El CEO y presidente de YPF, Horacio Marín, trazó un diagnóstico sobre el presente y el futuro de la petrolera. Uno de los ejes centrales de la exposición fue el desarrollo del Gas Natural Licuado (GNL). “No había GNL en la Argentina. Todas las empresas miraban iniciativas chiquitas. Llamé a los tiburones de la industria, como Galuccio, y me di cuenta que no se podía hacer un proyecto de LNG entre argentinos. El grande había que hacerlo con extranjeros, abriendo mercados”, explicó.

Marín destacó los acuerdos con ENI y Adnoc. “Vamos a exportar 15.000 millones de dólares por año. Y 2.500 millones con el proyecto de Southern Energy (SESA)”, detalló.

“Tenemos que hacer una infraestructura nunca vista. Hay que hacer un poliducto y una planta en Río Negro. Todo esto en cuatro años. Es terrible el trabajo que tenemos”, aseguró Marín.

Además, planteó que el esquema de financiamiento es el más importante de Latinoamérica, con un volumen estimado en 20.000 millones de dólares, y anticipó que para materializarlo enviarán varias propuestas para aplicar al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) en mayo y junio. «Agárrate con los RIGI que vamos a meter en mayo y junio”, aseveró.

El juicio por la expropiación de YPF

El CEO de YPF puso énfasis en el impacto del juicio internacional vinculado a la expropiación de la compañía. “Fue impresionante. Me habían dicho que si perdíamos el juicio con Burford iba a dejar de existir YPF. Había que analizar todo con mucho detalle. Es muy difícil lo que logró la República”, afirmó Marín, al referirse al litigio que enfrentó al país en tribunales internacionales, en la Expo EFI, que tuvo lugar este martes en Centro de Convenciones Buenos Aires.

Más allá del frente judicial, Marín planteó una visión ambiciosa para el sector energético argentino. “El objetivo de YPF es que la Argentina exporte más de 30.000 millones de dólares. La Argentina va a ser un exportador neto de gas y de petróleo. Ahora empezó el juego de la colaboración con la industria”, sostuvo.

El ejecutivo de le petrolera bajo control estatal vinculó el rumbo de la compañía con los lineamientos del gobierno de Javier Milei: “La idea es generar valor para los accionistas. Eso es lo que quería Milei. Hay que hacer un camino. Y ahí nació YPF 4X4. Somos un tractor con tracción en las 4 cubiertas. No me pongas una pared, porque la rompo”.

Producción récord y salto operativo

Marín aseguró que la compañía atraviesa un punto de inflexión productivo. “YPF está en el pico máximo operativo de toda su historia. En dos años nos vamos a ir del gráfico”, puntualizó. A su vez, indicó que en 2026 se superará el millón de barriles de producción de petróleo.

“El año pasado batimos récord de producción de petróleo y gas. Este año vamos a romper el millón de barriles. Es un círculo virtuoso”, explicó. También destacó el incremento de la actividad: “Este año vamos a tener 19 rigs, más del 50% más que el año pasado. Nos vamos a ir para arriba y no vamos a parar”.

Nuevos formatos y foco en el consumidor

Marín expuso que YPF avanza en una estrategia orientada al consumidor final. En esa línea, anunció innovaciones en servicios financieros y comercialización: “Queremos dar servicio a la gente. YPF es la argentinidad al palo. La gente va a poder comprar acciones con la aplicación”. También destacó el crecimiento del consumo nocturno, que aumentó un 48% el último año, y presentó nuevos formatos de estaciones de servicio.

Por un lado, YPF Black, orientado al segmento premium, con combustibles de alta gama, gastronomía de chefs reconocidos como Mauro Colagreco y alianzas con McDonald’s. “Queremos que entren a la estación de servicio y que haya productos premium”, señaló.

Por otro, el concepto Refiplus, de perfil low cost y autoservicio, que podría incorporar servicios complementarios: “Queremos ver si podemos poner un Farmacity y dar un servicio a la comunidad”.

, Loana Tejero

“El Ministerio de Economía informa que el Plan Nuclear anunciado por el Presidente de la Nación en diciembre del 2024, aún no entró en vigencia; se desarrolla bajo la órbita de la Subsecretaría de Política Nuclear. No obstante ello, la política nuclear del sector sigue siendo una prioridad en la agenda de esta gestión”, dice el informe presentado este miércoles en Diputados por el Jefe de Gabinete, Manuel Adorni, en la respuesta 343.

«La implementación de las políticas dirigidas al sector nuclear, debe analizarse en función de la consolidación institucional del sector y de la evolución de cada iniciativa en particular, considerando que las acciones y líneas de trabajo se realizan de manera progresiva«, aclara luego el texto.

En esa línea, el informe oficial destaca como “hitos relevantes” de gestión “la creación de la Secretaría de Asuntos Nucleares mediante el Decreto 866/2025, que permitió establecer una instancia de conducción estratégica específica” y “la designación de sus autoridades a través de los Decretos 875/2025 y 98/2026, lo que completa la estructura responsable de la coordinación de la política nuclear”.

Por último, se aclara que “se impulsan líneas de trabajo orientadas al desarrollo tecnológico, la evaluación de nuevos proyectos y la articulación de capacidades existentes, con el objetivo de fortalecer el posicionamiento del país en el mercado nuclear internacional”, sin dar ninguna precisión adicional al respecto.

El Plan Nuclear Argentino

El presidente Javier Milei presentó el Plan Nuclear el 20 de diciembre de 2024 en un acto en la Casa Rosada junto al titular del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), Rafael Grossi, y el entonces asesor presidencial Demian Reidel. Ese día se anunció también la creación del Consejo Nuclear Argentino, órgano presidido por Reidel e integrado por el Jefe de Gabinete, el ministro de Defensa y el titular de la CNEA. El gobierno nunca informó si ese Consejo se reunió alguna vez.

“El primer paso de este plan es la construcción de un reactor SMR (pequeño reactor modular, según su sigla en inglés) en el predio de Atucha, aunque la tecnología es nueva, gracias al estado avanzado de la ingeniería, el apoyo técnico de la OIEA y a la decisión política firme del presidente Milei, existe una amplia probabilidad de que la Argentina sea la primera nación en producir y comercializar este innovador modelo de reactor nuclear”, sostuvo Reidel ese día.

La construcción del reactor SMR forma parte de la primera de las tres fases del Plan Nuclear. “¿Qué es la fase 1 del Plan Nuclear Argentino? –explicó Reidel en el Rotary Club el 23 de abril de 2025, horas antes de asumir la presidencia de Nucleoeléctrica Argentina—Construir 4 módulos de 300 MW de potencia cada uno en el sitio de Atucha, que van a sumar 1.200 MW en ese lugar. Eso es casi 10% de la demanda energética de Argentina, es un montón, pero eso es solo la primera parte de la fase 1”, afirmó.  

“El deadline original para la construcción de estos reactores eran 5 años. La verdad es que hablé con muchos de los ingenieros que están involucrados, con la parte regulatoria, y dijeron que es absolutamente imposible hacerlo en 5 años, que no hay ninguna manera de hacerlo en 5 años. Yo la verdad que los escuché y ahora el deadline es de 4 años y medio. Como sigan jodiendo con que es imposible, vamos a seguir bajando. Mi objetivo de verdad es ganarle a ese deadline”, remarcó Reidel quien fue despedido de la presidencia de NASA en febrero de este año en medio de varias denuncias por corrupción.

En el informe enviado al Congreso se aclara que “no se inició la construcción del reactor modular pequeño en la central Atucha”. “En cuanto al grado de avance del consultado plan y como ya fuera precisado, el mismo no se encuentra vigente”, subraya el informe.

, Fernando Krakowiak

El consorcio integrado por la constructora italiana Sicim y su par local Víctor Contreras —que participan en una unión transitoria de empresas (UTE) con participaciones del 51% y 49%, respectivamente— está a un paso de adjudicarse la licitación para construir el primer gasoducto dedicado a la exportación de gas natural licuado (GNL) de la Argentina.

El consorcio presentó la oferta económica más competitiva para la construcción del ducto que conectará la cuenca Neuquina con el Golfo San Matías, en la costa de Río Negro, una obra clave para viabilizar el primer proyecto de exportación de GNL del país.

Tras varias semanas de negociaciones para cerrar los detalles finales y la letra chica del contrato con San Matías Pipeline —la sociedad creada por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Golar y Harbour Energy, accionistas a su vez de Southern Energy (SESA), la empresa madre que comercializará el fluido—, la adjudicación formal del proyecto, valuado en más de 500 millones de dólares, podría concretarse en las próximas horas, indicaron a EconoJournal fuentes privadas al tanto del avance de la iniciativa. La UTE Sicim-Víctor Contreras integró esta semana las garantías financieras y los avales bancarios para completar el proceso de licitación.  

Una carrera competitiva

En concreto, la oferta liderada por Sicim-Víctor Contreras habría desplazado a la UTE conformada por Techint Ingeniería y Construcción y Sacde, que contaba con una ventaja competitiva relevante: al estar a cargo de la construcción del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), el oleoducto de exportación de crudo que sigue prácticamente la misma traza que el gasoducto impulsado por SESA, contaba con sinergias logísticas para optimizar campamentos y compartir recursos operativos en el territorio.

También quedó relegado el consorcio integrado por la italiana Bonatti —que busca ingresar en la Argentina tras hacer pie en Chile y otros mercados de la región—, la estadounidense Pumpco, una de las principales constructoras de infraestructura de Oil&Gas de EE.UU., que es controlada por el grupo de los hermanos Jorge y Alejandro Mas, dueños del club Inter de Miami donde juega Lionel Messi, y Contreras Hermanos, una de las principales firmas del sector en el país. Y también otras constructoras nacionales como BTU, de la familia Mundin.

Una obra crítica para el esquema exportador

El proyecto contempla la construcción de un gasoducto dedicado exclusivamente a la evacuación de gas desde Vaca Muerta hacia la costa atlántica de Río Negro, donde se instalarán dos unidades flotantes de licuefacción.

La obra es un eslabón central dentro del esquema de Southern Energy, ya que permitirá abastecer las plantas flotantes de GNL y habilitar exportaciones a gran escala hacia Europa y otros mercados internacionales.

En ese sentido, los plazos de ejecución aparecen como un factor crítico: el ducto deberá estar operativo en línea con la instalación de la segunda unidad flotante (MK2), prevista para mediados de 2028, que permitirá escalar la capacidad de procesamiento hasta unos 27,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas.

Dentro del proceso de evaluación, el factor económico jugó un rol determinante. Para los accionistas del proyecto, seleccionar al contratista EPC más competitivo es clave en un negocio —como el del GNL— que presenta márgenes más ajustados que el segmento petrolero.

, Nicolas Gandini

Varios de los mayores operadores mineros del país advirtieron que la falta de infraestructura logística y energética se transformó en el principal obstáculo para el despegue de la actividad en la Argentina. La falta de redes ferroviarias, rutas y acceso a energía de escala se consolidó como el principal cuello de botella que puede demorar los proyectos millonarios anunciados en distintas regiones.

Este diagnóstico fue el eje central de la mesa minera en Expo EFI, donde los referentes del sector advirtieron que la Argentina está «llegando tarde» a la adecuación de su infraestructura. Participaron del panel Hernán Soneyro (Cantesur), Rolando Ortiz (Eramet Eramine), Nestor Aris (AbraSilver Resource), Norma Ramiro (Vicuña) y Francisco Poodts (Aldebaran Resources), con la moderación de la periodista Sofía Diamante.

Los especialistas coincidieron en que la magnitud de los proyectos actuales, especialmente en la zona cordillerana, hace que sea «prácticamente imposible» imaginar un desarrollo sostenible sin las obras prioritarias. Ante la falta de presupuesto público, la industria ya plantea esquemas de articulación donde los privados puedan adelantar obras a cambio de regalías, una medida de emergencia para evitar que el país pierda la el ritmo de desarrollo.

Soneyro puso el foco en la minería no metalífera, responsable de los áridos necesarios para la construcción, y alertó sobre el profundo déficit de infraestructura vial. «Australia y Estados Unidos, con una topografía similar a la nuestra, están arriba de los 30 kilómetros de rutas por cada mil habitantes, mientras que la Argentina no llega a cinco«, sentenció. Para el directivo, esta carencia limita el consumo interno de materiales clave, que en el país se ubica por debajo de una tonelada anual por habitante, frente a las más de seis toneladas del promedio mundial.

El empresario calificó a su actividad como «la minería de la puerta de casa, la ruta y el edificio», resaltando su carácter federal. Sin embargo, advirtió que el costo logístico distorsiona la competitividad del sector, ya que el valor de la piedra ronda los US$12, pero el transporte suele ser más oneroso que el producto mismo. Al respecto, fue categórico sobre la necesidad de dar señales claras: «Tenemos hambre y no podemos ponerle candados a la heladera; hay que dar certezas hacia afuera y hacia adentro de que esta es una de las industrias que nos va a sacar adelante».

