En el marco de su 30° aniversario, la Fundación YPF realizó el Encuentro Anual de Becarios reuniendo a 250 estudiantes de carreras vinculadas a la energía de distintos puntos del país. El encuentro tuvo su apertura con un evento en el Teatro Colón de la Ciudad de Buenos Aires.

Durante las cuatro jornadas de la 13° edición del Encuentro, los becarios recorrieron instalaciones estratégicas de YPF y sus empresas vinculadas, los Centros de Monitoreo en Tiempo Real (RTIC), la Refinería de Ensenada, los laboratorios de Y-TEC y la Central Térmica Dock Sud de YPF Luz.

Durante la apertura del evento, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, sostuvo que «La Fundación YPF es un ejemplo para la Argentina por su continuidad y por los extraordinarios resultados que logró a lo largo de los años. La inversión en educación es la forma de generar oportunidades y construir futuro«.

«Desde YPF no buscamos que quienes participan de estos programas trabajen necesariamente en la compañía; nuestro objetivo es que puedan superarse en la vida y contribuir con su talento al desarrollo del país, formando los profesionales que necesita toda la industria», agregó el directivo.

Por su parte, el director ejecutivo de Fundación YPF, Gustavo Schiappacasse, indicó: «Estamos orgullosos de formar a los estudiantes que van a ser los futuros profesionales de la industria y los protagonistas del desarrollo energético del país».

En su 13.ª edición, el Encuentro Anual de Becarios de Fundación YPF reafirmó su propósito de conectar a los estudiantes con el mundo de la energía, ofreciéndoles la posibilidad de interactuar con profesionales de YPF, conocer de cerca la industria y enriquecer su formación a partir de experiencias reales.

30 años de la Fundación YPF

YPF tomó la decisión de crear la Fundación YPF el 5 de agosto de 1996 para impulsar el desarrollo energético del país a través de la educación, la formación de talento y el fortalecimiento de las comunidades vinculadas a la energía.

A lo largo de sus 30 años, Fundación YPF consolidó un modelo de impacto educativo, de formación técnica y de fortalecimiento territorial. En ese tiempo evolucionó hacia una estrategia integral que pone en valor la formación técnica, la divulgación científica, las becas universitarias, el desarrollo local, la transformación digital y la articulación con el sistema educativo y productivo.

La Fundación YPF alcanzó de manera directa a más de 750.000 personas a través de programas educativos, actividades con escuelas y universidades, formación técnica y digital, propuestas de divulgación científica, becas y aulas móviles:

• 4.000 estudiantes de distintas provincias del país se sumaron a su programa de becas universitarias, que promueve el ingreso, la permanencia y la graduación de carreras relacionadas al desarrollo energético.
• 550.000 estudiantes de primaria y secundaria formaron parte de las actividades de divulgación científica que la Fundación YPF realiza con propuestas como el Show de la Energía, la Sala de Escape, Clubes de Energía, el aula móvil de Energía Argentina, y visitas a la industria con su programa de Vocaciones.
• 200.000 personas participaron de los cursos y programas de formación técnica y digital, tanto presenciales como online, que incluyen disciplinas orientadas a la energía como la automatización y robótica, la instrumentación industrial, energías renovables, desarrollo web, datos e inteligencia artificial, entre otros.
• 200.000 publicaciones, kits educativos y equipamiento tecnológico fueron distribuidos en escuelas, centros de formación y universidades para acompañar los procesos pedagógicos y de capacitación.
• En 80 localidades de todo el país se implementaron programas de desarrollo que impulsaron estrategias de planificación para los municipios, planes de acción, asistencias técnicas y acciones solidarias, comunitarias, educativas y culturales.

, Redacción EconoJournal

El Ente Nacional Regulador del Gas y la Eletricidad (Enrege) avanza con la elaboración de un plan de retiros voluntarios que anunciará en las próximas semanas. La propuesta fue presentada en la última reunión de directorio del 28 de julio, pero todavía no está cerrada porque se están terminando de negociar algunos puntos con el Ministerio de Desregulación y Transformación del Estado que conduce Federico Sturzenegger. El Coloso, como lo apoda el presidente Javier Milei, presiona para que la oferta de salida que preparó el ente incluya menos beneficios. Un objetivo conservador es que al menos 50 personas acepten la propuesta y abandonen el organismo.

Cuántos empleados hay en Enrege

El ente unificado cuenta actualmente con 812 empleados, 297 vienen del ex Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y los 515 restantes del ex Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas). El retiro de 50 personas parece poco en ese contexto porque es sólo el 6% del total. Sin embargo, desde que asumió el gobierno de Milei, el 10 de diciembre de 2023, ya se han venido concretando múltiples despidos.

En Enargas, el 31 de diciembre de 2023 el interventor saliente Osvaldo Pitrau, que venía del gobierno de Alberto Fernández, no renovó unos 60 contratos a plazo fijo. El 2 de enero de 2024 asumió Carlos Casares quien a su vez encaró un proceso de racionalización durante 2024 y 2025. Cuando llegó, el organismo tenía 707 empleados. A partir de la no renovación de contratos y la desvinculación de personal de plata salieron 245 empleados y al mismo tiempo ingresaron unas 38 personas, lo que arrojó un saldo final de 500 empleados. Si se suma la gente que está en comisión de servicios en la Secretaría de Energía y otras dos dependencias la cifra trepa a 515.

Distintas fuentes coincidieron ante EconoJournal en que esa cantidad de desvinculaciones concretadas durante la gestión de Casares no afectaron el funcionamiento del Enargas ni generaron grandes conflictos porque muchos eran empleados que habían ingresado a las delegaciones regionales durante la gestión de Federico Bernal y no estaba del todo claro qué tarea cumplían.

En el ENRE también se llevó adelante un plan de ajuste de personal, pero más gradual, fundamentalmente porque la planta no estaba sobredimensionada como en Enargas. Entre diciembre de 2023 y diciembre de 2025 se redujo de 413 a 301, un 27,1%, y en la actualidad quedan 297 empleados.  

Ahora el principal motivo para avanzar con el plan de retiros del Enrege es la duplicación de funciones como consecuencia de la fusión entre el ENRE y el Enargas. No obstante, en el ente remarcan que el objetivo es proyectar una reducción sostenible de los costos operativos recurrentes asociados a la masa salarial, sin comprometer ejecución del presupuesto vigente.

Cuál es la propuesta de retiros voluntarios que se está elaborando

• A los menores de 60 el Enrege propuso pagarle un sueldo por año de antigüedad como indemnización. El Ministerio de Desregulación aceptó, pero pidió que para el cálculo solo se considere la antigüedad que tienen como planta permanente, dejando de lado el tiempo que fueron contratados a plazo fijo. Ese cambio reduce la antigüedad de la mayoría de las personas en unos 5 años y por lo tanto, la indemnización sería menor. Lo que van a proponer desde Enrege, según se conversó en la reunión de directorio, es que se compute un sueldo por año de antigüedad en planta, pero a quienes tengan 10 años de antieguedad se le sumará un sueldo y a quienes tengan más de 10 años 2 sueldos, a abonarse en el momento de la baja.   
• A los que tienen entre 60 y 64 años inclusive, el organismo regulador tenía previsto ofrecerles 36 salarios, pero Sturzenegger quiere que sean solo 24. Lo que sugiere el ministro puede terminar siendo un problema para los que tengan entre 60 y 63 años porque si les ofrecen solo 24 salarios se van a quedar sin cobrar antes de cumplir los 65 que les permite acceder a la jubilación. Lo que respondió el Enrege es que, si se mantiene la exigencia fijada por Desregulación, convendría reducir el grupo de beneficiarios solo a los que tengan entre 63 y 64 años inclusive.
• A los mayores de 65 años el ente tenía previsto otorgarles 24 sueldos para que se vayan y Desregulación ordenó que sean solo 12 cuotas.

Sturzenegger además pidió que los salarios que se paguen a los que se retiran no sean actualizables con los incrementos que se le otorguen a la Administración Pública. La representante de Recursos Humanos que expuso sobre el tema en la reunión de directorio, a la que asistió EconoJournal, dijo que para ellos ese punto no debería negociarse.

Desregulación pidió solicitó que el monto que surja del acuerdo no se pague como salarios en 12 o 24 meses, según el caso, sino en solo 3 pagos. En el Enrege ese pedido llamó la atención porque para el organismo en términos presupuestarios es beneficio pagar en 12 o 24 pagos que en solo 3.

, Fernando Krakowiak

Dos gremios clave de Vaca Muerta competirán en sociedad por la intendencia de Rincón de los Sauces y todo el corredor petrolero en 2027 con una alianza que apoyará, a nivel provincial, la reelección de Rolando Figueroa.

El acuerdo político involucra al líder de Petroleros Privados, Marcelo Rucci, y a uno de los principales referentes de Uocra, César Godoy, quienes sellaron el entendimiento tras más de un año de negociaciones.

Luego de participar desde veredas opuestas en las elecciones de Rincón de los Sauces, en 2023, ahora buscarán al candidato más competitivo para retener la intendencia en la nueva «joya» de Vaca Muerta.

La ciudad del llamado «hub norte» se posiciona como la próxima frontera de expansión de los no convencionales, con inversiones anunciadas por operadoras como Tecpetrol, Pluspetrol y Chevron por más de 30.000 millones de dólares, la mayoría de la mano del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).

«Tenemos muchas cosas en común y podemos trabajarlas juntos», afirmó Rucci tras un encuentro de ambos dirigentes en las oficinas que el sindicato tiene en Neuquén capital.

Planteó que «los trabajadores deben ocupar espacios políticos, que es donde se define su futuro, y si lo hacemos juntos mucho mejor».

Rucci ya tiene aval de la justicia para su partido, Fuerza Neuquina y Federal, y prepara, a su vez, un desembarco similar en Río Negro. El dirigente, históricamente ligado a la línea Azul y Blanca del Movimiento Popular Neuquino, dio un portazo el año pasado al desafiliarse del partido provincial para concentrarse en un armado político propio.

Del espacio también participa el adjunto de Petroleros, Ernesto Inal, y la diputada provincial e hija de Rucci, Daniela Rucci.

El partido realizó el jueves una jornada de afiliación en Rincón de los Sauces de la que participó, como invitado, el propio César Godoy.

El referente del gremio de la construcción es hijo del ya fallecido Juan Ángel «Rancho de Paja» Godoy, un histórico de Uocra que fue protagonista, entre otros acontecimientos, de la marcha que se hizo en 1986 desde Piedra del Águila hasta Neuquén capital tras la muerte de 13 obreros en la construcción de la represa.

Es afiliado del Partido Justicialista y buscó, sin éxito, negociar en 2025 una candidatura a diputado nacional. También quiso presentar una lista para disputar la conducción del peronismo en las internas de este año, pero no se habilitó su lista.

Ahora dijo a EN/CLAVE que trabaja en crear un espacio propio alineado al armado nacional del riojano Ricardo Quintela: Federales, que presentó su inscripción en la justicia federal el 15 de junio pasado.

La elección en Rincón de los Sauces

Godoy dijo a este medio que buscarán hacer pie con representantes propios a nivel provincial y nacional «porque vemos que hay un avance del gobierno libertario sobre los derechos de los trabajadores». En ese armado, que definen como «un bloque sindical fuerte», no descartan la participación del sector de Carlos Quintriqueo, secretario general de ATE.

El objetivo de Uocra y Petroleros, al menos por ahora, no es la gobernación, sino «trabajar juntos para tener representantes en la Legislatura y en las intendencias». Y Rincón de los Sauces, de la que son oriundos ambos líderes sindicales, aparece como la principal apuesta.

«La idea es poner al mejor candidato posible para ganar el municipio. Vamos a medir, el candidato más potable va a ser el que nos represente», aseguró Godoy, quien evitó confirmar si ofrecerá su nombre para las encuestas.

En el 2023, por un acuerdo político entre Rolando Figueroa y Rucci, el entonces gobernador electo optó por sacrificar a su propio candidato, el muy competitivo médico Walter Erdozain, para no entorpecer la carrera a la reelección de la actual intendenta y aliada del petrolero, Norma Sepúlveda.

El dirigente de Uocra fue candidato en esa elección y resultó segundo con el 42% de los votos, concentrando todo el voto opositor.

Si ahora ambos referentes sindicales se alinean para disputar el municipio con una única postulación, es probable que Figueroa vuelva desistir de llevar un nombre propio.

Godoy confirmó a EN/CLAVE que también trabajarán para presentar listas en San Patricio del Chañar, Añelo y Centenario, las ciudades donde mayor influencia tienen ambos sindicatos.

«Hoy no hay candidatos naturales, la moneda está en el aire y hay lugar para todos. Casi ninguno de los municipios tiene recursos para hacer obra pública y depende de la ayuda que envía Provincia que, afortunadamente, acá tiene billetera para hacer infraestructura. Pero en Rincón y en todas las ciudades los vecinos están pidiendo más presencia municipal», sostuvo.

Vaca Muerta: más trabajo, alquileres caros

El referente de la Uocra en Rincón de los Sauces aseguró que la cantidad de puestos de trabajo para el sector creció «muchísimo» en esa ciudad, pero cayó en Añelo.

El gremio de la construcción tiene actualmente unos 5.000 obreros contratados en la localidad cabecera del «hub norte» de Vaca Muerta, cuando el número de trabajadores solía rondar los 800 o 900 en el año, explicó Godoy.

Vinculó la demanda a la actividad de empresas como Tecpetrol y Pluspetrol que están construyendo, respectivamente, una Planta Central de Procesamiento de Gas (CPF), en el caso de Los Toldos, y una Instalación de Producción Cercana (EPF), en Bajo del Choique-La Invernada. Dijo que estiman, al menos, un año más de trabajo en ese volumen.

En cambio, señaló que en Añelo se perdieron más de 6.000 puestos de trabajo porque «se terminaron las obras grandes» y están a la espera de que YPF, que es la principal operadora en esa zona, ponga en marcha algunas de las que tiene proyectadas.

«Rincón es ahora la joya de Vaca Muerta, pero nos quedamos cortos de infraestructura», advirtió sobre los problemas que aparecen ligados a este nuevo «boom».

«Eso nos está complicando y se necesita más presencia provincial para dar soluciones para la vivienda. Una casa de dos habitaciones que se alquilaba en 900.000 pesos hace un año hoy se cobra hasta 6 y 7 millones. No lo puede pagar ni un médico, ni un docente, solamente las empresas petroleras», planteó.

La situación es similar a la que ocurrió en los inicios de la actividad en Añelo, aunque diferenció que en esa localidad «todo queda a una hora, mientras que Rincón de los Sauces está a 240 kilómetros de la ciudad más cercana, que es justamente Añelo. No hay adónde ir», afirmó.

, Andrea Durán

Desde comienzos de este año, el 16% de las pymes proveedoras del sector energético redujo personal, mientras que un 44% frenó nuevas incorporaciones. Así lo relevó Leonardo Brkusic, director ejecutivo del Grupo Argentino de Proveedores Petroleros (GAPP), que monitorea cada dos meses la situación de las compañías que abastecen a la cuenca.

«Viendo los desafíos que se vienen, las operadoras van a tener que tomar un rol más activo en términos de desarrollo de proveedores», advirtió el ejecutivo, durante una nueva edición del ciclo Aguas Arriba, del que también participaron Mauricio Sánchez, director de Flow Management Industries; Gerson García, de BLC Oil & Gas y Nicolás Sidicaro, investigador del think tank Fundar; con la moderación del director de EconoJournal, Nicolás Gandini.

El ciclo Aguas Arriba, que analiza edición a edición los distintos eslabones de la cadena de valor energética para entender los desafíos que atraviesa cada actor de ese entramado, dedicó su última edición a discutir el rol de las operadoras y el Estado para cuidar su ecosistema de proveedores en un contexto de apertura importadora.

También se puso en discusión hacia dónde puede crecer la industria local, donde la automatización y el desarrollo de ingeniería de mayor valor agregado aparecen como el camino para competir con productos asiáticos y proyectarse hacia otros mercados.

«Un 38% de las pymes está trabajando por debajo del 75%. A una empresa le sacás el 25% de producción de la fábrica y le pedís que sea competitiva, es complejo», señaló Brkusic, quien atribuyó ese cuadro a la reconfiguración del mercado que atraviesa la industria con una apertura importadora de los últimos dos años.

