La Corte Suprema de Justicia rechazó este jueves por falta de pruebas una demanda por supuesta contaminación iniciada por la Asociación de Superficiarios de la Patagonia (Assupa) contra YPF, Pampa Energía, Pan American Energy, Chevron y otras empresas que operan en Vaca Muerta. En un fallo de once páginas firmado por Horacio Rosatti y tres conjueces, dada la excusación de los ministros Carlos Rosenkrantz y Ricardo Lorenzetti, el tribunal cuestiona en duros términos a la ONG por no conectar en ningún momento los hechos concretos que denuncia con conductas específicas de las firmas demandas. De este modo se cierra la causa iniciada en 2004.

“Vaguedad e impresión”

“Pese a que en más de una ocasión durante el prolongado trámite de la causa esta Corte advirtió a la parte actora acerca de la vaguedad e imprecisión de sus afirmaciones relativas a los hechos en los que pretende sustentar su demanda, cabe concluir que no se encuentran cumplidas las condiciones necesarias para avanzar a la siguiente etapa procesal, debido a que no pudieron identificarse daños ambientales colectivos de carácter interjurisdiccional que remediar”, remarca el fallo.

De este modo, el tribunal le apunta de lleno a la estrategia judicial de ciertas ONGs que promueven causas, sin haber reunido elementos esenciales para accionar, y luego buscan negociar con los demandados.

“La prueba ofrecida por la actora no persigue la corroboración de circunstancias fácticas, sino que pretende una investigación sobre las conjeturas formuladas en la demanda y sus ampliaciones, vinculadas al daño ambiental que –presumiblemente, según sus afirmaciones– generaría la actividad hidrocarburífera en cualquiera de sus formas, para incorporar eventualmente hechos relativos a daños ambientales colectivos de base interjurisdiccional”, agrega la Corte.

Para demostrar esto el tribunal recuerda a modo de ejemplo que Assupa propuso como puntos periciales de ingeniería ambiental que se “determine el estado ambiental de suelos, acuíferos y cursos de agua en las áreas operadas por cada demandada”; que se “identifique los focos de contaminación” y que se “establezca la atribución causal del daño a la actividad de cada operadora”. “Ello demuestra que la actora no se encuentra en condiciones de precisar alguna circunstancia de tiempo, modo y lugar en que se habrían producido los hechos dañosos que denuncia y, menos aún, de atribuirles ni siquiera verosímilmente la interjurisdiccionalidad requerida en este proceso”, cuestiona el fallo.

El rechazo del carácter interjurisdiccional del hecho resulta clave porque la Corte solo interviene en los casos de daño ambiental colectivo de base interjurisdiccional, por resultar de competencia local las cuestiones de esa naturaleza que no superan el ámbito provincial. “Los listados de incidentes ambientales, informes, dictámenes, instrumentos, registros e imágenes originadas en organismos públicos de los que pretende valerse Assupa para sustentar sus afirmaciones, así como la mera determinación de la superficie de las áreas concesionadas o el hecho de que la ´Cuenca Neuquina´ abarque más de una provincia, no resultan suficientes para asignar interjurisdiccionalidad al daño ambiental denunciado”, sostiene el tribunal en otro fragmento en el que pareciera ensañarse con el demandante por la falta de rigurosidad con la que llevó adelante la denuncia.

Un antecedente muy crítico

La Corte ya había sido muy crítica con Assupa en diciembre del año pasado cuando rechazó una medida cautelar que había solicitado la demandante. En esa oportunidad el tribunal aseguró que la ONG no había identificado eventos contaminantes precisos, ni lugares claramente delimitados, ni momentos, ni responsables individualizables, sino que se limitaba a afirmar la existencia de “incidentes ambientales” en abstracto en la Cuenca Neuquina.

El supuesto daño ambiental que había invocado Assupa se fundaba en las conclusiones del documento titulado “Relevamiento de la cuenca hidrocarburífera Neuquina mediante tecnología geoespaciales” realizado a su pedido por la empresa Astecna S.A. y que la asociación había adjuntado a su demanda.

Assupa afirmaba que ese documento constituía una “prueba de gran peso corroboratorio relativo al daño ambiental”, pero la Corte le respondió entonces “que tal aseveración no se verifica en la medida en que este relevamiento no menciona pasivos ambientales concretos que deriven de la actividad hidrocarburífera, ni conecta daños con eventos específicos atribuibles a los sujetos demandados.

En la parte denominada “Finalidad del Trabajo”, el informe de Astecna afirmaba que “a través de las fotos de alta resolución se observa en detalle la magnitud de las locaciones petroleras, el impacto de las mismas sobre los ríos aledaños y el efecto de las picadas 3D sobre el terreno”. Eso llevó a la Corte a sostener que “las conclusiones generales del relevamiento no explicitan ningún hecho concreto y en tal sentido no ‘corroboran’ -tal la expresión utilizada por la actora- ningún daño ambiental atribuible a algún sujeto específico”.

Además, la Corte había manifestado ya en ese momento su asombro por “una inverosímil propuesta consistente en invertir la carga de la prueba al considerar que los demandados no han probado que ‘la zona por la que se acciona no se encuentre dañada ambientalmente’. Aun desde una perspectiva dinámica de la carga probatoria, los términos en que formula el punto no permiten advertir por qué razón considera que su parte se encuentra exenta de toda obligación de precisar las circunstancias en las que se habrían producidos los hechos dañosos que denuncia”.

En este nuevo fallo donde cierra la causa, la Corte vuelve a cuestionar a ASUPPA por no presentar pruebas ya que eso impide a los demandados “identificar al verdadero autor del eventual daño o acreditar su no pertenencia al grupo causante de aquel, así como a proteger el derecho –de igual matriz constitucional y tan merecedor de protección como los invocados por la demandante– de saber exacta y precisamente por qué se las demanda y, principio de congruencia mediante, a qué y a cuánto podrán ser condenadas por la sentencia judicial que ponga fin al proceso declarando el derecho de las partes”

, Fernando Krakowiak

NEUQUÉN.- La gestión de Rolando Figueroa en Neuquén obtuvo un respiro para sus finanzas en abril, apalancado en una fuerte suba de las regalías de petróleo, el principal recurso de la provincia que concentra la actividad de Vaca Muerta. 

El incremento se explica, principalmente, por la suba del precio del barril de petróleo que generó la guerra en Medio Oriente, con picos que se mantienen desde hace dos semanas por encima de los 100 dólares. No así por las otras dos variables que componen las regalías, producción y tipo de cambio, que se mantuvieron estables en el mes.

La mejora, sin embargo, es seguida con prudencia por el gobierno: asegura que no alcanza para compensar el desequilibrio que hubo el año pasado cuando, a la inversa, los precios cayeron, y que tampoco empata con la inflación en pesos que empuja el gasto. 

El principal, destinado al pago de salarios de empleados públicos, se ajusta trimestralmente con el Índice de Precios al Consumidor (IPC) por el acuerdo que firmó la gestión de Figueroa con los gremios estatales a principios de año.

Regalías, al tope de los ingresos

Según los datos que publicó el ministerio de Economía de la provincia, Neuquén embolsó el mes pasado 577.754 millones de pesos de los cuales el 53% correspondió a regalías. Más de 252.000 millones fueron de petróleo, que experimentaron un aumento del 50% respecto de marzo.

Desde el inicio del 2026, se habían mantenido en un promedio de 170.000 millones de pesos mensuales y en el Ejecutivo ya habían anticipado que el efecto de los vaivenes de la guerra recién se vería en el segundo trimestre: las petroleras finalmente liquidaron a un precio por encima de los 90 dólares, lo que tuvo impacto para la Provincia también en Ingresos Brutos.

Las de gas también crecieron, pero en una medida mucho más modesta. El gobierno tiene hoy a las regalías petrolíferas que deja la producción en Vaca Muerta como su principal fuente de recursos corrientes, seguida por la recaudación de Ingresos Brutos, que también va de la mano de la actividad.

Esa suerte de pirámide invertida se completa, en orden descendente, por la coparticipación nacional, las regalías de gas, los regímenes especiales federales, el impuesto a los Sellos, los recursos provenientes del canon extraordinario de producción que aportan las operadoras y el Impuesto Inmobiliario.

Gastos que suben, municipios que demandan

Neuquén viene sosteniendo su fórmula de equilibrio fiscal con obra pública, que busca diferenciarse de la aplicada por la gestión de Javier Milei, aunque cada vez con márgenes más ajustados. 

“Ahora todos ven el aumento de las regalías, pero nadie dijo nada cuando el barril cayó a 55 dólares”, plantearon desde la gobernación para matizar el impacto de este salto extraordinario de abril.

Es que Figueroa sigue viendo un escenario delicado en tanto el gobierno nacional no pueda contener la inflación y mantenga un dólar “flat”.

La Provincia destina más del 60% de sus ingresos totales al pago de sueldos, por encima del billón de pesos por trimestre, y el grueso del resto lo reparte entre las transferencias a municipios de la provincia y el plan de infraestructura, que es ambicioso y se convertirá en el plafón político del 2027.

Los intendentes recibieron con alivio el dato de abril tras meses de caída real y nominal en los envíos de coparticipación provincial. En abril, Figueroa repartió fondos automáticos por 83.744 millones de pesos, el número más alto desde enero.

La baja de los primeros meses del año llegó a afectar incluso a Neuquén capital, pese a ser la única ciudad con independencia económica del gobierno provincial, y fue aún más pronunciada en municipios del interior que dependen de esos recursos para el pago de sueldos.

, Andrea Durán

La Cámara de Diputados dio media sanción a un proyecto de ley con formato de mini ómnibus que incluye una serie de modificaciones regulatorias sobre distintas normas vinculadas al sector energético. La más relevante apunta al funcionamiento del régimen de Zona Fría, uno de los esquemas de subsidios más sensibles del mercado de gas natural.

La iniciativa obtuvo 132 votos afirmativos y ahora deberá ser tratada por el Senado. El objetivo oficial es reformular un régimen que, según interpretan en el área energética, terminó desnaturalizándose tras la ampliación aprobada en 2021 durante el gobierno de Alberto Fernández.

El régimen de Zona Fría había sido creado originalmente en 2002 para subvencionar a usuarios residenciales emplazados en regiones donde la severidad climática es indiscutible, como la Patagonia, Malargüe y la Puna. Sin embargo, en 2021 el esquema se amplió de manera significativa mediante la Ley 27.637, impulsada políticamente por Máximo Kirchner, incorporando grandes centros urbanos y regiones cuya pertinencia dentro del régimen siempre fue mucho más discutida desde el punto de vista técnico y fiscal, como gran parte de Buenos Aires, centro y sur de Córdoba, sur de Santa Fe, Mendoza y casi la totalidad de San Luis. Algunas de esas zonas se caracterizan por sus climas templados, importantes niveles de actividad económica y una media/alta densidad poblacional.

Esa ampliación elevó el alcance del régimen hasta abarcar a más de 4 millones de usuarios y convirtió al esquema en uno de los componentes más relevantes dentro de la masa de subsidios energéticos que financia el Estado nacional.

El cambio central: cómo se calculará el subsidio

El proyecto aprobado en Diputados propone volver parcialmente al esquema previo a 2021, aunque introduce un cambio estructural en la forma de calcular el beneficio.

Hasta ahora, los usuarios alcanzados por Zonas Fría recibían una bonificación del 30% o del 50% sobre el total de la factura de gas. El nuevo proyecto modifica ese criterio y establece que el subsidio sólo se aplicará sobre el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), que es apenas uno de los tres componentes que integran una factura residencial.

Los otros dos componentes son el Valor Agregado de Distribución (VAD), que explica gran parte del cargo fijo que pagan los hogares; y el costo del transporte troncal del gas natural. Sobre esos dos segmentos de la tarifa el Estado dejará de cubrir el descuento que actualmente financia.

Eso implica que incluso los usuarios que permanezcan dentro del régimen —principalmente hogares de la Patagonia, Malargüe y la Puna— registrarán incrementos en sus facturas si el proyecto termina convirtiéndose en ley.

Según cálculos preliminares realizados por consultores consultados por EconoJournal, en provincias como Neuquén el aumento promedio podría ubicarse en torno al 20% de la factura final residencial.

En regiones con mayor severidad climática y menor densidad poblacional, como Tierra del Fuego o el sur de Santa Cruz, el impacto podría ser todavía mayor y trepar hasta niveles cercanos al 30%.

Qué pasará con los usuarios que salen del régimen

El impacto más significativo recaerá sobre los entre 3 y 3,5 millones de usuarios que habían sido incorporados al régimen tras la ampliación de 2021 y que ahora quedarían excluidos del esquema general de zonas frías.

Esos usuarios dejarán de percibir descuentos de entre el 30% y el 50% sobre sus facturas de gas, por lo que el aumento relativo será considerablemente más elevado que el que enfrentarán los usuarios patagónicos que continúen dentro del sistema.

Los usuarios que formaban parte del régimen ampliado de Zonas Fría y que ahora perderán esa condición seguirán recibiendo una bonificación adicional que, tal como marca el proyecto aprobado en Diputados, estará asociada al esquema de Segmentación Energética Focalizada (SEF).

Fuentes cercanas al área energética del gobierno indicaron ayer que esa subvención adicional implicará una ampliación del 20% del bloque de consumo subsidiado que actualmente poseen los usuarios vulnerables identificados dentro del esquema SEF.

El sistema prevé que cada subzona de cada distribuidora tenga asignado un bloque específico de consumo medido en metros cúbicos. Lo que habilita la iniciativa aprobada en la Cámara Baja es que ese bloque subsidiado se incremente un 20% para los hogares que ya están incluidos dentro del régimen de segmentación.

El costo fiscal detrás de la reforma

En términos prácticos, el gobierno apunta a reordenar un régimen que en los últimos años perdió focalización y terminó expandiéndose de manera significativa, generando un elevado costo fiscal para el Tesoro nacional.