La demanda de la minería metalífera y del litio

Desde la óptica del cobre, Norma Ramiro detalló la envergadura del Distrito Vicuña que prevé iniciar su construcción en 2027 con una inversión de US$7.000 millones en su primera etapa. La directiva explicó que la planificación debe ser precisa debido a la altitud y la naturaleza binacional de los yacimientos. «Josemaría está en condiciones de iniciar su construcción el año que viene, y se apunta a una vida útil de más de 70 años para Filo del Sol, pero para eso necesitamos una infraestructura que incluya desde energía hasta mineroductos para transportar el mineral hacia el Pacífico», describió.

Ramiro amplió la discusión hacia la «infraestructura del conocimiento», señalando que el desarrollo técnico es tan vital como el físico. «El desafío no es solo caminos y energía, sino también capacidades técnicas especializadas; necesitamos competencias actualizadas para una minería del siglo XXI automatizada», sostuvo. En ese sentido, propuso que la creación de centros de capacitación regionales sea una prioridad para que el impacto positivo de proyectos de gran escala se traduzca en empleo calificado para la zona.

Por su parte, Poodts describió el avance de Altar en San Juan, un proyecto de exploración avanzada que requiere una logística de gran escala. El ejecutivo fue insistente en señalar que la infraestructura ferroviaria es la única vía para movilizar los volúmenes previstos: «Pensar en un desarrollo del cobre sin trenes es prácticamente imposible por la magnitud de proyectos y, como industria, estamos a la expectativa de qué pasa con el Belgrano Cargas y el Tren San Martín«.

Ante el retraso en las obras estatales, Poodts planteó la necesidad de buscar alternativas de financiamiento que permitan acelerar los tiempos de construcción. «Ya estamos en etapas de construcción y la realidad es que estamos atrasados, por lo que habría que ver una articulación público-privada para que los privados avancen a cambio de regalías«, propuso. Para el directivo, «el cambio de paradigma es evidente y la minería se convirtió en una realidad que requiere soluciones urgentes».

La experiencia de la Puna minera

Ortiz analizó la complejidad del litio en Salta, cuya producción industrial en Centenario Ratones comenzó a mediados de 2025. El CFO explicó que la planta química requiere un movimiento logístico constante no solo para la exportación, sino para el ingreso de insumos críticos: «Se necesitan entre 4 y 5 toneladas de reactivos por cada tonelada de producto final». Esta dinámica que es similar para todas las empresas, según advirtió, «terminará por saturar las rutas actuales si no se mejora la conectividad con los puertos y se integra el sistema ferroviario».

El ejecutivo también destacó que el potencial de expansión de la compañía está ahora vinculado a las condiciones que ofrece el RIGI, aunque subrayó que la infraestructura sigue siendo una responsabilidad compartida. «El costo logístico es significativo y en otros países las minas están al borde del mar con puertos dedicados, pero aquí la inversión necesaria para desarrollarla corresponde a las instituciones públicas», afirmó Ortiz, enfatizando que la previsibilidad macroeconómica y jurídica es clave para consolidar estas inversiones de largo aliento.

Finalmente, Aris expuso la situación de Diablillos, un proyecto de oro y plata en Salta que busca optimizar conceptos geológicos para alcanzar la producción. El directivo señaló que la región se transformó en los últimos diez años por la llegada de empresas mineras, pero que el esfuerzo de mantenimiento quedó desproporcionadamente en manos del sector privado. «Hoy hay un mantenimiento del privado para circular por esos medios, es una acción que debería organizarse entre el privado y el público para tener mejores condiciones«, sugirió.

Para la representante de AbraSilver, el fortalecimiento de la exploración está dando resultados, pero el paso a la etapa de producción depende de la factibilidad técnica y ambiental en un entorno conectado. «La minería es el camino a un futuro más sustentable y el sector energético se va a basar en ella«, afirmó, tras recordar que todavía queda un enorme potencial por descubrir, dado que solo se exploró el 35% de la extensión territorial disponible.

, Ignacio Ortiz

Emiratos Árabes Unidos sacudió este martes el mapa del poder petroleo global con el anuncio de su salida de la Organización de Países Exportadores de Pétroleo (OPEP). El histórico club perderá a su miembro más relevante luego de Arabia Saudita, si se considera que son los miembros con las mayores capacidades ociosas de producción de petróleo crudo.

La salida de la OPEP, que será efectiva a partir del 1 de mayo, fue comunicada a través de la agencia oficial de noticias WAM. «Ha llegado el momento de centrar nuestros esfuerzos en lo que dicta nuestro interés nacional y en nuestro compromiso con nuestros inversores, clientes, socios y los mercados energéticos mundiales», reza el comunicado. El Estado árabe es el controlante de la petrolera estatal ADNOC, que ingresó el año pasado al proyecto Argentina LNG que lidera YPF.

La organización fue fundada en 1960 por Irak, Iran, Kuwait, Arabia Saudita y Venezuela para coordinar metas de producción y pujar con las grandes petroleras occidentales por la formación de los precios en el mercado internacional. Emiratos Árabes Unidos (EAU) se sumó en 1967 a través del Emirato de Abu Dabi y luego continuó siendo miembro tras la formación del país en 1971.

Según las últimas metas de producción anunciadas a comienzos de este mes, EAU se comprometió a un objetivo de producción de 3.477.000 de barriles por día, aunque el país cuenta con una capacidad de producción de al menos 4,8 millones de bpd.

Los motivos de Emiratos Árabes Unidos para dejar la OPEP

La salida de EAU es un golpe directo a la capacidad de la OPEP de influir en la formación de los precios internacionales del petróleo. Una capacidad de influencia que se erosionó en la última década tras el ingreso en escena del shale oil en los Estados Unidos.

La jugada también explicita la intención de incrementar significativamente su capacidad de producción, una postura que en los últimos años generó fricciones con Arabia Saudita al interior del cartel petrolero.

«Con una amplia y competitiva base de recursos, los EAU seguirán colaborando con sus socios para desarrollar dichos recursos, impulsando así el crecimiento económico y la diversificación», agrega el comunicado.

La discusión interna de los últimos años giraba en torno a las líneas base de producción, que sirven para establecer las cuotas de producción por país y fijar los aumentos o recortes en función de estas. La prioridad para EAU era incrementar su cuota de mercado.

En cambio, Arabia Saudita, el principal productor y exportador del grupo, presionaba para no volcar más producción al mercado, en pos de detener la baja de los precios, que se revirtió tras el estallido de la guerra en Medio Oriente.

La consultora Rystad Energy destacó que la salida de los Emiratos supone un golpe directo a la OPEP al perder a un miembro con una capacidad ociosa de producción muy relevante. «Una OPEP estructuralmente más débil, con menor capacidad de producción concentrada dentro del grupo, tendrá cada vez más dificultades para ajustar la oferta y estabilizar los precios», dijo la consultora en una nota difundida en la tarde del martes.

Rystad también señala que el movimiento puede responder a una intención de incrementar su cuota en un mercado global cuya demanda alcanzará eventualmente un techo y luego declinará.

«Los Emiratos Árabes Unidos, con una capacidad de producción de alrededor de 4,8 millones de barriles diarios y un margen considerable para aumentar la producción, están en una posición especialmente ventajosa para seguir una estrategia de este tipo fuera del grupo«, concluyó.

, Nicolás Deza

La petrolera Shell desembolsará más de US$ 16.000 millones para adquirir ARC Resources, una petrolera en Canadá que opera en la formación no convencional de Montney. La transacción le permitirá sumar reservas probadas de gas natural y una importante producción de líquidos en la costa oeste de Canadá, en donde ya tiene una participación en una terminal de exportación de GNL inaugurada en 2025.

La expansión de Shell en Canadá se inscribe en su estrategia global de inversiones para reforzar su liderazgo global en la producción y comercio de gas natural licuado. También supone un interés especial por activos con una salida directa por el océano Pacífico para atender los mercados en Asia, lo cual contrasta con la decisión el año pasado de no avanzar con la fase inicial del proyecto Argentina LNG.

Más allá de esa decisión, Shell ratificó a comienzos de año sus planes de desarrollo para continuar sus operaciones en Vaca Muerta, donde planea invertir este año unos US$ 700 millones tras inaugurar una planta de procesamiento de gas natural y petróleo en Bajada de Añelo, un bloque que comparte con YPF en un 50%.

Acuerdo millonario de Shell con una petrolera canadiense

La petrolera angloholandesa anunció este lunes un acuerdo por un valor de 16.400 millones de dólares para adquirir los activos de ARC Resources. La empresa reportó el año pasado una producción diaria de 374.000 barriles equivalentes de petróleo por día (BOEPD), de los cuales un 40% correspondió a líquidos asociados al gas natural.

“Esto consolida a Canadá como un territorio clave para Shell, al tiempo que impulsa nuestra estrategia de ofrecer más valor con menos emisiones”, dijo el CEO de Shell, Wael Sawan. La transacción se concretará en la segunda mitad de este año.

Las operaciones de upstream de ARC Resources se concentran en Montney, una formación de shale que se extiende entre las provincias de Columbia Británica y Alberta. Shell actualmente posee el yacimiento Groundbirch en Columbia Británica y el proyecto Gold Creek en Alberta.

La transacción generará sinergias con las actuales operaciones de Shell en Canadá, al combinar los aproximadamente 440.000 acres netos ya posee en Montney con los más de 1,5 millones de acres netos de ARC Resources. De esta forma, Shell añadirá aproximadamente 2000 millones de barriles de reservas probadas y probables equivalentes de petróleo.

Exportación de GNL desde Canadá

La petrolera internacional tiene una participación en la terminal de licuefacción y exportación LNG Canadá, proyecto al que suministra con gas desde Groundbirch. «Las reservas probadas y probables de gas de ARC tienen el potencial de respaldar el crecimiento de Shell en GNL en Canadá«, destacó la empresa.

LNG Canada es la primera terminal de exportación de GNL de Canadá. La planta realizó su primera exportación de gas natural licuado en junio del año pasado. La instalación cuenta con dos trenes de licuefacción en operación y con una capacidad global de producción de 14 millones de toneladas por año (MTPA).

Shell tiene como socios en LNG Canada a Petronas, PetroChina, Mitsubishi y la surcoreana KOGAS. La joint venture podría tomar este año una decisión final de inversión (FID) para una segunda fase que permitirá duplicar la capacidad actual de producción de GNL para el 2030.

Los movimientos de Shell son consistentes con su estrategia de incrementar las ventas de GNL entre un 4 y 5% por año hasta 2030. La petrolera proyecta que la demanda mundial de gas natural licuado aumentará en torno a un 60% para 2040, impulsada en gran medida por el crecimiento económico en Asia, la reducción de emisiones en la industria pesada y el transporte, así como por el impacto de la inteligencia artificial.

, Nicolás Deza

La industria del gas y petróleo en el país ajusta su ritmo de inversión a la volatilidad del mercado global, bajo la premisa de que las condiciones de competitividad las fija el escenario externo. El desarrollo de proyectos de escala en los que están embarcadas las principales operadoras de Vaca Muerta tiene un horizonte de oportunidad hasta la futura, pero segura, caída de las cotizaciones internacionales. En este contexto, la estrategia de las operadoras es utilizar el actual período de precios favorables y acelerar el desarrollo de los recursos.

Durante la mesa energética de la Expo EFI, los directivos Maximiliano Westen (YPF), Hernán Andonegui (Pluspetrol), Fausto Caretta (Pan American Energy) y Pablo Ferrero (MSU Energy), con la moderación de Nicolás Gandini, director de EconoJournal, coincidieron en que la ventana de oportunidad actual permite adelantar inversiones para blindar el flujo de caja futuro. Según los expositores, el objetivo es evitar que la producción local quede en «offside» frente a competidores actualmente más eficientes cuando el ciclo de precios altos se revierta.

Maximiliano Westen, Vicepresidente de Estrategia, Desarrollo de Negocios y Control de YPF, señaló que «en un modelo exportador las reglas de juego dependen de un mercado externo caracterizado por su volatilidad«. En ese sentido, explicó que estar atento a las oportunidades es determinante para no quedar en «offside» ante las oscilaciones de los valores internacionales, por lo que la prioridad es consolidar la infraestructura y las eficiencias antes de escalar los niveles de actividad.

«Si hay algo que sabemos es que el precio va a volver a caer cuando haya cierta coordinación geopolítica en el mundo y tenemos que asegurarle al accionista la capacidad de entregar valor en esos escenarios de precios más bajos», afirmó respecto a la necesidad de operar con un lifting cost de US$40 a US$ 45 por barril.

Sobre la evolución operativa, el directivo destacó que «el plan 4×4 se consolidó como una marca de gestión a dos años de su lanzamiento, enfocada en delinear y ejecutar metas claras para poner en valor la roca de Vaca Muerta«. Westen detalló que los resultados actuales responden a un manejo activo del portfolio y a la decisión de concentrar esfuerzos en los activos más rentables para ganar competitividad global. «Tuvimos que elegir dónde podíamos ser eficientes y competitivos para dejar lugar a que otras compañías puedan hacerlo en una gran transformación», sostuvo en relación a la desinversión en cuencas donde la firma no hacía foco.