Ese diagnóstico sobre el entramado pyme energético se replica en los datos de empleo a nivel nacional, con solo cuatro provincias que muestran resultados positivos en la generación de empleo: Neuquén y Río Negro, como principales beneficiarias del desarrollo de Vaca Muerta, y La Rioja y Mendoza.

Para Nicolás Sidicaro, ese derrame económico es la condición para sostener los consensos políticos en torno a Vaca Muerta para el próximo periodo de gobierno: «Si los beneficios que trae Vaca Muerta no se difunden al resto de la economía, ese consenso va a estar más limitado, y el próximo gobierno va a tener el mandato de cambiar las cosas. Si, en cambio, los efectos positivos logran permear en el resto de la economía, ese activo tiene una potencialidad muy importante».

El rol político de las operadoras

Brkusic dividió el problema en dos segmentos de la cadena: los proveedores de servicios, que «van a estar bien porque el servicio siempre es local», y los fabricantes de materiales y equipamiento, que enfrentan una situación más compleja.

Para el directivo del GAPP, es ahí donde falta diálogo: «La apertura del mercado y, sobre todo, los beneficios que da el RIGI —que incluye la fase de construcción de las plantas— hacen que la previsión de costos de materiales se haga con una visión aperturista. No hay una mirada acabada sobre el valor agregado que se genera localmente, sino una mirada que se concentra solo en el precio».

«El RIGI es un instrumento espectacular para potenciar las inversiones, pero también deja afuera de esos beneficios a los proveedores», señaló, y planteó que las petroleras podrían asumir «un rol más activo, casi de actor político», para reclamar que ese régimen se extienda a toda la cadena de valor. «Si una operadora necesita un RIGI para hacer viable un proyecto, ¿por qué pensar que la cadena de valor no lo necesita? El costo argentino pega de manera transversal para todos en esta economía», resumió.

El directivo del GAPP aclaró que ese reclamo no implica volver a exigir contenido local a cualquier costo: «No se trata de penalizar con los viejos paradigmas de valor agregado local a cualquier precio, sino de sentarse a trabajar juntos».

La apuesta por el valor agregado frente al commodity

Para las pymes proveedoras, la respuesta a la competencia con productos importados no se centra en igualar precios, sino por correrse del commodity hacia la ingeniería, la automatización y el servicio de posventa. «Contra un producto asiático, en algunos temas no podemos competir por el costo. Pero nosotros conocemos el mercado, tenemos una venta consultiva, sabemos en función de qué proyecto qué fluido hay, cuáles son las condiciones, si hay arena o no, cómo es el gas. Eso el asiático no lo tiene», explicó Mauricio Sánchez, director de Flow Management Industries.

Sánchez graficó ese corrimiento con el caso de las válvulas, uno de los productos centrales de su empresa. Explicó que la válvula en sí misma es cada vez más un commodity, pero que el negocio se desplaza hacia los sistemas de automatización, sensores y controles que se le incorporan por encima. «Dentro de diez años la válvula te la van a regalar, y lo que te van a vender es lo que va arriba de la válvula», afirmó. Según el directivo, hacia ese segmento debería orientarse la estrategia del entramado local.

Esa ecuación choca con un problema estructural, el costo argentino. Entre los factores que mencionó están el acceso al financiamiento, la litigiosidad laboral y el costo de la energía, este último especialmente sensible para una industria que depende de procesos como la fundición. «La cuestión impositiva nos impacta terriblemente. El costo de la energía es mucho mayor que en China, y un horno funciona con energía eléctrica. El chino paga un 15% de impuestos; yo tengo, como mínimo, un 30%», ejemplificó.

Digitalización: sostener la producción, no solo alcanzarla

Más allá de la etapa de perforación, buena parte del desafío de la cadena de valor está en mantener la eficiencia de los pozos a lo largo del tiempo. «Perforar es el inicio de la historia, pero mantener ese pozo produciendo cierta cantidad de años de manera eficiente, es donde está el verdadero reto», planteó Gerson García, de BLC Oil & Gas.

Consultado sobre qué nota le pondría, en una escala de 1 a 10, al aprovechamiento que hace la Argentina de la digitalización y la inteligencia artificial en sus pozos, García dijo: «Estamos aprobados, seguro. Ahora, no sé si aprobados apenas, o más cerca de la excelencia; ahí estamos en un gris que no vamos a ver ahora, sino en el transcurrir de un par de años más adelante».

Las herramientas de digitalización, monitoreo y control de la producción son las que permiten sostener ese objetivo en el tiempo, tanto en Vaca Muerta como en los yacimientos convencionales, donde la necesidad de eficiencia operativa es incluso mayor.

El otro extremo del mapa: la reconversión de Comodoro Rivadavia

El debate sobre el futuro de los proveedores no se agota en Vaca Muerta. Sidicaro puso como contraejemplo lo que ocurre en la cuenca del Golfo San Jorge, con epicentro en Comodoro Rivadavia y en Las Heras, en Santa Cruz, donde la salida de YPF de ciertos segmentos —parte del plan de reestructuración que impulsa su presidente, Horacio Marín— dejó una marca profunda en el entramado productivo local. En los últimos tres años, la ciudad perdió unos 3.000 puestos de trabajo en el sector petrolero, con un impacto directo sobre lo que era su principal fuente de masa salarial.

Para Sidicaro, el desafío pasa por reconvertir a los proveedores de la cuenca hacia Vaca Muerta o hacia otras actividades, aun con la dificultad logística que supone la distancia. «Hay que pensar hacia dónde puede ir: pesca, turismo, industria, conocimiento, proveedores de servicios», señaló, y planteó la necesidad de acompañar ese proceso con créditos y políticas específicas que permitan a esos proveedores diversificarse y exportar.

, Redaccion EconoJournal

Vicuña, la sociedad conjunta conformada por BHP y Lundin Mining, y el gobierno de San Juan firmaron un acuerdo de compromiso vinculado con la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) para su proyecto de cobre, que busca establecer un marco de previsibilidad para el desarrollo de largo plazo de la iniciativa minera en la provincia.

El entendimiento contempla un esquema para el cumplimiento de las obligaciones financieras previstas en la DIA y establece condiciones vinculadas al régimen de regalías, el financiamiento de infraestructura y otros compromisos asociados al proyecto.

Uno de los principales puntos del entendimiento es la estabilización de las regalías provinciales en el 3% de los ingresos durante toda la vida útil del proyecto. Según informó la compañía, el esquema alcanzará a las propiedades mineras actuales y futuras que formen parte del Proyecto Vicuña, dentro del alcance definido en el acuerdo.

El acuerdo también establece la creación de un fideicomiso destinado a administrar las contribuciones previstas en la DIA y canalizar los fondos hacia obras de infraestructura previamente acordadas con la provincia. El convenio todavía debe ser aprobado por la Legislatura de San Juan para entrar en vigencia como ley.

Vicuña prevé realizar un pago anticipado de US$ 250 millones al fideicomiso, que tendrá como destino el financiamiento de infraestructura en San Juan. La compañía indicó que el desembolso está previsto para concretarse hacia el cierre del cuarto trimestre de 2026, sujeto al cumplimiento de las condiciones correspondientes.

Un aporte adicional desde el sexto año de operaciones

El acuerdo contempla además una contribución equivalente al 1,5% de las ventas brutas, en línea con lo establecido originalmente en la Declaración de Impacto Ambiental. Este aporte comenzará a abonarse a partir del sexto año de operaciones y estará destinado al financiamiento de infraestructura y otras iniciativas en la provincia. Desde Vicuña explicaron que este mecanismo funcionará de manera adicional a las regalías provinciales que se paguen anualmente.

El entendimiento busca concentrar las obligaciones financieras establecidas en la DIA en un único mecanismo contractual.  En paralelo, la Provincia asumió el compromiso de no imponer a Vicuña contribuciones adicionales de naturaleza análoga a la establecida en la DIA por conceptos vinculados con el Proyecto Vicuña.

La compañía sostuvo que este último punto apunta a establecer un marco definitivo respecto de las obligaciones derivadas de la Declaración de Impacto Ambiental y aportar previsibilidad para las inversiones asociadas al proyecto.

“Proyectos de esta magnitud requieren reglas claras y previsibilidad a largo plazo. Este acuerdo representa un paso importante para seguir creando las condiciones necesarias para el desarrollo del Proyecto Vicuña, brindando mayor certeza tanto para la inversión como para el cumplimiento de los compromisos asumidos con la provincia”, aseveró Ron Hochstein, CEO de Vicuña Corp.

Un proyecto de cobre, oro y plata

Según destacaron desde la compañía la firma del acuerdo constituye la primera etapa de un proceso que continuará con la discusión de otros aspectos vinculados con el desarrollo del Proyecto Vicuña.

Vicuña señaló que continuará trabajando con el Gobierno de San Juan y otros actores vinculados al proyecto en nuevos acuerdos e iniciativas relacionados con su desarrollo, con el objetivo de avanzar en infraestructura, generación de empleo y participación de proveedores locales.

, Redaccion EconoJournal

Con ofertas por  US$ 77.9 millones que evidenciaron la fuerte demanda de los inversores, AES Argentina concluyó de manera exitosa la colocación de sus Obligaciones Negociables Clase 3 por un valor nominal de US$ 50 millones que serán liquidadas hoy. 

“Estamos muy satisfechos con el resultado de la colocación. La demanda superó ampliamente nuestras expectativas y el monto máximo previsto para la emisión, lo que nos permitió mejorar las condiciones de la colocación y alcanzar una excelente ejecución», señaló Leandro Gallardo, director de Finanzas de AES Argentina.

De acuerdo con la empresa, la tasa fija de corte se estableció en 6,7% nominal anual, mientras que el pago de intereses será semestral por un plazo de 24 meses.  El capital será amortizado íntegramente al vencimiento, bajo modalidad bullet. En tanto, la emisión de las Obigaciones Negociables contó con una calificación AA (FixScr), regida por legislación argentina.

Obligaciones Negociables: A qué se destinarán los fondos 

“La respuesta obtenida refleja la confianza de los inversores en AES Argentina y nuestra estrategia a largo plazo”, agregó Gallardo. La empresa informó los fondos obtenidos se destinarán a financiar operaciones de AES Argentina, realizar inversiones en activos y bienes de capital en el país y mejorar el perfil de vencimientos. 

La organización de la operación estuvo a cargo de Balanz Capital Valores. Y actuaron como agentes colocadores Banco de Galicia y Buenos Aires S.A.U.; Banco Santander Argentina S.A.; Macro Securities S.A.U.; Banco BBVA Argentina S.A.; Banco Patagonia S.A.; Allaria S.A.; Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A.U.; Petrini Valores S.A.; Invertir en Bolsa S.A.; Banco Supervielle S.A.; Latin Securities S.A.; Adcap Securities Argentina S.A.; Invertironline S.A.U.; Global Valores S.A.; Portfolio Personal Inversiones S.A.; Neix S.A.; y Facimex Valores S.A

, Redaccion EconoJournal

SAN AGUSTÍN, Santa Fe (Enviado especial).– Marcos Bulgheroni es uno de los principales empresarios petroleros de la Argentina. CEO de Pan American Energy (PAE), la segunda productora de hidrocarburos del país, es a su vez accionista controlante de Axion Energy, uno de los tres mayores jugadores del mercado de combustibles. No es habitual que hable con los medios, pero en esta ocasión decidió conversar en exclusiva con EconoJournal para enviar un mensaje concreto: su compañía está dispuesta a avanzar con un proyecto de producción de biocombustibles si el Congreso finalmente habilita el desembarco de las refinadoras en el sector.

«Es un sinsentido absoluto tener una ley que prohíbe a una refinadora argentina invertir en biocombustibles en Argentina. Resulta bastante particular que nos impidan volcar recursos en una industria donde estamos en condiciones y tenemos la voluntad de hacerlo», aseguró durante la inauguración de una estación de servicio de Axion en la localidad santafesina de San Agustín.

Las declaraciones de Bulgheroni llegan justo cuando el gobierno impulsa un proyecto de ley de Biocombustibles que pretende desregular el mercado y habilitar el ingreso de las petroleras por primera vez en veinte años. «Nosotros no queremos ir por el mercado interno, lo que buscamos es invertir para exportar en asociación con los actores actuales del sector que compartan nuestra visión», subrayó.

«Estamos convencidos de que lo que va a hacer funcionar a la industria de los biocombustibles es agrandar la torta y generar productos exportables al mundo. Hay una enorme oportunidad por la competitividad que tiene la Argentina a través del campo», agregó.

De ese modo, buscó dejar en claro que su intención no es salir a competir con las empresas que actualmente dominan el negocio. No es casualidad que haya decidido hablar en Santa Fe, un distrito que forma parte de la Liga de Provincias Bioenergéticas y tiene una fuerte industria dedicada a la producción de biodiésel. De hecho, lo hizo luego de compartir el acto con el gobernador Maximiliano Pullaro y su ministro de Producción, Gustavo Puccini.

El modelo planteado por PAE apunta al desarrollo de alianzas estratégicas para penetrar en plazas internacionales altamente exigentes, y al respecto, Bulgheroni aseguró que “en la medida en que encontremos jugadores con una visión compartida, vamos a hallar vehículos de inversión en conjunto. Eso va a incrementar el mercado global porque nos permitirá llegar a Europa, Estados Unidos y otros destinos. Ese es el espíritu con el cual tenemos que abordar esta ley, y no con una lógica de pelear por pequeños márgenes», enfatizó.

«Coincidimos en que el precio tiene que ser competitivo, libre y negociado entre las partes. En términos de corte estamos de acuerdo con lo que propone el Gobierno, pero si se fija un porcentaje adicional, debería ser opcional para el mercado interno, porque el esfuerzo principal de las inversiones tiene que estar enfocado en proyectos de exportación», explicó.

Bulgheroni también analizó las causas que retrajeron los envíos al exterior en los últimos años y trazó el camino para recuperar el terreno perdido. «La exportación se había cerrado en parte por elementos regulatorios y políticos, pero también porque las normas de exigencia en Europa avanzaron y las inversiones locales no acompañaron esa velocidad para adaptarse. Tenemos que retomar y reconquistar esos mercados internacionales con la tecnología adecuada», evaluó.

El siguiente fue el diálogo de Marcos Bulgheroni, CEO de PAE, con EconoJournal:

–¿Cómo está viendo el segmento de combustibles y cómo se adapta la agenda de la compañía para el downstream, en ese contexto?

Voy a tratar de no separarme demasiado de los datos puros y duros, que son los que realmente mandan. Después de algunos años de crecimiento del mercado, este año, quedó de alguna manera planchado por los efectos del incremento de precios provocado por la guerra entre Irán e Israel. Hasta la fecha hemos visto algunas tasas de crecimiento en naftas y un crecimiento pequeño en gasoil, principalmente traccionado por la cosecha.

No me preocupa necesariamente porque, una vez que se normalice el mercado global, una vez que la guerra tenga alguna expectativa de terminarse o de normalizarse, cualquiera sea el caso, estoy convencido de que va a volver a crecer tanto el mercado de naftas como, en particular, el mercado de gasoil, que es un mercado en el cual, como empresa, estamos enfocados particularmente.

Tenemos este desarrollo muy importante para nosotros que ha sido AXION Agro, que les brinda, por lejos, los mejores combustibles a todo el sector agropecuario. Y tenemos grandes expectativas de ingresar en sectores como la minería, donde, a medida que los diferentes proyectos se vayan desarrollando, van a generar una demanda adicional a la que vemos hoy; es decir, un crecimiento adicional del mercado.

Por otro lado, el posicionamiento geográfico que tiene nuestra refinería y, toda la geografía en torno al río Paraná es estratégica. Es un corredor que, genuinamente, teniendo acceso a la producción de Vaca Muerta y de otras cuencas le da a la Argentina una ventaja competitiva para poder abastecer esa necesidad energética.

El conflicto geopolítico

–¿Lo que está advirtiendo es que, fundamentalmente, hay un problema de precios y volatilidad externa?

Está claro que lo que tenemos es un conflicto geopolítico que se manifiesta, entre otras cosas, en el cierre del Estrecho de Ormuz que representa alrededor del 20% del comercio mundial de crudo y combustibles, y se suma la guerra entre Rusia y Ucrania, que retiró del mercado parte de la oferta de un productor muy importante, como es Rusia, particularmente en el caso del gasoil.