Si bien el régimen de Zona Fría debería autofinanciarse a partir de un recargo del 7,5% incluido en las facturas de gas que pagan todos los usuarios del país, los recursos recaudados no alcanzan para cubrir el costo total del sistema.

Según estimaciones del sector energético, el Tesoro debe aportar entre 300 y 400 millones de dólares anuales para garantizar el funcionamiento del régimen.

Ese peso fiscal es uno de los principales drivers que explican la decisión del gobierno de avanzar con esta reforma legislativa, en línea con el objetivo más amplio de reducir subsidios energéticos y ordenar las cuentas públicas.

Al mismo tiempo, la discusión vuelve a poner en el centro uno de los debates estructurales de la política energética argentina: hasta qué punto debe sostenerse un esquema amplio de subsidios generalizados en un contexto de restricción fiscal y de recomposición gradual de tarifas impulsada por la administración de Javier Milei.

, Nicolas Gandini

Esteban Kiper, consultor de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade) y exgerente general de Cammesa, advirtió sobre el riesgo de que la transición energética en la región derive en un mecanismo de transferencia de costos regresivo.

El especialista planteó que, si las reglas de juego no se planifican con precisión, la modernización tecnológica y la adopción de recursos como la generación distribuida por parte de los sectores de mayores ingresos terminarán siendo financiadas a través de la factura de los usuarios más vulnerables que quedan al margen del sistema.

Esta advertencia central cruzó el debate del panel «Regulación para una red en transición: el nuevo rol de la distribución eléctrica«, desarrollado en el encuentro internacional Adelatam 2026. La sesión reunió a Silvana Stochetti, abogada senior de Edenor, y Lucía Spinelli, especialista senior en Energía del Banco Mundial, para analizar junto al consultor de Olade la urgencia de actualizar marcos normativos diseñados para el siglo pasado.

El testimonio de Kiper introdujo la mirada más política de la mesa al advertir que los nuevos marcos regulatorios deben «adelantarse a los desequilibrios de la generación distribuida domiciliaria, para evitar el desfinanciamiento de las distribuidoras» cuando los clientes de mayor poder adquisitivo colocan paneles solares asumiendo el rol de prosumidores y se corren del sistema tradicional.

El analista alertó sobre el riesgo de que la transición tecnológica altere el sostenimiento de la infraestructura física indispensable para la población y reclamó firmemente «que esos problemas no se resuelvan cargando en la factura de los no adoptantes el costo de sostenimiento del sistema para evitar que la red sea más regresiva».

En esa misma línea, el consultor de Olade llamó a evaluar con pragmatismo las realidades locales antes de adoptar de forma acrítica las tendencias de los mercados desarrollados, sobre todo en un contexto regional con empresas que apenas están regularizando su situación financiera.

Para el especialista, el verdadero desafío de la transición en América Latina es «cómo ordenamos este problema de que las distribuidoras pierden ingresos y hay que cargarlo sobre los sectores de menor poder adquisitivo que no acceden a instalar nueva tecnología». Al respecto, sugirió avanzar de forma gradual mediante pruebas piloto y señales de precios precisas para «evitar cometer errores por seguir tendencias que después cuesta mucho resolver«.

Por último, el consultor de Olade abordó el impacto de la transición a gran escala regional y diferenció los debates macroeconómicos de la realidad cotidiana de las redes de distribución. Kiper explicó que los acuerdos internacionales y la infraestructura mayorista para la integración regional corren por carriles de «utility scale» (proyectos a gran escala) para aprovechar recursos complementarios, pero remarcó que ese proceso solo será exitoso si se traduce en mejoras palpables.

«Que ese desarrollo no sea una oleada, sino ver cómo todas las herramientas que van apareciendo sirven para la seguridad operativa, la eficiencia, bajar los costos a los usuarios y tener sistemas mejores«, donde variables básicas como las horas de cortes y la capacidad de respuesta sigan siendo centrales.

Cómo abordar las asimetrías desde el regulador

Por su parte, Spinelli aportó la perspectiva del Banco Mundial y advirtió sobre la profunda asimetría estructural que condiciona la modernización en la región, remarcando que «la regulación va por un lado y la tecnología va por el otro». Para la especialista, el desafío inicial de los gobiernos es comprender que «partimos de sistemas con pocos actores, centralizados, unidireccionales y ahora vamos a sistemas bidireccionales, con muchos actores con demandas que surgen y escalan rápidamente«.

«Estamos hablando de una nueva dimensión de datos y que no hay conocimiento en muchas distribuidoras, y ni hablar en los reguladores. Hay que entender que existe gran diversidad, que los puntos de partida son distintos, que los reguladores entiendan las tecnologías disponibles y cómo fomentar su adopción, pero que hay cuestiones básicas vigentes con problemas que son capas geológicas para algunas distribuidoras», aseguró.

En un segundo orden, Spinelli analizó las condiciones de la banca multilateral para respaldar proyectos de infraestructura y aclaró que la innovación no será eficaz si existen situaciones previas no resueltas en las redes. En ese sentido, puntualizó que el organismo busca «asegurar que las inversiones sean viables y moverse a incentivos o esquemas que remuneren el desempeño va a incentivar a la adopción de la tecnología», abriendo la puerta a un recupero financiero sustentable siempre y cuando «la regulación remunere y permita el repago de la inversión».

A su turno, Stochetti analizó el impacto del nuevo escenario normativo en la Argentina y cómo la agenda global interpela la realidad de los operadores locales. La abogada senior de Edenor destacó que «el interrogante de si las normas de ayer siguen regulando las leyes del Siglo XXI, interpela a todas las distribuidoras. Hay que aggionarse y que estas nuevas reglas esten a la altura de la modernización y la adopción de las tecnologías«.

«Pero para eso -advirtió-, hace falta inversión. Según un informe de Adelat, en Argentina serían necesarios US$2400 millones al año para que las redes puedan adoptar la tecnología. Y necesitamos que los modelos tarifarios contemplen esos costos de inversión, y que el regulador también se modernice, que sea innovador y adopte estas normativas sin generar sobrecostos no valorados por los clientes».

, Ignacio Ortiz

El Grupo BID advirtió que la modernización y expansión del sistema eléctrico de América Latina requerirá un flujo de inversiones estimados en unos US$ 48.000 millones anuales que no podrá ser cubierto exclusivamente con recursos estatales, por lo que resulta indispensable captar capital corporativo de largo plazo. Así se destacó en la apertura del foro regional Adelatam 2026 que reunirá hasta el viernes, en Buenos Aires, a reguladores, distribuidoras, inversores y proveedores tecnológicos.

Al exponer los requerimientos financieros sectoriales, la representante del organismo en la Argentina, Viviana Alva Hart, señaló que «en América Latina se necesita invertir 3,5% del PBI al 2030 para infraestructura en general, en electricidad alrededor de US$48.000 millones anuales, esfuerzos que se concentran en transmisión, generación y distribución eléctrica». La funcionaria remarcó que, ante la velocidad del cambio tecnológico y de la demanda, «nada de esto se escala sin redes robustas, modernas y financieramente sostenibles», las cuales constituyen el punto de contacto clave para mejorar la competitividad productiva.

La estrategia del organismo multilateral contempla la articulación de sus tres ventanillas operativas (financiamiento al sector público, sector privado y su hub de innovación) para estructurar esquemas que atenúen los riesgos regulatorios y macroeconómicos de la región. Según precisó Alva Hart, «la entidad administra actualmente en la Argentina un portfolio de US$5.000 millones en transmisión y distribución que representan el subsector de mayor financiamiento en el espacio de energía del banco».

Para la ejecutiva, el diseño de nuevos marcos normativos previsibles representa la condición básica para garantizar que estos fondos actúen como catalizadores de inversiones privadas concurrentes, orientadas tanto a la ampliación de las líneas troncales como a la digitalización del servicio en las áreas de concesión.

En el mercado local, el brazo privado del organismo enfoca sus prioridades en el financiamiento directo a las compañías líderes de energías renovables para el desarrollo de parques de generación limpia y la introducción de tecnologías de soporte a la red. Alva Hart puntualizó que «en la Argentina el banco tiene a través de la ventanilla privada un financiamiento de US$185 millones con Genneia, para desarrollo de parques solares y almacenamiento de baterías», previendo estructurar nuevas operaciones con foco en la transición.

Infraestructura, mitigción de riesgos y garantías

Además de los préstamos internacionales directos, la estrategia financiera para dinamizar la infraestructura energética en la Argentina prioriza la utilización de instrumentos de mitigación de riesgo y esquemas de garantías dirigidos a optimizar las condiciones del crédito privado.

En ese sentido, la representante del BID detalló un programa por US$200 millones coordinado con la Secretaría de Energía, cuyo propósito es viabilizar el ingreso de capitales corporativos en obras de transmisión críticas que hoy actúan como cuellos de botella. Al respecto, argumentó que «la idea es tratar de facilitar con otros instrumentos que no sean préstamos internacionales, sino canalizar otras inversiones para reducir los riesgos y mejorar los plazos de financiamiento«.

El segundo vector estratégico del banco en el país se concentra en proveer soporte financiero y técnico a la reforma de los cuadros tarifarios, un eje que el organismo considera prioritario para asegurar la sostenibilidad fiscal del Estado y la cadena de pagos del Mercado Eléctrico Mayorista. Alva Hart subrayó el impacto social de las correcciones macroeconómicas en marcha y ratificó la validez del programa de US$700 millones aprobado en 2024 para asistir la transición hacia subsidios energéticos focalizados.

En ese sentido, la funcionaria defendió la necesidad de avanzar en una «recuperación gradual de señales tarifarias que sea compatible con la protección de los sectores vulnerables» y preserve el equilibrio económico del sistema de distribución.

La agenda técnica promovida por el BID para el segmento de distribución de la región excede la expansión de la infraestructura física y se extiende a una transformación integral hacia la gestión inteligente de datos y la automatización. Para el organismo, la reducción del 17% de pérdidas eléctricas promedio que registra América Latina no se resolverá exclusivamente con mayores obras civiles, sino a través de inversiones en sistemas avanzados de medición, control y supervisión en tiempo real.

Según la visión expuesta por la especialista en el foro sectorial, la modernización de los sistemas de baja y media tensión plantea un quiebre metodológico, debido a que «no se trata de un desafío de infraestructura, sino de gestión, de información, gobernanza e innovación».

En el cierre de la presentación del Grupo BID, reafirmó que la entidad continuará priorizando la asistencia técnica y el financiamiento de herramientas regulatorias modernas que reconozcan las inversiones en digitalización dentro de los ciclos tarifarios de las compañías operadoras. Alva Hart concluyó que la meta institucional es consolidar una plataforma energética regional eficiente, ratificando el rol del banco como el dinamizador de los recursos públicos y privados necesarios para dar sustentabilidad de largo plazo al mercado eléctrico latinoamericano.

, Ignacio Ortiz

El subsecretario de Energía Eléctrica, Damián Sanfilippo, confirmó el lanzamiento de un programa para incorporar potencia térmica modular en puntos estratégicos de la red de transmisión y ratificó la salida inminente de la licitación de la concesión de obra pública AMBA I bajo el esquema de financiamiento privado.

El funcionario de la Secretaría de Energía participó este miércoles de la apertura de la conferencia regional Adelatam 2026 que reunirá hasta el viernes en Buenos Aires a reguladores, distribuidoras, inversores y proveedores tecnológicos para debatir cómo modernizar la infraestructura eléctrica de América Latina.

Sanfilippo explicó que la convocatoria para instalar nueva generación termoeléctrica atiende de forma directa la demanda de potencia firme expresada por las distribuidoras en las zonas con mayor vulnerabilidad operativa ante picos estacionales de consumo.

El funcionario adelantó que la Secretaría de Energía «trabaja en propuestas para incorporar generación térmica en nodos predeterminados por Cammesa (la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) , algo que en la brevedad va a salir y es importante para el mercado porque lo necesita y lo está pidiendo«, en paralelo a la avanzada de infraestructura para el Área Metropolitana de Buenos Aires.

El subsecretario precisó que la administración central también se encuentra «muy próximos a sacar la licitacion para la primera obra de infraestructura de transmisión llamada AMBA I bajo un modelo donde el sector privado es el que desarrolla la obra y se le da una concesion para realizarla y por un tiempo mantener la operación y mantenimiento».

La inminencia de la licitación para la obra complementa esta estrategia de mitigación en los nodos críticos del sistema mediante la aplicación de la Ley de Concesión de Obra Pública, delegando el financiamiento, la construcción y el mantenimiento en el sector privado. Esta iniciativa busca romper el congelamiento de obras en el principal cuello de botella del sistema de transporte, el cual restringe el ingreso de nueva generación y degrada la confiabilidad de la red mayorista.

La normalización del mercado eléctrico

Sanfilippo detalló que la normalización del flujo de fondos hacia Cammesa constituye un paso indispensable para garantizar la viabilidad de las nuevas inversiones en infraestructura. Al describir el punto de partida de la gestión, el subsecretario recordó que «uno de los grandes problemas fue el financiero: al llegar a la gestión las distribuidoras pagaban solo el 37% del costo de la energía a Cammesa, y ahora esta por arriba del 97%«.

El plan oficial para adelante contempla, según puntualizó el subsecretario, la aplicación del decreto 450 que fijó «un antes y un después con la que se quiere volver a las bases de funcionamiento de un sistema que elimine de forma definitiva de las regulaciones de parche, tienda al marginalismo en los precios, y fortalezca los mercados de energía y potencia para que las distribuidoras contraten con las generadoras y planifiquen a largo plazo».

La Secretaría de Energía busca remover las distorsiones regulatorias acumuladas en las últimas dos décadas para transparentar los costos de despacho y asegurar señales de precios eficientes a los inversores. en ese sentido, Sanfilippo ratificó que el objetivo de la política en curso es «devolver a Cammesa las funciones originales de administración del sistema y despacho de cargas y sacarla de cuestiones que no correspondían a su función».