En cuanto a los proyectos de escala, Westen presentó al oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (Vmos) como el principal ejemplo de desarrollo colaborativo con el resto de la industria para garantizar una salida hacia el océano Atlántico. Esta obra de US$3.600 millones registra un avance superior al 60% y prevé iniciar sus exportaciones a finales de este año, con una capacidad que escalará de 180.000 a 550.000 barriles diarios hacia fines de 2027. El sistema, que es expandible hasta los 700.000 barriles, se complementa con el proyecto de Gas Natural Licuado (GNL), donde la compañía proyecta una inversión de US$20.000 millones en infraestructura para convertir el gas en un commodity global.

Resiliencia operativa en un mercado global

Hernán Andonegui, gerente de Operaciones de Pluspetrol, detalló que la compañía se encuentra en una etapa de consolidación de su cartera tras la adquisición de activos estratégicos a ExxonMobil finales de 2024. Según el directivo, la puesta en valor de áreas como Bajo del Choique-La Invernada permite proyectar un crecimiento sostenido basado en recursos que compiten en productividad con los mejores yacimientos de Estados Unidos. «Es un momento de desarrollo de mucha confianza -dijo-, ya es más que optimismo, es certeza de la productividad que nos permitió pasar de una producción de 5.000 barriles inicial a 30.000 barriles en apenas un año«.

Respecto a la volatilidad del mercado, Andonegui hizo hincapié en que «la eficiencia debe ser el eje de toda la cadena de valor para absorber los vaivenes de los precios internacionales«. Explicó que, «debido a los tiempos lógicos entre la perforación y la puesta en producción, la industria debe estar preparada para escenarios de bajas cotizaciones». Asimismo, destacó que este desarrollo debe ir acompañado de una mejora en la conectividad logística y en las condiciones de las comunidades, citando acuerdos de colaboración con la provincia del Neuquén para fortalecer zonas como Rincón de los Sauces.

Fausto Caretta, director general de Upstream de Pan American Energy (PAE), centró su análisis en la oportunidad de transformar el gas de Vaca Muerta en un commodity global a través del Gas Natural Licuado (GNL). Advirtió que, «al ingresar al mercado internacional, la Argentina se enfrenta a un entorno abierto donde debe competir directamente con el productor más eficiente del mundo, que es Estados Unidos«. En este sentido, Caretta resaltó que «el marco normativo del RIGI aportó la seguridad jurídica necesaria para avanzar en proyectos de largo plazo que permitan vender la molécula de gas en condiciones competitivas».

Sobre los hitos del proyecto Southern Energy (SESA), el ejecutivo destacó la incorporación de socios internacionales como Golar y la firma del primer contrato para el 80% de la capacidad del primer barco hacia finales de 2027. «Es un hito histórico para el país, no solo para los socios, va a ser la primera exportación de GNL de la Argentina«, afirmó, proyectando un escenario donde «el país podría situarse entre los cinco mayores exportadores mundiales para el año 2030». Caretta subrayó que la demanda global de GNL tiene una visibilidad de hasta 40 años, lo que garantiza un mercado sostenido para el recurso local.

Finalmente, Pablo Ferrero, director ejecutivo de MSU Energy, analizó el proceso de desregulación iniciado para que los servicios eléctricos comiencen a reflejar los costos reales del sistema. Según Ferrero, «el desarrollo de Vaca Muerta genera un efecto virtuoso en el sector eléctrico, ya que gran parte de la generación termoeléctrica argentina se sustenta en el gas natural«. Esta disponibilidad de recurso «facilita, además, el crecimiento de las energías renovables, dado que no es posible expandir estos parques sin un respaldo firme de generación térmica que garantice la estabilidad del sistema».

El directivo también advirtió sobre la urgencia de invertir en infraestructura de transmisión para que los recursos lleguen efectivamente a los centros de consumo. Ferrero explicó que «las líneas de alta tensión son fundamentales para convertir los centros de generación en polos de desarrollo productivo, complementándose con tecnologías de rapidez como las baterías para resolver nodos críticos«. En ese sentido remarcó que el soporte de potencia firme sigue dependiendo del sistema termoeléctrico ante los picos de demanda.

, Ignacio Ortiz

Finalmente, el consorcio integrado por Genneia y Edison Energía resultó ganador de la licitación nacional e internacional de la parte accionaria del Estado de la sociedad controlante de Transener, la empresa encargada de operar la mayor parte de la red troncal de transporte eléctrico en alta tensión del país.

Tal y como anticipó EconoJournal, la oferta de Genneia y Edison Energía -USD 356.174.811,78- superó a la de los otros dos candidatos que habían alcanzado la etapa económica del proceso de privatización: Central Puerto S.A y Edenor S.A. y se queda con el total de la participación accionaria del Gobierno en CITELEC S.A. la sociedad controlante de Transener. El otro 50% de la empresa está en manos de Pampa Energía, el holding liderado por Marcelo Mindlin.

Según consigna el gobierno en su página oficial, la adjudicación está prevista para el mes próximo, tal y como lo establece el cronograma oportunamente detallado dentro del proceso de privatización de activos y actividades de Energía Argentina S.A. (ENARSA).

El rol clave de Transener en el sistema eléctrico nacional

Transener tiene un rol clave dentro del funcionamiento eléctrico nacional. En efecto, administra más de 12.600 kilómetros de líneas en 500 kV que recorren el país desde Jujuy hasta Santa Cruz, en la práctica, la mayor parte de la red troncal de transporte eléctrico en alta tensión del país.

La venta de sus activos resultó una de las prioridades del programa de privatizaciones del Gobierno no solo desde lo estructural, sino además, desde lo financiero ya que de acuerdo con los últimos balances, la compañía presenta utilidades anuales superiores a los 200 millones de dólares.

A pesar de las expectativas de la administración de Javier Milei, el atractivo de Transener no fue suficiente como para que en el proceso se sumaran capitales de inversión extranjeros.

Para Genneia, el pliego ganado implica el ingreso de un nuevo vertical de negocios en el segmento del transporte eléctrico, mientras que para el holding Edison Energía representa la consolidación de su crecimiento en el sector eléctrico donde ya cuenta con activos de peso.

, Lorena Alem

El ministro de Economía, Luis Caputo, destacó este martes que la Argentina se encamina a niveles récord de exportaciones, apalancadas por la energía y la minería. En la apertura de la Expo EFI, en la ciudad de Buenos Aires, el funcionario estimó una balanza energética acumulada para la próxima década con exportaciones de US$350.000 millones en energía y otros US$160.000 millones en minería, sectores que calificó como los motores del superávit estructural que mantendrá el país.

«Estamos en niveles récord de exportaciones en cantidades. Por primera vez vamos a estar llegando o acercándonos a los US$100.000 millones de exportaciones», afirmó Caputo. Para el ministro, esta cifra es una «muestra contundente de que el debate sobre el tipo de cambio es secundario» frente a la creación de condiciones para el desarrollo privado.

En ese sentido, destacó que el programa económico resistió un «shock interno brutal de dolarización y una suba externa de combustibles del 60% que en otro momento hubiera sido suficiente para desestabilizar cualquier gobierno» en la Argentina.

Otro eje central de la presentación fue el impacto del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) en la balanza de divisas. Caputo reveló que actualmente existen 36 proyectos presentados por un total de US$95.000 millones. «Dentro de las próximas semanas van a estar entrando 7 u 8 proyectos más por hasta US$40.000 millones adicionales, donde la mayoría se van a concentrar en el upstream«, precisó el titular de Hacienda.

Con un marcado optimismo sobre los compromisos de inversión que viene presentando el sector energético y su impacto en la macroeconomía, Caputo subrayó que la maduración de estas inversiones es acelerada: «Un pozo en desarrollarse tarda 6 a 8 meses y en menos de un año ya están generando dólares».

Las cifras «impactantes» de la energía y la minería

En cuanto al sector hidrocarburífero, el ministro presentó cifras que describió como «impactantes» para los próximos diez años. «Solamente en energía, de este año a 2035, prevemos un superávit de US$350.000 millones, y ese número está totalmente subestimado y va a ser mucho más alto«, vaticinó.

La minería también fue señalada como otro pilar para el ingreso de divisas y el fortalecimiento de las reservas del Banco Central. «En minería van a ser unos US$160.000 millones de superávit. Entre ambos sectores hay casi un Producto Bruto Interno por los próximos 10 años, son 50.000 millones adicionales por año de exportaciones», detalló el ministro ante el auditorio del Centro de Convenciones porteño.

«Hay que tomar conciencia de los números que son conservadores», pidió el ministro. Esta transformación marca un cambio de era para el sector, tras décadas de déficit: «Importamos US$30.000 millones entre 2013 y 2023, y ahora vamos a ser exportadores netos porque dimos previsibilidad y señales de precios«.

«En este contexto, el Banco Central esta teniendo que comprar dólares para sostenerlo en pleno shock externo y la tasa bajando 15 puntos porcentuales. Teníamos un escenario de compras moderado de US$7.000 millones objetivo conservador, y US$17.000 millones más optimistas y hoy estamos por arriba consecuencia de las inversiones en minería y energía principalmente«, aseguró.

Según su visión, este fenómeno responde a un cambio de modelo, ya que «la roca de Vaca Muerta siempre estuvo ahí, las montañas son las mismas, pero ahora se ofrecen las señales necesarias» para que el capital de riesgo se radique en el país.

La estabilidad monetaria y su relación con la consolidación de la macroeconomía

Respecto a la consolidación de la macroeconomía, Caputo vinculó directamente el éxito de estas inversiones y exportaciones con la estabilidad monetaria. «El Banco Central tiene que comprar divisas todos los días para defender el valor del dólar y que el peso no se aprecie más, porque esto no pasó nunca«, explicó para graficar la robustez del programa.

A pesar de reconocer indicadores negativos en el inicio del año por la caída de la demanda de dinero, aseguró que «la recaudación ya empieza a crecer» y que «los indicadores de marzo muestran signos positivos en sectores antes retrasados como la industria y la construcción«.

El plan oficial también contempla una fuerte inyección de fondos a través de desestatizaciones en el corto plazo. «Esperamos ingresos por US$2.000 millones antes de fin de año por privatizaciones y concesiones«, adelantó Caputo.

La lista de activos incluye empresas estratégicas para el sector energético y logístico como Transener, las centrales térmicas Manuel Belgrano y San Martín bajo control de Enarsa, y la segunda etapa de concesiones hidroeléctricas, además de otras firmas como Belgrano Cargas, Intercargo, AySA y la Casa de la Moneda.

Sobre el mercado de trabajo, el funcionario buscó relativizar las cifras de desempleo al diferenciar la situación del sector formal e informal. «Se habla mucho del nivel de empleo, que no cayó, sino que cayó el nivel de empleo registrado«, analizó, y defendió la ley de modernización laboral como una herramienta clave para revertir esta tendencia. «La realidad es que se crearon más de 100.000 puestos en el sector informal, pero la cantidad de empleo subió», remarcó para sostener su visión optimista sobre la recuperación económica.

Caputo también se refirió a la dinámica de precios y la tasa de interés como señales de recuperación de la confianza en la moneda local. «Cuando la tasa de interés baja y el tipo de cambio se aprecia, es muestra de que se está recuperando la demanda de dinero», sostuvo. Aunque admitió un pico inflacionario en marzo debido a factores estacionales y al shock externo, fue tajante en su pronóstico: «El proceso de desinflación se va a retomar tras un pico de marzo, pero esperamos que abril retome a la baja».

Finalmente, el ministro proyectó un escenario de mayor competitividad para el final del mandato en 2027. Según su esquema, «el modelo apunta a que los ciudadanos accedan a una mayor cantidad de bienes de mejor calidad y menor precio». Para lograrlo, enfatizó la necesidad de un esfuerzo compartido entre el sector público y el privado: «Desde lo público necesitamos seguir bajando impuestos, regulaciones y la logística, y se necesita invertir y competir desde el sector privado«.

, Ignacio Ortiz

El gobierno abrirá este martes por la mañana los sobres con las ofertas económicas de la licitación para privatizar el 50% de Citelec, la sociedad controlante de Transener, que está en manos de Enarsa. El otro 50% de Citelec está controlado por Pampa Energía, el holding que lidera Marcelo Mindlin.

Según un relevamiento realizado por EconoJournal en base a diversas fuentes del sector eléctrico, la oferta mejor posicionada —y que aparece como principal candidata a adjudicarse el proceso— sería la del consorcio integrado en partes iguales por Edison Energía y Genneia. Así lo indicaron a este medio tres encumbrados directivos de compañías eléctricas sin contacto entre sí.

La propuesta económica de Edison-Genneia habría dejado atrás a las otras dos ofertas presentadas por Central Puerto, la mayor generadora de energía del país, y Edenor, la principal distribuidora del mercado local.