Entonces, ese conflicto geopolítico, ese componente exógeno, hace que este año tengamos un problema puntual, un problema específico y vinculado a la guerra. En parte porque saca producción del mercado; en parte porque genera disrupciones en la logística. Y esos dos elementos terminan impactando sobre el precio. A eso hay que sumarle un grado adicional de complejidad y de incertidumbre: una volatilidad enorme. Entonces, esos tres elementos hacen que hoy tengamos precios altos y muy volátiles. Pero no es un tema solamente de la Argentina, sino del mundo. No lo veo como algo estructural. Pasado este momento, volveremos a una nueva normalidad.

Inversiones de largo plazo

–¿El buffer de precios que adoptó la industria derivado de ese contexto también agrega complejidad?

Nosotros tenemos una filosofía de invertir a largo plazo. Porque, si uno en la Argentina estuviera mirando siempre el corto plazo, terminaría diciendo: «No invierto». Invertimos, en promedio, US$ 1.500 millones por año. En un año bueno invertimos alrededor de US$ 1.800 millones y, en un año malo, alrededor de US$ 1.300 millones. Estoy hablando de inversiones recurrentes, todos los años, por lo menos durante los últimos veinte años.

Ese volumen de inversión sólo se puede sostener si uno tiene una mirada de largo plazo. Y esa mirada te obliga a dejar de lado los problemas del hoy, los problemas coyunturales, para tratar de entender cuáles son las dinámicas estructurales que permiten, o no, seguir invirtiendo.

Conceptualmente, tanto en la refinería, en el downstream, como en el upstream, hemos decidido implementar una política de fuerte inversión porque vemos, por el lado del upstream, un enorme crecimiento, tanto en petróleo como en gas. Y, por el lado del downstream, vemos enormes oportunidades para seguir haciendo crecer nuestro negocio.

Por eso, desde que compramos la refinería y desarrollamos la marca AXION Energy, hicimos una gran inversión de alrededor de US$ 1.200 a US$ 1.300 millones entre 2013 y 2020. Después desarrollamos todo el negocio de retail con las AXION Spot. En los últimos años incorporamos una asociación estratégica con Lele (Cristóbal, creador de las Paradas Sangucheras), y desarrollamos toda una red muy exitosa de AXION Agro.

Como parte de esas nuevas ideas para que nuestro negocio de downstream siga creciendo, sumamos la alianza estratégica con Castrol, que la verdad nos dio muchas satisfacciones porque cuando comenzamos, Castrol tenía alrededor del 2% o 3% del mercado y este mes ya alcanzamos el 10% de participación en el mercado de lubricantes.

La apuesta por los biocombustibles

–Santa Fe es una provincia con una fuerte producción de biocombustibles y hay mucho interés por el debate de la ley que se está dando en el Congreso. Hay al menos dos proyectos impulsados por el Gobierno y la oposición ¿Cuál es la postura de la empresa?

No estoy tan de acuerdo con esa aseveración de que hay distintos proyectos. Creo que, durante el último año o año y medio, se dio un debate muy importante dentro del núcleo de la industria ampliada. Y cuando hablo de la industria ampliada me refiero a los productores integrados y no integrados de biodiésel, a las empresas del agro, a las automotrices, a las refinerías, al Gobierno y a los gobiernos provinciales.
En este último año se produjo, y lo celebro, un debate muy interesante respecto de cuál es la propuesta de ley que nos va a llevar -y acá englobo a toda la industria que acabo de describir-, a una solución superadora.

Particularmente en Pan American Energy, estamos convencidos de que lo que va a hacer que la industria del biodiésel, o de los biocombustibles en un sentido más amplio, funcione, es que agrandemos la torta. Que podamos generar propuestas y productos que sean exportables al mundo.

Y ahí la Argentina tiene una enorme oportunidad por la competitividad que tiene, particularmente a partir del campo. Entonces, estamos totalmente convencidos de que, para que eso ocurra, tenemos que tener libertad para invertir. Es un sinsentido absoluto tener una ley que le prohíbe a una refinadora argentina invertir en biocombustibles en la Argentina.

La verdad es bastante particular que a la industria refinadora se le prohíba invertir en un sector. Es bastante raro que te prohíban invertir, más aún a empresas argentinas que están en condiciones de hacerlo y que quieren hacerlo.

Pero también es importante despejar muchos de los temores y fantasmas que se generan alrededor de este debate. A veces se instala la idea de que la industria refinadora quiere invertir para quedarse con el mercado interno. No es así. Queremos invertir para exportar y hacerlo en partnership, en asociación, con jugadores que hoy forman parte de la industria y que compartan nuestra misma visión.

En la medida en que encontremos jugadores de la industria que tengan una visión compartida con nosotros, vamos a encontrar vehículos de inversión conjunta, sin dudas. Y eso va a agrandar la torta porque nos va a permitir exportar a Europa, a Estados Unidos y a otros mercados. Ese, para mí, es el objetivo. Ese es el espíritu con el que tenemos que mirar esta nueva ley. No pelearse por pequeños márgenes, por si es sí o si es no.

«El debate no pasa por el corte»

-¿Para ustedes la discusión, entonces, no es si el corte es del 10%, del 12% o del 15%, sino por una visión más amplia?

-Exactamente. Por un lado, es muy importante lo que está proponiendo el Gobierno. Y creo que ahí todos estamos de acuerdo en que el precio tiene que ser competitivo, libre y negociado entre las partes. En términos de corte, creemos que tendría que ser opcional para el mercado interno. Porque, de vuelta, el esfuerzo y la inversión tienen que enfocarse en proyectos de exportación.

Durante mucho tiempo la exportación estuvo cerrada. En parte por cuestiones regulatorias y políticas y, en parte, porque mientras las normas de Europa fueron evolucionando, muchos de los productos de biocombustibles que desarrollábamos en la Argentina no evolucionaron al mismo ritmo y dejaron de cumplir con esos estándares. Entonces, tenemos que retomar y reconquistar esos mercados de exportación.

-¿Podría ser un proyecto en Campana o sería una planta totalmente independiente?

-Los proyectos los venimos estudiando desde hace varios años. Hay distintas alternativas de localización. Pero no quiero decir una cosa por otra porque mucho va a depender de cómo termine saliendo la ley. Según cuál sea el texto definitivo, algunos proyectos serán mejores que otros. Así que hoy no tenemos una decisión tomada.

El proyecto de GNL

–Mencionó el upstream y la potencialidad que tiene Vaca Muerta y PAE allí es el segundo operador por acreaje. ¿Cómo lo van a potenciar?

-Vaca Muerta, para nosotros, es un motor de crecimiento de la producción del upstream. En lo que hace a gas, ya tenemos desarrollado el proyecto de GNL de la compañía. Somos parte del consorcio Southern Energy S.A. (SESA), que ya contrató dos barcos de licuefacción. El primer barco va a llegar el año que viene, en junio. De hecho, ayer zarpó el barco que estaba trabajando en Camerún para hacer un revamping y después venir a la Argentina en junio del año que viene.

El otro barco se está construyendo en este momento. Creo que está alrededor del 30% de avance y esperamos que llegue a la Argentina durante el invierno de 2028. Esos dos barcos van a procesar alrededor de 27 o 28 millones de metros cúbicos diarios de gas. Eso representa en torno al 20% de la producción actual de gas de la Argentina.

Nosotros participamos con el 30% de ese consorcio y eso nos permite una expectativa, un perfil de incremento de la producción muy importante entre el año que viene y 2030, que va a ser cuando el proyecto alcance su nivel de producción estable. Y, en términos de petróleo, este año incrementamos el número de equipos de perforación y estamos con un proyecto de aceleración de la producción en Vaca Muerta.

–¿Cómo están avanzando con el Project Finance y cuándo podrían cerrarlo?

Southern Energy no necesita un Project Finance porque el esquema de licuefacción está basado en el alquiler de los barcos. Básicamente, el alquiler paga el servicio. Lo que sí estamos terminando de cerrar es el gasoducto dedicado, que tiene otro nombre porque el vehículo societario se llama San Matías, pero son los mismos socios. En definitiva, uno puede verlo como un mismo proyecto.

Ese proceso de Project Finance, como bien decís, lo estamos terminando de cerrar en el corto plazo. Pero, independientemente de que el financiamiento cierre un mes antes o un mes después, la construcción ya empezó. No solamente ya se compraron los caños, sino que las empresas constructoras ya hicieron el despliegue para empezar a trabajar. Hoy están trabajando en paralelo sobre el diseño del gasoducto, el armado de los campamentos y el traslado de equipos y maquinaria para la obra.

La descarga de los caños va a ser en agosto porque el barco ya había zarpado. Y sí puedo precisar que las empresas constructoras ya estaban posicionándose para el cruce del río, que es, probablemente, la parte más complicada del proyecto.

, Ignacio Ortiz

Lo que comenzó como una compra habitual de materiales para el tendido de fibra óptica en Neuquén derivó en un choque diplomático entre China y Estados Unidos. La Embajada de EE.UU exigió a la Cooperativa eléctrica CALF suspender sus contratos con el gigante tecnológico Huawei, argumentando el rol estratégico de Vaca Muerta y desencadenó una dura respuesta de la Embajada de China, que acusó a Washington de «chantaje con visados» y de vulnerar la soberanía argentina.

En conversación con EconoJournal, el gerente de Tecnologías de la Información y Comunicación de CALF, Sergio Fernández Novoa, relató que en julio comenzó a recibir mensajes de WhatsApp por parte de Andrew Dilts, encargado de Asuntos Económicos de la Embajada de EE. UU.

“Los mensajes tenían un tono intimidante, nada grato. Dilts me decía que quería hablar por la contratación de Huawei. Le respondí que estaba de viaje y que podía pasar por la Embajada a mi regreso, pero me contestó que no, que era urgente”, detalló el directivo.

Ante la insistencia, Fernández Novoa elevó la situación a la directiva de la cooperativa. Días después, Dilts subió el tono con un nuevo mensaje: “Estimado Sergio. El motivo de mi solicitud urgente de una llamada es que el gobierno estadounidense está implementando una nueva política que restringe o revoca visas para los directivos que expanden las operaciones de Huawei en Argentina”.

Un asunto de “seguridad nacional” en Vaca Muerta

Desde la diplomacia estadounidense no hubo un comunicado formal a CALF, pero el embajador Peter Lamelas justificó en una nota a Clarín la postura de su país al calificar el tema como una cuestión de “seguridad nacional”. El argumento central de Washington radica en la sensibilidad que representa la presencia de infraestructura de telecomunicaciones china en la provincia que cobija a Vaca Muerta .

Lamelas ratificó que “las personas y entidades cuyas acciones socaven la seguridad de Estados Unidos no gozarán del privilegio de viajar a ese país”.

Una situación similar se había dado hace dos años cuando la empresa china había expresado sus intenciones de invertir en Neuquén. Según comentó una fuente en reserva, el mismo Dilts había planteado en una visita a la ciudad que «si contratan a Huawei están contratando al Ejército chino».

Por estas horas, se esperaba un comunicado oficial de la Embajada de Estados Unidos y de la Cancillería Argentina.

China denuncia «chantaje» y CALF reclama neutralidad

La respuesta asiática no tardó en llegar. A través de un duro comunicado publicado este miércoles, la Embajada de China acusó formalmente a Estados Unidos de «arrogancia», «hipocresía» y de incurrir en un «chantaje de visados» para frenar el comercio local con sus empresas.

Desde el gobierno chino denunciaron que Washington “ha avivado deliberadamente la teoría de la amenaza china y generalizado el concepto de seguridad nacional para impedir de forma descarada que una empresa argentina tenga una cooperación normal con Huawei”. Asimismo, enfatizaron que estas maniobras representan “un grave menoscabo de los principios del libre mercado” y una injerencia en la soberanía de terceros países, instando a la Casa Blanca a poner fin a sus “prácticas hegemónicas”.

En medio de la contienda entre las dos potencias, la comisión directiva de CALF buscó desmarcarse del conflicto geopolítico. A través de un comunicado, enfatizaron su condición de compradores independientes: “Compramos tecnología para dar un mejor servicio a los neuquinos, no para tomar partido en una disputa entre potencias”.

En la misma línea, Fernández Novoa remarcó que la adquisición de tecnología para la fibra óptica en la ciudad involucró a “más empresas estadounidenses que chinas”. Además, contó que cuentan con planes para comenzar el tendido de fibra óptica en el Circuito Petrolero que incluye a localidades como Añelo. “Somos un tercero en discordia. Como país tenemos el derecho soberano de contratar a otras empresas por precio y calidad”, concluyó.

, Laura Hevia

El gobierno quiere finalizar antes del invierno de 2027 la adecuación de las cuatro plantas compresoras del Gasoducto Norte, que se encuentran paralizadas desde el año pasado por un conflicto entre la estatal Enarsa y la constructora Esuco. El objetivo oficial es rescindir el vínculo con Esuco mientras mantiene conversaciones con Transportadora Gas del Norte (TGN) y Transportadora Gas del Sur (TGS) para que las empresas transportistas se hagan cargo de la obra.

La información fue adelantada por el viceministro de Energía y Minería, Daniel González, durante un encuentro que mantuvo el jueves pasado con representantes industriales del norte nucleados en Uniones Industriales del Norte Grande (Uninor). También participaron de la reunión la secretaria de Energía, María Tettamanti; y el subsecretario de Combustibles Líquidos y Gaseosos, Federico Veller.

“Tienen que definir los pasos legales, nos dijeron que podría ser TGN”, confirmó uno de los industriales. La prioridad efectivamente la tiene TGN porque son obras que están en su área de operación. Sin embargo, EconoJournal pudo confirmar que el gobierno también conversa con TGS porque la compañía controlada por Pampa y la familia Sielecki inyectará a partir del año que viene más gas disponible en el anillo del gasoducto Mercedes-Cardales, el punto de conexión con el sistema que opera TGN, a partir de la obra de ampliación que está llevando adelante en el Gasoducto Perito Moreno (ex GNK). «Por eso es importante que las cuatro plantas compresoras estén terminadas. Se estima que podrían contribuir a transportar al menos 5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) adicionales por el Gasoducto Norte hasta Tucumán y Salta«, expresó una fuente al tanto de las negociaciones.

Dos de los participantes del encuentro comentaron, en esa clave, que en la reunión de la semana pasada los funcionarios de Energía aseguraron que si las obras se terminan el invierno de 2027 reducirían el uso de las ventanas de corte que, por contrato, las distribuidoras pueden disponer para interrumpir hasta sesenta días al año el suministro a los contratos con transporte en firme.

El sistema que hoy lleva gas de Vaca Muerta a las provincias del norte del país tiene un límite de 15 MMm3/día, muy por debajo de la demanda de 60 MMm3/día que se alcanza en el pico de invierno. Hay tres obras que hoy se presentan como parte de la solución al problema: la adecuación de las cuatro plantas compresoras del Gasoducto Norte, que son las que se encuentran frenadas por el conflicto entre Enarsa y su contratista Esuco y elevaría la capacidad actual de 15 a unos 20 MMm3/día; la ampliación del Gasoducto Perito Moreno, a cargo de la transportista TGS, que estará terminada antes del invierno de 2027 y elevarán la capacidad de ese ducto, que conecta con el anillo del gasoducto Mercedes-Cardales, de 21 a 35 MMm3/día; y la construcción de un nuevo gasoducto entre Tratayén (Neuquén) y La Carlota (Córdoba) que impulsa TGN y permitiría inyectar al menos unos 13 MMm3/día adicionales en La Carlota hacia fines de 2028.

La obra frenada: las plantas compresoras

Como publicó Econojournal en abril, un conflicto contractual entre Enarsa y Esuco, la empresa originalmente adjudicataria de los trabajos, derivó en la suspensión del contrato y la interrupción del cronograma de la adecuación de cuatro plantas compresoras del Gasoducto Norte —Lavalle, Lumbreras, Deán Funes y Ferreyra—, que elevaría la capacidad actual de 15 a 19 MMm3/día.

Ambas partes mantienen reclamos cruzados por presuntos incumplimientos y diferencias económicas: Esuco denuncia una deuda a su favor de $42.000 millones, que además de estas cuatro plantas incluye certificados de obra por otros dos proyectos ya terminados (las plantas compresoras Mercedes y Salliqueló).

Las transportistas tienen la capacidad técnica para hacerse cargo de la obra. En el sector privado se especulaba con que la adecuación de las cuatro plantas terminara incorporada  la obra del gasoducto Tratayén-La Carlota que impulsa TGN, aunque con el compromiso asumido ahora por el Gobierno el plazo debería adelantarse.