La agenda de corto plazo enfocada en la confiabilidad de la red incluye también la recepción de ofertas para el segundo programa de almacenamiento de energía mediante baterías a escala del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Tras el nivel de respuesta obtenido en el nodo metropolitano con el plan ALMA GBA, la subsecretaría extendió la convocatoria técnica hacia siete áreas geográficas críticas del interior del país para instalar 700 MW de potencia de reserva.

Sanfilippo también destacó que el Gobierno avanzó «en las reconcesiones del sector hidroeléctrico argentino, requiriendo en los pliegos obras obligatorias para mantener los complejos hidroeléctricos en buen estado para no tener problemas de generación, en sintonía con la venta de las acciones de Transener».

El costo de la energía y la calidad de servicio

Finalmente, el siubsecretario valoró la actual política de precios que estipula el sostenimiento de las Revisiones Tarifarias Quinquenales (RTQ) para garantizar ingresos estables a las transportistas y distribuidoras, condicionando la rentabilidad empresaria al cumplimiento de metas estrictas de calidad de servicio.

El funcionario remarcó que las tarifas deben reflejar los costos de la operación técnica de las redes, aislando la determinación del cuadro regulatorio de los ciclos electorales. Al respecto, defendió la sustentabilidad del nuevo modelo al afirmar que «hoy no vemos en los diarios, como en toras épocas, aumentos de tarifas porque se considera que es lo necesario para poder desarrollar el sector«.

Otra de las cuestiones que abordó fue el trabajo en la reducción de los subsidios energéticos mediante «la implementación de un programa focalizado con el que se subsidia a quien lo necesita, a la poblacion mas vulnerable. En 2023 los subsidios indiscriminados demandaron u$s6.500 millones y hoy se redujo sensiblemente en torno a los US$3.000 millones, lo que se logró de manera muy estrategica y respetando a la población mas vulnerable que hoy continúa con esos beneficios».

El cierre de la disertación en el foro regional de ADELAT ratificó que la modernización tecnológica del sistema eléctrico hacia estándares de excelencia digital dependerá exclusivamente del flujo de capitales privados, quedando el Estado restringido a su rol de regulador y supervisor de las reglas de juego.

Sanfilippo concluyó que «el sector privado es la herramienta y el motor para desarrollar esta industria, que se sigan generando proyectos para un crecimiento que mejore la calidad de servicio para los usuarios«. esde desafío incorpora el debate actual sobre la incorporación de redes inteligentes, tecnologías de medición bidireccional y analítica de datos en tiempo real que requieren un dinamismo inversor que complemente las reformas macroeconómicas en curso, como se destaca en el evento.

, Ignacio Ortiz

Con el objetivo de aportar una mirada de largo plazo sobre los desafíos productivos de la Argentina, el 2 de junio se realizará el 2° Congreso Productivo para el Desarrollo, una iniciativa de Misión Productiva. Alli se reunirán referentes del sector empresarial, sindical, académico y político, quienes debatirán sobre los distintos sectores productivos, la inversión, inteligencia artificial, empleo y desarrollo económico.

El encuentro, que se llevará adelante en la Facultad de Ciencias Económicas de la UBA, apunta a construir consensos alrededor de una agenda de desarrollo, producción y trabajo y reunirá voces diversas para abordar algunos de los principales interrogantes de la actualidad.

Cómo los sectores pueden dinamizar la economía, cómo convertir la generación de divisas en desarrollo, qué políticas productivas son necesarias para fortalecer el entramado industrial y de qué manera impacta la tecnología en el futuro del trabajo y la producción son algunos de los temas de debate que se plantearán durante la jornada.

“En un contexto de caída de la actividad industrial, pérdida de capacidades productivas y creciente incertidumbre, el Congreso busca poner sobre la mesa una discusión urgente: cómo evitar una fractura del tejido productivo y social, y al mismo tiempo aprovechar las nuevas oportunidades que abre la expansión de sectores estratégicos como la energía y la minería”, destaca Daniel Schteingart, uno de los fundadores de Misión Productiva.

Expositores con una mirada productiva

Se trata de una red de profesionales que, desde una mirada desarrollista, trabaja sobre propuestas vinculadas a la industria, innovación, exportaciones, infraestructura, PyMEs y transformación productiva, buscando que la discusión sobre desarrollo económico vuelva a estar en el centro del debate argentino.

Entre los disertantes se destacan Daniel Herrero, CEO de Mercedes Benz; Marysol Rodríguez, Directora de Sinteplast; Mara Ruiz Malec, ex Ministra de Trabajo de la provincia de Buenos Aires y actual coordina el Centro de Estudios Derecho al Futuro (CEDAF); y Luciano Laspina, ex diputado nacional y actual director ejecutivo de CIPPEC.

También se anticipa la presencia de Matías Kulfas, ex ministro de Desarrollo Productivo; Horacio Rodríguez Larreta, ex Jefe de Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires; Sergio Kaufman, ex presidente de Accenture para Argentina y Sudamérica; Manuel Ron, fundador de Bio4 y Daniel Schteingart, fundador de Misión Productiva y Director de Desarrollo Productivo de FUNDAR.

Finalmente, también se sumarán al debate Elio del Re, presidente de ADIMRA; Alejandra Cardona, Directora Ejecutiva de la Cámara Argentina de Minería; Martín Alfie, fundador de Misión Productiva y Jefe del Área de Desarrollo Federal del Consejo Federal de Inversiones; entre otros.

, Redacción EconoJournal

Las industrias delnorte argentino se preparan para pasar un invierno de extrema complejidad en cuanto al suministro de energía. Concretamente, fuentes industriales de provincias como Salta y Tucumán advierten que podrían sufrir hasta 80 días de cortes de abastecimiento de gas natural durante el trimestre junio-julio-agosto. Así lo aseguró a EconoJournal la senadora Flavia Royón, ex secretaria de Energía.

Los problemas de suministro podrían generarse por falta de gas disponible y por un límite en la capacidad de transporte en los gasoductos troncales que impide que llegue más producción de Vaca Muerta. A su vez, si llega a haber capacidad de transporte disponible, las industrias tendrán que comprar Gas Natural Licuado (GNL) a precio de importación, que es hasta cinco veces superior al valor del gas de producción local.

La falta de suministro en la región del NOA —que afectará también a industrias de Jujuy y Santiago del Estero— se debe al declino de la producción de la cuenca Noroeste, principalmente de los históricos campos gasíferos salteños, y del cese de importaciones desde Bolivia por la fuerte caída productiva registrada en los últimos años en ese país.

El NOA se abasteció históricamente de la cuenca del Noroeste y de los envíos de Bolivia. La declinación de la producción de ambas dejó sin gas disponible a la región en la demanda invernal. El pico de consumo del NOA se cubría entre un 65% y 75% con importaciones de gas de Bolivia y entre un 25% y un 35% con gas producido en la cuenca Noroeste.

En invierno, el NOA llega a un pico de demanda de hasta 22 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d). La producción actual de 2,5 MMm3/d de la cuenca Noroeste más los 15 MMm3/d que puede transportar el Gasoducto Norte no alcanza para cubrir ese pico de consumo y las industrias, de sectores como el sucroalcoholero, citrícola, el tabaco, el vidrio y la cerámica, tendrán que adquirir volúmenes de GNL importado.

Capacidad de transporte

Otro factor relevante que podría provocar problemas en el suministro en el norte del país tiene que ver con la falta de capacidad en los gasoductos que impide transportar más producción de Vaca Muerta. A través del Gasoducto Norte (que a partir de la reversión cambió de sentido y ahora lleva gas de sur a norte) no se puede transportar más de 15 MMm3/d, un volumen similar al del año pasado.

El límite de este ducto se mantendrá hasta que se amplíe el sistema troncal, que requiere de obras como las del Gasoducto Oeste, que incluye un nuevo caño entre Tratayén (Neuquén) y La Carlota (Córdoba), y la ampliación del sistema de TGS, que llegará hasta la localidad de San Jerónimo (Santa Fe).

Por más que se terminen las obras de reversión del Gasoducto Norte, que incluye el cambio del sentido en las plantas compresoras, sin la ampliación de la infraestructura de transporte de gas en el centro del país no se puede subir al NOA más de 15 MMm3/d de gas natural. Esto implica un tope para que llegue a la región más producción de Vaca Muerta.

En este escenario, uno de los interrogantes para este invierno es ver cuánto gas disponible hay en Bolivia para que la Argentina pueda importar. Si bien se dejó de comprar gas a ese país en 2024, en los últimos dos años se concretaron algunos envíos esporádicos para abastecer a las provincias del norte. Por caso, en el invierno de 2025 la compañía Trafigura importó gas de Bolivia para cubrir la demanda de las generadoras de electricidad en el norte argentino. También concretó envíos desde ese país la comercializadora Gas Meridional.

Precio del GNL

El abastecimiento para las industrias del norte va a depender de que haya capacidad de transporte en los ductos troncales para el GNL importado que se descargue en la terminal regasificadora de Escobar (Buenos Aires) y pueda subir al NOA.

En ese caso, los industriales tendrán que afrontar el precio del GNL importado, que en los últimos meses aumentó considerablemente por la guerra en Medio Oriente. El fluido estaría disponible en Escobar.

El abastecimiento dependerá de que cada empresa pueda pagar el precio del GNL, que sería de alrededor de 23 US$/MMBTU, cuando el gas natural producido en Vaca Muerta tiene un valor de alrededor de 4 US$/MMBTU. El precio promedio de importación de cargamentos de GNL que concretó Enarsa en 2025 osciló entre 11,47 y 13,66 US$/MMBTU.

En el caso del NOA, si las industrias quieren abastecerse de gas en el próximo invierno no van a tener otra alternativa que pagar el precio de importación de GLN.

La semana pasada hubo una reunión de industriales y funcionarios de Tucumán con el subsecretario de Combustibles Líquidos y Gaseosos, Federico Veller. Distintas fuentes confirmaron a EconoJournal que los industriales del NOA intentaron acordar un financiamiento de Energía Argentina (Enarsa) para que puedan cubrir el precio del GNL en el invierno.

El gobierno rechazó por completo el pedido para que Enarsa actúe como proveedor de última instancia y cobre más barato el GNL. De este modo, los industriales tendrán que negociar la compra de GNL con traders como Trafigura, que la semana pasada adquirió cinco cargamentos en las subastas del gobierno para el abastecimiento de junio.

La importación de GNL en el país en los últimos 20 años se hizo vía Enarsa, que subsidiaba parte del precio de gas importado por barco. El área energética del gobierno de Javier Milei implementó un cambio estructural en el sistema y ahora son las empresas privadas las que tendrán que adquirir el fluido por adelantado, como ya ocurrió en la subasta de la semana pasada.

En este nuevo escenario, las grandes industrias, las distribuidoras y generadoras eléctricas tendrán que establecer contratos por adelantado, afrontando los precios de mercado, para abastecerse del GNL importado.

Apertura del mercado energético

Según la Unión Industrial de Tucumán, otro factor que incide en el abastecimiento de gas en la región es la aplicación de la resolución 66 que la Secretaría de Energía publicó en marzo. Esta norma es la instrumentación técnica para operativizar la contractualización entre privados que impulsa la reforma del sector aplicada por el gobierno nacional.

En otras palabras, la resolución promueve la apertura del mercado energético y permite que el sistema de ductos refleje la nueva realidad de las cuencas gasíferas del país, con fuerte predominio del gas no convencional de Vaca Muerta.

Los industriales de Tucumán entienden, por ejemplo, que esta reforma del mercado de gas natural genera que la capacidad de transporte en firme asignada a la distribuidora Naturgy NOA (distribuye gas en Tucumán, Salta, Santiago del Estero y Jujuy) pase de 4,99 a 3,22 MMm³/d, una caída de un 35,4%.

La demanda prioritaria en 2025 fue de 3 MMm³/d y si se suma a los grandes usuarios de gas y al sector de GNC trepa a 4,2 MMm³/d, señala la Unión Industrial de Tucumán. Por este motivo, los industriales creen que la capacidad asignada de gas en la región no va a alcanzar.

, Roberto Bellato

El próximo martes 9 de junio, bajo el lema “De la energía al desarrollo industrial competitivo”, el Instituto Petroquímico Argentino (IPA®) realizará una nueva edición de la Jornada de la Industria Petroquímica 2026 en el Centro Cultural de la Ciencia (C3), en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Enmarcada además en el 50° aniversario del IPA®, esta edición pondrá el foco en uno de los grandes desafíos del país: cómo convertir la disponibilidad de recursos energéticos en inversión, industrialización y crecimiento sostenido para la cadena petroquímica argentina.

Consolidada como uno de los principales espacios de encuentro del sector, la Jornada convocará a referentes de empresas líderes, especialistas técnicos, representantes del ámbito científico y autoridades nacionales para debatir sobre competitividad, innovación, disponibilidad de materias primas, infraestructura y condiciones necesarias para impulsar nuevas inversiones industriales.

La jornada

La Jornada del IPA® tendrá la presidencia de la Ing. Dolores Brizuela, presidenta de Dow para la Argentina y la región sur de América Latina, quien señaló que “tenemos una oportunidad única de convertir nuestros recursos energéticos en desarrollo industrial y generación de valor en Argentina. El desafío es ir más allá de la exportación de commodities y construir, con competitividad, inversión y articulación público-privada, un camino sostenido de crecimiento y empleo”.

Entre los principales paneles y espacios de análisis de esta edición, se destacan:

• “Escenario global 2026: energía, mercados y petroquímica”, con la participación de Pablo Giorgi, de OPIS, una empresa de Dow Jones; quien analizará el contexto internacional, el impacto geopolítico y las oportunidades que se abren para la Argentina en el nuevo escenario energético global.

