el Estado, las refinadoras y la cadena agroindustrial.
González señaló que el aumento de los cortes reduce la proporción de combustibles fósiles en cada litro final y, por lo tanto, disminuye la base imponible de los impuestos específicos aplicados sobre gasoil y naftas.
Afirmó que el Gobierno está dispuesto a asumir ese costo fiscal en función del impacto productivo y territorial de la cadena de biocombustibles, que opera con capacidad instalada ociosa y reclama previsibilidad regulatoria desde hace varios años.
El nuevo esquema se diferencia del régimen actual, basado en cupos asignados administrativamente, precios regulados y segmentación de productores.
La propuesta desplaza ese modelo hacia un sistema de cortes obligatorios más altos, con reglas fiscales estables y un marco de largo plazo que busca reducir la conflictividad entre productores de biodiésel y bioetanol, refinadoras y provincias productoras.
González indicó que los porcentajes definidos son mínimos y que las jurisdicciones provinciales podrían autorizar niveles superiores, lo que introduce un componente federal en la política de mezclas.
El funcionario sostuvo que el objetivo es modernizar el régimen y alinear la política de biocombustibles con la estrategia general de no intervención en los precios de los combustibles. En ese sentido, afirmó que mantener precios artificialmente bajos genera desabastecimiento y que la política oficial es evitar distorsiones que afecten la oferta.
También señaló que el precio del gasoil y las naftas se encuentra “equilibrado”, con un atraso mínimo, y que los precios internacionales del petróleo muestran una tendencia descendente en los contratos a futuro.
El proyecto se inscribe en un contexto de mayor demanda de combustibles y presión sobre la infraestructura energética. González reconoció que en algunos segmentos industriales puede haber faltantes de gas durante los picos de consumo, pero destacó que las obras recientes impulsadas por el sector privado modificaron la dinámica de abastecimiento.
En paralelo, sostuvo que las energías renovables ya alcanzaron un nivel de madurez que permite su expansión sin depender de una ley específica, más allá de la renovación de beneficios fiscales.
La redefinición del marco de biocombustibles introduce un cambio relevante en la estructura del mercado, con impacto directo en la cadena agroindustrial, en la planificación de inversiones y en la recaudación fiscal.
El Gobierno busca ordenar un sector que opera con tensiones persistentes y ofrecer previsibilidad en un contexto de transición energética, donde la competitividad depende de marcos regulatorios estables, infraestructura adecuada y señales claras para la inversión de largo plazo.
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