La obra más avanzada es Lavalle, con una ejecución del 75,1%, le siguen Lumbreras (63,6%), Ferreyra (51,1%) y Deán Funes (27,5%). Los plazos que quedan por delante dependen de la disponibilidad de materiales, varios de los cuales son de origen importado y sufren demoras por el contexto internacional. Antes de retomar los trabajos, será necesario hacer una inspección para relevar el estado de cada planta, ya que Esuco dejó todo el material acopiado en un galpón cerrado con llave.

Tampoco hay una definición precisa de cuánto podría cambiar el mapa del gas una vez terminada la adecuación. Los industriales insisten en que esta obra, finalizada, actuaría como amortiguador de los cortes. «Podríamos bajar de 100% a 50% de cortes, no se paralizaría la industria», señalan.

Próximo paso: la ampliación del Perito Moreno

La obra más próxima a completarse es la ampliación de capacidad del Gasoducto Perito Moreno. La transportista TGS está construyendo tres nuevas plantas compresoras que elevarán la capacidad del ducto de 21 a 35 MMm3/día. Es una inversión de US$ 550 millones, hoy en ejecución, con finalización prevista para abril de 2027, de modo que su impacto se sentirá recién el próximo invierno.

«En lo que hace al abastecimiento en la zona norte del país, la IP (iniciativa privada) de TGS para ampliar el Gasoducto Perito Moreno, que fundamentalmente permitirá reemplazar el consumo de gasoductos líquidos (gasoil) para generar electricidad por gas local, no va a cambiar de manera sistémica la evacuación de gas hacia el norte, aunque sí permitirá ampliar en términos relativos la oferta de gas en las provincias del NOA porque posibilitará transportar más gas por el Gasoducto Norte ”, explicó Patricia Charvay, economista y socia de la consultora Economía y Energía. 

Consultada por este punto, fuentes cercanas a TGS confirmó que, si bien la mayor capacidad de transporte permitirá que mayor cantidad de gas llegue al anillo del gran Buenos Aires, podría incorporarse al sistema Norte a través del gasoducto Mercedes Cardales.

La solución de fondo: el gasoducto Tratayén-La Carlota

La obra que modificará estructuralmente el esquema de abastecimiento en el norte es el nuevo gasoducto Tratayén (Neuquén)-La Carlota (Córdoba), que uniría Vaca Muerta con Córdoba, donde empalma con la reversión del Gasoducto Norte. Su función es evitar que el gas adicional de Vaca Muerta tenga que competir por la misma capacidad de transporte que hoy se usa para abastecer al litoral, o depender de la transferencia entre las áreas de TGS y TGN a través del sistema Mercedes-Cardales.

El ducto permitiría inyectar al menos unos 13 MMm3/día adicionales en La Carlota. Para poder subir ese volumen hacia el norte, TGN, la transportista que impulsa el proyecto sin una iniciativa pública por ahora, deberá completar además obras sobre el propio Gasoducto Norte.

Por el sentido en que se construyó el ducto, de norte a sur, el tramo superior cercano a Salta tiene mayor capacidad de transporte— 25 MMm3/día —que en Córdoba, donde finaliza la obra y la capacidad llega a los 15 MMm3/día. Sumados los 13 MMm3/día del gasoducto de TGN a los 15 actuales, el total ascendería a 28MMm3/día, lo que exige ampliar también la capacidad de ese tramo inferior.

Fuentes de empresas productoras estiman que, con las obras completas, puede quedar un excedente para eventuales exportaciones a Chile, Brasil e incluso Bolivia. Además, quedaría reemplazado prácticamente todo el GNL que hoy se importa, con excepción de necesidades puntuales en los picos de invierno.

TGN buscará encuadrar la inversión de US$ 1.500 millones dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). El cronograma preliminar contempla la aprobación de la decisión final de inversión (FID) hacia fines de 2026 y la entrada en operación del gasoducto en los últimos meses de 2028, sujeto a aprobaciones regulatorias, financiamiento y condiciones de mercado.

«Desde nuestro punto de vista, esta obra sí significaría un cambio sistémico: permitiría contar con más gas en el norte, superar las actuales limitaciones de transporte y modificar incluso el esquema de generación eléctrica, al habilitar generación en ciclos eficientes en esa región y reemplazar así el uso de líquidos en el litoral», señala Charvay.

, Natalí Risso

Pecom, el brazo petrolero del grupo Pérez Companc, avanza en la consolidación de su posición en el bloque El Corcobo, en las provincias de Mendoza y La Pampa, luego de que San Benito Upstream -compañía relacionada y bajo control común de la empresa- acordara con YPF la adquisición de la participación que la petrolera estatal mantiene en los activos que integran el área.

La operación está sujeta al cumplimiento de las condiciones precedentes habituales y a las aprobaciones regulatorias correspondientes por parte de las provincias involucradas. Una vez perfeccionada la transacción, Pecom y San Benito Upstream pasarán a controlar casi la totalidad del activo y la empresa que preside Luis Pérez Companc asumirá la operación.

Acuerdo con YPF

El acuerdo con la petrolera bajo control estatal complementa la adquisición previamente anunciada de la participación de Pluspetrol en los mismos activos y forma parte de la estrategia de crecimiento de Pecom en el negocio de exploración y producción, con foco en la operación de campos maduros convencionales y en la aplicación de técnicas de recuperación terciaria.

De acuerdo con la comunicación remitida por YPF a la Comisión Nacional de Valores (CNV), la compañía acordó ceder a San Benito Upstream su participación en el denominado clúster Mendoza No Operado, que comprende activos ubicados en Mendoza y La Pampa.

En concreto, la transacción incluye el 30,01% de la concesión CNQ-7 Gobernador Ayala y el 50% de las concesiones CNQ-7A y Jagüel Casa de Piedra. El acuerdo también contempla la cesión de ductos y del stock de materiales existentes en los almacenes asociados a los activos.

El precio acordado asciende a US$ 205 millones, con fecha efectiva del 1° de enero de 2026. A ese monto se adicionará el IVA correspondiente y el eventual ajuste de precio aplicable al momento del cierre.

Durante el segundo trimestre de 2026, el clúster transferido por YPF registró una producción aproximada de 7.000 barriles diarios de petróleo y 40.000 metros cúbicos diarios de gas natural, según informó la compañía.

El Corcobo sumará producción a Pecom

El bloque El Corcobo está conformado por las áreas CNQ-7 Gobernador Ayala y Jagüel Casa de Piedra, en Mendoza, y Gobernador Ayala III y CNQ-7A, en La Pampa.

En conjunto, los activos producen alrededor de 19.000 barriles diarios de petróleo, que se sumarían a los aproximadamente 35.000 barriles diarios que actualmente opera Pecom.

, Redaccion EconoJournal

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, complicó este miércoles las chances de que La Libertad Avanza pueda aprobar las reformas en la Ley de Tierras para ampliar los límites para la venta a extranjeros. «No estamos de acuerdo con la extranjerización de la tierra y no vamos a acompañar iniciativas que avancen en ese sentido en el ámbito nacional», afirmó a través de un video publicado en sus redes sociales.

En contacto con EN/CLAVE, anticipó que reclamó al gobierno de Javier Milei que elimine el capítulo porque no apoyarán una ley que lo contenga.

La posición de Neuquén, una de las bancadas clave para el oficialismo nacional, terminaría de agotar las posibilidades de que la Ley de Inviolabilidad de la Propiedad Privada prospere con el dictamen que presentó ayer la titular del bloque, Patricia Bullrich.

La propia senadora se había precipitado ayer en la conferencia de prensa que brindó junto a Nadia Márquez y Agustín Coto al anunciar que, tras incluir el tope del 25% para la extranjerización en cada provincia, sumarían el apoyo de La Neuquinidad.

También Márquez, senadora por la provincia, había afirmado anoche durante una ronda de entrevistas en medios nacionales que LLA tenía «el número» para sancionar la ley.

El dictamen que presentó el oficialismo esta semana volvió a modificar el Capítulo III del proyecto y fijó un límite del 25% para la propiedad extranjera de tierras rurales por provincia, aunque sin contemplar topes por departamento o municipio.

La ley tiene en total seis capítulos e incluye reformas sobre la Ley de Manejo de Fuego, de Expropiaciones y los procedimientos de desalojo, además de los cambios sobre la Ley sobre el Régimen de Protección al Dominio Nacional sobre la Propiedad, Posesión o Tenencia de las Tierras Rurales.

Como venía contando EN/CLAVE, el gobierno de Neuquén venía reclamando, desde el inicio del debate, que se mantuviera el porcentaje del 15% y era uno de los pocos pedidos que el oficialismo nacional no había atendido. Otros planteos como el sostenimiento del programa de regularización del Registro Nacional de Barrios Populares (Renabap), la restricción de venta sobre tierras afectadas por incendios forestales habían sido tenidos en cuenta.

Julieta Corroza incluso sostuvo su reclamo en la reunión virtual que hubo el fin de semana con Bullrich y el resto de los jefes de bloque.

Figueroa le dijo a su senadora el lunes en Plottier, durante la inauguración de una escuela técnica construida por la provincia, «que esté tranquila y que, cuando el dictamen esté definido, se toma una decisión», según pudo saber este medio.

«Las tierras para los argentinos»

El gobernado Rolando Figueroa, quien inició esta semana una recorrida por el norte de la provincia, visitó este miércoles Varvarco para encabezar un acto de entrega de lotes a pobladores.

Es una región del territorio donde predomina la trashumancia, es decir, el desplazamiento de los crianceros con su ganado hacia las tierras altas en el verano (veranadas) y hacia las bajas en la temporada de invierno (invernadas).

«Tan importante es la tenencia de tierras que, así como dijimos que no vamos a entregar tierras fiscales a extranjeros con esta ley que enviamos a la Legislatura, con la misma firmeza digo que de ninguna manera vamos a acompañar la extranjerización de nuestras tierras», afirmó durante la mañana en un video que rápidamente publicó en sus redes sociales.

«Nosotros queremos que las tierras sean para los argentinos y el nivel de desarrollo debe estar atado a la producción. Ese es nuestro camino», afirmó.

Consultado por este medio, Figueroa ratificó: «Pedimos que lo saquen. No apoyamos ley que contenga ese capítulo».

El voto a favor amenazaba con implicar un costo político alto para la gestión provincial. En Neuquén se convocaron marchas para este jueves desde las 16 en varias ciudades de la provincia de las que convocaban a participar, incluso, aliados políticos de La Neuquinidad como son algunos referentes del peronismo.

Así como envíamos a la Legislatura un proyecto de ley para que las tierras de nuestra provincia sean para argentinos, desde Varvarco queremos ratificar una decisión que tomamos en Neuquén.

No estamos de acuerdo con la extranjerización de la tierra y no vamos a acompañar… pic.twitter.com/LTaxISdOun

— Rolo Figueroa (@Rolo_Figueroa) August 5, 2026

, Andrea Durán

RECREO, Catamarca (Enviada especial).— Los paneles solares aparecen apenas unos metros después de dejar atrás las instalaciones industriales de Arcor en Recreo. El parque ocupa 12 hectáreas y está ubicado estratégicamente junto a las tres plantas fabriles del complejo. Desde allí, la electricidad generada por el sol no tiene que recorrer cientos de kilómetros para encontrar demanda, sino que se consume prácticamente en el mismo lugar donde se produce.

EconoJournal recorrió el predio durante la inauguración del parque, que este martes quedó formalmente puesto en marcha con la presencia del gobernador de Catamarca, Raúl Jalil, autoridades provinciales, y municipales, el presidente del Grupo Arcor, Alfredo Pagani; y otros directivos del Grupo.

El parque tiene 6,6 MW de potencia instalada, una generación anual estimada de 11.140 MWh y demandó una inversión de US$ 3,8 millones de capital propio. La construcción llevó siete meses y la compañía estima que la inversión se amortizará en cuatro años.

La energía producida mediante los 11.000 paneles, que Arcor adquirió por parte de la empresa china Trina Solar, permitirá cubrir el 90% del consumo eléctrico del complejo industrial de Recreo. Cuando la generación solar supere la demanda, los excedentes podrán inyectarse al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

Durante la visita, Bruno Brunetti, gerente Corporativo de Energía y Servicios y gerente Industrial del Complejo Arroyito de Grupo Arcor, explicó a EconoJournal la lógica que hay detrás de la apuesta energética de la compañía. “Somos una mini Cammesa”, definió.

Esto es así ya que Brunetti detalló que el grupo cuenta con 37 plantas distribuidas en nueve provincias, lo que implica gestionar diariamente necesidades de suministro diferentes y mantener vínculos con las provincias y la Secretaría de Energía. “Cada planta tiene una estrategia específica para asegurar el suministro de energía”, explicó el ejecutivo de Arcor.  La empresa ya alcanzó un autoabastecimiento de aproximadamente 55% de la energía que consume y busca llevar ese porcentaje hasta cerca del 60% con la incorporación de esta nueva generación renovable.

Impacto del proyecto

Jalil y Pagani destacaron el impacto del proyecto y su articulación con la comunidad local. “El Parque Solar, la Escuela Técnica de Recreo y la Reserva Natural Urbana que desarrolló la compañía reflejan una convicción que acompaña a Arcor desde sus orígenes: crecer junto a las comunidades donde estamos presentes. Comparten una visión de largo plazo y muestran el valor de la articulación público-privada para impulsar iniciativas que generan desarrollo y dejan una huella positiva. Hace casi 40 años elegimos estar en Recreo y hoy renovamos esa decisión”, aseveró Pagani.

Jalil destacó: “Es una alegría estar acompañando la puesta en marcha de este parque solar de Arcor, un paso importante en el uso de energía renovable. La articulación entre los sectores público y privado es fundamental porque genera empleo y contribuye al desarrollo de la provincia. Arcor es, desde hace casi cuatro décadas, una de las tres empresas que más empleo genera en nuestra provincia”.

Generar energía donde está la demanda

El parque de Recreo representa la primera inversión de Grupo Arcor bajo el esquema de Parques Solares Distribuidos. La empresa busca que, en lugar de concentrar la generación renovable en grandes proyectos alejados de los centros de consumo, se instalen parques asociados directamente a sus plantas industriales. La estrategia tendría una ventaja adicional ya que reduciría la exposición a las limitaciones de capacidad de transporte del sistema eléctrico. “Para no entrar en la discusión de si hay capacidad y transporte en el sistema eléctrico hacemos parques asociados a cada una de las plantas”, explicó Brunetti durante la recorrida.

Los detalles del nuevo parque solar de Arcor

El proyecto se desarrolló a partir de un acuerdo entre el Gobierno de Catamarca y Grupo Arcor. La provincia se comprometió a ejecutar las obras de infraestructura necesarias para extender el tendido eléctrico que conecta el parque con el sistema. Esa adecuación permitirá que los excedentes puedan inyectarse al SADI y apunta a mejorar el suministro eléctrico de la ciudad de Recreo.

El acuerdo contempla además una segunda iniciativa ya que Arcor cedió un terreno lindero a su predio industrial para que el Estado provincial pueda desarrollar a futuro un Parque Solar Provincial, destinado a generar energía renovable para el sistema público y reducir la presión sobre la red eléctrica.

El modelo que Arcor busca replicar

Recreo funciona como el primer paso de una estrategia de mayor escala. “Hicimos estudios para generar parques renovables en todas nuestras plantas”, señaló Brunetti. Es por esto que la compañía analiza replicar el modelo en otras instalaciones industriales, con proyectos asociados directamente a sus centros de consumo.

El parque de Recreo fue diseñado con capacidad para crecer. A los 6,6 MW instalados podrían sumarse otros 3 MW en una futura ampliación.

Un paso más en el autoabastecimiento

Arcor ya cuenta con tres centrales propias. La central termoeléctrica Mario Seveso, en Córdoba; una central de biomasa en Tucumán; y otra que trabaja con residuos forestales y pertenece a Papel Misionero, en Misiones.

En base a esta infraestructura, el grupo alcanzó un autoabastecimiento de aproximadamente 55% de la energía que necesita. El parque de Recreo sumará unos cuatro puntos porcentuales y llevará ese indicador hasta cerca del 60%.

Una inversión energética con impacto local

El proyecto solar se suma a otras iniciativas ambientales desarrolladas por Arcor en Recreo, donde la compañía está presente desde 1987. El complejo industrial fue la primera planta del grupo en alcanzar la meta de Basura Cero, evitando el envío de residuos a enterramiento. También cuenta con una planta de tratamiento de efluentes que permite reutilizar agua para riego y valorizar los lodos generados como enmienda orgánica.