• “Gas y materias primas: ¿tenemos base competitiva para expandir la petroquímica argentina?”, donde Pablo Popik (Compañía MEGA S.A.) y Juan de Urraza (Transportadora de Gas del Sur -TGS-) debatirán sobre disponibilidad de gas, infraestructura, integración energética y condiciones necesarias para impulsar nuevos desarrollos industriales.

• “Transformación industrial: IA, eficiencia y rentabilidad”, un espacio orientado a presentar casos concretos vinculados a inteligencia artificial, digitalización y mejora de procesos aplicados a la operación industrial.

• “¿Qué necesita la petroquímica para invertir en Argentina hoy?”, conversatorio con el Ing. Federico Veller, subsecretario de Hidrocarburos de la Nación, el cual llevará adelante la presidente de la Jornada Dolores Brizuela (Dow), y estará enfocado en el escenario de inversiones y desarrollo industrial.

• “Innovación y articulación tecnológica”, panel dedicado a la interacción entre industria, ciencia y tecnología, con representantes de la Secretaría de Innovación, Ciencia y Tecnología y del CONICET (Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas), cuya moderación estará a cargo de Gabriel Rodríguez Garrido, director ejecutivo del Instituto Petroquímico Argentino (IPA®).

• El tradicional “Panel de CEOs: Decisiones de inversión en Argentina”, que reunirá a Tomás Córdoba (Compañía MEGA S.A.), Marcos Sabelli (Profertil S.A.), Dolores Brizuela (Dow), Micael Sielecki (Petroquímica Cuyo) y Guillermo Petracci (Unipar), con moderación de Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica de la República Argentina (CIQyP®), para debatir sobre competitividad, crecimiento e inversiones para el desarrollo petroquímico argentino.

“El desafío ya no pasa solamente por disponer de recursos energéticos, sino por desarrollar una visión industrial que permita transformarlos en competitividad, empleo y crecimiento para el país”, destacó el Ing. Gabriel Rodríguez Garrido del IPA®.

Agenda

La agenda de la edición 2026 de la Jornada reflejará además temas estratégicos como el agregado de valor local, la eficiencia operativa, la integración de cadenas productivas, la innovación tecnológica y la formación de talento profesional para acompañar la evolución de la industria.

El IPA® invita a empresas, instituciones, universidades, profesionales y actores vinculados al sector energético e industrial a participar de este espacio de intercambio, reflexión y construcción de una agenda común para el desarrollo petroquímico argentino. Para más información e inscripciones acceder al siguiente link o consultas al email ipainfo@ipa.org.ar

, Redaccion EconoJournal

Con el objetivo de aportar una mirada de largo plazo sobre los desafíos productivos de la Argentina, el próximo 2 de junio se realizará el 2° Congreso Productivo para el Desarrollo, una iniciativa de Misión Productiva. El encuentro, que se llevará adelante en la Facultad de Ciencias Económicas de la UBA, reunirá a referentes del sector empresarial, sindical, académico y político, quienes debatirán sobre los distintos sectores productivos, la inversión, inteligencia artificial, empleo y desarrollo económico.

El Congreso apunta a construir consensos alrededor de una agenda de desarrollo, producción y trabajo y reunirá voces diversas para abordar algunos de los principales interrogantes de la actualidad. Cómo los sectores pueden dinamizar la economía, cómo convertir la generación de divisas en desarrollo, qué políticas productivas son necesarias para fortalecer el entramado industrial y de qué manera impacta la tecnología en el futuro del trabajo y la producción son algunos de los temas de debate que se plantearán durante la jornada.

Actividad industrial

“En un contexto de caída de la actividad industrial, pérdida de capacidades productivas y creciente incertidumbre, el Congreso busca poner sobre la mesa una discusión urgente: cómo evitar una fractura del tejido productivo y social, y al mismo tiempo aprovechar las nuevas oportunidades que abre la expansión de sectores estratégicos como la energía y la minería”, destaca Daniel Schteingart, uno de los fundadores de Misión Productiva, un espacio integrado por especialistas en desarrollo productivo, con experiencia en gestión pública, sector privado y análisis económico.

Entre los disertantes se destacan Daniel Herrero, CEO de Mercedes Benz; Marysol Rodríguez, Directora de Sinteplast; Mara Ruiz Malec, ex Ministra de Trabajo de la provincia de Buenos Aires y actual coordina el Centro de Estudios Derecho al Futuro (CEDAF); Luciano Laspina, ex diputado nacional y actual director ejecutivo de CIPPEC; Matías Kulfas, ex Ministro de Desarrollo Productivo de la Nación; Horacio Rodríguez Larreta, ex Jefe de Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires; Sergio Kaufman, ex presidente de Accenture para Argentina y Sudamérica; Manuel Ron, fundador de Bio4, empresa de bioetanol de Río Cuarto; Daniel Schteingart, fundador de Misión Productiva y Director de Desarrollo Productivo de FUNDAR;  Elio del Re, presidente de ADIMRA; Alejandra Cardona, Directora Ejecutiva de la Cámara Argentina de Minería; Martín Alfie, fundador de Misión Productiva y Jefe del Área de Desarrollo Federal del Consejo Federal de Inversiones; entre otros.

“Este encuentro está pensado como una invitación abierta a participar de una conversación prioritaria. Convocamos a empresarios, trabajadores, funcionarios, investigadores, estudiantes, periodistas y referentes sociales que entienden que discutir desarrollo productivo es debatir las bases materiales del crecimiento, la inclusión y la integración territorial del país”, aporta Martín Alfie, otro de los fundadores de Misión Productiva, una red de profesionales que, desde una mirada desarrollista, trabaja sobre propuestas vinculadas a la industria, innovación, exportaciones, infraestructura, PyMEs y transformación productiva, buscando que la discusión sobre desarrollo económico vuelva a estar en el centro del debate argentino.

Congreso sobre desarrollo productivo

El Congreso se propone como espacio de encuentro sobre la base de tres pilares fundamentales del desarrollo productivo nacional: una mirada estratégica, que aporte una perspectiva de largo plazo sobre el desarrollo productivo argentino con foco en competitividad e inversión; la articulación de actores, que favorezca el diálogo entre el sector público, privado, sindical y académico para construir consensos; y una agenda pública, que contribuya a la elaboración de propuestas concretas con proyección en la agenda política y económica.

Para consultar la agenda y obtener más información sobre el Congreso, ingresar aquí.

, Redaccion EconoJournal

Un alto ejecutivo de extensa trayectoria en Shell en América latina, asumió la conducción de las operaciones en el país de Meitner Energy, la compañía que esta desarrollando el reactor nuclear ACR-300 y que tiene entre sus accionistas minoritarios a INVAP. Se trata de Teófilo Lacroze, ex presidente de Shell y Raízen en la Argentina, que entró en funciones el cargo en abril, según indicaron fuentes privadas a EconoJournal.

En lo formal, Lacroze asumió como CEO de Meitner Enegy, empresa constituida en EE.UU. entre Black River Technology (filial de INVAP en EE.UU.) y Ansari Group, que está diseñando la ingeniería de un reactor modular pequeño (SMR) de 300 MW de potencia eléctrica. Meitner es, a su vez, propietaria de la patente del reactor.

La filial de Meitner en la Argentina lleva cerca de dos años trabajando el desarrollo del proyecto, que se encuentra en una etapa de validación de la viabilidad conceptual del diseño, con algo más de 120 profesionales contratados.

La intención es construir su primer reactor (FOAK en la jerga de la industria) en la Argentina. Precisamente, el flamante CEO de la empresa visitó a mediados de abril el complejo nuclear de Atucha, en donde exploran la oportunidad de construcción.

Lacroze liderará el diseño del proyecto ACR-300

Teófilo Lacroze viene de concluir una carrera de casi 30 años en Shell. Fue presidente de Shell Argentina y Vicepresidente de M&A Upstream de la empresa entre 2015 y 2018. Luego asumió como presidente y CEO de Raízen Argentina. En los últimos años se desempeñó como titular del área de Downstream & Mobility para Brasil, Argentina y Paraguay en Raízen, cargo que dejó en junio de 2025.

Egresado de la Universidad de San Andrés y con un MBA en la Universidad de Cambridge, Lacroze ingresó a Shell Argentina en 1996. Estuvo desde el inicio de la conformación de Raízen, un joint venture entre el grupo brasileño Cosán y Shell creada en 2011. Lacroze trabajó once años en Brasil antes de regresar a la Argentina para asumir la presidencia de Shell.

Como publicó EconoJournal, Raízen está en el proceso final de la venta de los activos que tiene en la Argentina a un consorcio integrado por la suiza Mercuria Energy —uno de los mayores traders de materias primas del planeta— e Integra Capital, el holding que encabeza José Luis Manzano. Entre esos activos destacan la refinería de Dock Sud y la red de estaciones de servicio Shell.

, Nicolás Deza

El PBI per cápita de Guyana en 2015 era de US$5640, similar al de otros países de ingresos medio-bajos como Ecuador y Paraguay, según cifras del Banco Mundial. En 2024, en cambio, ese indicador supera los US$33.000, apenas por debajo de Italia o Corea del Sur. Ese salto brutal en los ingresos de esta pequeña nación de América del Sur se explica por el descubrimiento de petróleo offshore que anunció ExxonMobil en mayo de 2015. La petrolera estadounidense logró reposicionarse de la mano de ese crudo, pero Guyana no pudo capitalizar sus recursos de la misma manera.

Cuando ExxonMobil extrae petróleo offshore, toda esa producción suma al PBI de Guyana, pero buena parte de las ganancias luego son giradas al exterior y el Estado captura solo una porción muy pequeña de la renta.

El descubrimiento de ExxonMobil

Guyana es un pequeño país costero con unos 800.000 habitantes que durante mucho tiempo figuró entre las naciones más pobres del continente americano. Su nombre significa «tierra de muchas aguas» en la lengua de los Warrau, una tribu indígena de la región. Durante siglos, estuvo bajo el control de diversas potencias europeas que explotaron continuamente su riqueza natural, apropiándose de sus recursos. Por allí pasaron españoles, holandeses, franceses y británicos.

Aproximadamente el 85% de la superficie total del país está cubierta por bosques tropicales primarios, con una de las tasas de deforestación más bajas del mundo. Hasta 2015, sus principales exportaciones eran oro, bauxita, azúcar, arroz, madera y productos del mar, pero el petróleo lo cambió todo.

ExxonMobil inició en 2008 su campaña de exploración de petróleo y gas en aguas guyanesas. El 1 de mayo de 2015 la compañía anunció junto con sus socios Hess Corporation y la china CNOOC un descubrimiento significativo de petróleo en el bloque Stabroek, puntualmente en el pozo Liza-1, a 190 kilómetros de la costa. Luego se realizaron más de 30 hallazgos adicionales y se estima que hay unos 11.000 millones de barriles equivalentes de petróleo recuperable.

ExxonMobil realizó la primera extracción de crudo el 20 de diciembre de 2019 desde su buque Liza Destiny y desde entonces la producción no ha parado de crecer. Se estima que actualmente el consorcio extrae unos 900 mil barriles diarios de los yacimientos offshore Liza Phase 1, Liza Phase 2, Payara y Yellowtail. A su vez, se espera que los Uaru, Whiptail, Hammerhead y Longtail entren en producción de manera escalonada entre fines de este año y 2030, lo que elevaría la producción total a 1,7 millones de barriles diarios para ese último año.  

La economía de Guyana se disparó de la mano del petróleo. Según el World Economic Outlook del Fondo Monetario Internacional, en 2020 creció un 43,5%, en 2021 un 20,1% y en 2022 alcanzó el record con un 63,3%. Luego se fue estabilizando en valores menores, pero siempre de dos dígitos. En 2025 trepó un 19,3% combinando 6 años consecutivos de expansión y para 2026 el organismo multilateral proyecta un 16,2%, el mayor crecimiento de todo el continente. Pese a ello, Guyana captura solo una pequeña porción de los beneficios petroleros debido a un polémico acuerdo de reparto de ingresos firmado con ExxonMobil en 2016.

Acuerdo polémico para el desarrollo petrolero

Los términos de producción de petróleo y participación en las ganancias se establecieron en un Acuerdo Petrolero firmado en 2016 por el gobierno de Guyana con el consorcio integrado por ExxonMobil, Hess Corporation –desde 2025 controlada por Chevron– y la china CNOOC. ExxonMobil controla el 45% de la sociedad y es el operador, Hess tiene un 30% y CNOOC el 25% restante.

El acuerdo establece que antes de repartir ganancias, Guyana recibe una regalía del 2% sobre la producción bruta de petróleo, una cifra muy baja comparada con los estándares internacionales. Por ejemplo, Brasil cobra en sus áreas offshore entre 5% y 15%, según el contrato de campo, mientras que en los países africanos suele oscilar entre 5% y 20%

Después de pagar regalías, el contrato permite que el consorcio se quede con hasta el 75% de la producción restante para recuperar costos de exploración, operación, infraestructura, perforación, etc. (cost oil). Por último, el contrato establece que el llamado “petróleo de beneficio” —es decir, el volumen restante una vez extraído y vendido el crudo y descontados los costos operativos y de inversión— se reparte en partes iguales entre Guyana y el consorcio petrolero.

Otro punto polémico es que las petroleras quedaron exentas del pago de cualquier obligación tributaria durante la vigencia del tratado que se extiende por 20 años de producción, con la opción de renovación por 10 años más. Además, el acuerdo incluye cláusulas de libre convertibilidad y libre transferencia de divisas.

El Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA) calificó en mayo de 2022 al acuerdo como “one-sided” –por el marcado desequilibrio a favor de una de las partes– y señaló que las petroleras recibían cerca del 85,5% de los ingresos del proyecto frente a apenas 14,5% para Guyana en los primeros años.

Incluso el FMI había advertido en un informe de 2017, citado por la agencia Bloomberg, que los términos del contrato eran “relativamente favorables para los inversionistas según los estándares internacionales”.