La confirmación oficial, sin embargo, se conocerá este martes a las 10, cuando se abran los sobres con las ofertas económicas en una de las privatizaciones más relevantes que está llevando adelante el gobierno de Javier Milei en el área energética.

Apuesta por un nuevo vertical en energía eléctrica

De confirmarse este escenario, el holding Edison Energía —creado el año pasado por los hermanos Juan y Patricio Neuss— consolidaría su crecimiento en el sector eléctrico, donde ya controla activos importantes. Entre ellos se destacan participaciones en transportistas como Litsa, distribuidoras provinciales como Edersa en Río Negro y las represas hidroeléctricas Alicurá y Planicie Banderita, que fueron adjudicadas a fines del año pasado en el proceso de reconcesión impulsado por el gobierno de La Libertad Avanza (LLA).

El holding está integrado además por empresarios con presencia en el mercado local como Guillermo Stanley, Federico Salvai y Carlos Giovanelli —vinculados al grupo Inverlat—, junto con Rubén Cherñajovsky y Luis Galli.

Su socio en la operación es Genneia, presidida por Jorge Brito —principal accionista del Banco Macro—, que hoy es la mayor generadora de energía renovable del país. La eventual adjudicación le permitiría a Genneia avanzar en el desarrollo de un nuevo vertical de negocios en el segmento de transporte eléctrico, un eslabón estratégico del sistema que requiere fuertes inversiones para ampliar las redes de media y alta tensión.

Ese segmento es hoy uno de los principales cuellos de botella que enfrenta hoy el sector para incorporar nueva generación de energía.

Transener, un activo estratégico

Transener es la empresa encargada de operar la mayor parte de la red troncal de transporte eléctrico en alta tensión del país.

Desde el punto de vista financiero, la compañía presenta indicadores sólidos, con un EBITDA superior a los 200 millones de dólares anuales, lo que la posiciona como un activo atractivo dentro del proceso de privatización impulsado por el Gobierno.

, Nicolas Gandini

El gobierno nacional define los últimos detalles del pliego de la licitación pública nacional e internacional para las obras de ampliación del sistema de transporte eléctrico del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), la zona de mayor consumo de energía del país y donde las redes están saturadas. Fuentes oficiales y del sector eléctrico afirmaron a EconoJournal que el pliego se conocerá en los próximos días. Se trata de la primera de tres convocatorias que el gobierno tiene previsto lanzar este año para expandir el sistema de transporte eléctrico en el país.

La primera licitación será para la obra AMBA I, una línea de alta tensión de 500 kilovoltios (Kv) y de alrededor de 500 kilómetros de extensión con nuevas plantas transformadoras que unirá las localidades de Plomer (oeste del conurbano bonaerense) y Vivoratá (cerca de Mar del Plata) en la provincia de Buenos Aires y que permitirá reforzar el mallado que rodea a la zona donde se consume el 40% de energía del país.

La obra demandará una inversión alrededor de US$ 1.100 millones. La intención del gobierno es que la convocatoria salga cuanto antes para que el proceso de adjudicación del ganador de la compulsa finalice en el último trimestre del año.

Ampliación del sistema de transporte

En paralelo, este año el gobierno de Javier Milei también tiene previsto que se avance con dos licitaciones más que permitirán ampliar el sistema de transporte eléctrico en el país: la primera corresponde a la Línea de 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins (700 km), un corredor que permitirá la evacuación de más generación que se pueda instalar en la región Cuyo y parte de la generación de Comahue. La segunda es la Línea de 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca (760 km), que mejorará la conexión entre la Patagonia y el sistema troncal.

Las tres obras forman parte del Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico que estableció el gobierno a través de la resolución 311 de la Secretaría de Energía del año pasado.

AMBA I es un proyecto de infraestructura eléctrica prioritario que está planificado por el Estado desde hace varios años. El gobierno de Mauricio Macri no lo pudo concretar bajo el esquema Participación Público-Privada (PPP). Tampoco pudo hacer la obra el gobierno de Alberto Fernández, que intentó realizarla con financiamiento de China.

Cuáles son los puntos centrales del pliego AMBA I

En primer lugar, AMBA I no se hará bajo el formato de obra pública, el esquema del Estado más utilizado para este tipo de obras de infraestructura, en el cual el proyecto lo realiza un privado pero se financia con fondos del presupuesto público. Mediante este mecanismo, el privado no explota ni obtiene ingresos por el uso de la línea de alta tensión.

En cambio, el gobierno nacional eligió el esquema de licitación donde el privado financia la totalidad de la obra por adelantado a través de la modalidad de concesión, ya sea con capital propio, emisión de deuda o financiamiento bancario.

Una vez que AMBA I esté concluida, el privado comenzará a recuperar la inversión a través de una tarifa especial que abonará el usuario. Como está previsto que no todos los usuarios abonen esta tarifa, será Cammesa, empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), la encargada de determinar el universo de usuarios que en cada caso la page.

La oferta que resulte ganadora de la compulsa será para construir, mantener y explotar la línea de alta tensión AMBA I. En la actualidad, casi el 90% de la operación de las líneas de alta tensión del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) están a cargo de Transener, cuya participación estatal a través de Enarsa el gobierno está privatizando.

Según fuentes consultadas por EconoJournal, el pliego de la licitación para AMBA I será por un contrato de concesión por 30 años y contará con una garantía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), un aspecto relevante para los privados ante el riesgo de un cambio de escenario de la economía argentina o la posibilidad de un futuro congelamiento o atraso de tarifas.

Además, la entidad financiera ya prestó apoyo técnico a la Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, realizando un sondeo de mercado para evaluar la percepción de riesgo y validar el interés del sector privado en AMBA I.

Las mismas fuentes indicaron que el gobierno descartó fragmentar la obra, es decir, que haya varias licitaciones con ofertas que construyan tramos más cortos, como se contempló en algún momento. En otras palabras, la licitación pública para construir AMBA I va a ser una sola y el pliego cubrirá la obra completa.

El gobierno de Javier Milei demoró más de dos años en encontrar el instrumento acorde para concretar las ampliaciones de la infraestructura eléctrica. Incluso, en diciembre de 2024 se había anunciado la creación de un cargo fijo en las facturas de electricidad de todos los usuarios del país para financiar AMBA I, pero finalmente esta idea no prosperó. La iniciativa la impulsaba el Ministerio de Economía, pero el sector del gobierno que responde al asesor presidencial Santiago Caputo no habilitó esta modalidad.

, Roberto Bellato

Camuzzi Gas Inversora y el gigante neerlandés Vitol anunciaron este lunes la firma de un Memorando de Entendimiento (MoU) orientado al desarrollo de un acuerdo de compra de producción (offtake) y una posible participación accionaria en LNG del Plata. El proyecto, controlado actualmente en su totalidad por Camuzzi, busca consolidar una infraestructura clave en el Puerto de La Plata para la exportación de gas natural licuado (GNL).

El acuerdo con Vitol, uno de los mayores traders de energía a nivel global, otorga al proyecto un respaldo comercial clave, ya que la firma podría adquirir hasta el 100% de la producción mediante un contrato de offtake de largo plazo. Además, se informó que Vitol evaluará integrarse como socio estratégico a través de una inversión accionaria directa en la nueva sociedad exportadora.

La iniciativa, anunciada en diciembre en ocasión del Energy Day de EconoJournal, contempla una inversión total estimada en US$3.900 millones a lo largo de los próximos 20 años. El cronograma trazado por la compañía prevé que las obras preliminares comiencen durante el transcurso de este año, con el objetivo de alcanzar la operación comercial hacia los inicios de 2028.

Desde el punto de vista técnico, LNG del Plata se apalanca en el excedente estacional de gas natural proveniente de Vaca Muerta, utilizando la capacidad ociosa del sistema de transporte durante los meses de verano. El plan incluye la instalación de un barco de licuefacción y una plataforma offshore frente a las costas de Ensenada, conectada mediante un ducto submarino de aproximadamente 10 kilómetros.

Cómo es el proyecto LNG del Plata

Una vez que la planta alcance su fase operativa, se estima una capacidad nominal de al menos 2,4 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL. Este volumen equivale al procesamiento de unos 9 millones de metros cúbicos diarios de gas natural, lo que permitiría a la Argentina posicionarse como un proveedor diversificado en el mercado internacional.

Alejandro Macfarlane, presidente de Camuzzi Gas Inversora S.A., destacó que este paso es fundamental para la integración de la Argentina al mercado global de GNL. Según el directivo, el objetivo es «desarrollar una infraestructura competitiva, generar valor sostenible, atraer inversiones y contribuir a la seguridad energética tanto a nivel local como internacional«.

Por su parte, Pablo Galante Escobar, Head of LNG de Vitol, subrayó el rol relevante que tendrá la Argentina en la demanda global gracias a sus abundantes reservas de gas. «Nos entusiasma trabajar junto a Camuzzi para avanzar en este proyecto estratégico«, afirmó el ejecutivo, cuya compañía reportó ingresos superiores a los US$340.000 millones en 2025.

El proyecto LNG del Plata se enfoca en el mercado externo, aunque su diseño permite una operación dual que podría reforzar el suministro interno. Durante los meses de invierno, el esquema contempla la posibilidad de liberar gas hacia la red nacional o incluso revertir el flujo para inyectar GNL al sistema en el nodo crítico del Gran Buenos Aires.

La concreción de esta mega inversión se encuentra sujeta a la obtención de las aprobaciones regulatorias correspondientes. En este sentido, la empresa ya manifestó su intención de solicitar el ingreso al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) para asegurar la previsibilidad jurídica y fiscal necesaria para un desarrollo de estas características.

Con esta alianza, Camuzzi acelera su transformación de distribuidora a nuevo actor en el upstream y la exportación de energía. El respaldo de Vitol, que el año pasado entregó 23 millones de toneladas de GNL en todo el mundo, fortalece la viabilidad financiera y logística de una de las apuestas en marcha para monetizar los recursos de la Cuenca Neuquina.

Camuzzi es la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina en términos de volumen, magnitud de la infraestructura y dimensión geográfica, cubriendo el 45% del país en dos regiones contiguas. Opera un sistema de gasoductos de transporte y redes de distribución de 56.000 km lineales y abastece a 2 millones de usuarios de Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Chubut, Río Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego.

, Ignacio Ortiz

Hoy Vaca Muerta es una operación industrial de escala, cientos de pozos en producción simultánea y equipos trabajando en múltiples locaciones con una cadena logística y operativa que no se detiene. En ese contexto, la digitalización avanzó al ritmo que exigía la complejidad de sensores industriales, sistemas de telemetría, plataformas de monitoreo y redes de comunicación que hoy generan un volumen de información sin precedentes en la historia del sector en Argentina.

Pero esa madurez tecnológica trajo consigo una paradoja que la industria todavía está procesando: más datos no equivalen, necesariamente, a mejores decisiones. El problema que define la próxima etapa de Vaca Muerta no es la captura de información, sino su interpretación en tiempo real.

De la exploración a la operación industrial

Durante el desarrollo inicial de la cuenca, el foco estaba en el subsuelo: entender la geología, validar la productividad de las formaciones y reducir la incertidumbre exploratoria. A medida que Vaca Muerta consolidó su perfil como cuenca de producción no convencional a escala industrial, la complejidad migró hacia la superficie, y hoy el desafío está en operar con eficiencia un sistema de alta densidad donde la velocidad de decisión importa tanto como la calidad del dato.

Un operador en sala de control de un pad activo puede tener frente a él múltiples dashboards con cientos de variables actualizándose en tiempo real, es decir que la información está ahí, disponible, técnicamente accesible. Y sin embargo, la decisión tarda, o se toma con datos que ya tienen horas de antigüedad porque el proceso de consolidación y análisis no opera a la misma velocidad que la operación, y este es el núcleo del problema: falta capacidad de decidir con ella, eso responde a tres factores que se retroalimentan.

• El primero es el ruido: cuando todo genera datos, es difícil distinguir lo urgente de lo relevante, lo relevante de lo accesorio.
• El segundo es la falta de priorización inteligente: las alertas se acumulan sin discriminar criticidad, generando fatiga operativa y respuestas demoradas.
• Por último la latencia, no solo técnica sino interpretativa: el dato llega, pero el contexto para entenderlo no siempre está disponible en el mismo momento.

El efecto concreto es que muchas decisiones operativas siguen basándose en reportes históricos, en la experiencia acumulada del operador o en criterios que no incorporan la totalidad de las variables disponibles. La brecha entre el dato generado y la acción tomada sigue siendo, en muchos casos, más amplia de lo que la tecnología disponible permitiría.

El concepto que empieza a ganar terreno en los equipos más avanzados de la cuenca es el de interpretación en tiempo real, ya que ahora no alcanza con visualizar lo que está pasando: hace falta un sistema que ayude a entender por qué está sucediendo, qué tan crítico es y qué acción tiene sentido en ese momento. Eso implica pasar de dashboards estáticos a entornos donde la información ya viene procesada con contexto, donde la correlación entre variables se hace automáticamente y donde la reducción de ruido no depende del criterio individual de quien está frente a la pantalla.