En la actualidad, más del 60% de la energía utilizada por el Grupo, tanto eléctrica como térmica, proviene de fuentes renovables. En 2025 la empresa logró reducir un 30% las emisiones de gases de efecto invernadero por tonelada producida respecto de 2017. A su vez, este nuevo parque le permitirá reducir aproximadamente 4.000 toneladas de CO₂ equivalente por año.

Del sol a las gomitas: la energía detrás de la producción

La recorrida por el complejo de Recreo también permitió entrar en el corazón productivo de la operación. En la planta de Mogul, el azúcar, la glucosa, el almidón y la gelatina se transforman en gomitas que luego llegan a distintos mercados. Se trata de un proceso puede demandar hasta 36 horas. La planta tiene capacidad para producir unas 30.000 toneladas anuales de caramelos de goma y allí funcionan tres máquinas para las gomitas Mogul frutales que alcanzan una producción conjunta de 330 tubos por minuto.

El parque solar que EconoJournal recorrió a pocos metros de la planta fue construido precisamente para abastecer esa demanda industrial que por el momento alcanzará a cubrir cerca del 90% del consumo eléctrico del complejo, pero que a futuro se proyecta que llegue al 100%.

, Loana Tejero

Tierra del Fuego está construyendo una central termoeléctrica de ciclo combinado en la ciudad de Ushuaia que estará operativa en mayo de 2027, según estiman en la provincia. Es la única planta de generación termoeléctrica a gas que se está construyendo en el país. La semana pasada llegó al puerto de la ciudad austral un barco desde China con la turbina que utilizará la central junto a 6.200 toneladas de componentes. La llegada del equipo es un hito relevante para el proyecto, ya que en el mundo hay una demora de 3 a 5 años para adquirir turbinas por la alta demanda energética de los data centers en Estados Unidos.

El proyecto está a cargo de la compañía de capitales chinos Austral Petróleo, Gas y Electricidad en sociedad con la empresa provincial Terra Ignis. Demandará una inversión de casi US$ 80 millones a cargo de la firma asiática, que está conformada por las empresas estatales China Rainbow International Investment y Rainbow International Engineering.

Generación térmica en Tierra del Fuego

El acuerdo entre los capitales chinos y Terra Ignis incluye la central en Ushuaia, que tendrá hasta 60 MW de potencia, y, a futuro, la construcción de otra planta termoeléctrica a gas de 100 MW para la ciudad de Río Grande. Tierra del Fuego es la única provincia del país que no está conectada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

Consultado por EconoJournal, el presidente de Terra Ignis, Maximiliano Daleasio, indicó que “si bien en el contexto internacional conseguir estos equipos no fue sencillo, la adquisición de la turbina para la central en Ushuaia no tuvo demoras”.

El directivo explicó que la turbina estaba en stock en un depósito de la empresa china en la provincia de Shaanxi. La turbina es General Electric y es usada, pero Daleasio subrayó que fue “rebampeada”, como se dice en la jerga al proceso de renovación, repotenciación y actualización tecnológica integral de estos equipos.

Según señaló el titular de Terra Ignis, los proyectos para modernizar y ampliar la generación eléctrica de Ushuaia y Río Grande en Tierra del Fuego fueron presentados en la licitación TerConf, la compulsa para instalar centrales térmicas en el país impulsada en 2023 por el gobierno de Alberto Fernández y que fue dada de baja en 2024 por la gestión de Javier Milei.

“La obra es un hecho histórico, nunca se instaló una central así en Tierra del Fuego. Siempre la provincia se apalancó con fondos de la Nación y ahora se está desarrollando con fondos privados. Es una inversión extranjera directa en la provincia”, explicó Daleasio.

Mercado internacional de turbinas

Para Tierra del Fuego, donde la logística está condicionada por las estaciones del año, la llegada de la turbina constituye un hecho relevante, explicaron desde Terra Ignis. Sobre todo en un contexto internacional de alta demanda de turbinas a gas de los desarrollos de inteligencia artificial y los centros de datos, que provocaron demoras en la entrega de los equipos de generación y aumento en los costos de los proyectos.

Los fabricantes de turbinas a nivel mundial, como General Electric, Siemens Energy y Mitsubishi, tienen una capacidad limitada de fabricación ante la alta demanda. Los pedidos de turbinas superan a la oferta mundial, lo que se convirtió en una amenaza para la creciente demanda eléctrica en el mundo. Por ejemplo, American Electric Power, la compañía de generación y distribución más grande de Estados Unidos, en la última semana cerró un acuerdo para asegurarse turbinas a gas por una capacidad de 13.000 MW, pero recién para después de 2031.

Además, un reciente informe de la consultora Wood Mackenzie advirtió que, por la demora en los plazos de entrega, solo 14.900 MW de los 53.000 MW de energía generada con turbinas a gas planificada por los países del sudeste asiático entrarán en funcionamiento esta década.

Nueva central en Ushuaia

La nueva central termoeléctrica de Ushuaia tendrá una capacidad de 40 MW, pero sumará 20 MW más cuando concluya el cierre del ciclo combinado. En total, la central tendrá disponible 60 MW, casi el doble del consumo actual de la ciudad.

En estos días se están realizando los trabajos de descarga del equipamiento que llegó por barco el martes pasado. La obra civil demandará seis o siete meses y la instalación de la turbina alrededor de 60 días. Se espera que la nueva central térmica de Ushuaia esté operativa en mayo del año que viene.

El acuerdo de Terra Ignis con la empresa china incluye la construcción de una segunda central termoeléctrica, que será de 100 MW de potencia y se instalará en la ciudad de Río Grande. Esta central podría estar operativa en 2028 o 2029, según detallaron fuentes provinciales.

Central térmica de ciclo combinado

Daleasio explicó también que la actual planta de generación térmica de casi 30 MW que abastece a Ushuaia -y opera al límite de su capacidad- no se desinstalará, sino que “pasará a ser reserva fría, es decir, estará apagada y se podrá arrancar rápido si se necesita generación por algún inconveniente en el sistema de Tierra del Fuego”.

La nueva central estará ubicada a cuatro kilómetros del puerto de Ushuaia en un terreno de tres hectáreas, que anteriormente era un depósito de residuos industriales.

La planta utilizará un ciclo combinado de gas y vapor. La turbina de gas generará electricidad y sus gases de escape alimentarán una caldera de recuperación que producirá vapor para impulsar a la turbina de vapor, permitiendo aprovechar dos veces la energía contenida en el mismo gas natural.

, Roberto Bellato

Unas 15 empresas adquirieron los pliegos para participar en la licitación de 15 bloques de Vaca Muerta que el gobierno de Rolando Figueroa licita a través de la compañía provincial Gas y Petróleo del Neuquén (GyP). Entre ellas hay firmas norteamericanas y argentinas, según confirmaron fuentes oficiales a EconoJournal. Las ofertas se conocerán el próximo miércoles 19 de agosto.

El proceso denominado Ronda 1/2026 había sido oficializado en mayo por el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, con el objetivo de atraer inversiones para la exploración, desarrollo y eventual explotación de bloques ubicados dentro de la formación Vaca Muerta y otras ventanas geológicas de la provincia. La licitación tiene carácter nacional e internacional y apunta a que empresas privadas se asocien con GyP bajo un esquema contractual en el que la petrolera provincial mantendrá la titularidad de las áreas, pero compartirá el desarrollo con operadores e inversores.

Fuentes provinciales aseguraron a este medio que el proceso “tuvo una muy buena participación. Se mostraron interesadas compañías locales, empresas que no están en Vaca Muerta y algunas norteamericanas”. Según confirmaron, al menos 15 compañías adquirieron los pliegos licitatorios aunque no todas presentarán ofertas.

Entre las empresas confirmadas está la petrolera del magnate Harold Hamm, Continental Resources, y también la texana Brigham Exploration LLC, fundada y presidida por Bud Brigham y una de las mayores firmas no operadoras del Permian. En este caso, el presidente de la firma había mantenido en noviembre pasado una reunión con el gobernador neuquino en la que le manifestó sus intenciones de expandirse y desembarcar en Vaca Muerta.

Según revelaron fuentes al tanto del proceso, entre los adquirentes de pliegos también se presentó una firma de servicios de perforación norteamericana que habría adquirido un paquete de sobres con el objetivo de analizar el potencial de los bloques y estructurar propuestas para ofrecer a operadoras independientes de Estados Unidos que tienen interés en la Cuenca Neuquina.

Por otro lado, entre las interesadas hubo una decena de compañías locales, algunas que ya operan en Vaca Muerta y otras que no. Según pudo saber este medio, entre ellas está TanGo Energy, la firma independiente liderada por Pablo Iuliano que surgió tras adquirir las operaciones de Aconcagua Energía. Recientemente, TanGo obtuvo tres concesiones no convencionales en Río Negro para desarrollar el potencial de Vaca Muerta en los límites de su frontera.

Algunas operadoras argentinas aseguraron en reserva que, tras analizar los pliegos, finalmente no se presentarán a la licitación. Entre los argumentos, afirmaron que la prioridad es avanzar con las inversiones ya comprometidas en Vaca Muerta y concentrar sus procesos en áreas con productividad ya comprobada.

Los bloques incluidos en esta primera ronda son: Águila Mora Noreste, Cerro Avispa Norte, Cerro Avispa Sur, Cerro Partido Este, Chasquivil Sur, Corralera Noreste, Corralera Noroeste, Corralera Sur, Curamhuele, El Corte, La Hoya, La Tropilla I Pampa de las Yeguas NE, Santo Domingo II y Totoral Este.

Cómo sigue el proceso

Las empresas interesadas podrán postularse hasta el 10 de agosto, mientras que la presentación de sobres se realizará el próximo 19 de agosto en las oficinas de GyP en Neuquén. El mismo día, además, se conocerán las ofertas económicas.

Tal como adelantó este medio, la modalidad de la licitación permitirá a las interesadas elaborar distintas estrategias para poder quedarse con un área, ya que la nueva metodología de participación hecha por la provincia considerará la valoración de cuatro variables por las que se obtiene un sistema de puntaje que la provincia usará para comparar y rankear las propuestas. Quien más puntaje sume, ganará el bloque.

La particularidad del diseño es que no hay una sola forma de ganar: el oferente puede armar su estrategia combinando distintas palancas operativas y financieras basándose en el porcentaje de participación considerada para GyP, el porcentaje de regalías propuesto, la actividad proyectada y un bono en efectivo.

El algoritmo de evaluación responde a la siguiente ecuación:

Valoración de la oferta = (0,7 × WI GyP + 1,15 × incremento de regalías «X») × actividad propuesta + (bono de acceso incremental / 5.000)

“Si cumplen con las condiciones técnicas y financieras, se evaluará mediante la fórmula cuál es la mejor propuesta. Será un proceso que tendrá esta complejidad adicional, pero el plan es poder adjudicar las áreas antes de fin de año”, confirmó una fuente de la gobernación de Neuquén.

El modelo licitatorio prevé que las empresas adjudicatarias se asocien con GyP, que conservará una participación de entre el 10% y el 20% en cada proyecto. A cambio, los privados asumirán el riesgo y el financiamiento completo de la etapa exploratoria. El proceso contemplará un período inicial de exploración de hasta ocho años -dividido en dos etapas de 4 años y una eventual concesión de explotación por 35 años en caso de descubrimientos comerciales.

, Laura Hevia

El gas natural de Vaca Muerta podría participar en unas subastas especiales de gas natural para industrias que el gobierno de Brasil está impulsando para reactivar la demanda industrial de gas. El objetivo del gobierno de Lula da Silva es reducir en más de un 50% el precio final del gas en manos del Estado para reactivar la demanda en segmentos industriales específicos.

En concreto, la empresa estatal Pre-sal Petróleo (PPSA) fue habilitada la semana pasada a celebrar subastas de gas natural a corto plazo (2026-2030) y a largo plazo (a partir de 2030). Esto permitirá la venta directa del gas natural de la Unión al mercado libre, en particular a industrias intensivas en consumo de gas.

El gas de la Unión son los volúmenes de gas en manos de PPSA, la empresa que representa al Estado en los contratos de producción compartida con Petrobras y otras operadoras en las explotaciones offshore del presal. Bajo este régimen, las petroleras ceden al Estado una parte del excedente de su producción de petróleo y gas.

Es un esquema similar al implementado por la provincia de Neuquén en las nuevas concesiones no convencionales de hidrocarburos (Cench), que contemplan la posibilidad del pago de regalías en especie (es decir, entregando producción de petróleo o gas a la empresa estatal neuquina GyP).

Brasil considera al gas de Vaca Muerta en subastas para industrias

La novedad en Brasil es que el MME evalúa que PPSA pueda celebrar subastas no solo con gas de los contratos de producción compartida, sino también con gas importado de la Argentina o de GNL, según publicó la agencia Eixos.

PPSA hasta el momento prácticamente delegó a Petrobras la comercialización de sus volúmenes de gas. La petrolera estatal compra todo el gas de la Unión a boca de pozo, a precios cercanos a US$ 2 por millón de BTU (MMBTU), para luego revenderlo a las industrias a precios que oscilan entre US$ 9 y US$ 12 por MMBTU.

El MME considera que existe margen para vender el gas de la Unión a US$ 5 por MMBTU. Por ese motivo, el Consejo Nacional de Política Energética (CNPE), un órgano gubernamental con facultas para regular subastas energéticas, aprobó el 30 de julio una resolución que reestructura la política de comercialización del gas natural de la Unión.

En adelante, PPSA podrá celebrar subastas de suministro de corto plazo entre 2026 y 2030 y de suministro de largo plazo comenzando en 2030. Esto implica que el gobierno dejará de restringir la comercialización de su gas a contratos negociados directa y exclusivamente con Petrobras y pasará a subastar el gas directamente entre consumidores industriales en el mercado libre de gas, evitando los costos de intermediación.

En las subastas participarían únicamente empresas en segmentos industriales que son grandes consumidores de gas, como producción de fertilizantes, industria química y petroquímica, o plantas siderúrgicas.

Los contratos de largo plazo se celebrarán de 2027 en adelante, luego de las elecciones presidenciales de este año en Brasil. Es en esta ventana en donde el gobierno evalúa que el gas importado puede jugar un rol.

La lectura del gobierno es que los volúmenes de gas en poder de PPSA por los contratos de producción compartida son insuficientes como para inducir un cambio drástico en la demanda de gas de las industrias.

Esta demanda se redujo en los últimos años a partir del declive del suministro de gas desde Bolivia y por el aumento de las importaciones de GNL, que son más costosas.

El ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, ponderó los beneficios que el nuevo formato de comercialización del gas de la Unión traerá a los usuarios industriales.

«No solo satisfacemos una demanda de larga data de diversos agentes de la industria nacional, sino que también le damos al gas natural de la Unión una función de política pública. El gas natural de la Unión, vendido por el agente dominante –Petrobras– en el mercado brasileño a alrededor de US$ 12 por millón de BTU, podría llegar a la industria nacional a alrededor de US$ 5 por millón de BTU. Una reducción de más del 50%”, declaró el ministro.

En cualquier caso, PPSA aún debe resolver una negociación con Petrobras por el uso de su infraestructura de tratamiento y transporte de gas. El gobierno quiere que Petrobras aplique un costo menor por el uso de esas infraestructuras para el gas de la Unión. La expectativa oficial es celebrar una primera subasta de suministro de corto plazo en el último bimestre de este año.

, Nicolás Deza

El acuerdo de productividad para Vaca Muerta que firmó el sindicato de Petroleros Privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa con las cámaras de operadoras y empresas de servicios especiales abarcará incentivos para los trabajadores de las áreas de perforación, pulling y workover y podrá representar sumas extra de entre 200.000 y hasta 3 millones de pesos mensuales en el mes.

Es el primero en operativizar los salarios dinámicos que habilitó la reforma laboral impulsada por el gobierno de Javier Milei y viene a retomar el espíritu de la «adenda Vaca Muerta» acordada por el mismo sector en el 2017. Ese acuerdo, que firmó el entonces líder del sindicato, Guillermo Pereyra, fue punta de lanza para flexibilizar condiciones en pos de aumentar la productividad del no convencional.

Ahora, este nuevo régimen de incentivos, que se plasmó en tres actas del 24 de junio a las que tuvo acceso EconoJournal, abrirá un nuevo paradigma laboral en las operaciones que se realizan en Vaca Muerta.

El acuerdo fue refrendado por el titular del gremio, Marcelo Rucci, su adjunto, Ernesto Inal, y representantes de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) y de la Cámara de Empresas de Operaciones Petroleras Especiales (CEOPE).