El presidente de Guyana, Irfaan Ali, también reconoció ante Financial Times en junio de 2024 que el acuerdo favorece a Exxon, pero no ha buscado una renegociación. «El tamaño de Exxon, en términos de la economía, demuestra que simplemente no se podía modificar el contrato. Tendría implicaciones legales y paralizaría a todo el sector«, aseguró.

Si bien el acuerdo firmado por Guyana se trató de un contrato petrolero específico negociado bilateralmente con un consorcio liderado por Exxon para un yacimiento offshore concreto, la comparación con el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) impulsado por Javier Milei es inevitable porque ambos esquemas comparten una lógica similar: ofrecer condiciones excepcionales de estabilidad, beneficios fiscales y facilidades cambiarias para atraer inversiones de gran escala en sectores extractivos.

El Fondo Soberano Petrolero

Pese a lo poco que le queda de la producción petrolera, la cifra igual es significativa para una economía pequeña como la de Guyana. Por ese motivo, en 2019 se creó un Fondo Soberano Petrolero (Natural Resource Fund) que tiene como función gestionar las regalías y el porcentaje de las ganancias que le corresponden al Estado.

El NRF buscó tres objetivos: estabilizar la economía frente a la volatilidad petrolera; ahorrar parte de la renta para futuras generaciones y evitar que todo el dinero entre de golpe a la economía y produzca desequilibrios (“mal holandés”).

El fondo está inspirado en modelos como el Government Pension Fund de Noruega, aunque a una escala y con una institucionalidad muy distintas.

Los recursos del fondo se depositan principalmente en cuentas del exterior administradas por el Bank of Guyana. El dinero luego puede transferirse gradualmente al gobierno según reglas establecidas por ley.

El gobierno de Irfaan Ali eliminó en 2021 varios mecanismos de supervisión y control creados por la norma original. De hecho, existía un comité independiente de supervisión con representantes de sociedad civil, sindicatos, sector privado, organizaciones religiosas y expertos con perfil técnico que debían monitorear retiros de fondos y cumplimiento de reglas, pero la reforma de 2021 lo suprimió, dándole muchísimo peso al ministro de Finanzas en autorización de retiros, administración, reportes y supervisión operativa. La oposición denunció entonces que eso convertía el NRF en una “cuenta controlada por el gobierno” más que en un fondo soberano independiente.

La red local de proveedores

El desarrollo petrolero se produjo tan rápido y a una escala tan grande que el país no tenía, a diferencia de lo que ocurre en Argentina, una red de proveedores en condiciones de dar respuesta a las necesidades de la industria. El gobierno de Guyana comenzó entonces a diseñar un régimen para el desarrollo local asociado a la explotación hidrocarburífera.  

En febrero de 2021, las autoridades elaboraron ​​una política de contenido local y ese mismo año el Parlamento aprobó la Ley Nº 18 de Contenido Local para implementar esa política. La norma estableció un mecanismo para priorizar a los ciudadanos y empresas guyanesas en la adquisición de bienes y servicios para el fortalecimiento de la cadena de valor del sector petrolero. Se exigió a todos los actores extranjeros, incluidos subcontratistas, licenciatarios y contratistas, que implementen medidas de contenido local como parte integral de sus operaciones.

Exxon informó en septiembre del año pasado a través de un comunicado que 6200 guyaneses trabajaban para la compañía y sus contratistas, lo que representa el 70% de su fuerza laboral. Sin embargo, diversos analistas afirman que los contratos más sofisticados siguen en manos extranjeras, muchos proveedores locales actúan solo como intermediarios, y el país todavía depende enormemente de insumos y servicios importados.

El enigma de la pobreza

Diversos informes periodísticos y académicos han destacado en los últimos años el acelerado crecimiento económico del país, puntualmente de Georgetown. La mayor actividad se observa en la construcción de edificios, rutas, viviendas y hoteles, mejora de los servicios portuarios, financieros y de las redes de telecomunicaciones.  

La petrolera Exxon se ha convertido además en un actor cada vez más importante. Patrocina al equipo de críquet Guyana Amazon Warriors, ha donado dinero para programas universitarios, ambientales y comunitarios a través de ExxonMobil Foundation y se ha transformado en una figura omnipresente en el país a través de diversas campañas publicitarias que destacan el impulso que le ha dado la producción petrolera a la economía. Incluso en enero de 2020 se inauguró una exposición sobre petróleo en el Museo Nacional de Guyana que incluye una muestra del primer petróleo que ExxonMobil extrajo de las profundidades el 20 de diciembre de 2019.

Pese a ello, asociaciones de la sociedad civil, sindicatos y políticos opositores advierten que la riqueza generada por la bonanza petrolera de Exxon no beneficia a la población en general y permanece concentrada en pocas manos.

Un dato llamativo es que no hay cifras actualizadas de pobreza. Los últimos datos son de 2019, justo el año donde comenzó la explotación petrolera, y muestran una tasa del 48,3% con la que sigue trabajando el Banco Mundial. “No se dispone de datos recientes sobre la reducción de la pobreza”, puede leerse en la web del organismo multilateral respecto de Guyana.

El gobierno guyanés afirma que esa cifra de pobreza no refleja la situación actual, pero tampoco se ha preocupado por actualizarla. Desde la oposición sostienen que no hay interés en hacerlo porque los nuevos datos podrían mostrar que sigue siendo alta pese al boom petrolero. El oficialismo responde simplemente que la estadística no se actualizó porque requiere encuestas de hogares muy complejas y costosas.

De lo que no hay dudas es del impacto positivo que provocó en ExxonMobil el descubrimiento de petróleo en las costas de Guyana. Si bien la compañía no reporta Guyana como una unidad financiera separada dentro de sus balances globales, Reuters informó en junio del año pasado que ExxonMobil registró ganancias ajustadas totales de US$33.460 millones en 2024, de los cuales US$4.700 millones provinieron de Guyana, una cifra sorprendente si se toma en cuenta que recién en 2019 comenzó a producir crudo en ese pequeño país.

, Fernando Krakowiak

“La asociación entre Argentina y Chile es casi como un imperativo para quienes gobiernan. La integración energética debería ser una obligación para no sólo aprovechar nuestras riquezas sino también darle salida y lograr competitividad”: así lo sostuvo la ministra de Energía de Chile, Ximena Rincón. De visita en la Argentina, y en un mano a mano en el ciclo de entrevistas de EconoJournal, Rincón señaló lo que a su entender son las directrices necesarias para avanzar en un acuerdo energético bilateral.

Precisamente ese fue el eje de su paso por Argentina: plantear y delinear los puntos de convergencia entre los sectores energéticos de ambos países. Su agenda en Argentina incluyó reuniones con el canciller Pablo Quirno, con el ministro de Economía, Luis Caputo, la secretaria de Energía, María Tettamanti, el secretario de Coordinación de Minería y Energía, Daniel González y el viceministro de Economía, José Luis Dazar. 

“Ustedes tienen el gas en Vaca Muerta que es un tremendo potencial permanente. Una riqueza que tienen que aprovechar, pero que no la van a consumir en Argentina. Chile, por su parte, tiene energía  eléctrica renovable en una cantidad de verdad muy importante”, detalló.

Cuáles serían las bases del acuerdo de integración energética

Para Rincón, el tratado bilateral debe ser concebido como un win-win. Esto es: que tanto Chile como Argentina se vean beneficiados y se sientan “ganadores”.  “Hay que combinar el gas de ustedes, electricidad nuestra y generar respuesta a la oferta que hay, porque en el norte nos falta demanda y a ustedes les falta demanda en el sur”, indicó. 

De hecho, actualmente Chile “pierde” energía. “Los países siempre deben mirar el objetivo primero que tienen como mandato, que son sus ciudadanos y ciudadanas. Y si uno tiene claro eso, la verdad es que la integración es casi una obligación. Además tenemos un ciclo político que hay que aprovechar para lograr dar beneficio a nuestros ciudadanos, es casi como un mandato”.

Si bien en la actualidad Rincón trabaja en Energía, cuenta con una vasta experiencia en el sector minero. De hecho, participó de las reuniones bilaterales que, en 1997, tuvieron como corolario la firma del Tratado de Integración y Complementación Minera ratificado en 2000. Y es esa experiencia previa la que Rincón toma como precedente para hacer lo mismo en materia energética. De hecho, ese acuerdo toma real magnitud a partir del contexto actual, según la visión de Rincón. 

“El acuerdo minero probablemente hoy día va a ser explotado en su real magnitud. ¿Por qué? Porque hay energía, porque podemos tener soluciones en materia de agua que van a permitir desarrollar estos proyectos.  Hoy día podemos volver a hacerlo pero en materia energética. Gas, diésel, electricidad. Y ese es el primer paso. Pero el segundo es materializar proyectos”.

“Ustedes tienen una oportunidad para sacar el gas por el Pacífico. Nosotros tenemos la infraestructura. Ustedes pueden aprovechar nuestra energía eléctrica. Y para eso necesitamos inversión de ambos países. Y yo creo que si logramos un acuerdo en materia de complementariedad, de conexión energética entre ambos países, empezaremos a construir o reconstruir esas confianzas”, indicó.

Finalmente, Rincón aseguró que el acuerdo deberá tener el peso de un tratado porque eso le aportará robustez y podrá hacer zoom en todas las áreas: impositivas, aduaneras, infraestructura. Más aún, la experiencia del pasado desde su perspectiva, no sólo permitirá sopesar aquello que fue un error, sino del mismo modo, acelerar los tiempos.

“En  el pasado nos demoramos casi dos años sin experiencia en el tema. Podemos ser mucho más rápidos que eso, porque además tenemos experiencia comercial y eso te facilita mucho el trabajo”, concluyó.

, Redaccion EconoJournal

La petrolera de capitales colombianos GeoPark presentó una solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para desarrollar su hub de petróleo no convencional en Vaca Muerta. Con una inversión de más de US$1.000 millones en los bloques Loma Jarillosa Este (LJE) y Puesto Silva Oeste (PSO), la compañía busca escalar la producción de 1.500 a 20.000 barriles diarios en los próximos tres años.

El proyecto se presenta con el fin de acelerar el desarrollo del plan que GeoPark, encabezado por su CEO Felipe Bayon, ya está ejecutando en Vaca Muerta, dándole previsibilidad y escala a sus inversiones de largo plazo. La propuesta realizada junto con Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) integra ambos bloques bajo un Vehículo de Proyecto Único (VPU).

El desembarco GeoPark con presencia en distintos mercados latinoamericanos se consolidó a fines de 2025, cuando firmó un acuerdo con Pluspetrol para adquirir el 100% de la participación operada en Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste por un monto de US$115 millones. La transacción significó la entrada efectiva de la firma en la cuenca neuquina, un paso que buscaba dar desde hacía tiempo.

De hecho, a mediados de 2024 la compañía intentó hacer pie en la región mediante una alianza de US$320 millones con Phoenix Global Resources para ingresar en los bloques Mata Mora y Confluencia; sin embargo, ese contrato se cayó en mayo de 2025 ante la falta de aprobación por parte del gobierno de la provincia de Neuquén.

El nuevo proyecto bajo el RIGI

El desarrollo presentado por GeoPark contempla perforación en modo factoría de pozos horizontales, la construcción de una CPF (Central Processing Facility) en PSO para procesar la producción combinada, así como infraestructura de transporte y evacuación compartida.

«Vaca Muerta es una apuesta estratégica para GeoPark. Tenemos un plan en marcha y bloques con potencial probado. Nos presentamos al RIGI porque potencia el alcance de una inversión de esta escala», señaló Ignacio Mazariegos, Director de la Unidad de Negocios Argentina.

Para el directivo «la inversión fue exactamente diseñada para esta herramienta y es una muestra de la coordinación entre el Gobierno Nacional, la provincia y las empresas para impulsar el desarrollo de la cuenca y el país. Queremos consolidarnos como un actor de largo plazo en Neuquén, enfocados en ejecutar con disciplina y generar valor para la provincia», agregó.

En marzo, la compañía inició la perforación de sus primeros pozos en LJE. Con una inversión de entre US$80 y US$100 millones proyectada en 2026 para el desarrollo del bloque, el objetivo es escalar la producción en Argentina y pasar de los 1.500 barriles equivalentes diarios (boepd) actuales hasta los 5.000 o 6.000 boepd antes de que finalice el año.

, Redacción EconoJournal

YPF anunció este viernes el proyecto LLL Oil, una inversión de US$ 25.000 millones para acelerar el desarrollo exportador de petróleo crudo en Vaca Muerta. El CEO y presidente de la petrolera, Horacio Marín, informó que la iniciativa fue presentada al Régimen de Incentivos para las Grandes Inversiones (RIGI), constituyendo la inversión en hidrocarburos más grande presentada al esquema hasta el momento.

El proyecto LLL Oil contempla el desarrollo integrado del potencial productivo en cinco áreas geográficamente contiguas en Vaca Muerta. La expectativa de YPF es alcanzar un plateau de producción de 240.000 barriles diarios de petróleo a partir de 2032, que serán evacuados por el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).

«En toda la vida del proyecto va a generar más US$ 100.000 millones en exportaciones«, destacó Marín en un posteo en X. «Se trata del programa de exportación de petróleo más importante de la Argentina y el mayor presentado bajo el RIGI», añadió.

LLL Oil: cómo es el proyecto que YPF presentó al RIGI

El proyecto, desarrollado íntegramente por YPF, se desarrollará en los bloques La Angostura Norte, La Angostura Suroeste, La Angostura Sur II, Barreal Grande, y la Angostura Sur I. Las áreas compartirán instalaciones de superficie, equipos de perforación, sets de fractura y la logística asociada al suministro de arena y agua, entre otros recursos estratégicos.

La producción de crudo estará destinada 100% al mercado de exportación y será evacuada a través de VMOS, en tanto que el gas natural
asociado producido será destinado al abastecimiento del mercado local.