Teracloud y el diseño de soluciones orientadas a la decisión

En ese espacio es donde empieza a tomar relevancia el trabajo de Teracloud como AWS Advanced Tier Partner, dentro del sector energético; viene participando en proyectos vinculados a la arquitectura de datos en entornos operativos complejos, con foco en reducir la distancia entre lo que ocurre en campo y la capacidad de respuesta. El punto de partida es la integración: unificar fuentes heterogéneas como sistemas legacy, telemetría industrial y herramientas de gestión en una arquitectura única sobre AWS, eliminando la dependencia de consolidaciones manuales y reportes diferidos.

Sobre esa base, la propuesta evoluciona hacia algo cualitativamente distinto al monitoreo tradicional. Los dashboards potenciados con inteligencia artificial que desarrolla Teracloud no funcionan como una capa adicional de visualización, sino como un mecanismo para ordenar la operación en tiempo real: priorizan eventos por criticidad, correlacionan variables de distintas fuentes y presentan la información con el contexto necesario para actuar sin tener que navegar múltiples sistemas en paralelo.

A eso se suma la incorporación de interfaces de consulta con IA generativa, que representan un cambio más profundo en la forma en que los equipos operativos interactúan con sus datos. En lugar de interpretar gráficos o consolidar reportes, el operador puede formular preguntas directas sobre el estado de la operación y recibir respuestas sintetizadas en lenguaje natural, en tiempo real, con trazabilidad sobre las fuentes que las respaldan. Es una capa de inteligencia que no reemplaza el criterio del operador, sino que le da insumos más precisos para ejercerlo.

El resultado no es más información. Es la información correcta, en el momento correcto, con el contexto necesario para actuar. Para una cuenca como Vaca Muerta, donde cada hora de tiempo muerto tiene impacto directo en los costos y en la eficiencia operativa, esa capacidad empieza a ser una ventaja concreta y medible.

, Redaccion EconoJournal

San Juan será nuevamente el epicentro de la industria minera argentina del 6 al 8 de mayo de 2026, con la realización de la 11° edición de la Expo San Juan Minera, organizada por Panorama Minero y con el Gobierno de San Juan como partner institucional.

El evento exhibe una escala creciente y una convocatoria consolidada: más de 18.000 m² de exposición total, con 13.208 m² destinados a stands e islas comerciales, 422 expositores, más de 80 auspiciantes y más de 500 empresas participantes, incluyendo compañías mineras, proveedores y actores estratégicos. A la fecha, se registran 15.000 asistentes acreditados y participación confirmada de delegaciones de más de 20 países.

La magnitud de la convocatoria también se refleja en la logística: la capacidad aérea y hotelera de la provincia se encuentra prácticamente colmada para las fechas del evento, con asistentes que estarán llegando incluso desde provincias vecinas. “Este comportamiento refuerza el carácter federal de la Expo y su capacidad de movilización a nivel regional, con San Juan como la región protagonista de la actualidad minera argentina”, indicaron desde la organización.

Una plataforma integral: negocios, inversión y articulación sectorial

La Expo se desarrollará en el predio del Estadio del Bicentenario, con el Velódromo Vicente Chancay como eje de conferencias y actividades institucionales, junto a espacios complementarios para exposiciones, networking y reuniones de negocio.

El evento integrará exhibición industrial y comercial, agenda ejecutiva y conferencias estratégicas, espacios de vinculación empresarial, jornadas técnicas y formación profesional, y actividades abiertas a la comunidad. Además, más de 30 empresas proveedoras locales participan en la operación del evento, reforzando el entramado productivo regional: “Todos los proveedores son sanjuaninos, con los que hemos estado trabajando codo a codo en estos últimos dos años para llevar lo mejor de la minería a la comunidad y partes interesadas”, indicaron.

Día 1: el cobre como eje estratégico de la agenda

La jornada inaugural tendrá como actividad central el Argentina Cobre – Sessions, un bloque ejecutivo que reunirá a las principales compañías y referentes del sector. El programa abordará el estado de los proyectos cupríferos, las condiciones de inversión y financiamiento, los requerimientos de infraestructura y el posicionamiento internacional de Argentina.

Participarán referentes como Michael Meding (Los Azules – McEwen Copper), Javier Robeto (Altar), Ron Hochstein y José Morea (Vicuña Corp.), Martín Pérez de Solay (Glencore Argentina), Federico Elewaut (Presidente de Citigroup), Sonia Delgado (Challenger Gold); y Fernando Brun (Secretaría de Relaciones Económicas Internacionales), entre otros. Además, las jornadas del Argentina Cobre estarán iniciadas por el ministro de Minería de San Juan, Juan Pablo Perea, quien ahondará en el estado de situación de la minería provincial, y de Gustavo Fernández, ministro de la Producción, profundizando en la Zona Franca de Jáchal y los beneficios previstos con este nuevo desarrollo.

El cierre de la jornada incluirá el corte de cintas oficial, el recorrido institucional encabezado por el Gobernador de San Juan, Marcelo Orrego, y el cóctel inaugural, junto al Gobierno provincial, la Cámara Minera de San Juan y Panorama Minero.

Como agregado, se realizará un toque de campana simbólico junto al Toronto Stock Exchange, apoyado por Banco San Juan, el Gobierno de San Juan y Panorama Minero, cuya filmación será transmitida en vivo durante la apertura del mercado del 7 de mayo, en consonancia con el Día de la Minería.

Día 2: Día de la Minería y consolidación de la Mesa Federal Minera

El 7 de mayo será el eje político e institucional del evento, con la celebración del Día de la Minería y la realización de uno de los principales hitos de esta edición: la Mesa Federal Minera. Este espacio reunirá a más de 10 gobernadores de provincias mineras e industriales, junto a altos funcionarios del Gobierno nacional, entre ellos Karina Milei y Diego Santilli, además de referentes empresariales e institucionales.

La instancia estará orientada a fortalecer la articulación entre minería e industria, consolidar una agenda federal de desarrollo y promover condiciones para que el crecimiento del sector tenga mayor impacto en el entramado productivo nacional. Tras la Mesa, las principales autoridades participantes encabezarán el Acto por el Día de la Minería, instancia central del evento donde se abordarán los ejes estratégicos que marcarán la próxima etapa de la industria en Argentina.

Agenda técnica, formación y vinculación

A lo largo de las tres jornadas, la Expo incluirá una agenda técnica y formativa con foco en capacidades, innovación y empleo. Entre las principales actividades se destacan el bloque Demand & Contracting Outlook, orientado a prioridades de abastecimiento de los proyectos mineros, las Jornadas Técnicas de Ingeniería de Minas y Geología Aplicada, el Foro de Perforistas, el Ciclo Alemania enfocado en tecnología e integración industrial, y el programa 24 Horas de Ingenio en la Minería, dirigido a estudiantes.

También se desarrollará la Sala de Emprendedores y Productores Regionales, con participación de iniciativas locales vinculadas a la cadena de valor.

Acceso y participación

La Expo San Juan Minera 2026 será de acceso libre y gratuito para la comunidad, con acreditación previa. Registro y agenda completa: www.exposanjuan.com.ar

Una exposición, toda la minería

Con una propuesta que integra escala, contenido y actores clave, la Expo San Juan Minera 2026 se consolida como un espacio central para la industria, en un contexto donde el cobre, la inversión y la coordinación federal marcan el rumbo económico y de desarrollo en la Argentina.

, Redaccion EconoJournal

El Gobierno nacional implementó una actualización estructural en la asistencia energética con la puesta en marcha del Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF). Esta nueva plataforma centraliza la gestión de los beneficios e incluye a los usuarios del servicio eléctrico, gas por redes y gas envasado o garrafas.

En el último caso, los usuarios de Gas licuado de petróleo (GLP) deben reinscribirse de forma obigatoria para dar continuidad al beneficio del antiguo Programa Hogar.

La reinscripción debe realizarse incluso cuando en los hechos el subsidio del Programa Hogar estaba discontinuado desde hace exactamente un año -abril de 2025-. La exigencia tiene un por qué: El Estado dispuso que la validación de datos se realice de forma digital, cruzando información de ingresos y patrimonio para determinar la elegibilidad de los solicitantes en un contexto de segmentación más rigurosa.

Cómo inscribirse al nuevo Registro de Subsidios Energéticos Focalizados

A partir de la creación del Régimen de Subsidios Focalizados, y en lo que respecta en este caso al gas, la asistencia queda reservada estrictamente a hogares sin conexión a la red. Al mismo tiempo, el sistema fija un umbral de ingresos y elimina intermediaciones a partir de la digitalización del beneficio.

• ¿Cómo acceder al formulario?

El acceso para completar el formulario del nuevo Registro de Subsidios se realiza a través de una plataforma digital oficial de subsidios: argentina.gob.ar/subsidios. Allí y únicamente de manera digital, el sistema solicitará los datos necesarios para la carga de datos personales, del hogar y de la situación económica de quien solicite el beneficio.

• ¿Qué documentación es necesario presentar?

Para iniciar el trámite, el interesado debe contar con el último ejemplar de su DNI y el número de CUIL de todos los convivientes mayores de 18 años.

• ¿Qué requisitos son necesarios para aplicar al Registro de Subsidios Energéticos Focalizados?

En términos de solvencia, el requisito principal establece que el ingreso total del hogar debe ser inferior al valor de tres Canastas Básicas Totales (CBT). Además, resulta indispensable poseer una cuenta activa y validada en la plataforma Mi Argentina, ya que funciona como la llave de acceso única para el inicio de la gestión en el sitio oficial.

Según consigna el Enargas desde su sitio oficial, también podrán aplicar para recibir el subsidio aquellos hogares que incluyan al menos un integrante que cuente con:

1. Certificado Único de Discapacidad (CUD), -en este caso, la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación evaluará de qué forma el CUD implica necesidad de ayuda económica para el pago de los servicios energéticos-.
2. Certificado de Vivienda Familiar expedido por el ReNaBaP.
3. Pensión Vitalicia a Veteranos de Guerra del Atlántico Sur.

• ¿Cómo se realiza el proceso de carga de datos?

El proceso de carga de datos en la web se divide en módulos que abarcan desde la declaración de los integrantes del hogar hasta la situación patrimonial del grupo. Es fundamental que el solicitante detalle con precisión su ubicación geográfica ya que el sistema está diseñado para validar automáticamente si el domicilio cuenta con acceso a la red de gas natural.

En caso de que no exista infraestructura de red en la zona, el formulario habilita la opción específica para el subsidio de gas envasado, cumpliendo así con el criterio de servicio focalizado.

• ¿Para qué sirve el número de gestión?

Una vez concluída la carga de datos, el sistema genera un número de gestión que sirve como comprobante y herramienta de seguimiento. Si la solicitud es aprobada, el beneficio se acredita mediante transferencias o descuentos en medios de pago virtuales vinculados a la cuenta del titular.

Este esquema busca agilizar la liquidación de los fondos y reducir la intermediación, asegurando que la asistencia financiera llegue de forma directa a los sectores que carecen de servicios básicos de red. Sin embargo, presenta un flanco sensible: no todos los usuarios tienen conectividad o saben cómo manejarse en plataformas digitales.

• ¿Qué hacer si no se dispone conectividad?

Frente a posibles dificultades técnicas o falta de conectividad, las autoridades habilitaron canales de soporte específicos. El Centro de Atención Telefónica de Energía atiende consultas en el 0800-222-7376, de 8 a 20 horas, orientando a los usuarios sobre la opción correspondiente al Programa Hogar. También se pueden realizar consultas en la web www.argentina.gob.ar/subsidios/consultas

, Redacción EconoJournal

Enarsa publicó este viernes a última hora un primer tender (pliego licitatorio) para la compra de tres cargamentos de gas natural licuado (GNL), con entrega prevista para la segunda quincena de mayo.

La empresa estatal avanzó así con la contratación directa de los volúmenes necesarios para garantizar el abastecimiento de gas en el mercado interno de cara al inicio del período invernal.

La decisión era esperada en el sector, luego de que esta semana el Gobierno oficializara que desistía de contratar un agregador comercial privado que, por primera vez en casi dos décadas, se hiciera cargo de la importación y comercialización del GNL requerido durante los meses de mayor consumo.

GNL: ventanas de entrega y plazos ajustados

De la convocatoria publicada se desprende que los proveedores interesados deberán presentar sus ofertas el miércoles, con entregas previstas en tres ventanas: el 20 o 21; el 25 o 26 y, por último, el 31 de mayo.

La principal incógnita pasa por el costo que deberá convalidar la empresa estatal para acceder a esos cargamentos. Hasta el momento, el único cargamento adjudicado para mayo se cerró con una prima particularmente competitiva: inferior a los 30 centavos de dólar por millón de BTU —ofrecida por Naturgy, paradójicamente la misma compañía que había resultado ganadora en la licitación por el agregador comercial, que finalmente fue descartada por el Ejecutivo—.