Este miércoles habrá una reunión en Neuquén con los dirigentes del gremio y las empresas para definir su instrumentación. El sector de Rucci pide que el pago tenga vigencia desde julio e incluso se llegó a deslizar en alguna reunión privada que, caso contrario, podría evaluarse una medida de fuerza.

En concreto, crea un Programa de Incentivo Variable por Resultados Operativos que busca «subir» a las áreas de perforación, workover y pulling a las gratificaciones salariales atadas a productividad que ya se habían implementado para los operarios de servicios de estimulación y fracturas.

El programa apunta a reconocer el crecimiento que tendrán estas actividades en los próximos años y la necesidad de «implementar herramientas que permitan que los trabajadores participen de los resultados derivados de las mejoras de desempeño operativo».

Será un piloto, con una duración de 12 meses desde la firma, y de aplicación exclusivamente para las actividades desarrolladas en la Cuenca Neuquina.

Desde la CEPH destacaron en contacto con este medio que el acuerdo constituye una herramienta orientada «a promover la mejora continua de los procesos de perforación», contribuyendo a la reducción de los tiempos operativos y al incremento de la productividad.

El programa apunta a «aumentar la cantidad de pozos perforados en un mismo período, con el consecuente impacto positivo sobre los niveles de producción», analizaron.

Eficiencia y reducción de tiempos

El acuerdo describe el incentivo como una «gratificación extraordinaria, variable y condicionada al cumplimiento efectivo de los objetivos» que tendrá carácter no remunerativo, aunque serán objeto de retención de la cuota sindical y de la mutual del sindicato, Meopp, en caso de corresponder.

También aclara que es el «único esquema de incentivos por productividad, desempeño operativo, eficiencia, reducción de tiempos de perforación o conceptos de naturaleza análoga» aplicable a estas operaciones.

Esto significa que cualquier otra gratificación, bono, premio o incentivo que estuvieran abonando hasta el momento las empresas de servicios por conceptos vinculados total o parcialmente a productividad «será absorbido y compensado» por los importes de este nuevo programa «hasta su concurrencia, siempre en el caso de que sean menores».

El acuerdo fue celebrado la semana pasada por el ministerio de Capital Humano de la Nación que conduce Sandra Pettovello como un «ejemplo concreto de las herramientas de negociación colectiva» impulsadas por la reforma laboral que impulsó el gobierno.

«Favorecen una mayor competitividad, el crecimiento de la actividad económica y la generación de empleo de calidad, alineando los intereses de los trabajadores y empleadores mediante incentivos vinculados a resultados», afirmó.

El cálculo para el incentivo en perforación

El acuerdo firmado para las operaciones de perforación abarca a los maquinistas, enganchadores, peones de boca de pozo, mecánicos, electricistas y soldadores que integren la tripulación permanente de los equipos.

El incentivo se determinará en función de la reducción de tiempos obtenida durante la fase operativa del equipo perforador.

El acta incluye un anexo técnico en el cual se fija la metodología de medición, los indicadores de desempeño (KPIs), los objetivos operativos y el mecanismo de conformación y distribución de la Bolsa de Incentivo Variable por Resultados Operativos.

Según estos parámetros, el adicional a cobrar por trabajador y por pozo sería el siguiente:

• A partir de las nueve y hasta 12 horas de reducción por pozo construido: $500.000 por persona.
• Mayor a 12 y hasta 18 horas de reducción por pozo construido: $1.000.000 por persona.
• Mayor a 18 y hasta 24 horas de reducción por pozo construido: $1.500.000 por persona.
• Mayor a 24 y hasta 48 horas de reducción por pozo construido: $2.000.000 por persona.
• Mayor a 48 horas de reducción por pozo construido: $3.000.000 por persona.

Además, el acuerdo para este sector suma una cláusula que establece la incorporación, por cada equipo activo de perforación alcanzado por el acuerdo y por el plazo de un año, de una posición adicional «destinada específicamente a capacitación, entrenamiento y formación práctica en operaciones de perforación».

Ese personal tendrá prioridad en la conformación de futuras dotaciones de los equipos afectados a las operaciones.

El incentivo para workover

En el caso de las operaciones de workover, el incentivo será de aplicación exclusiva para quienes integren la tripulación permanente de los equipos y se desempeñen como peones de boca de pozo, enganchadores, maquinistas y zampistas.

Según el acta, involucra las maniobras de sacado de tuberías en pozos con desplazamiento, sacados de tuberías con caños llenos y cambios de guardia.

Las escalas del incentivo serían las siguientes:

• A partir de las 12 y hasta 30 horas de reducción total por pozo en las tareas indicadas: $300.000 рor persona.
• Más de 30 horas de reducción total por pozo: $600.000 por persona.

Los incentivos en pulling

Para el caso de las operaciones de pulling, el acuerdo alcanza, como los anteriores, únicamente a los trabajadores que integren la tripulación permanente de los equipos. Esto abarca a peones de boca de pozo, enganchadores y maquinista.

Las actividades incluidas son recambio de brida, fijado y librado del ancla, cambios de guardia y refrigerio, ritmos de maniobra o cantidad y tiempo de cada intervención.

En cuanto a las escalas para el incentivo, se detallan las siguientes en función de la reducción sobre los tiempos de intervención promedio por mes contabilizando la cantidad de pozos intervenidos y finalizados en el periodo mensual:

• A partir de las 2 horas y 2,5 horas de reducción de tiempo de intervención promedio al mes en las tareas: $200.000 por persona.
• Mayor a 2,5 horas y hasta 3 horas de reducción de tiempo de intervención promedio: $400.000 por persona.
• Mayor a 3 horas y hasta 4 horas de reducción de tiempo de intervención promedio: $600.000 por persona.
• Mayor a 4 horas de reducción de tiempo de intervención promedio al mes en las tareas indicadas: $800.000 por persona.

El acta aclara que los tramos no son acumulativos: el incentivo a abonar será el correspondiente «al tramo de mayor reducción horaria efectivamente alcanzado en el mes».

, Andrea Durán y Nicolás Gandini

La inversión adicional en infraestructura que Vaca Muerta necesitará para capitalizar el escenario de precios altos generado por la guerra en Medio Oriente es de entre US$ 15.000 y US$ 20.000 millones hasta el 2030 según un reporte de BBVA Research.

La división de investigación de mercado del banco europeo en su último reporte de “Situación Petróleo y Gas” evaluó que el aumento de la producción, el consumo interno y la capacidad exportadora de la Argentina dependen estrictamente de destrabar el cuello de botella en logística y transporte de hidrocarburos desde Neuquén.

Inversiones adicionales en infraestructura para Vaca Muerta

La producción argentina de petróleo y gas natural batió récords en el último tiempo. La producción nacional de petróleo crudo promedió 860.000 bpd durante el 2025, el nivel más alto registrado en su historia. En gas, la producción se estabilizó por encima de 150 millones de metros cúbicos por día (MMBTU/d).

En midstream, el sistema ya habilitó un excedente exportable de petróleo crudo de 250.000 barriles por día. Sin embargo, el reporte subraya que «el país necesita entre US$ 15.000 y US$ 20.000 millones de inversión adicional en infraestructura crítica para desarrollar su potencial exportador». Las cifras surgen de un relevamiento con empresas del sector y expresan inversiones orientadas exclusivamente a la matriz de transporte, compresión y puertos.

La creciente producción se sustenta en elevados niveles de inversión, con un máximo histórico en 2024 y que se sostuvo durante 2025, reflejando el cambio estructural hacia los recursos no convencionales. La inversión prevista por las empresas para este año 2026 asciende a US$ 13.703 millones, un nuevo récord.

El Régimen de Incentivos para las Grandes Inversiones (RIGI) aparece como el vehículo habilitante de las inversiones recientes y futuras. De los 21 proyectos aprobados en el RIGI hasta el momento, 5 corresponden
al sector hidrocarburos y concentran inversiones por US$ 12.000 millones.

El impacto de la guerra en Medio Oriente

El conflicto que enfrenta a los Estados Unidos e Israel contra Irán ha generado disrupciones sobre cerca del 20% del comercio global de petróleo, elevando la prima de riesgo geopolítico y tensionando
principalmente los precios internacionales del crudo y del gas natural licuado. La crisis representa la ventana de oportunidad más grande
de la década para productores emergentes con potencial rápido de
despliegue.

BBVA Research mantiene el escenario base de un shock de materias primas persistente pero no disruptivo, caracterizado por una normalización gradual de los precios energéticos a partir del segundo semestre de 2026. Para el petróleo crudo, BBVA Research estima un escenario de resolución gradual, con un rango de precios de entre US$ 75 y US$ 90 dólares por barril Brent. El presente año cerraría con un precio de US$ 76,7 por barril.

En cambio, en un escenario de tensiones persistentes se incorpora una prima de riesgo que llevaría el rango de precios del Brent entre US$ 90 y US$ 100 por barril. En un escenario de disrupción severa en Ormuz el precio se dispararía a más de US$ 120 por barril.

Petróleo: la oferta estructural seguirá creciendo

Más allá de la volatilidad y la afectación de oferta, la producción petrolera
mundial mantiene una trayectoria de crecimiento estructural, impulsada por el fracking. Las perspectivas para 2026 apuntan a una nueva
expansión de la producción mundial, impulsada principalmente por EE.UU., Brasil, Guyana, Canadá y la Argentina.

Visto de otra manera, el crecimiento de producción ocurrirá principalmente por fuera del esquema de la Organización de Países Exportadores de Petroleo y aliados (OPEP+), cuya participación relativa en la oferta global se va achicando.

«La ventana para monetizar Vaca Muerta permanece abierta, pero es limitada en el tiempo«, advierte BBVA.

, Nicolás Deza

La expansión de la minería del litio plantea desafíos que están siendo abordados desde distintas disciplinas científicas. Desde la química a la antropología, pero también la ingeniería, la ciencia política y la biología, despliegan líneas de investigación sobre problemas tan diversos como el impacto socio-ambiental, los procesos de consulta y participación, los métodos de extracción, el reciclado de baterías y las nuevas combinaciones de materiales para sistemas de almacenamiento de energía más eficaces.

En este informe elaborado por EconoJournalse destacan algunos de los proyectos que hoy se están desarrollando en las universidades e institutos de investigación públicos del país.

Cambio de combinación para almacenar energía

El agregado de valor local está presente en varias líneas de trabajo alrededor del litio. Desde la química y la ingeniería, entre otras disciplinas, grupos de investigación del Conicet y las universidades nacionales de Jujuy (UNJu), La Plata (UNLP), San Luis (UNSL) y Buenos Aires (UBA), se enfocan en sistemas almacenamiento de energía, reciclado y procesos de extracción. En este último caso, en el INQUIMAE de la UBA se llevaron adelante las investigaciones que condujeron al desarrollo de un sistema de extracción directa de litio basado en procesos electroquímicos que fue patentado y el año pasado llevó a la creación de la startup Litiar.  

La búsqueda de soluciones de almacenamiento más eficientes es un eje de trabajo que lleva adelante Mariela Ortiz, doctora en Ingeniería de Materiales y responsable del grupo Conversión y Almacenamiento de Energía del Instituto de Investigaciones Fisicoquímicas Teóricas y Aplicadas (INIFTA) de la UNLP, que fue creado en 2011 para estudiar y desarrollar baterías de ion-litio.

Como estos dispositivos “tienen una densidad de energía muy baja, el desafío fue mejorar los materiales que están dentro para obtener, en un mismo sistema, más energía”, explica Ortiz. Junto con ese reto, también se proponen “valorizar otros insumos y minerales que hay en el país para adaptarlos e incorporarlos a la tecnología de baterías”. Si bien hacen investigación básica, “siempre apostamos por la aplicación”, advierte.

Este campo de estudio está migrando hacia las baterías en estado sólido, “que es una tecnología más avanzada y segura”, apunta Ortiz. De hecho, hoy trabajan con un equipo de la Universidad Tecnológica Nacional especializado en materiales polímeros para investigar sobre el desarrollo de electrolitos sólidos poliméricos que puedan emplearse en baterías.

Otra área de estudio son los nuevos materiales para acumular energía. “Cuando hablamos de almacenamiento en litio, hay una tecnología concreta y comercial, en el mercado desde los ’90, que es la de ion-litio; pero hay otras combinaciones posibles, como litio-azufre y litio-aire, que aún requieren investigación”.

Esas dos combinaciones “tienen, teóricamente, una densidad de energía hasta 10 veces más grande que la de ion-litio”, afirma Ortiz. “Si el sistema funcionara como la teoría dice y si los problemas intermedios se pudieran solucionar, podríamos aumentar en un factor de 10 la capacidad de energía para almacenar. Y con insumos menos contaminantes, más económicos y que están distribuidos en todo el territorio. Así se revalorizarían otros minerales que no hoy no están tan auge. Sería una tecnología muy versátil y competitiva para adaptarse a demandas y sistemas que requieran más energía, y podría convivir con otras soluciones de almacenamiento dado que responden a distintas necesidades”.

Reciclado, extracción y economía circular

En el Instituto de Investigación en Tecnología Química (INTEQUI), de la UNSL-Conicet, investigan sobre métodos extractivos de litio más económicos y sustentables, que consumen menos energía y emplean reactivos más amigables con el ambiente. Bajo este marco de trabajo avanzaron en el desarrollo procesos que permiten separar y recuperar selectivamente los metales que integran las baterías de ion-litio con el objetivo de que puedan ser reutilizados en procesos productivos. Han obtenido dos patentes y se realizaron publicaciones en revistas científica internacionales.

Respecto a los métodos de extracción que permiten el reciclado de metales estratégicos, trabajan sobre las baterías de ion-litio de dispositivos electrónicos y vehículos eléctricos. Una vez que las baterías terminan su ciclo de vida útil, pueden acumularse como residuos. “Si no se tratan adecuadamente, tienen metales como cobalto y níquel que pueden afectar al suelo y pasar a las napas freáticas”, explica Lucía Barbosa, doctora en química del INTEQUI. “Pero al mismo tiempo, son metales de interés y valor económico que conviene recuperar antes de que sean desechados, para recircularlos y que se incorporen en la cadena de valor”, completa. Y agrega que el litio que se recupera “no solo puede volver a usarse en baterías, sino también otras industrias, como la cerámica y del vidrio”.

Sus estudios avanzaron sobre un proceso de extracción y recuperación de litio (carbonato de litio) y de cobalto (óxido de cobalto) a partir de los componentes de baterías agotadas. “Este método, basado en un proceso de ‘carboreducción’, utiliza reactivos de bajo costo y se ha desarrollado a escala de laboratorio con pequeñas cantidades, por lo que faltaría probar su escalabilidad, primero, en una planta piloto para seguir avanzando”, expresa. Sin embargo, advierte que a una escala mayor se debería optimizar la cantidad de agua que se emplea para separar los dos compuestos.

En el INTEQUI realizan esta investigación sobre baterías de autos tipo LFP que, además de litio, tienen hierro y fósforo. Son dispositivos en desuso que la fabricante de vehículos eléctricos Coradir les provee a través de un convenio. “Ese tipo de baterías se pueden tratar sin problemas para separar y recuperar los distintos componentes, no solo litio. También hemos trabajado con baterías de celulares que estaban bastante dañadas y, aun así, pudimos separar el material catódico para recuperar litio y cobalto”. Este método es efectivo para recuperar los metales de baterías en cualquier estado, “aunque se justifica hacerlo cuando están agotadas”.

La comunidad local en perspectiva

El impacto de la minería en las comunidades locales se aborda desde diferentes disciplinas. En abril pasado, la doctora en ciencias biológicas Andrea Izquierdo, del Instituto Multidisciplinario de Biología Vegetal de la Universidad Nacional de Córdoba-Conicet, obtuvo el premio internacional “Frontiers Planet” del que participan científicos especializados en temas ambientales. Fue reconocida por una investigación que analiza cómo el conocimiento local y de los pueblos originarios puede integrarse y contribuir a los marcos globales de sustentabilidad que se consideran en los estudios de impacto ambiental para la extracción de litio.

A través de una metodología que combinó el relevamiento de bibliografía científica y encuestas a habitantes de localidades de Catamarca, Jujuy y Salta sobre sus saberes y valores, Izquierdo propuso una serie de indicadores para medir el impacto socio-ambiental de la minería que incorporan la perspectiva, conocimiento y preocupaciones de las poblaciones cercanas a los yacimientos.  