YPF prevé la perforación de 1152 pozos y la creación de aproximadamente 6000 puestos de trabajo directos durante el desarrollo de LLL Oil. También estima exportaciones por alrededor de US$ 6000 millones anuales hacia 2032. «Esto es mucho más que una inversión. Es el inicio de una nueva etapa», destacó Marín.

Por el lado del proyecto VMOS, su ingreso en operación es esperado para fines de este año, con una capacidad inicial de transporte de 180.000 barriles diarios. El esquema de ampliación proyecta escalar esa cifra hasta los 550.000 barriles diarios durante 2027, con la posibilidad técnica de alcanzar un pico de 720.000 barriles si la demanda del mercado internacional lo requiere.

, Nicolás Deza

La constructora José J. Chediack SA quedó al frente de una nueva etapa de una de las obras viales clave para la conectividad del norte neuquino y para la logística asociada al desarrollo energético de Vaca Muerta. La empresa fue adjudicataria del segundo tramo de pavimentación de la ruta provincial 7, en el sector Cortaderas, como parte del acuerdo estratégico entre el gobierno de Neuquén e YPF.

La firma se realizó este viernes en Buenos Aires y contó con la participación del gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, junto al presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; los vicepresidentes Walter Actis y Lisandro Deleonardis; y las autoridades de la empresa adjudicataria, Javier Chasco e Inés Chediack.

La obra vial

La obra corresponde a la “Pavimentación ruta provincial N° 7, tramo II: empalme ruta provincial N° 5-empalme ruta nacional N° 40”, y contempla la ejecución de 35 kilómetros de asfalto entre las progresivas 20+000 y 55+000. La adjudicación a José J. Chediack SA consolida el avance de un proyecto considerado estratégico tanto para la integración territorial de Neuquén como para el fortalecimiento de la infraestructura vinculada a la actividad hidrocarburífera.

El proyecto integral prevé una traza total de 116 kilómetros, desde Punta Carranza hasta el empalme con la ruta nacional 40 en el paraje Auquinco. Una vez finalizada, la obra permitirá reducir en aproximadamente 100 kilómetros el recorrido asfaltado entre la región Confluencia y el Alto Neuquén, mejorando sustancialmente la conectividad vial y los tiempos logísticos en una zona atravesada por el crecimiento de la industria energética.

Licitación del tercer tramo

El gobierno provincial confirmó que la próxima semana se lanzará la licitación del tercer tramo, también de 35 kilómetros, lo que permitirá dar continuidad al esquema de ejecución definido junto a YPF.

En la actualidad, ya se encuentran en marcha las tareas correspondientes al primer tramo de la obra, sobre 20 kilómetros desde Punta Carranza, donde finaliza el asfalto existente de la ruta provincial 7. Los trabajos se desarrollan en articulación con YPF e incluyen la ejecución de subbase y base, riego de liga, imprimación y colocación de carpeta asfáltica en distintos sectores.

Según precisaron desde la Dirección Provincial de Vialidad, también avanzan las tareas de construcción de terraplenes, movimiento de suelos y alcantarillas de hormigón, obras consideradas clave para garantizar la estabilidad y durabilidad de la traza.

Pavimentación de las rutas

La pavimentación de la ruta 7 forma parte del plan de infraestructura vial impulsado por la administración de Rolando Figueroa, que busca acompañar el crecimiento productivo de la provincia y mejorar la integración territorial en regiones atravesadas por el desarrollo de Vaca Muerta.

En ese esquema, la participación de José J. Chediack SA aparece como un actor central para acelerar la ejecución de una obra que el gobierno provincial considera estratégica para la competitividad logística del sector energético y para la conectividad de las comunidades del norte neuquino.

, Redaccion EconoJournal

La infraestructura siempre ha sido uno de los grandes cuellos de botella del desarrollo argentino. Y es también un escenario de debate político e ideológico cuando se convierte en una restricción para el crecimiento y el desarrollo económico y social, en particular en un país que se vuelva día a día más atractivo para proyectar y consolidar inversiones en sectores clave como minería, petróleo y gas, agro y la industria del conocimiento.

Es que, por un lado, se requiere la optimización de la conectividad interna, de productos, bienes y servicios en un país extenso, federal y con diversidad de su matriz de economías regionales y, por otro, se vuelve prioritaria y pertinente la mayor apertura con la consiguiente integración hacia el mundo, potenciada por los acuerdos bilaterales, multilaterales y, muy especialmente, acelerada en este tiempo por el contexto global que impulsa oportunidades históricas para Argentina.

Estamos frente a un ciclo que conlleva retos y desafíos que pueden ser asumidos si se toman las decisiones acertadas, dado que por primera vez en mucho tiempo comienzan a alinearse condiciones estructurales que permiten pensar en soluciones de mediano y largo plazo.

La estabilización de variables macroeconómicas, el equilibrio fiscal, la normalización cambiaria y la baja de la inflación no son simplemente indicadores técnicos: son la base indispensable para planificar. Sin ese punto de partida, cualquier estrategia de infraestructura queda reducida a respuestas fragmentadas, sin escala ni continuidad.

Hoy, en cambio, empieza a abrirse una ventana distinta. Un cambio de lógica: del corto plazo a la planificación.

La infraestructura no se diseña para el presente inmediato. Se proyecta a décadas. Un sistema ferroviario, una red logística o un corredor vial se piensa a 30, 40 o 50 años. Por eso, la macro ordenada no es un dato más: es la condición que habilita adelantar y fortalecer esa posibilidad.

En este contexto, Argentina tiene la oportunidad de repensar su sistema integral de transporte: rutas, puertos, trenes y accesos urbanos, bajo una lógica más eficiente, competitiva y sostenible. Frente a la magnitud y complejidad de la alta demanda, en contraste con las décadas de una planificación y ejecución desordenada, este proceso no podría ser exclusivamente público ni privado. Requiere un nuevo acuerdo entre ambos sectores.

Añelo: cuando la articulación funciona

El caso del Anillo de Añelo, en la provincia de Neuquén, es un ejemplo concreto de esta nueva lógica en acción. Una articulación basada en objetivos comunes, búsqueda de consensos, esfuerzos compartidos, análisis competitivo y eficiencia en la respuesta.

Se trata de una obra vial clave para el desarrollo de Vaca Muerta, diseñada para descongestionar el principal acceso a la localidad y ordenar el tránsito pesado vinculado a la actividad de hidrocarburos. Implica la construcción de más de 60 kilómetros de infraestructura, combinando trazas nuevas y mejoras sobre rutas existentes, con un objetivo claro: separar el tránsito logístico del tránsito urbano, mejorar la seguridad vial y optimizar los tiempos de operación.

Por primera vez, los operadores privados impulsan y ejecutan una infraestructura crítica, en articulación con la provincia, que organiza y viabiliza el proceso.

Desde AC&A empresa con más de 25 años conformada por ingenieros, economistas y planificadores, contamos con numerosos casos de éxito en Argentina y en 40 países de Latinoamérica y el resto del mundo. En ese rol lideramos el Masterplan de Infraestructura en la Región de Vaca Muerta y el armado de una Oficina de Gerencia de este Proyecto (PMO).

El denominado Anillo Añelo implementará importantes innovaciones en mecanismos de licitación y contratación de obras y permitirá reducir la congestión, mejorar la seguridad vial y agilizar el transporte de pasajeros y de carga en una ruta clave de la región.

Infraestructura competitiva

La infraestructura no es un fin en sí mismo. Es una herramienta para ganar competitividad.

Reducir costos logísticos, mejorar la eficiencia operativa y aumentar la seguridad impacta directamente en la productividad de sectores clave como el oil & gas, la minería y el agro.

En Vaca Muerta, donde la producción no convencional crece a tasas sostenidas, esta relación es evidente: sin infraestructura adecuada, el potencial exportador se ve limitado. Con infraestructura eficiente, en cambio, los costos bajan y la competitividad mejora de forma estructural. Y el conjunto de la sociedad de la provincia, la región y el país, se benefician. El desafío es no perder de vista esa lógica de mediano plazo.

Las obras deben ejecutarse con estándares internacionales, costos competitivos y procesos transparentes. La Argentina tiene una oportunidad para reconstruir su industria de la construcción e infraestructura hacia modelos mixtos, con mayor participación privada.

Un factor sensible en esta ecuación es el talento, cuya base es la buena educación y formación con capacidades técnicas cada vez más exigentes.  A medida que se multiplican los proyectos en energía, minería y agro, comenzarán a aparecer cuellos de botella. La cantidad de ingenieros que se gradúan en Argentina es estable o decreciente, y eso plantea un riesgo concreto. Además el tejido empresario en el área de la ingeniería es significativamente más débil que en otros países de la región. Otra vez, la formación de profesionales técnicos y el impulso al sector de la ingeniería debe ser un esfuerzo compartido.

La Argentina tiene la posibilidad de encarar una agenda de infraestructura con visión estratégica. Casos como el Anillo de Añelo muestran que es posible avanzar cuando hay coordinación, planificación y objetivos claros. La macroeconomía ordenada ofrece el marco. El sector privado aporta capacidad de ejecución. El sector público, dirección y regulación.

El desafío ahora es sostener esa convergencia en el tiempo. Porque la infraestructura no solo conecta territorios. Conecta el presente con el futuro. Una oportunidad que, como sociedad, no podemos dejar pasar.

(*) CEO de AC&A Ingenieros-Economistas-Planificadores.

, Bruno Agosta (*)

YPF Luz inauguró el Parque Solar El Quemado, de 305 MW de capacidad instalada, lo que lo convierte en el parque fotovoltaico más grande de la Argentina. Ubicado en el departamento de Las Heras, Mendoza, el proyecto representa el 11% de la capacidad solar instalada del país y genera energía equivalente al consumo de 233.000 hogares.

El Quemado es el primer proyecto presentado por una empresa y el primero en ser aprobado bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) con una inversión de US$211 millones. Esto explicó la presencia de varios de los miembros del Gobierno nacional encabezados por el jefe de Gabinete, Manuel Adorni.

También estuvieron presente el ministro de Economía, Luis Caputo, y la secretaria de Energía, María Tettamanti, junto al gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo; el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; y el CEO de YPF Luz, Martín Mandarano.

La energía que produce El Quemado se comercializa a industrias, empresas y distribuidoras de todo el país a través del Mercado a Término de Energía Renovable (MATER). El parque es el séptimo proyecto renovable de YPF Luz con el que alcanzó el primer giga de generación renovable.

El parque comenzó a operar por etapas: entre diciembre 2025 y febrero de 2026 se pusieron en operación los primeros 200 MW, mientras la última etapa de 105MW está recibiendo las pruebas técnicas finales para obtener su habilitación comercial.

El proyecto tiene un factor de capacidad estimado de 31,4% y requirió la instalación de más de 511.000 paneles bifaciales. La obra también incluyó una nueva subestación transformadora con tecnología GIS, construida por Distrocuyo, que además estará a cargo de su operación.

Desarrollado originalmente por EMESA en 2017, este proyecto durante la construcción ocupó a más de 350 personas en su pico de actividad, con 87% de mano de obra local, y alcanzó un 56% de integración de bienes y materiales de origen local.

Mandarano, CEO de YPF Luz, expresó: «El parque El Quemado responde a la necesidad de nuestros clientes de contar con energía confiable y acorde a las exigencias del mercado. Nos enorgullece ser los primeros en operar bajo el RIGI, impulsando inversiones que transforman la matriz energética.

, Ignacio Ortiz

Pan American Energy (PAE) y Continental Resources firmaron el acuerdo de asociación definitivo con el objetivo de acelerar el desarrollo de cuatro bloques de shale oil en Vaca Muerta. La operación, anunciada en enero, se formalizó luego de obtener las autorizaciones correspondientes por parte de las provincias de Neuquén y Río Negro para la cesión de participación en las áreas involucradas.

El acuerdo contempla la adquisición por parte de Continental del 20% de la participación de Pan American Energy en las áreas Coirón Amargo Sureste, Bandurria Centro y Aguada Cánepa, ubicadas en Neuquén, y Loma Guadalosa, en Río Negro. PAE continuará como socio mayoritario y operador en todos los bloques, pero sumará el know how súper especializado en operaciones no convencionales de Continental Resources.

Continental apuesta por Vaca Muerta

Continental, del multimillonario Harold Hamm conocido como el «rey del fracking», es una de las compañías independientes más relevantes en el desarrollo de recursos no convencionales en Estados Unidos. Con una producción diaria que alcanza los 500.000 barriles de petróleo equivalente por día y más de 5.200 pozos operados. En noviembre cerró la compra a Pluspetrol del 90% de participación en Los Toldos II Oeste, en Neuquén.

Doug Lawler, presidente y CEO de Continental Resources, fue el encargado de firmar el convenio en representación de la compañía estadounidense. Lawler reafirmó en el CERAWeek 2026 su interés por Vaca Muerta y elogió los incentivos que ofrece el gobierno de Javier Milei para alentar una mayor inversión. «En 5 a 10 años, la producción de EE.UU. se va a estabilizar o declinar y ese gap va a ser cubierto por Vaca Muerta», aseguró.

“La calidad de la roca es sobresaliente. Si uno mira la columna estratigráfica de Vaca Muerta y la compara con algunos plays de shale en Estados Unidos, al combinar formaciones como Bakken, Eagle Ford y unidades prolíficas del Permian Basin, como la Wolfcamp, se obtiene un conjunto comparable”, agregó en aquella ocasión.

El ejecutivo también aprovechó su participación en el CERAWeek 2026 sobre la importancia de que el gobierno de Milei siga por la senda actual: «Lo que seguiría fomentando es el excelente trabajo que se está realizando. No hagan nada que desincentive la inversión. Porque si se desincentiva la inversión, eso perjudica a los ciudadanos argentinos y retrasa la contribución sustancial del petróleo y el gas al panorama energético mundial». 