Sin embargo, en el mercado consideran poco probable que ese nivel de precio se repita en este nuevo tender, principalmente por los ajustados plazos de entrega. El primer cargamento deberá entregarse apenas 20 días después de su adjudicación, lo que podría encarecer las condiciones comerciales.

Calendario de compras

Más allá de este primer proceso, en el sector anticipan que, una vez adjudicados estos tres cargamentos, Enarsa avanzará rápidamente con nuevas licitaciones de GNL para cubrir la demanda de los meses más críticos del invierno.

Habitualmente, la empresa estatal adquiere entre cuatro y seis cargamentos mensuales durante junio y julio, el período de mayor exigencia para el sistema gasífero por las bajas temperaturas.

En ese sentido, el resultado de este tender funcionará como referencia para medir el nivel de precios que deberá convalidar el Gobierno en el mercado internacional.

Con esa información, se espera que la compañía —que conduce Tristán Socas, asesor del equipo de Santiago Caputo— avance con un calendario de compras más agresivo para asegurar el suministro durante el trimestre más desafiante del año en términos de abastecimiento de gas.

, Nicolas Gandini

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, vinculó la eficiencia operativa del sector energético con la eliminación de las intervenciones estatales. «Si hay subsidios no hay productividad», sostuvo durante su discurso en el «V Simposio de Exploración y Producción de Recursos No Convencionales de la SPE», en la ciudad de Neuquén. En ese sentido, hizo especial hincapié en la importancia de reconocer el esquema de costos del sector para viabilidad su desarrollo.

Al analizar el potencial de la cuenca neuquina frente a sus competidores globales, Marín destacó la calidad del recurso pero advirtió sobre la necesidad de optimizar la gestión. «Vaca Muerta es mejor que cualquiera de los shales de Estados Unidos y la mezcla entre regalías, impuestos y demás hoy hace que los economics de una y otra sean muy parecidos», explicó y profundizó luego en la idea de trabajar sobre la eficiencia como una constante para no perder terreno.

Respecto a la evolución del sector en la Argentina, Marín ensayó una crítica sobre el funcionamiento del sistema en las últimas décadas. «La Argentina tiene una industria que fue bastante improductiva toda su historia, pero que nadie se sienta que lo estoy puteando, estoy diciendo que el sistema hacía que la productividad no fuera importante», señaló el titular de la petrolera, diferenciando la responsabilidad de los trabajadores de la inercia que generaba el esquema de incentivos previo.

En ese tramo de su discurso, el presidente de YPF abordó la relación con los sindicatos y buscó despejar decisiones vinculadas a la eficiencia operativa. «Cuando uno habla con los gremios piensan que lo que estoy diciendo es que voy a echar gente, y eso es un error nuestro que asumíamos que la productividad tenía que ver con el número de empleados, puede tener que ver, pero no es condición necesaria y suficiente», argumentó ante el auditorio.

En ese sentido, el directivo resaltó el cambio de tendencia en la balanza energética y el nuevo rol de la Argentina como proveedor global. «Tenemos en Vaca Muerta un activo que es world class, nuestros productos van al mundo y para que sigan yendo al mundo se terminó el subsidio; si hay subsidio no hay actividad y lo muestra la producción histórica de YPF y la realidad», sentenció Marín, tras recordar que el año pasado se batió el récord histórico de producción de petróleo y gas.

El proyecto de GNL y la aceleración ante el contexto global

En otro tramo de la charla Marín afirmó que la coyuntura geopolítica global aceleró los plazos previstos para el salto de escala de la cuenca neuquina con el proyecto Argentina LNG. “Lo que generó la guerra de Medio Oriente es que se va a adelantar la expansión al 2027”, afirmó Marín.

«En este momento hay en Buenos Aires 50 extranjeros entre ENI y Adnoc viendo los documentos para salir rápidamente con el FID” del proyecto exportador de GNL que se conoce como Argentina LNG, lo que marca el ritmo de trabajo para concretar la inversión. Esta aceleración en los plazos se encuentra alineada con lo que está ocurriendo globalmente y el renovado interés en el país.

Marin recordó que Claudio Descalzi, “el CEO de ENI, declaró hace 48 horas que lo más importante para 2026 es el FID en la Argentina y estoy seguro que lo vamos a lograr”, en una ratificación de confianza que posiciona al proyecto como una prioridad global para la operadora italiana. Fue en ese sentido que afirmó que “Lo que generó la guerra de Medio Oriente es que se va a adelantar la expansión al 2027” del proyecto.

Respecto a la exploración de fronteras no convencionales fuera de Neuquén, Marín se refirió al potencial de Palermo Aike en Santa Cruz, aunque con cautela respecto a su dimensión frente a la cuenca neuquina. Confirmó que este año se realizará un pozo para evaluar la continuidad del proyecto tal el compormiso tomado con la provincia.

“Si da bien va a ser muy bueno para la Argentina, para la cuenca austral, para Santa Cruz especialmente. En el caso de YPF, en nuestro portfolio de recursos pueden ser 800 pozos, en otro lado tenemos 16.000”, diferenció en referencia a sus activos en Vaca Muerta.

El ejecutivo expresó un marcado optimismo sobre el futuro del offshore en el Atlántico, comparando el potencial geológico con los hallazgos en Namibia y Guyana. Ratificó el acuerdo con Eni para perforar a finales de 2027 o principios de 2028 en áreas de aguas profundas.

Marín concluyó que, si se confirman estas proyecciones y se mantiene el ritmo en el no convencional, la Argentina experimentará un cambio radical: “Argentina, si es con Vaca Muerta, puede llegar a ser una producción de un 1,8 millones de barriles”.

Según Marín, el crecimiento de YPF en los próximos años se va de escala

Ante un auditorio técnico especializado, Marín trazó un panorama de crecimiento exponencial para la compañía y la industria energética local, en un discurso centrado en la eficiencia operativa y la apertura de mercados internacionales. “Estamos en el pico histórico de YPF y en los próximos tres años se va de escala; habría que ir dos veces a lo que produce hoy”, explicó Marín, quien además proyectó un horizonte exportador de unos US$45.000 millones anuales hacia inicios de la próxima década.

En términos de rentabilidad y gestión, el CEO destacó que «la empresa YPF registró el año pasado el tercer Ebitda más grande de su historia, a pesar de los desafíos que implicó el inicio de la salida de los campos convencionales y el precio del petróleo a la baja».

Para el ejercicio actual, las expectativas son aún superiores debido a la mejora en los indicadores de producción. Según precisó, la compañía logró números sólidos en el último período: “Subimos 42% la producción de Vaca Muerta, bajamos 45% los costos operativos”.

Uno de los pilares de esta estrategia es el desarrollo de infraestructura crítica para eliminar las restricciones de transporte de crudo. En este sentido, Marín puso el foco en el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). “El VMOS saca el cuello de botella para una producción que vamos a batir este año: el millón de barriles por primera vez en la historia”, anunció. Además, remarcó la importancia de la eficiencia en el segmento del refino, donde la operatividad de las plantas alcanzó niveles cercanos al 99% de su capacidad nominal.

Finalmente, y para sostener la competitividad de Vaca Muerta, la compañía implementó un agresivo plan de reducción de costos unitarios y mejora en la velocidad de perforación, que aumentó un 66% desde enero de 2023. Marín enfatizó la necesidad de transparentar las licitaciones para terminar con ineficiencias históricas del sistema.

“Tenés que licitar y salir de los oligopolios y ahora estamos yendo por los materiales, no puede ser que haya costos unitarios zoológicos, merecemos tener el costo correcto”, sentenció.

, Ignacio Ortiz

El Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE) fue creado por la Ley de Bases en julio de 2024. El decreto 452/25 de julio del año pasado constituyó formalmente al organismo y fijó un plazo de 180 días corridos para que comience a trabajar. El directorio debería haber estado en funciones antes del 31 de diciembre, pero eso no ocurrió. Las nuevas autoridades fueron elegidas, pero aún resta su oficialización. A fines de año el gobierno dejó trascender que el ente iba a estar operativo en marzo y ahora sostienen que podría ser en mayo, una vez que se cumpla el plazo que tiene el Congreso para emitir opinión.

La convocatoria para integrar el directorio del ente se efectivizó el 13 de octubre con la publicación de la resolución 388/25 en el Boletín Oficial. El comité evaluador recién se oficializó el pasado 19 de noviembre a través de la resolución 479/25 que designó a Osvaldo Rolando, ex directivo de Edesur, ex subsecretario de Energía Eléctrica e interventor del ENRE hasta julio de este año; Marita Crespo, abogada con larga trayectoria en la Secretaría de Energía que actualmente asesora a la Agencia de Transformación; y Santiago Urbiztondo, economista de FIEL.

Esos tres especialistas seleccionaron a tres personas para cada puesto y elevaron la lista a la secretaria de Energía, María Tettamanti. Entre Energía, Economía y Presidencia seleccionaron finalmente a un candidato por puesto: Néstor Marcelo Lamboglia será el presidente, Vicente Serra el vice, y Griselda Lambertini, Héctor Sergio Falzone y Marcelo Alejandro Nachón quedarán como vocales.

A mediados de enero trascendió que el gobierno ya había elevado su propuesta al Congreso para ser tratada en extraordinarias, pero finalmente el mensaje formal para que la comisión bicameral se expida llegó en marzo, cuando se iniciaron las sesiones ordinarias, como forma de evitar suspicacias.

Cómo es el proceso que se debe cumplir para oficializar al nuevo directorio

El decreto 452/25 establece que antes de designar al directorio del nuevo ente el Poder Ejecutivo debe comunicar sus fundamentos a una comisión bicameral del Congreso integrada por los presidentes y vicepresidentes de las comisiones que cada una de las cámaras determine en función de su incumbencia.

Dicha comisión bicameral debe emitir opinión dentro del plazo de 30 días corridos de recibidas las actuaciones, pero la norma aclara que, si no se conforma en un plazo de 10 días corridos desde que recibe la comunicación, el Ejecutivo debe enviarle los fundamentos de las designaciones a los presidentes de ambas Cámaras, Martín Menem de Diputados y Victoria Villarruel del Senado. Una vez transcurridos 30 días corridos desde el envío de esa comunicación, el Ejecutivo queda habilitado para el nombramiento de los directores.

En este caso la comisión bicameral no se constituyó y el gobierno le envió el mensaje a Menem y Villarruel a fines de marzo. El plazo de 30 días corridos para que el Congreso emita una opinión vence el 28 de abril y después de esa fecha el gobierno ya podrá sacar el decreto designando a los integrantes del nuevo directorio. Si el Congreso decide opinar, la sugerencia no es vinculante.

Si el Ejecutivo ya fue avanzando en estos días con la redacción del decreto y empezó a transitar el recorrido burocrático, incluyendo la revisión del texto por parte de la Secretaría Legal y Técnica de la Presidencia, la demora podría ser mínima, pero si espera a que se cumpla el plazo formal, para recién entonces iniciar el proceso, las designaciones podrían ser oficializadas a mediados de mayo.

, Fernando Krakowiak

El nuevo Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE) todavía no terminó de constituirse, pero ya se generó polémica por la renovación de 73 contratos que pasarán a estar bajo su órbita. El futuro presidente del organismo, Néstor Marcelo Lamboglia, había sugerido en una reunión informal postergar las decisiones referidas al personal hasta que el directorio elegido asuma sus funciones, pero Marcelo Alejandro Nachón, interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) avanzó igual con las renovaciones.

El nuevo ente tendrá un directorio de cinco miembros. Lamboglia será el presidente, Vicente Serra el vice y Griselda Lambertini, Héctor Sergio Falzone y el propio Nachón quedarán como vocales.

Según pudo reconstruir EconoJournal, los cinco expertos se reunieron el miércoles 8 de abril de modo informal e intercambiaron opiniones sobre cómo se debía llevar adelante la transición que va a derivar en la desaparición del ENRE y el Enargas.

El pedido de Lamboglia

En ese encuentro, Lamboglia, quien se desempeña actualmente como interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), opinó que lo mejor sería no renovar ningún contrato, incorporar personal ni promover ascensos, hasta que el ENRGE estuviese en funciones, lo cual se espera que ocurra durante mayo.

Fue solo una sugerencia dirigida puntualmente al interventor del Enargas, –ya que es el propio Lamboglia quien conduce el otro ente que va a desaparecer—y buscaba que no se condicione de entrada a la futura conducción. Su propuesta fue que sea el próximo organismo el encargado de analizar distintas situaciones pendientes que involucran al personal.  

Sin embargo, el miércoles pasado Nachón firmó un memorándum a través del cual se ordena la renovación por seis meses de 73 contratos que vencían recién el 30 de junio. Además, días antes había promovido el pasaje de planta transitoria a permanente de Marcela Paula Valdez, integrante del cuerpo asesor del ex interventor Carlos Casares.