Desde otra disciplina, Mariano Novas, doctor en ciencia política del Instituto de Investigaciones Políticas de la Universidad Nacional de San Martín-Conicet, estudia los conflictos socio-ambientales, las políticas públicas vinculadas a los recursos naturales no renovables (como la minería metalífera y no metalífera), y los procesos de participación ciudadana. Esto, en el marco “del contexto más amplio de expansión global de las cadenas de suministro vinculadas al litio y al cobre, y una gran demanda industrial sobre estos insumos”, precisa Novas. “La Argentina tiene un rol preponderante en esa discusión porque posee grandes yacimientos de ambos minerales”, completa.

En particular, plantea que la irrupción del régimen del RIGI, con el esquema de estímulos a la actividad, “reconfiguró la gobernanza y se está yendo a una gran velocidad con la explotación de estos recursos”. Este escenario “abre una discusión en términos de qué sucede en las comunidades y las asambleas de vecinos, o cómo se van a gestionar los conflictos”, se pregunta. Y agrega que, mientras las inversiones se aceleran, “no hay tantas capacidades institucionales, o las instituciones no están avanzando a la misma velocidad para gobernar sus impactos en el territorio; es decir, cómo se van a extraer esos recursos y el impacto, por ejemplo, en la cantidad y calidad del recurso hídrico”.

Al respecto, enfatiza que las provincias están dando respuestas muy diferentes a estas cuestiones. Novas pone el acento sobre las debilidades que suelen tener dos aspectos clave: las audiencias públicas y el acceso a información sobre los estudios de impacto.

En el primer caso, destaca que las instancias de participación suelen ser tomadas como meros “actos administrativos”, donde las comunidades se enteran tarde y tienen muy poco tiempo –minutos- para intervenir. Además, la “calidad de esa conversación pública es muy baja, no es significativa”, sobre todo si se tiene en cuenta que el proyecto minero será su vecino por 30 años. “Debería haber un diálogo entre las partes sobre cuestiones como el empleo y su calidad, qué a va pasar con los proveedores, cómo afectará al agua, la infraestrucra. Hay un gran déficit, todavía, en la generación de consensos y en la construcción territorial”, indica Novas. “Y es un aspecto a mejorar”.

En el segundo caso, Novas apunta que la disponibilidad de la información sobre los estudios de impacto ambiental suele tener déficits. De su trabajo de campo surge que “los informes no siempre están accesibles, suelen ser extensos y complejos, o con información poco clara y sin explicar, con lo que se pone en duda que las comunidades que viven en el área de influencia los puedan comprender”. Además, “se suelen enterar tarde”.

El acceso al agua

El impacto en las comunidades locales y en los recursos hídricos que tienen las tecnologías y actividades económicas vinculadas a la transición energética, como la minería, es una de las líneas de trabajo del Grupo de Estudios e Investigaciones Socio-Ambientales (GEISA) del Instituto de Investigaciones en Energía No Convencional de la Universidad Nacional de Salta-Conicet, cuyo responsable es el doctor en Ciencias Ambientales Lucas Seghezzo.

Especialista en evaluación socio-ambiental y de sustentabilidad de los sistemas de gestión del agua, el año pasado Seghezzo publicó un artículo de investigación sobre el impacto de la extracción del litio en un ecosistema árido como el de la Puna utilizando indicadores de huella hídrica. “Se trata de una medida de la cantidad de agua que se utiliza en todo un proceso industrial o productivo por unidad de producto, tonelada, kilo, etc.”, define.

Mediante la aplicación de una compleja metodología, el objetivo fue estimar el consumo de agua dulce y de salmuera en dos grandes proyectos mineros de litio que emplean distintos métodos de extracción: evaporación convencional y extracción directa. Mientras en el primer caso se calculó un consumo total de 51 metros cúbicos (51.000 litros) de agua por tonelada de producto, en el segundo fue de 135,5 (135.500 litros). “Para dimensionar el impacto, el consumo de agua dulce en el primer caso equivale al consumo anual de más de 30.000 personas, que representa por ejemplo 15 veces la población de la localidad de Susques –describe Seghezzo-. El otro proyecto equivale al consumo de agua de una ciudad de 141.000 personas, que representa 70 veces la población de Antofagasta de la Sierra”.

“El uso del recurso hídrico tiene un equivalente poblacional alto. Y en un año seco puede llevarse toda la recarga de agua, que es la cantidad que ingresa en un ciclo determinado y desempeña funciones ecológicas importante”, observa el investigador. “Este tipo de comparaciones son interesantes para promover la discusión y darle al uso del agua la magnitud que realmente tiene –agrega-. La recomendación principal es que se tengan en cuenta estos indicadores y estudios con evidencia científica como una fuente de información para la toma de decisiones”.

El grupo que dirige Seghezzo también ha integrado un enfoque multidisciplinario para abordar el impacto social, en las comunidades locales, de las actividades extractivas vinculadas a la transición energética. Bajo esa perspectiva, en el GEISA se han desarrollado estudios etnográficos que incorporan la categoría de “justicia ambiental” para comprender no solo cuáles son las tensiones y las demandas –de empleo, reconocimiento, infraestructura, transparencia de la información y acceso al agua- de las comunidades, sino también las formas de participación y las estrategias de micro política que llevan adelante para incidir en la distribución de beneficios.

, Mariana Pernas

Federico Sbarbi Osuna asumió este lunes 3 de agosto como nuevo CEO de Coral Energía, la compañía del Grupo Corven dedicada al desarrollo, construcción y operación de activos de generación y almacenamiento de energía.

Su llegada se produce en un momento de expansión para la empresa, que proyecta ampliar su cartera de proyectos y alcanzar 1 GW de generación eléctrica hacia 2030.

Con una trayectoria de más de 25 años en el sector energético, Sbarbi Osuna tendrá a su cargo la conducción de la estrategia de crecimiento y consolidación de Coral Energía en el mercado argentino.

Entre sus principales desafíos estará acompañar el desarrollo de nuevos proyectos de generación renovable y almacenamiento, además de avanzar en la incorporación de nuevas fuentes de generación.

Una trayectoria vinculada a las renovables

Licenciado en Tecnología de la Información y con un MBA por la Universidad Austral, Sbarbi Osuna cuenta con experiencia en operaciones, desarrollo de negocios, estrategia corporativa y gestión de activos dentro del sector energético.

Antes de desembarcar en Coral Energía, se desempeñó como CEO de 360Energy, donde encabezó un proceso de crecimiento que permitió más que duplicar la capacidad instalada de la compañía en la Argentina y ampliar sus operaciones hacia otros mercados de la región.Previamente, desarrolló una trayectoria de más de dos décadas en Genneia.

Allí integró el Comité de Dirección y ocupó distintos cargos vinculados con Operaciones, Desarrollo Comercial y Estrategia, además de desempeñarse como COO.Su incorporación busca fortalecer la estructura de conducción de Coral Energía para acompañar una nueva etapa de crecimiento de la compañía.

Inversiones comprometidas por US$220 millones

Coral Energía cuenta actualmente con US$220 millones en inversiones comprometidas en distintos proyectos a nivel nacional y tiene como objetivo alcanzar 1 GW de generación eléctrica hacia 2030.La estrategia de expansión contempla el crecimiento de su cartera de proyectos renovables y de almacenamiento de energía, junto con la incursión en nuevas fuentes de generación.

La compañía busca ampliar su participación en el mercado energético argentino y desarrollar infraestructura que contribuya al abastecimiento energético y al crecimiento productivo de las regiones en las que tiene presencia.El almacenamiento aparece así como uno de los ejes de la estrategia de expansión de Coral, en un escenario en el que la incorporación de generación renovable plantea nuevos desafíos para la operación del sistema eléctrico y la gestión de la energía.

El desembarco de Coral EnergíaCoral Energía forma parte del Grupo Corven y está enfocada en el desarrollo, construcción y operación de activos de generación y almacenamiento de energía.La compañía fue creada con el objetivo de participar del proceso de transición energética en la Argentina y la región, combinando la capacidad de inversión y el respaldo industrial del grupo con el desarrollo de infraestructura energética.

Con la llegada de Sbarbi Osuna, la empresa apunta a profundizar esa estrategia y avanzar en una etapa de mayor escala, con el objetivo de ampliar su presencia en el sector y llevar su capacidad de generación hasta 1 GW durante los próximos cuatro años.

El desafío de consolidarse en el sector energético

El nuevo CEO asumirá la conducción de Coral Energía en un contexto de crecimiento de las inversiones vinculadas con la generación eléctrica y el almacenamiento en el país.Para la compañía, el desafío será transformar su cartera de proyectos en nueva infraestructura energética y avanzar en la concreción de las inversiones previstas, al tiempo que amplía su participación en distintas fuentes de generación.

La apuesta de Coral Energía es posicionarse como uno de los actores del sector energético argentino a partir de una combinación de generación renovable, almacenamiento y nuevos desarrollos, con una meta concreta: alcanzar 1 GW de capacidad hacia 2030.

, Redaccion EconoJournal

AES Argentina, uno de los principales inversores en negocios de largo plazo del sector eléctrico nacional con más de 30 años de operaciones en el país, anunció la emisión de Obligaciones Negociables por un valor nominal de hasta  US$ 30 millones, ampliable hasta los US$ 50 millones, con un plazo de 24 meses, amortización al vencimiento y tasa fija a definir. 

En concreto, el instrumento podrá licitarse mañana 4 de agosto entre las 10:00 y las 16:00 horas a través de diferentes agentes colocadores. Su liquidación, en tanto, está prevista para el 6 de agosto bajo la modalidad T+2. La organización y operación estará a cargo de Balanz Capital Valores.

Subsidiaria de The AES Corporation, AES Argentina cuenta con una capacidad instalada de 1.951 MW distribuida en activos tanto térmicos, como eólicos e hidroeléctricos. En suma, un 4,4% de la capacidad instalada total del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) argentino.

AES: ¿Qué características tendrá la emisión de Obligaciones Negociables?

De acuerdo con lo informado desde AES Argentina, la emisión de Obligaciones Negociables cuenta con una calificación AA según el FixScr y se regirá por ley argentina. Además: 

• ON: Serán denominadas, integradas y pagaderas en dólares MEP.
• Plazo estipulado: 24 meses.
• Tasa: Fija, a determinar mediante licitación con intereses pagaderos cada 6 meses.
• Modalidad de Pago: Bullet -o amortización americana- con devolución íntegra del capital al vencimiento. 
• Suscripción mínima: U$S 100.

Finalmente, AES Argentina informó que los fondos serán utilizados para realizar inversiones en activos y bienes de capital en el país y mejorar el perfil de vencimientos.

Actuarán como agentes colocadores: Banco de Galicia y Buenos Aires S.A.U.; Banco Santander Argentina S.A.; Macro Securities S.A.U.; Banco BBVA Argentina S.A.; Banco Patagonia S.A.; Allaria S.A.; Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A.U.; Petrini Valores S.A.; Invertir en Bolsa S.A.; Banco Supervielle S.A.; Latin Securities S.A.; Adcap Securities Argentina S.A.; Invertironline S.A.U.; Global Valores S.A.; Portfolio Personal Inversiones S.A.; Neix S.A.; y Facimex Valores S.A.

La nueva emisión de Obligaciones Negociables de AES Argentina se inscribe de forma directa en la tendencia actual del mercado de valores local en donde el sector energía lideró más de la mitad del financiamiento corporativo total del país.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno nacional volvió a realizar cambios en el capítulo de Ley de Tierras que integra la ley de Inviolabilidad de la Propiedad Privada que tratará este jueves en el Senado en su cruzada por obtener los votos que le faltan, tras frenéticas negociaciones durante el fin de semana. Los gobernadores serán, nuevamente, una de las llaves para destrabar el quórum y los apoyos en la Cámara Alta, pero quedaron en medio de fuertes presiones de quienes se oponen a habilitar una extranjerización ilimitada de los territorios.

El de Neuquén, Rolando Figueroa, salió este lunes a marcar una diferencia al anunciar un proyecto de ley que limitará la venta de tierras fiscales de la provincia a personas humanas o jurídicas argentinas. Lo hizo como una señal, principalmente, hacia organizaciones campesinas y mapuches que se habían mostrado en alerta frente al debate que se está dando en el Congreso Nacional.

Pero la posición que adoptará en el recinto la senadora de La Neuquinidad, Julieta Corroza, todavía no está tomada y, según pudo saber EN/CLAVE, se mantendrá reservada hasta conocer la versión final del proyecto.

La jefa de bloque de La Libertad Avanza, Patricia Bullrich, ya anunció que brindará una conferencia de prensa el martes acompañada por los senadores Nadia Márquez y Agustín Coto, presidentes de las comisiones de Asuntos Constitucionales y Legislación General del Senado, para explicar «puntualmente» la ley de Tierras.

Esta sería la versión 16 del dictamen que, a diferencia del último que se había difundido, volvería a imponer un límite para la extranjerización, aunque más elevado que el actual: pasaría del 15% al 25%, pero persisten dudas sobre si incluirá una distinción en cuanto a la distribución por departamentos.

El voto de Julieta Corroza

La posición del gobierno de Rolando Figueroa fue, desde el inicio, conservar el porcentaje límite sobre la superficie habilitada para vender a compradores extranjeros.

Como había contado EN/CLAVE, era uno de los puntos del dictamen del oficialismo sobre los que Corroza había pedido modificaciones y que no habían sido aceptados, a diferencia de lo que sí ocurrió con el pedido para mantener las restricciones sobre el uso de tierras afectadas por incendios forestales y el de quitar el capítulo que eliminaba el programa nacional de regularización de tierras en barrios de emergencia del Registro Nacional de Barrios Populares (Renabap).

La senadora sostuvo su reclamo en una reunión que hubi este fin de semana, de forma virtual, con Patricia Bullrich y el resto de los jefes de bloque y también habría sumado un pedido para que se delegue en las provincias la reglamentación respecto sobre la posibilidad de venta de tierras a manos extranjeras.

Figueroa y Corroza se vieron este lunes en Plottier, durante la inauguración de la primera de las diez nuevas escuelas técnicas que está construyendo la provincia. Pero, según afirmaron fuentes con acceso a ambos, no salió de ahí una decisión. «Rolo le dijo que esté tranquila y que, cuando el dictamen esté definido, se toma una decisión», plantearon.

Es cierto que también hay cierta molestia en la gestión con el gobierno nacional porque, en paralelo a la insistencia de La Libertad Avanza para que La Neuquinidad aporte su voto el jueves, persisten las críticas del senador Pablo Cervi sobre la administración de Figueroa.

El fin de semana difundió una opinión titulada «¿Estamos invirtiendo bien la renta petrolera de los neuquinos?» en la que criticó el uso de las regalías en la paritaria estatal y el aumento de la planta de empleados públicos.

Con el mismo legislador libertario se mantiene abierta una disputa por la secretaría de la comisión de Energía: el lugar todavía es reclamado por Corroza, quien tendría el aval del titular, el catamarqueño Flavio Fama, para asumir cuando se conforme el cuerpo, pero.

Extranjerización en Neuquén

Según los datos actualizados por Nación al 2025, Neuquén tiene un porcentaje de extranjerización del 5,5%, muy por debajo del límite actual del 15%. Sin embargo, si se analiza ese indicador por departamento, aparece Lácar, en el sur del territorio, con un 54,17%. El dato se ubica tercero a nivel país, solo detrás de General Lamadrid en La Rioja (56,7%) y San Carlos (59,82%) en Salta.

Son más de 257.000 hectáreas dentro del departamento que tiene como principales ciudades a Junín de los Andes y San Martín de los Andes, que convive con tierras pertenecientes a Parques Nacionales y donde, prácticamente, no hay tierras fiscales.

El último mapa actualizado de la situación dominial de la provincia marca que la mayoría de las tierras fiscales que tiene Neuquén están en los departamentos del norte, Minas, Chos Malal y Pehuenches, y en algunas regiones del centro.

Muchas de esas tierras rurales son utilizadas para los caminos de trashumancia que recorren los crianceros en cada temporada y por eso el gobierno de Figueroa presentó este lunes un proyecto en la Legislatura de la provincia que fija una suerte de «blindaje» para su venta.

El fin de semana, la senadora Julieta Corroza se había reunido con referentes de organizaciones campesinas y de comunidades mapuches que le habían planteado su preocupación frente a la posibilidad de que la ley nacional habilite la venta a extranjeros de esas tierras de veranada e invernada.