Continental Resources es el mayor productor privado de petróleo y gas natural del mundo. Con sede en Oklahoma City, Oklahoma, es uno de los mayores titulares de concesiones y productores en la formación Bakken, en Dakota del Norte y Montana, y es el principal productor de la Cuenca de Anadarko, en Oklahoma.

Los activos de PAE en Neuquén

PAE lleva 50 años trabajando en Neuquén, es la segunda petrolera privada de la Argentina y es uno de los mayores productores del no convencional en la Cuenca Neuquina. La compañía produce en la provincia 12 millones de m³ diarios de gas y 40.000 barriles de petróleo por día, equivalentes a cerca de 100.000 barriles de petróleo equivalentes por día (BOED).

Además, opera siete áreas en Neuquén -seis de ellas en desarrollo- y participa como socio no operador en otras dos. En Río Negro, PAE opera Loma Guadalosa, la primera concesión de explotación no convencional otorgada por la provincia.

, Ignacio Ortiz

Nucleoeléctrica Argentina (NASA) acaba de institucionalizar la comercialización de servicios e insumos para centrales nucleares como una nueva unidad de negocio en paralelo a la generación de electricidad. El objetivo es posicionar a la empresa como líder regional e internacional en la exportación de ese tipo de servicios, una veta que se encontraba subexplotada. El paso administrativo es clave también en el proceso de apertura parcial de la generadora estatal al capital privado, según pudo saber EconoJournal.

La Secretaría de Asuntos Nucleares (SAN) y la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) realizaron este miércoles una asamblea de accionistas para concretar una modificación en el estatuto de la empresa estatal operadora de las centrales nucleares. La empresa sumó como nuevo objeto social la prestación de servicios, institucionalizando una nueva unidad de negocio, que aún no tiene un nombre definido.

Esta modificación se produce en un contexto en el que la empresa ha enfrentado cuestionamientos recientes por denuncias de sobreprecios en sus licitaciones y gastos millonarios con sus tarjetas corporativas en productos y servicios no vinculados con la industria nuclear. Además, los gremios del sector vienen denunciando la perdida de poder adquisitivo de los salarios, el intento de privatización y la puesta en marcha de mecanismos de disciplinamiento, control y censura hacia los trabajadores.

La nueva unidad de negocios

La nueva unidad estará enfocada en generar rentabilidad a partir de la comercialización de servicios al extranjero. «NASA hasta ahora tenía una actitud conservadora, de no hacer inteligencia en el mercado en búsqueda de generadoras que podrían ser clientes de los servicios que desarrollamos dentro de casa«, explicó una fuente dentro de la empresa al tanto del cambio.

Nucleoeléctrica opera las centrales Atucha I y II y la central de Embalse. La nueva unidad seguirá prestando servicios a esas centrales. «La prioridad la seguirán teniendo las centrales nucleares de NASA. Lo que se busca es vender servicios en los momentos de menor actividad, cuando no hay paradas programadas», agregó la fuente. Como ejemplo, señaló que la empresa envió personal el año pasado a trabajar en una central en Corea del Sur.

Con la desregulación del mercado eléctrico, el gobierno habilitó a Nucleoeléctrica por primera vez a poder disponer de las ganancias que eventualmente obtenga por el negocio de generación eléctrica. A través del decreto 450/25 fue modificado el artículo 37 de la ley 24.065 del Régimen de la Energía Eléctrica, que impedía a las empresas estatales disponer de sus utilidades y repartir dividendos.

La modificación de la ley 24.065 fue el primer paso en el proceso de privatización parcial de la compañía. El gobierno dio un segundo paso con la publicación del decreto 695/25, que establece el marco para la privatización del 44% del paquete accionario de NASA y la cesión de un 5% a los gremios (el Estado nacional seguirá reteniendo el 51% y el control de la compañía). La creación de la nueva unidad de negocio supone otro paso en esa dirección.

La experiencia de Nucleoeléctrica exportando servicios para centrales nucleares

NASA tiene un sello distintivo entre las compañías generadoras que operan centrales nucleares en el mundo, que son sus capacidades de ingeniería, construcción, puesta en marcha y operación de reactores. Se tratan de capacidades que desarrolló y robusteció al asumir el project management de la finalización de Atucha II en 2014 y la extensión de vida de Embalse concluida en 2019. La empresa también finalizará en 2027 la extensión de vida de Atucha I.

«Cuando se decidió terminar Atucha II el diseñador del reactor ya no existía. NASA asumió el rol de terminarla y hoy conviven dentro de la empresa la figura del operador con la del constructor de centrales, es algo inusual en el sector», sintetizó otra fuente.

Producto de esa experiencia, se desarrollaron servicios e insumos in house que sirven tanto para centrales del tipo CANDU (uranio natural y agua pesada) como PWR (uranio enriquecido). Un ejemplo son los restrictores de flujo, un componente desarrollado por NASA para la extensión de Embalse, que luego ha fabricado y vendido a centrales CANDU en Canadá y cuyo valor económico asciende a US$200.000 por unidad.

La empresa ya ha brindado servicios a distintos países, entre los que se destacan China, Canadá, Brasil, Corea del Sur y España. Sin embargo, algunos de los servicios exportados no eran comerciales sino que eran en el marco de acuerdos para el intercambio de servicios. «Candu Energy hizo tareas en Embalse y Nucleoeléctrica las pago haciendo servicios a centrales en Canadá», explicaron a este medio.

El objetivo con la creación de la unidad de negocios es darle un perfil definitivamente comercial a la exportación de los servicios en un contexto internacional de gran actividad en construcción de centrales y extensiones de vida de reactores. La empresa está mirando más oportunidades en Brasil. También busca participar en las extensiones de vida de las unidades CANDU 1 y 2 en la central nuclear de Cernavoda en Rumania.

, Nicolás Deza

Pampa Energía, el holding encabezado por el empresario Marcelo Mindlin, concretó la reapertura de su bono internacional con vencimiento en 2037, lo que le permitió un financiamiento adicional por US$500 millones destinados para cubrir el plan de inversiones de la compañía.

El bono había sido originalmente emitido en noviembre de 2025, en aquel entonces logrpo la colocación de US$450 millones. Pero en esta oportunidad, la transacción permitió alcanzar el menor spread de financiamiento en la historia de la compañía y elevar el monto total del bono a US$950 millones.

Luego de recibir ofertas por más de US$1.000 millones, la empresa reabrió su bono a 12 años, con cupón de 7,75%, y a una tasa de descuento de 7,60%. En el mercado se analizaba esta nueva colocación como la ratificación del interés que sostienen los activos del sector energético, los que vienen logrando un nivel histórico de colocaciones.

La compañía destacó tras la emisión que «el resultado refleja el fuerte posicionamiento crediticio de la compañía, permitiendo no solo comprimir la tasa respecto de la emisión de noviembre y alcanzar el menor spread en su historia (315 bps), sino también extender el perfil de vencimientos hasta 2037″, consolidando una estructura de deuda aún más cómoda.

Los proyectos de Pampa por US$10.000 millones

Pampa avanzó en los últimos dos meses con tres megaproyectos bajo el amparo del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), con una inversión declarada de US$4.500 millones. La estrategia de la compañía se enfoca, en primer lugar, en el desarrollo masivo de Rincón de Aranda, su bloque estrella de shale oil en Vaca Muerta, orientado a potenciar la extracción y exportación de crudo.

En segundo término, el grupo consolida su infraestructura logística mediante el millonario proyecto de ampliación y construcción del sistema de separación de líquidos del gas natural (NGLs) a través de Transportadora de Gas del Sur (TGS). Se trata de una obra valuada en unos US$3.000 millones para asegurar la evacuación y el tratamiento del gas natural proveniente de la cuenca neuquina.

Por último, la apuesta industrial se completa con el diseño y puesta en marcha de una nueva planta de producción de urea, por otros US$2.400 millones. El proyecto a desarrollarse en el polo petroquímico de Bahía Blanca es una iniciativa que busca sustituir importaciones, agregar valor al gas en origen y abastecer de manera al mercado de fertilizantes de la Argentina y la región.

, Ignacio Ortiz

El gobierno promovió este miércoles una serie de subastas en el Mercado Electrónico del Gas (Megsa), la plataforma que funciona bajo el paraguas de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, que marcaron un cambio sustancial en la forma de contractualizar el gas natural necesario para cubrir el pico de consumo que se registra durante el invierno. En esas compulsas terminó colocando los nueve cargamentos que había licitado el lunes y que se había comprometido a adquirir solo si antes conseguía compradores en el mercado local.

En el trasfondo de las subastas realizadas ayer convivían múltiples interrogantes. El principal era si las grandes industrias consumidoras de gas natural estarían dispuestas a pagar el costo del gas natural licuado (GNL), un combustible cuyo precio puede llegar a multiplicar por cinco el valor promedio del gas incluido actualmente en las tarifas residenciales, tal como publicó EconoJournal el domingo.

Desde esa óptica, la pregunta incluso dejaba abierta la posibilidad de que faltara gas físico durante los meses de frío, dado que el gobierno estaba dispuesto a no importar cargamentos adicionales de GNL si no existían actores privados dispuestos a tomar —en el mercado secundario de Megsa— esos volúmenes adquiridos por la estatal Enarsa.

Los resultados de las compulsas realizadas ayer disiparon ese interrogante y aseguraron que, al menos durante junio —período alcanzado por estas subastas—, no faltará fluido en el mercado local. Sí permanece abierta la incertidumbre en torno a cuál será el precio final que las industrias deberán pagar para acceder al gas importado en caso de que durante el mes próximo se registren bajas temperaturas y sea necesario recurrir masivamente al GNL.

A favor

Las tres subastas realizadas en Megsa dejaron una participación activa de empresas privadas de distintos segmentos del mercado.

Las grandes industrias, tales como refinerías –entre ellas YPF–, siderúrgicas, aceiteras y petroquímicas, cerealeras y cementeras, adquirieron en conjunto unos 12 millones de metros cúbicos (MMm3) de gas para junio.

También hubo una participación muy activa de empresas generadoras de electricidad que, a partir de la reforma del mercado eléctrico impulsada por el gobierno, por primera vez pueden comprar gas por cuenta propia para abastecer sus centrales térmicas. En ese segmento sobresalió particularmente la presencia de Pampa Energía, que buscó asegurar suministro para centrales como Genelba y Ensenada Barragán, y en menor medida YPF Luz y Central Puerto.

Entre grandes industrias y generadoras adquirieron el equivalente a poco más de tres cargamentos de GNL.

Las distribuidoras de gas, sobre cuya participación también existían dudas porque el Estado todavía no había definido el pass-through tarifario del costo incremental del GNL, terminaron comprando en conjunto el volumen equivalente a un cargamento de GNL en la primera subasta realizada por Megsa.

Como adelantó EconoJournal, el gobierno acordó que el Tesoro financiará a las gasíferas durante seis meses el diferencial de precio asociado al mayor costo del GNL importado que consuman los hogares durante los meses de frío.

Desde esa óptica, la iniciativa del Ejecutivo de subastar el GNL importado por Enarsa en un contexto internacional signado por precios mucho más altos producto de la guerra en Medio Oriente terminó siendo exitosa, porque logró que una propuesta inédita —que privados compren por anticipado el gas por barco importado por la estatal— se convirtiera en una licitación competitiva con buena participación de los privados y fuentes cercanas al gobierno lo leyeron como un paso más hacia la normalización del mercado privado de gas natural.

Por su parte, Trafigura sorprendió al terminar adquiriendo el equivalente a los cinco cargamentos restantes.

En total, las subastas terminaron colocando nueve cargamentos de GNL para junio, con una fuerte participación privada.

La extraña matemática de Enarsa

La licitación dejó algunos elementos que sorprendieron dentro del mercado gasífero. El más llamativo fue la prima o tarifa que definió Enarsa, la empresa estatal que conduce Tristán Socas, un funcionario que responde políticamente al asesor presidencial Santiago Caputo, que deberán pagar las industrias, generadoras y comercializadoras por regasificar el GNL importado en la terminal de Escobar.

Enarsa fijó ese ítem en 5,16 dólares por millón de BTU. Ese valor incluye tanto los costos de regasificación y logística de la planta regasificadora de Escobar —que es propiedad en partes iguales de Enarsa e YPF— como también el fee o el premio cobrado por los proveedores internacionales de GNL sobre el precio del TTF —la referencia del GNL en el mercado de Rotterdam— para abastecer los nueve cargamentos licitados por Enarsa para junio, compulsa de la que el lunes participaron solamente tres empresas proveedoras: BP, Vitol y Trafigura.

Lo extraño del caso —y lo que incluso generó malestar hacia adentro del área energética del Ministerio de Economía, que conduce Luis ‘Toto’ Caputo— es que hace menos de tres semanas Enarsa había firmado un informe técnico enviado a la Secretaría de Energía donde sostenía que el costo de regasificación, logística y fee de provisión de GNL para mayo se ubicaba en torno a los 3,50 dólares por millón de BTU.

Ese informe técnico elaborado por el departamento de importación de gas natural de Enarsa —que en los últimos meses sufrió la salida de Jorge O’Donnell, histórico referente técnico del área— fue uno de los principales elementos que utilizó el gobierno para descartar la propuesta presentada por la española Naturgy para funcionar como agregador comercial de la importación y reventa de GNL durante el invierno.

Puesto en blanco sobre negro: una vez que Enarsa le informó por escrito a Economía que el costo de esa operatoria era de 3,50 dólares por millón de BTU, resultaba prácticamente imposible adjudicarle el proceso a Naturgy, cuya oferta era un dólar más cara (4,51 US$/MMBTU).

Lo sorprendente es que apenas 20 días después la misma Enarsa redefinió ese mismo costo en 5,16 dólares por millón de BTU. Es decir, un valor casi 15% superior al que había ofertado Naturgy para hacerse cargo integralmente de la gestión de importación y recomercialización de los cargamentos durante el invierno.