Nachón tiene todas las facultades para tomar esas decisiones, pero los que cuestionan la renovación de los 73 contratos y la promoción de Valdez sostuvieron a EconoJournal que lo mejor hubiera sido esperar, sobre todo porque los contratos no vencían ahora sino dentro de poco más de 2 meses.  

Varias de las personas a las que se le extendió el contrato integraban el cuerpo de asesores del ex interventor Casares. En la reunión del 8 de abril Lamboglia, quien no tiene cuerpo de asesores en el ENRE, se había manifestado en contra de la continuidad de un cuerpo de asesores en el ENRGE con el argumento de que esas tareas debían ser cumplidas por personal de línea del organismo. Nachón, en cambio, había dicho que creía conveniente su continuidad, adaptada al nuevo ente. Por lo tanto, pareciera que el principal foco de conflicto está puesto en ese cuerpo asesor. EconoJournal se puso en contacto con Nachón para conocer su opinión sobre el tema, pero no obtuvo respuesta.  

, Fernando Krakowiak

La gobernación de Neuquén está cerca de finalizar el proceso para otorgar cinco nuevas concesiones no convencionales a la empresa YPF en el marco del proyecto Argentina LNG. Se trata de las tres áreas donde recientemente la petrolera de control estatal adquirió la participación de Pluspetrol: Las Tacanas, Meseta Buena Esperanza y Aguada Villanueva que se dividirán en cinco bloques. A cambio, la provincia recibirá cerca de US$200 millones entre obras y tasas provinciales.

Fuentes provinciales confirmaron que el proceso está a punto de cerrarse y que se están ultimando los detalles para avanzar con la publicación de los decretos correspondientes.

Una de las novedades que tendrán estas nuevas concesiones es que la provincia de Neuquén aplicará condiciones particulares teniendo en cuenta que estas áreas estarán destinadas a la producción de Gas Natural Licuado dentro del proyecto Argentina LNG. El dato, que había sido adelantado en el inicio de sesiones ordinarias de la Legislatura por el gobernador Rolando Figueroa, tiene como objetivo hacer más atractiva la rentabilidad de los proyectos para exportar gas licuado desde la costa de Río Negro.

Según pudo saber EconoJournal, una de esas condiciones será que esta vez la provincia de Neuquén no exigirá la participación con un 10% de la petrolera provincial GyP en carry, un requisito que había aplicado la gestión de Figueroa a la hora de otorgar una nueva CENCH.

Por los nuevos permisos, Neuquén recibirá cerca de US$200 millones, más de US$150 en concepto de bono de infraestructura -equivalente a 6% -y cerca de 50 millones en Impuesto a los Sellos y otras tasas. Distintas fuentes consultadas aseguraron que aún no están definidas las obras a ejecutar, aunque la modalidad sería la misma que Neuquén ya aplicó al otorgar concesiones anteriores a YPF y que contemplaron la ejecución de redes de gas domiciliarias o nuevas rutas. Por su parte, desde la petrolera prefirieron no dar declaraciones hasta tanto no esté concluido el proceso.

Neuquén y su nuevo esquema de regalías

Por otro lado, se espera que la provincia también avance en establecer un nuevo monto de regalías específico para los proyectos de LNG. Para esto, Figueroa ya adelantó que enviará a la Legislatura un proyecto que contemplará un régimen especial y un nuevo esquema para el cálculo de regalías en áreas destinadas a la producción de gas licuado con un determinado valor en boca de pozo.

El ejecutivo neuquino apunta a garantizar mejores condiciones para los proyectos de exportación de gas licuado y hacerlo dentro de un marco de consenso político en la Legislatura. “Tenemos que ser competitivos porque ahora se toman los valores teniendo como parámetro nuestro subsuelo, pero cuando competimos con el mundo, tenemos que ser eficientes”, había dicho a los legisladores el 1° de marzo al inaugurar el Período de Sesiones Ordinarias.

Este proyecto también incluirá una alícuota asociada al valor del metano, de forma tal de contemplar las posibles fluctuaciones en el mercado internacional.

Cómo se determinarán las 5 concesiones de los bloques

Tal como había adelantado EconoJournal en noviembre pasado, YPF busca asociar a la petrolera italiana ENI y a la árabe ADNOC en estas nuevas áreas. Para esto, primero la petrolera que conduce Horacio Marín adquirió las participaciones de Pluspetrol, para luego avanzar con la solicitud para reconvertirlas al no convencional.

Mediante los Decretos 475, 476 y 496, el pasado 10 de abril la Provincia autorizó la cesión del 100% de la participación de Pluspetrol, correspondiente al 50% de cada área, en Aguada Villanueva, Meseta Buena Esperanza y Las Tacanas, respectivamente. Las dos primeras como concesiones de explotación convencional en producción, mientras que Las Tacanas fue otorgada como «Lote Bajo Evaluación con objetivos no convencionales».

Debido a que la Ley 27.007 establece que las áreas no convencionales no podrán superar los 250 km2, quedarán divididas en 5 concesiones y un bloque más que se revertirá a la provincia. La subdivisión no solo apunta a cumplir con la superficie máxima estipulada sino que también prioriza mantener la continuidad geológica de los bloques.

A partir de esto, Las Tacanas -el bloque de 411 kilómetros cuadrados (km²) y con potencial de producir gas seco- conformará Las Tacanas I y II. En tanto, Meseta Buena Esperanza, un área con potencial para producir gas húmedo y que tiene 303,71 km², pasará a conformar las concesiones Meseta Buena Esperanza I y II.

Finalmente, Aguada Villanueva, un bloque de 281 km², ubicado al sur de Las Tacanas y al oeste de Loma la Lata sobre la ventana del gas húmedo, también se partirá en dos. Una parte conformará la concesión no convencional de YPF y otra parte se revertirá a la provincia.

, Laura Hevia

La multinacional Trafigura, uno de los mayores traders independientes de materias primas del mundo, pondrá en funcionamiento en octubre una obra que le permitirá dejar de importar gasoil grado 3 para abastecer con producción propia a su red de estaciones bajo la marca Puma, y su negocio de agro servicios. Así lo anticiparon fuentes de la compañía en ocasión de la presentación de una nueva línea de aditivos para combustibles, diseñada para la eficiencia y la limpieza de los motores.

La refineria Ricardo Elicabe, es un activo que Trafigura adquirió a Pampa Energía en 2017, y desde entonces es motivo de una serie de inversiones en ampliación y modernización que en la actualidad supera los US$500 millones. Ahora, el complejo industrial se prepara para un hito que reconfigurará su esquema de negocios con la inauguración, prevista para octubre, de su nueva planta de Hidrotratamiento (HDT).

Esta obra, que demandó una inversión de US$120 millones, permitirá a la compañía alcanzar la autosuficiencia en la producción de gasoil premium y eliminar por completo la necesidad de importar este combustible antes de que finalice el año. El desembolso es parte de un plan lanzado en 2024 por unos US$200 millones que permitió la instalación de una torre de pre-flash y la modernización de su unidad de Topping.

Estas mejoras tecnológicas le permitieron a la plata un salto del 50% en la capacidad de refinación de crudo y, lo que es también relevante para el negocio actual, un incremento del 80% en la producción de diésel. De esta manera, la refinería pasó a procesar 40.000 barriles diarios de capacidad con un tope de diseño de 46.000 barriles, es decir casi el doble de lo que ocurría al hacerse cargo de la terminal.

Además de su desarrollo en del downstream local, Trafigura fue recientemente uno de los dos oferentes para ser el agregador-comercializador privado que reemplace a Enarsa en la gestión de importar Gas Natural Licuado para los meses de invierno. En un escenario signado por la guerra en Medio Oriente que disparó los precios del petróleo y la incertidumbre sobre el acceso a los cargamentos, el Gobierno decidió no avanzar con la licitación.

Despliegue en el mercado local

Hoy la red Puma está integrada por 410 estaciones de servicio y una red de 120 agroservicios, abasteciendo la demanda de uno de los sectores más dinámico de la economía. Con la obra a inaugurar en octubre, consolida su participación como el cuarto jugador del mercado, con un 7% de market share en diésel y 5% en naftas, detrás de YPF, Shell y Axion.

La presencia de Trafigura tiene particular peso en el sector agropecuario, en el cual alcanza una participación que supera el 15% durante los picos de demanda estacional, especialmente en época de cosechas. Su capilaridad en el interior del país se apoya en una alianza estratégica con la Asociación de Cooperativas Argentinas (ACA), un vínculo que le permite llegar a 50 cooperativas y 500 productores directos.

La compañía logró desde 2017 consolidar una estrategia de integración vertical que llevó al mayor trader global a pasar de ser un comprador de crudo a convertirse en un socio estratégico de operadoras como Vista Energy, CAPEX y Quintana Energy. En particular con la petrolera de Miguel Galuccio conformó una sociedad en Tango Energy, surgida tras el rescate financiero de Aconcagua Energía.

A la par de la modernización de la infraestructura, la extensión de la «Derivación del Oleoducto Allen – Puerto Rosales» de 11 kilómetros que conecta el sistema troncal de Oldelval con el complejo, permitió convertir a la refinería en un hub exportador activo. Esta obra, junto con la nueva terminal de carga y descarga y el incremento en la capacidad de almacenaje, convirtió a la planta de Bahía Blanca en una alternativa de exportación para el crudo de Vaca Muerta.

Un nuevo aditivo en los surtidores

Puma Energy presentó su nueva generación de aditivos Cleantec y Cleantec PRO, un diseño para optimizar el funcionamiento del motor mediante una limpieza durante la combustión. Esta tecnología, ya disponible en toda la red de estaciones de servicio de la marca, actúa reduciendo la fricción y el desgaste de las piezas internas, lo que asegura una operación más eficiente y una combustión más limpia, se explicó.

La propuesta se divide en dos niveles de especialización según el tipo de combustible. Para la nafta Súper, el aditivo Cleantec ofrece una prevención activa de nuevos depósitos y protección contra la corrosión. Por su parte, la versión Cleantec PRO —exclusiva para la nafta Premium— cuenta con un 50% más de capacidad detergente, lo que remueve todos los residuos acumulados en pistones y válvulas con tan solo completar dos tanques.

Un diferencial clave de este lanzamiento es la obtención de la certificación internacional TOP TIER. Este sello, avalado por las principales terminales automotrices a nivel global, garantiza que el combustible posee una capacidad de limpieza superior. Al eliminar los depósitos de carbón, el sistema no solo recupera la potencia original del vehículo, sino que también mejora el arranque en frío y contribuye a la reducción de emisiones contaminantes.

, Ignacio Ortiz

La 5.ª edición de Conectando Vaca Muerta volvió a convocar a los principales actores del ecosistema no convencional, en una jornada que reunió a más de 1.200 asistentes y mantuvo una alta intensidad de reuniones entre empresas a lo largo de todo el día.

El evento, centrado en la vinculación comercial y el desarrollo de proveedores, contó con la participación de más de 22 grandes compradores, entre operadoras y compañías de servicios, que encabezaron rondas de negocios con pymes y firmas especializadas. En paralelo, el formato de Speed Networking 1 a 1 facilitó el contacto directo entre empresas, con una dinámica de rotación constante.

Nueva edición

Uno de los ejes de esta edición fue la consolidación de estos espacios como herramientas para mejorar la integración de la cadena de valor en Vaca Muerta, en un contexto donde la escala de actividad exige mayor coordinación operativa y eficiencia en la contratación.

En el plano de contenidos, las charlas técnicas y paneles de análisis se desarrollaron con alta participación, abordando tendencias operativas, desafíos logísticos y perspectivas del desarrollo no convencional en la cuenca neuquina.

La jornada también incluyó la presentación del libro “Emprender sin fundar”, de Lucas Albanesi, director comercial de Gran Valle Negocios y organizador del encuentro, quien destacó el rol de estos espacios en la generación de oportunidades comerciales y en el fortalecimiento de vínculos dentro del sector.

Presentación oficial: «Emprender sin fundar»

Esta edición tuvo un condimento especial con la presentación oficial de «Emprender sin fundar», el nuevo libro de Lucas Albanesi, Director Comercial de Gran Valle Negocios, mentor y organizador del evento. En un marco de innovación y resiliencia empresarial, la obra fue recibida con gran entusiasmo por una gran cantidad de asistentes que estuvieron presentes en la sala de conferencias.

Sobre el impacto del encuentro, Albanesi destacó: «Haber superado los 1.200 asistentes y ver la dinámica de negocios operando a este nivel de intensidad nos confirma que este espacio es una herramienta de competitividad indispensable. Conectando Vaca Muerta no es solo un evento, es el lugar donde las oportunidades se transforman en contratos reales en un clima de confianza que el sector ya hizo propio».

“Con cinco ediciones realizadas, Conectando Vaca Muerta se consolida como una de las principales plataformas de articulación entre oferta y demanda dentro de la industria hidrocarburífera, en línea con la creciente complejidad del desarrollo en la cuenca”, destacaron desde la organización.