El texto ingresado por el gobierno modifica la ley de Tierras Fiscales de Neuquén y establece que la provincia «promoverá el cumplimiento de la función social de la tierra fiscal, mediante su arrendamiento y enajenación en forma progresiva y orgánica a favor de los auténticos trabajadores del campo». Pero, principalmente, indica que «solo podrán adjudicarse tierras fiscales en venta o en arrendamiento a personas humanas o jurídicas argentinas».

«La tierra de la provincia de Neuquén será para argentinos», buscó diferenciar Figueroa.

, Andrea Durán

Compañía Mega encara una nueva ampliación en su infraestructura para acompañar el desarrollo de Vaca Muerta, tras obtener el aval del Comité Evaluador para ingresar al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). La iniciativa, presentada en marzo, contempla un desembolso estimado de US$ 360 millones que permitirá incrementar un 27% su capacidad de producción de líquidos del gas natural (NGLs).

El proyecto resulta clave para la dinámica de la producción no convencional. La compañía, cuyos accionistas son YPF (38%), Petrobras (34%) y Dow (28%), opera desde el año 2001 mediante la separación y el fraccionamiento de sus componentes ricos.

Al procesar actualmente cerca del 40% del fluido que se extrae en la Cuenca Neuquina, la firma actúa como un habilitador para los desarrollos en Vaca Muerta, ya que la mayor capacidad de separación en origen y el aumento en el transporte permiten destrabar el procesamiento del gas asociado.

En términos operativos, las obras en marcha permitirán incorporar aproximadamente 1.500 toneladas diarias adicionales de NGLs, equivalentes a una producción incremental anual superior a las 500.000 toneladas. Esta escala reforzará la balanza comercial energética, dado que la iniciativa tendrá un perfil marcadamente exportador.

Se estima que cerca del 80% del volumen adicional se destinará a los mercados internacionales a través de envíos de propano, butano y gasolina natural, mientras que el 20% restante se volcará al mercado interno, fundamentalmente para asegurar el suministro de etano requerido por la industria petroquímica argentina.

«Esta aprobación constituye un paso estratégico para el desarrollo de infraestructura esencial para el crecimiento energético del país. Nos permite ampliar capacidades críticas para el procesamiento de líquidos asociados al gas natural (NGLs), acompañar el crecimiento de Vaca Muerta y fortalecer la contribución a la generación de divisas, el abastecimiento energético y el desarrollo industrial», afirmó Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega S.A.

El plan de obras se extiende hasta 2028

El plan de obras contempla un cronograma de ejecución progresivo que se extenderá hasta fines de 2028 e intervendrá instalaciones clave a lo largo de Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires, fortaleciendo el sistema integrado que une la cuenca con el nodo portuario de Bahía Blanca a través de un poliducto de 600 kilómetros.

En el extremo inicial de la cadena, en Loma La Lata, provincia de Neuquén, se realizarán ampliaciones y adecuaciones enfocadas en el Slug Catcher, tareas de debottlenecking para eliminar cuellos de botella operativos, la incorporación de un nuevo turbocompresor y la instalación de un nuevo recipiente a presión de NGLs.

En el tramo de transporte se levantarán dos nuevas estaciones de bombeo ubicadas en General Roca (PS3), Río Negro, y La Adela (PS4), La Pampa. Finalmente, en la planta fraccionadora ubicada en el complejo de Bahía Blanca, se sumará infraestructura de almacenamiento para los líquidos, adecuaciones en las redes eléctricas y mejoras clave en los sistemas de vapor y condensado.

Durante su desarrollo, la etapa de construcción generará picos de empleo de alrededor de 800 puestos de trabajo directos e indirectos vinculados a tareas de ingeniería, fabricación de equipos, logística, supervisión y servicios especializados.

A su vez, el proyecto prevé una participación de proveedores locales en las obras civiles, los montajes electromecánicos y los servicios industriales, consolidando el plan integral de expansión que la empresa lleva adelante para acompañar el volumen incremental de la producción nacional.

, Ignacio Ortiz

Desde mayo y hasta diciembre se realiza un importante dispositivo de traslado de componentes eólicos por rutas de la Provincia de Buenos Aires: palas, bujes y nacelles son llevados desde el Puerto de Bahía Blanca hacia Olavarría, donde se construye un parque eólico de 29 aerogeneradores y 180 megawatts (MW).

Desde que comenzó el desarrollo de la industria eólica en el sur y centro bonaerense hace casi una década, los operativos de transporte de componentes importados desde el puerto bahiense hacia distintos puntos de desarrollo eólico (Tornquist, Coronel Rosales, Tandil u otros) son conocidos por quienes atraviesan la zona por la magnitud y espectacularidad de la carga. Componentes blancos por toneladas, palas de más de 70 metros. Dispositivos que circulan en formación con coches guía y acompañamiento policial.

Según se informó desde Vialidad Nacional a EconoJournal, estos dispositivos arrancan en torno a las 8 de la mañana, dado que los vehículos con este tipo de cargas no pueden circular de noche y deben hacerlo con luz solar. Cada traslado es avisado con anticipación por las empresas especializadas en cargas sobredimensionadas: para cada tramo debe haber un permiso.

Una de ellas, CSM, empresa encargada de transportar bujes, nacelles y trenes de potencia desde Bahía Blanca a Olavarría, dijo a EconoJournal que ya se completó el traslado de componentes correspondientes a 10 de los 29 aerogeneradores y que dicho trabajo terminará a fin de año. En simultáneo, CSM también transporta palas hacia el parque eólico Vientos Bonaerenses en Tornquist, donde se realiza una ampliación. Las torres, por otra parte, son transportadas desde fábrica en Florencio Varela.

Las palas para el parque de Olavarría son trasladadas por otra empresa de carga sobredimensionada, Coamtra.

El carretón que transporta nacelles, explicó CSM, tiene cinco ejes, cada uno con ocho ruedas, lo que le permite llevar más peso, y un carro compensador que ayuda a distribuirlo. Para no dañar las rutas, Vialidad Nacional le exige no sobrepasar los límites de peso por eje. Las nacelles, además, tienen un voladizo: sobresalen del carretón.

Debido a todas estas particularidades, cada dispositivo de traslado por ruta Bahía Blanca-Olavarría es acompañado por Vialidad Provincial (la ruta 51 es bonaerense), policía y un coche guía de la propia empresa, que va por delante con señalamiento y limita los sobrepasos de otros vehículos.

¿Recorrido? Para el parque eólico de Olavarría, los carretones van desde el Puerto de Ingeniero White en Bahía Blanca, por la Ruta Nacional 252 hasta el cruce con la Ruta Nacional 3 Sur, para tomar luego la Ruta Provincial 51.

Tres buques con palas y componentes

Tres buques con componentes eólicos para el de Olavarría y otros parques arribaron entre mayo y julio de 2026 al puerto bahiense: el Star Dalmatia (+1000 toneladas), el Star Nordkapp (+6000 toneladas) y el Star Louisiana (+6000 toneladas), según datos brindados a EconoJournal por el Consorcio de Gestión del Puerto de Bahía Blanca.

¿Peso por pala? Aproximadamente 22.800 kilogramos. 

Proyecto eólico bajo RIGI en Olavarría

El Parque Eólico Olavarría es un desarrollo conjunto de PCR y Acindar Industria Argentina de Aceros S.A., del grupo ArcelorMittal, según confirmó la Corporación Financiera Internacional (IFC), del Grupo Banco Mundial, en un comunicado de marzo de este año, con un cierre de paquete de proyecto habilitado para iniciar construcción bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

El proyecto contempla la instalación de 29 aerogeneradores Vestas y una inversión total estimada en 275 millones de dólares para 180 megawatts (MW) de potencia instalada. Acindar, por su parte, comprará la energía renovable generada para avanzar en la descarbonización de su producción industrial.

El financiamiento se completó con un ingreso de FinDev Canada, que confirmó un préstamo de 30 millones de dólares a GEAR PEO, la sociedad vinculada a GEAR I S.A., de la que participan PCR y ArcelorMittal Acindar, destinado tanto a la construcción del parque como a la ampliación de la infraestructura de transmisión entre Olavarría y Ezeiza.

PCR señaló en un comunicado que se trata de la primera iniciativa de generación de energía renovable del país que incorpora infraestructura de transmisión financiada por el sector privado e integrada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

, María Eugenia Rodríguez

A nivel global, la energía nuclear se está reevaluando como una fuente de generación eléctrica que ofrece un suministro constante y libre de emisiones de carbono, complementando la intermitencia de las fuentes renovables. En este contexto, el gobierno argentino ha diseñado un plan para atraer inversión privada a su sector nuclear.

Argentina tiene una base sólida en este campo. Desde la creación de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) en 1950, el país ha desarrollado un ecosistema científico-industrial que incluye a la empresa de tecnología INVAP y a la operadora Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA).

Las tres centrales atómicas de nuestro país -Atucha I, Atucha II y Embalse- han aportado de forma consistentemente estable entre un 7% y un 8% de la energía eléctrica al Sistema Argentino de Interconexión.

El instrumento legal para este cambio es la Ley de Bases y Puntos de Partida (N° 27.742), que declara a NASA «sujeta a privatización», complementado por el Decreto 695/25 del Poder Ejecutivo Nacional y la Resolución 1751/25 del Ministerio de Economía de la Nación.

El esquema estipulado prevé la transferencia de hasta un 44% del paquete accionario de NASA al sector privado mediante un proceso de licitación pública, mientras el Estado Nacional conservará el 51% del capital social y los derechos de voto, asegurando el control en decisiones estratégicas.

Un camino de capitalizar los proyectos de infraestructura

El objetivo principal de esta capitalización es financiar proyectos de infraestructura considerados clave. En primer lugar, se busca asegurar los fondos para la obra de Extensión de Vida Útil de la Central Nuclear Atucha I, que ya cuenta con un grado de avance técnico superior al 50%.

En segundo lugar, se necesitan fondos para la ampliación del Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados (ASECG II) en Atucha II. Para un inversor, esto representa la entrada a un negocio que provee aproximadamente el 7% de la energía eléctrica del país, con demanda garantizada y un flujo de caja regulado.

Esta estrategia implica también un cambio de rumbo respecto a la administración anterior. Se cancelaron los acuerdos con la Corporación Nuclear Nacional de China (CNNC) para la construcción de una cuarta central, lo que detuvo los megaproyectos con financiamiento estatal.

La nueva política abre la oportunidad a que consorcios privados, principalmente de origen occidental, presenten propuestas basadas en otras tecnologías, como los reactores de agua ligera y uranio enriquecido.

Este giro local se alinea con una tendencia internacional marcada. En Estados Unidos, por ejemplo, el sector experimenta una demanda masiva de electricidad proveniente de los centros de datos de Inteligencia Artificial, lo que ha llevado a empresas como Microsoft a firmar contratos históricos para reabrir centrales cerradas, como Three Mile Island.

En paralelo, China lidera la expansión global de forma absoluta, con 61 reactores comerciales en operación y 39 en construcción, estimando que para 2050 la energía nuclear represente el 22% de su mix energético.

Proyectos locales en pausa e interés externo

En nuestro país, mientras proyectos de diseño propio como el reactor CAREM 25 mantienen sus obras civiles en pausa, las nuevas perspectivas de expansión se estructuran bajo un novedoso paradigma amparado en el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).

El foco comercial ya ha comenzado a materializarse con propuestas de corporaciones norteamericanas, como Nano Nuclear Energy, para inyectar capital en firmas estratégicas locales como Dioxitek, con el claro objetivo de optimizar el procesamiento doméstico de uranio y proyectar al país como un exportador confiable hacia el mercado estadounidense.

En conclusión, el gobierno ha establecido un marco legal para permitir la entrada de capital privado en la operación de las centrales nucleares. El fin es utilizar esos fondos para modernizar y extender la vida útil de la infraestructura existente, reorientando a su vez la estrategia de expansión futura hacia proveedores tecnológicos occidentales y un esquema de financiamiento corporativo.

La ejecución de este plan dependerá ahora de la apertura del proceso de licitación y del interés que demuestren los inversores.

*Socio en Brons & Salas

, Sebastián Álvarez *

Las pymes regionales elaboradoras de biodiésel, agrupadas en la Cámara de Empresas Pymes Regionales Elaboradoras de Biocombustibles (CEPREB), presentaron una propuesta alternativa al proyecto de ley oficial para fijar un esquema federal de reparto del corte obligatorio. La iniciativa busca elevar la mezcla y segmentar las cuotas entre productoras de menor escala, firmas no integradas y aceiteras exportadoras. Con este planteo, aseguran, se podrían resguardar las plantas de producción, y evitar la concentración del mercado sin oponerse al debate en el Congreso.

La entidad propuso elevar la mezcla obligatoria al 12,5% en lugar del 10% planteado por el Poder Ejecutivo, distribuyendo la cuota en un 5% para las 17 plantas pyme regionales, un 2,5% para las 8 compañías no integradas y el 5% restante para las grandes industrias aceiteras.

Tal como informó en EconoJournal, el avance de la ley de biocombustibles en el Senado reabrió la agenda legislativa del sector energético, por lo que las firmas de menor escala intentan consensuar modificaciones específicas en el texto antes de su eventual sanción.

El gobierno de Javier Milei pretende obtener la aprobación de un nuevo proyecto de ley que aumenta los cupos mínimos del biodiésel y bioetanol, desregula el mercado y establece un esquema basado en los precios de paridad de importación. Hay tres iniciativas diferentes que se debaten actualmente en comisiones, aunque la del oficialismo es la que cuenta con el aval para alcanzar el dictamen.

El planteo de la CEPREB apunta a resolver la asimetría de costos que enfrentan las unidades productivas del interior frente a los complejos integrados. Al abastecerse de materia prima a través de las mismas aceiteras con las que competirían en el mercado de combustibles, las pymes advierten que «una apertura del mercado sin cupos reservados y con la habilitación del coprocesamiento refinador desplazaría de forma inmediata a las plantas de menor escala«.

«La discusión no es contra nadie. Es a favor de que la ley respete la inversión de las pymes del interior del país y los puestos de trabajo que están en riesgo. El resultado de una buena ley lo define la escala, y ahí las plantas regionales pyme no tienen forma de competir con las plantas no integradas y con las aceiteras, que son las productoras de la materia prima: el aceite», señalaron en CEPREB.

La propuesta es un corte mayor y otra distribución

Actualmente, el segmento pyme cuenta con 25 instalaciones industriales ubicadas en Buenos Aires, Santa Fe, Entre Ríos, La Pampa y San Luis, que aportan 900.000 toneladas anuales para cubrir el cupo vigente del 7,5%. Al ser plantas diseñadas para escalas de hasta 50.000 toneladas por año, la falta de una cuota segmentada pondría en riesgo la continuidad de 10.000 puestos de trabajo directos e indirectos en localidades donde constituyen los principales empleadores industriales.

Para fundamentar la necesidad de este esquema, el sector toma como referencia un mecanismo de segmentación ya presente en el borrador del Poder Ejecutivo, con el resguardo otorgado al bioetanol de caña de azúcar frente al bioetanol de maíz. Las empresas argumentan que la preservación de la actividad industrial del norte del país responde a un criterio socioeconómico y territorial que resulta igualmente aplicable al entramado del biodiésel.

Según proyecciones de la CEPREB, «la suba del corte al 12,5% generaría un incremento de la demanda equivalente a 600.000 toneladas anuales. Esta expansión permitiría incorporar la producción del complejo exportador santafesino mediante el crecimiento del volumen del mercado», y evitaría la quita de cuotas o la paralización del volumen que procesan las plantas del resto de las provincias.

Adicionalmente, las plantas regionales traccionan una red agroindustrial aguas arriba que involucra a cerca de 400 pymes extrusoras de aceite de soja. Este esquema permite agregar valor a la producción agrícola en origen y consolidar redes de proveedores en las provincias. Por eso, insisten en que «los porcentajes de corte no son una concesión discrecional, sino que se otorgan a quien acredita el cumplimiento de los requisitos de inversión previstos por la normativa, con independencia de la escala o la estructura societaria de cada empresa».

Con este planteo, las pymes buscan acordar una mesa de trabajo en las comisiones del Senado para incorporar el esquema de reparto en el dictamen final. «El sector no busca bloquear una nueva ley, sino que ésta se construya con previsibilidad. La Ley 27.640 estableció ese marco: a quien invirtiera bajo sus condiciones se le garantizaba un porcentaje de corte y un período de recupero», aseguran.

, Ignacio Ortiz