Para peor, según pudo reconstruir EconoJournal, funcionarios del Ministerio de Economía se enteraron de la prima definida por Enarsa apenas minutos antes de que la estatal le comunicara oficialmente a Megsa el precio que sería utilizado en la subasta, sin una coordinación previa consistente con la Secretaría de Energía.

No es la primera vez que Socas enfrenta problemas de interlocución interna con el Ministerio de Economía, donde si bien existe una valoración positiva sobre su capacidad profesional y descartan mala intención en su accionar, admiten que su dinámica excesivamente individual, cautelosa por demás y poco sistémica atenta contra la gestión del gobierno en materia de energía.

“Enarsa definió el costo de regasificación en 5,16 dólares porque es el número promedio que surge de las primas que recibió de los proveedores de los 9 cargamentos de GNL para junio. El problema es que no informó debidamente a la Secretaría de Energía y expuso una falta de coordinación porque hace 20 días hacía informado por escrito que el costo de regasificación era de 3,50 dólares. Su manejo no fue bueno”, indicó una fuente con acceso a los detalles de las subastas que llevó adelante ayer Megsa. EconoJournal intentó comunicarse con Socas, pero desde Enarsa declinaron realizar comentarios.

La jugada que sorprendió al mercado

El segundo dato relevante que dejó la jornada de ayer fue la sorprendente estrategia desplegada por Trafigura, uno de los mayores traders de commodities del planeta, que en la Argentina opera la marca Puma y que además cuenta con un management local considerado dentro del mercado como particularmente ágil y sofisticado en la toma de decisiones.

Trafigura, que desde hace un par de años actúa también como una comercializadora de gas natural (el año pasado empezó a importar gas de Bolivia en invierno para abastecer a generadoras del norte del país) y quiere crecer en ese segmento, presentó ofertas en la tercera subasta de Megsa para quedarse con los cinco cargamentos remanentes de GNL que quedaron disponibles luego de que distribuidoras, industrias y generadoras adquirieran los volúmenes correspondientes a las primeras rondas de la subasta.

Ni las distribuidoras ni los productores de gas habían anticipado una jugada tan agresiva por parte de Trafigura. Tampoco lo esperaban dentro del área energética del gobierno, donde daban por descontado que Cammesa terminaría comprando parte de esos cargamentos, dado que para el sistema eléctrico argentino resulta más conveniente generar electricidad con GNL antes que recurrir masivamente al gasoil importado.

La consecuencia inmediata de esa jugada es que ahora Trafigura funcionará como una especie de agregador comercial durante junio, que era precisamente el objetivo inicial que perseguía el gobierno cuando impulsó la licitación para contratar un privado que se hiciera cargo de importar y comercializar el GNL durante el invierno, proceso que finalmente no terminó adjudicándose a Naturgy.

Trafigura tendrá ahora la posibilidad de comercializar GNL con generadores que estén dispuestos a despachar su propio combustible para intentar capturar un margen mayor dentro de un esquema de precios que a partir de este año es más abierto que en el pasado.

Si bien el mercado eléctrico argentino todavía no funciona plenamente bajo un esquema marginalista —porque el gobierno definió un precio tope para la energía comercializada—, el nuevo diseño regulatorio que entró en vigencia en noviembre del año pasado sí empieza a habilitar que los privados puedan buscar márgenes adicionales a partir de decisiones comerciales propias.

Si, en cambio, ningún generador decide finalmente optar por comprar ese GNL, será Cammesa la que termine adquiriendo ese gas importado para despachar centrales operadas por empresas que no quieran asumir por su cuenta la compra del combustible.

Si junio registra temperaturas templadas, es probable que tanto las generadoras como la propia Cammesa no demanden grandes volúmenes de GNL o si lo hacen el precio del gas termine arbitrando contra opciones más económicas para el sistema como la importación de electricidad desde Brasil —se pueden importar hasta 2.000 MW—. En ese caso, las usinas podrán comprar también gas doméstico a precios de 3,50 dólares por millón de BTU surgidos de los contratos del Plan Gas o precios más caros —pero inferiores al GNL— comprados en el mercado spot.

En ese escenario, el riesgo para Trafigura será encontrar demandas de grandes usuarios industriales para colocar el GNL que le compró a Enarsa o eventualmente redireccionar esos volúmenes hacia otros mercados regionales.

Por el contrario, si junio termina siendo más frío de lo previsto y aumenta significativamente la demanda residencial, tanto las generadoras como Cammesa deberán recurrir a mayores volúmenes de GNL importado. Y en ese caso, el precio de ese combustible terminará arbitrando contra el costo del gasoil importado —más caro que el GNL importado— que utiliza el parque termoeléctrico cuando ya no queda gas natural disponible para generación.

Más allá de estas dinámicas novedosas que implica una mayor apertura del mercado entre privados, dentro del gobierno interpretan que el proceso es parte de una transformación de fondo orientada a reconstruir un esquema energético que durante los últimos 25 años estuvo, con distintos matices, fuertemente administrado por el Estado.

Ese proceso de transición, después de tantos años de intervención, inevitablemente genera tensiones, idas y vueltas, costos de empalmes regulatorios y nuevas dinámicas competitivas entre actores privados hasta ahora prácticamente desconocidas dentro del mercado energético argentino.

, Nicolas Gandini

El Clúster de Petróleo, Gas y Minería de Córdoba desembarcó en la Expo Internacional San Juan Minera con una participación récord: nueve empresas expositoras, once sponsors y un stand institucional propio, en una señal del crecimiento del ecosistema industrial cordobés y de su apuesta por integrarse cada vez más a la cadena de valor minera nacional.

La presencia cordobesa estuvo acompañada además por la visita del gobernador de Córdoba, Martín Llaryora, quien recorrió la isla de stands del Clúster durante la exposición y reforzó el posicionamiento de la provincia como un actor dispuesto a acompañar el desarrollo de la industria minera argentina. Durante su participación en San Juan, el mandatario destacó que Córdoba “apuesta al desarrollo de la industria minera” y remarcó la necesidad de construir una agenda federal que permita transformar los recursos naturales en empleo, desarrollo industrial e innovación tecnológica.

Socio estratégico de la minería

Desde el Clúster sostienen que la minería representa “una oportunidad histórica para la Argentina”, especialmente en un contexto global marcado por la creciente demanda de minerales críticos vinculados a la transición energética, como el cobre. El perfil de las empresas que integran el clúster combina una fuerte base industrial y metalmecánica con capacidades de ingeniería aplicada, automatización, montaje, logística, servicios especializados y desarrollo tecnológico.

Según la propia entidad, se trata de una red de empresas industriales que brindan soluciones para toda la cadena de valor de minería, con oferta en equipamiento y componentes, sistemas hidráulicos, piping, piezas mecanizadas, tanques, software de gestión, servicios de campo, calibración, ensayos, tratamiento de residuos y desarrollos a medida junto al cliente. La entidad cordobesa considera que la provincia tiene capacidades concretas para aportar a los grandes proyectos mineros que se desarrollan en regiones como Cuyo y el NOA.

Experiencia cordobesa

La experiencia acumulada por Córdoba en sectores como el automotriz, aeronáutico, ferroviario, energético y agroindustrial le permite ofrecer soluciones industriales, metalmecánicas, logísticas y de ingeniería con altos estándares de calidad y adaptación técnica. “Los grandes proyectos mineros van a requerir más proveedores calificados, mayor capacidad productiva y cadenas de valor más profundas”, remarcaron desde el Clúster, al advertir que la demanda futura del sector podría superar ampliamente la oferta actual de proveedores.

Además, desde la entidad remarcan una lógica de trabajo basada en la articulación y la cooperación industrial. “Las empresas pueden competir en mercados, pero también cooperar para abrir oportunidades, mejorar estándares, generar escala, compartir aprendizajes y construir una oferta más robusta”, señalaron, como parte de una visión orientada a fortalecer capacidades colectivas y potenciar el desarrollo de proveedores argentinos.

Cooperación entre provincias para apuntalar el desarrollo minero

Uno de los ejes centrales planteados por la institución fue la necesidad de avanzar hacia un esquema de cooperación entre provincias, evitando que las políticas de compre local se conviertan en barreras internas que limiten la capacidad argentina de responder a proyectos de escala global.

Desde Córdoba aseguran que la intención no es competir con las provincias mineras, sino complementar capacidades y construir una red industrial más robusta y federal. La magnitud de las inversiones proyectadas en Argentina refuerza esa visión. Proyectos como Josemaría, Filo del Sol, Los Azules, El Pachón, Altar y Mara representan inversiones multimillonarias que demandarán una red de proveedores mucho más amplia y sofisticada.

Con este escenario como telón de fondo, Córdoba busca consolidarse como un polo industrial complementario para el desarrollo minero argentino, apostando a la articulación entre empresas, universidades, centros tecnológicos y gobiernos provinciales para ampliar capacidades y generar soluciones integrales para una industria que promete cambiar la escala productiva del país.

, Redaccion EconoJournal

A partir de este jueves, YPF aplica un aumento del 1% en el precio de sus combustibles, una medida que surge tras un análisis de las condiciones de mercado y el comportamiento de la oferta y la demanda, explicó el presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín. A pesar del ajuste en los surtidores, el precio del gasoil premium, que en la Argentina aún no logró pleno abastecimiento, se mantiene por detrás del import parity y complica en particular a las refinadoras no integradas.

El incremento se da en un contexto global de alta volatilidad energética, marcado por la persistencia del conflicto en Oriente Medio, lo que presiona al alza la cotización internacional del crudo Brent. Sin embargo, los precios de los combustibles en el país se mantienen a tono con la región, por ejemplo, por detrás de Perú y Chile encabezaron la suba de la nafta con un 39% y 24%, respectivamente.

A pesar del ajuste, el precio del gasoil premium se mantiene por detrás de la paridad de importación, un escenario que afecta directamente el abastecimiento para sectores clave como el agro. Actualmente, el gasoil importado que consume el campo arrastra un atraso promedio de 27 centavos de dólar por litro, lo que implica que las empresas que importan para abastecer a ese segmento pierden unos 350 pesos por litro.

Esta brecha complica especialmente la ecuación de las refinadoras no integradas, como Raízen (Shell) y Trafigura (Puma), mientras que las integradas como YPF y Axion logran compensar la situación operando con un precio de crudo calculado en torno a los 90 dólares.

En ese mismo contexto, YPF se encuentra monitoreando día a día cómo responde la demanda, con el objetivo de evitar una caída en el consumo de gasoil. La cautela responde a que el excedente de este combustible no es de fácil exportación para la petrolera. Debido a que su gasoil posee una mayor proporción de partes por millón de azufre y suele sufrir descuentos en su precio de venta en los mercados internacionales, obliga a priorizar el sostenimiento del volumen de ventas en el mercado interno.

Una medida para sostener el consumo

Para mitigar el impacto directo en el bolsillo de los consumidores, la petrolera decidió extender por 45 días el mecanismo de amortiguación del impacto del crudo en el combustible local. Marín dijo que «el objetivo es continuar aplicando el sistema de ‘buffer de precios’ por hasta 45 días adicionales, con el propósito de no trasladar sobresaltos en el surtidor” ante la inestabilidad externa.

La estrategia busca que las variaciones abruptas del mercado internacional no lleguen de forma inmediata a las estaciones de servicio. En ese sentido, la conducción de la empresa ratificó que “desde YPF no trasladaremos a los consumidores el impacto de fluctuaciones bruscas en el precio internacional del petróleo (Brent)”, manteniendo estables el resto de los componentes que integran el precio final al público.

Este sistema contempla además una ingeniería financiera para garantizar la sostenibilidad de la petrolera de bandera. Marín detalló que se estableció una cuenta compensadora para que, una vez finalizado el periodo estipulado y concluido el conflicto bélico, la firma pueda “mantener constantes los precios de los combustibles para recuperar, durante el tiempo necesario, el ingreso diferido” generado por esta política de contención de precios.

Finalmente, la empresa continuará profundizando el uso de tecnología para la segmentación de sus valores de venta. Marín dijo que la petrolera aplicará su “sistema de micropricing que permite maximizar rentabilidades en función de la oferta y demanda, estableciendo precios diferenciales por franjas horarias, corredores y zonas geográficas”, en toda la Argentina.

YPF continúa el esquema de buffer

Tras la aplicación del ajuste, los nuevos valores promedio en las estaciones de servicio de YPF en la Ciudad de Buenos Aires pasan a ser de $2.037 para la nafta Súper y $2.242 para la variante premium Infinia. En cuanto a la línea de gasoil, el Diesel 500 se ubica ahora en $2.106, mientras que el producto de mayor calidad, Infinia Diesel, alcanza los $2.316 por litro.

Durante la reciente call con inversores tras la presentación de resultados, el presidente y CEO de YPF explicó que la volatilidad en el mercado externo obligó a un cambio de táctica a fines del primer trimestre. Marín señaló que, debido al fuerte aumento en los precios internacionales por el conflicto en Oriente Medio, «en marzo se pudo trasladar el incremento al surtidor, pero en la última semana de marzo, la demanda comenzó a mostrar signos de contracción por primera vez en un tiempo, particularmente en naftas”.

Ante este escenario de retracción del consumo, la compañía optó por una estrategia de contención temporal para no profundizar la caída de las ventas. El directivo precisó que “se decidió posponer temporalmente la repercusión de los aumentos de precios internacionales a los clientes durante 45 días”, funcionando este mecanismo como un amortiguador que permitirá reducir la brecha con los precios de importación mediante una compensación posterior en el valor de los combustibles.

En un mensaje explicito hacia el mercado financiero sobre la autonomía de la petrolera, Marín enfatizó que «esta decisión se tomó de forma proactiva, por iniciativa propia, tras analizar la oferta y la demanda a través de nuestro centro de inteligencia comercial en tiempo real, sin ninguna interferencia gubernamental, y posteriormente fue adoptada por todos los principales operadores del sector«.

, Redacción EconoJournal