Link oficial: conectandovacamuerta.com

, Redaccion EconoJournal

La operadora Pluspetrol, en conjunto con Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), presentó la solicitud para adherirse al Régimen de Incentivo para las Grandes Inversiones (RIGI) con el objetivo de desarrollar el bloque Bajo del Choique – La Invernada, ubicado en la formación de Vaca Muerta. El proyecto demanda una inversión estimada de US$12.000 millones para infraestructura de procesamiento, producción y evacuación.

El desarrollo de este activo forma parte de la estrategia de crecimiento de la operadora tras la adquisición de los activos de ExxonMobil, por una suma cercana a los u$s1.700 millones, y entre los bloques estratégios adquiridos se destacaban Bajo del Choique – La Invernada, reconocidos entre los mas productivos del no convencional.

Pero la operación cerrada a fines de 2024, y que marcó el inicio de una serie de operaciones millonarias en la Cuenca Neuquina, también incluyó Los Toldos II Oeste, que en noviembre Pluspetrol anunció su venta a Continental Resources, y Los Toldos I Sur y Pampa de las Yeguas I que en marzo acordó ceder JPM Energía.

El plan de trabajo a 25 años

La iniciativa técnica del proyecto anunciado hoy por Pluspetrol prevé para los próximos 25 años la perforación de más de 600 pozos, con la meta de alcanzar un nivel de producción de 100.000 bbl/d mediante la construcción de cuatro plantas de procesamiento y nuevos ductos de evacuación.

El cronograma de trabajo se divide en dos etapas: una primera fase centrada en la zona sur para alcanzar los 50.000 bbl/día y 6 MMSm³/día de gas, y una segunda etapa en la zona norte con inversiones similares para completar la capacidad máxima de crudo y elevar la producción de gas a 12 MMSm³/día.

La petrolera aseguró al comunicar la solicitud del RIGI que este despliegue de capital busca «potenciar el crecimiento energético con un impacto directo en la cadena de valor de Rincón de los Sauces y la región norte de la provincia«. Con este paso, Pluspetrol consolida su posición en la Argentina, donde actualmente se ubica como el cuarto productor de petróleo y gas

La compañía, que tuvo su origen en la cuenca neuquina hace más de 45 años, mantiene hoy presencia internacional en mercados como Perú, Ecuador, Estados Unidos, Países Bajos y Uruguay.

La apuesta de Pluspetrol por Bajo del Choique – La Invernada se suma a su consolidación en el segmento del gas, donde recientemente se posicionó como la firma de mayor crecimiento anual con un salto del 46% en su producción. Este despliegue técnico en Vaca Muerta guarda similitudes estratégicas con el hito que la compañía enfrentó en el 2000, en Perú, al adjudicarse el proyecto Camisea, el yacimiento gasífero más grande de Sudamérica que la operadora aún gestiona.

, Redacción EconoJournal

La migración del diésel al gas natural en las operaciones de fractura se viene consolidado como un desafío tecnológico para la sostenibilidad de Vaca Muerta. Lo que en Estados Unidos comenzó como una búsqueda de eficiencia de costos, hoy se replica en la Cuenca Neuquina a través de una arquitectura de hardware y software que permite desplazar el uso de combustibles líquidos por el recurso propio del yacimiento.

Este salto cualitativo implica un cambio de motorización, pero a la vez la integración de sistemas de automatización capaces de gestionar la potencia y los transientes críticos (las variaciones bruscas de carga y torque) que demanda el pozo en su nueva escala de producción. Así lo plantearon en un encuentro técnico de la cadena de valor, Edward Eichstetter (CEO de EKU), Adrián Martínez (CEO de Calfrac) y George Jackson (VP de RPS), quienes presentaron la visión de un ecosistema que busca replicar el modelo estadounidense.

EKU, una compañía de origen alemán y con base en Estados Unidos, viene desarrollando durante la última década soluciones vinculadas a la electrificación de equipos de bombeo y al uso de gas natural en reemplazo del diésel, con foco en operaciones no convencionales. El desafío es producir más, pero con menor costo operativo, menos emisiones y una lógica tecnológica que permita escalar.

Argentina, un hub regional de talentos

Para Eichstetter, la región representa un hub de talentos que une experiencias de Europa y EE.UU. con el Cono Sur. «Más que traer automatización o tecnología para eficiencia, es una visión de cooperación porque todos los grandes productos vienen con clientes y proveedores. En conjunto con nuestra tecnología integrándola con Calfrac, buscamos integrar estos equipos de forma que el desplazamiento del diésel sea el máximo; mientras más automatización haya, mejor va a funcionar el sistema», aseguró en un encuentro con equipos técnicos de la industria.

El despliegue de bombas de fractura a gas es una sustitución de insumos, y un reto de ingeniería en el control de potencia. Eichstetter destaca que el uso de gas natural como combustible principal es un verdadero «game changer» que requiere una gestión inteligente. «Llevamos 10 años diseñando soluciones para usar gas. Ayudamos a automatizar ese proceso para que la bomba dé el mayor caudal posible de lo que logramos en EE.UU. El motor a gas para fractura tiene transientes muy importantes y, en conjunto con el controlador, tiene un efecto con el torque necesario para llegar a los niveles de presión requeridos», explicó.

La plataforma Maximus desarrollado por EKU se presenta como el cerebro de esta transición, diseñado para absorber la complejidad operativa de sets que operan decenas de bombas simultáneamente. Según el directivo, la meta es reducir la carga del personal de campo: «Estamos tratando de quitar ese tipo de decisiones al operador. Se trata de ver cada equipo con su funcionamiento diferente, porque es muy difícil para un humano saber si un equipo tiene una diferencia específica cuando se operan 30 bombas. Se simplifica todo a caudal y presión para que el conjunto funcione de forma más eficiente».

Desde la visión del prestador de servicios, Adrián Martínez, de Calfrac, subrayó que la tecnología debe ser, ante todo, confiable y adaptable al recurso local. «Argentina en muchos de los campos tiene gas y con esta tecnología no hay que hacerle grandes adecuaciones para que pueda funcionar y es un ahorro muy importante. Desde 2017 somos players en Vaca Muerta con muchas tecnologías implementadas, y esto nos está cambiando la manera de operar», afirmó el directivo.

Martínez detalló que la automatización optimiza el rendimiento y actúa en resguardo de la vida útil del activo y la seguridad operativa. «Con el sistema que nos propone EKU, la manera de operar la bomba ya no va a estar sujeta a un error humano. Cuida el equipo, que es lo más interesante de esta tecnología, además de poder operar a distancia», resaltó, haciendo hincapié en que una operación promedio hoy demanda entre 20 y 22 horas de bombeo diario.

El impacto económico de migrar a gas

El impacto económico de migrar al gas es directo y medible en la estructura de costos de completación. Según los cálculos de Calfrac, el ahorro logístico es masivo. «Una operación de una etapa consume 13.000 litros de combustible. Con bombas de gas reduce ese costo; un litro es un dólar, son 13.000 dólares por etapa que se desplazan. El proceso va avanzando muy rápido: empezamos con dual fuel y en muy poco tiempo ya se habla de que sea 100% gas», detalló Martínez sobre la aceleración de la curva de aprendizaje en la cuenca.

Por su parte, George Jackson, VP de RPS, aportó la visión del diseño integral de hardware, destacando que Vaca Muerta es hoy la frontera tecnológica del shale. «Mi visión es que es el play de shale más desarrollado por fuera de EE.UU. Las máquinas de fracking son las más desarrolladas; es una extensión de lo que desarrollamos en EE.UU. y es interesante ver cómo otro país suma esa tecnología. Tomamos el motor y diseñamos todo el sistema que lo acompaña —transmisión y bomba— e integramos todo eso con la plataforma de EKU», explicó el ingeniero.

Uno de los mayores desafíos técnicos resueltos por esta tecnología es la capacidad de procesar gas de pozo sin tratamientos químicos exhaustivos. Jackson destacó la flexibilidad de los motores frente a la variabilidad del fluido: «El gas de la tierra es sucio y hace falta equipamiento para poder manejarlo. Típicamente uno tiene que tratarlo, sacarle el butano y el propano, pero uno de los beneficios del motor es que podemos manejar un rango de BTU muy amplio, de 600 hasta 2.300. Opera como si fuera diésel aunque trabaja con gas natural».

La robustez de estos equipos proviene de su herencia en la industria de la compresión, lo que garantiza una mecánica superior. Jackson subrayó que «históricamente fueron motores de recolección de gas, y ese diseño se traduce muy bien en el fracking porque trabajan 24/7 manteniendo el ritmo. Los motores a gas tienen una vida de 25.000 horas frente a las 15.000 de un diésel, con lo cual el retorno de inversión es más alto«.

, Ignacio Ortiz

Las exportaciones mineras en el primer trimestre del año aumentaron un 81,6% en comparación con el mismo período de 2025. Entre enero y marzo, el sector exportó por US$2.409 millones y superó el récord histórico de la serie de US$1.327 millones del primer trimestre del año pasado. La suba fue impulsada por un mayor volumen de los envíos al exterior del oro y el litio, pero, sobre todo, por el alza en los precios internacionales de estos productos.

Los datos surgen de los últimos informes sobre origen provincial y exportaciones de la Secretaría de Minería con base en los registro de la Dirección General de Aduanas (DGA). En rigor, las exportaciones del primer trimestre se ubicaron un 158,1% por encima del promedio de los mismos tres meses entre 2010 y 2025, que es de US$933 millones.

Las exportaciones del sector minero (metalífero y no metalífero) significaron el 11,2% del total de los envíos al exterior del país de los primeros tres meses del año. En tanto, las exportaciones en marzo sumaron US$830 millones, equivalente a un incremento de un 70,9% interanual.

Provincias, proyectos de origen y principales destinos

El 98,6% de las exportaciones mineras en el primer trimestre se realizaron desde cinco provincias: Santa Cruz (US$1.008 millones, un 41,8%), San Juan (US$614 millones, un 25,5%), Jujuy (US$390 millones, un 16,2%), Salta (US$202 millones, 8,4%) y Catamarca (US$162 millones, 6,7%).

El informe destaca que la mayoría de las exportaciones se concretaron a partir de 20 proyectos, todos ubicados en las mismas cinco provincias. Los 10 desarrollos principales son Veladero, Cerro Moro, Cerro Negro, Cerro Vanguardia, San José, Cauchari-Olaroz, Chinchillas-Piquitas, Lindero, Fénix y 3Q.

Suiza, China, Estados Unidos y Canadá explicaron el 78% de los envíos al exterior en el primer trimestre del año. En volúmenes inferiores, la Argentina también exportó productos mineros a India, Corea del Sur, Alemania, Finlandia y Bulgaria.

Exportaciones de la minería metalífera

En el acumulado de los primeros tres meses del año, la minería metalífera (sin contar el litio) sumó exportaciones por US$1.919 millones. Esto implica un incremento interanual de un 77,1%, donde el oro aportó US$1.577 millones (65% del total exportado) y la plata US$306 millones (13% del total exportado).

Del total exportado durante marzo, el informe destaca que US$635 millones correspondieron a minerales metalíferos (el 76,5% del total del sector), principalmente oro, que exportó por US$532 millones y la plata, que sumó US$91 millones. El litio aportó en el mes un total de US$182 millones. El cobre todavía se mantiene en niveles marginales, acumulando envíos por casi US$12 millones mensuales.

En comparación con marzo del año pasado, el oro aumentó las exportaciones un 51,8%, un salto explicado por un aumento de un 68% en los volúmenes exportados y, principalmente, por la suba histórica del precio internacional.

La cotización de la onza de oro pasó de alrededor de US$3.000 en marzo de 2025 a ubicarse en los US$5.000 este año. La suba se debe a la búsqueda de refugio para los inversores y los bancos centrales ante un escenario volátil por la debilidad del dólar en 2025 y la incertidumbre generada en el mundo ante la guerra en Medio Oriente de este año.

Por su parte, las exportaciones de plata en marzo subieron un 137,4% interanual (US$ 53 millones más que en 2025), explicado por un incremento de los precios internacionales y por un aumento en los volúmenes exportados.

Mayores exportaciones de litio

El litio tuvo un crecimiento interanual en los montos exportados de 134,3%, “marcando el récord histórico de exportaciones para el mes analizado”, destacó el informe de la Secretaría de Minería. En cuanto a las cantidades exportadas, en el acumulado de lo que va del año exhibieron un incremento de un 52,3%. Al mismo tiempo, el litio explicó el 22% de las exportaciones mineras totales en el tercer mes del año.

El salto se debe a una recuperación del precio en más de un 90% de la tonelada de carbonato de litio (LCE, por sus siglas en inglés) en el último año hasta llegar a alrededor de US$25.200 en la actualidad.

Además, los proyectos de litio en producción en el país alcanzaron los US$456 millones en el primer trimestre del año, marcando un crecimiento de un 124,6% interanual, “siendo este dato de exportaciones en términos históricos la mejor posición para los primeros 3 meses de un año”, según detalla la cartera minera.

, Roberto Bellato