Comercialización Profesional de Energía

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CONCURSO PÚBLICO NACIONAL E INTERNACIONAL Nº 01/26 ÁREAS HIDROCARBURÍFERAS PROVINCIA DE RÍO NEGRO

OBJETO: Concurso Público Nacional e Internacional N° 01/26 con destino a la calificación y selección de empresas para la adjudicación de Concesiones de Explotación y eventual exploración complementaria con objetivo convencional de hidrocarburos aplicable sobre el bloque integrado por las áreas hidrocarburíferas “PUESTO FLORES – ESTANCIA VIEJA” y “PUESTO PRADO”, de conformidad con lo dispuesto por el art. Nº 124 de la Constitución Nacional y los arts. Nº 70 y 79 de la Constitución Provincial.

PLIEGO DE BASES Y CONDICIONES: Podrá adquirirse en la Secretaría de Estado de Energía y Ambiente, calle Los Arrayanes y Los Sauces, ciudad de Cipolletti, CP 8324, Provincia de Río Negro (Teléfono: +540299-4782299), a partir del día 05/08/2026. El valor del mismo es de USD 5.000.

PAQUETES DE INFORMACIÓN TÉCNICA (sistematizada y digitalizada): Del Bloque PUESTO FLORES – ESTANCIA VIEJA / PUESTO PRADO USD 78.439.

FORMA DE PAGO: Depósito en la Cuenta Corriente N° 900003916 a la orden del Fondo Fiduciario para la Capacitación, Desarrollo y Fiscalización la Actividad Hidrocarburífera (FoFCaDeFHi), Banco Patagonia S.A.; Sucursal 2650; CBU 0340265000900003916006 (CUIT: 30-71552775-4).

PRESENTACIÓN DE OFERTAS: En la sede de la Secretaría de Estado de Energía y Ambiente, los días hábiles hasta el 04/09/2026 a las 10 horas.

APERTURA DE OFERTAS: El día 04/09/2026, a las 12:00 horas, en la sede de la Secretaría de Estado de Energía y Ambiente de la Provincia de Río Negro.

GARANTÍA DE MANTENIMIENTO DE OFERTAS: Equivalente al 1% del Monto Total de la Oferta, de acuerdo con lo dispuesto en el punto 11.10 del Pliego de Bases y Condiciones.

CONSULTAS E INFORMES:

www.energia.rionegro.gov.arlicitacion@energia.rionegro.gov.ar ; teléfono: +54 0299 4782299 (interno 1014). –

, Redaccion EconoJournal

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MEGA obtuvo la aprobación de su proyecto de inversión bajo el RIGI

Compañía Mega S.A., empresa líder del segmento de midstream de líquidos del gas natural (NGLs) en la Argentina, informa que el Comité Evaluador aprobó el ingreso al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) de su proyecto de ampliación, consolidando una nueva etapa de crecimiento orientada a acompañar el desarrollo sostenido de Vaca Muerta y a fortalecer la infraestructura energética nacional.

El proyecto, presentado el 18 de marzo de 2026 a través del VPU Compañía Mega S.A. – Sucursal Dedicada, corresponde a la ampliación de un proyecto preexistente dentro del sector Petróleo y Gas, subsector procesamiento, fraccionamiento, compresión y licuefacción. La iniciativa contempla una inversión total estimada de aproximadamente USD 360 millones.

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

El cronograma de ejecución de las obras se extenderá hasta fines de 2028 y contempla hitos de avance progresivos entre 2026 y 2028. Las obras abarcarán instalaciones ubicadas en Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires, fortaleciendo toda la cadena de valor de procesamiento y transporte de líquidos asociados al gas natural.

En Loma La Lata, provincia de Neuquén, se realizarán ampliaciones y adecuaciones vinculadas al Slug Catcher, procesos de debottlenecking, la incorporación de un nuevo turbocompresor y un nuevo vessel de NGLs. Sobre el poliducto se construirán dos nuevas estaciones de bombeo en General Roca (PS3) y La Adela (PS4). En tanto, en la planta fraccionadora de Bahía Blanca se incorporará almacenamiento de NGLs, adecuaciones eléctricas y mejoras en el sistema de vapor y condensado.

La ampliación permitirá incorporar aproximadamente 1.500 toneladas diarias adicionales de NGLs, equivalentes a un incremento cercano al 27% de la capacidad actual de producción, generando una producción incremental anual estimada superior a 500.000 toneladas.

El perfil comercial de la iniciativa será marcadamente exportador. Se estima que aproximadamente el 80% de la producción incremental se destinará a los mercados internacionales, principalmente a través de exportaciones de propano, butano y gasolina natural, mientras que el 20% restante abastecerá el mercado interno, fundamentalmente mediante el suministro de etano para la industria petroquímica argentina.

La ampliación de Compañía Mega consolida su rol de habilitador fundamental para el crecimiento de la producción de gas y petróleo de Vaca Muerta. El proyecto permitirá incrementar la capacidad de separación y procesamiento de líquidos en origen y la monetización del gas natural para las empresas productoras de hidrocarburos.

Con esta inversión, Compañía Mega refuerza su posición como uno de los actores centrales del sistema energético argentino. Actualmente la Compañía procesa cerca del 40% del gas natural producido en la Cuenca Neuquina y opera una infraestructura integrada que comprende separación, transporte, fraccionamiento y facilidades de almacenamiento y carga portuaria, conectando Vaca Muerta con el complejo petroquímico y exportador de Bahía Blanca.

Durante la etapa de construcción, el proyecto generará además un importante impacto económico y social, con picos estimados de alrededor de 800 puestos de trabajo directos e indirectos vinculados a actividades de ingeniería, fabricación de equipos, logística, supervisión, construcción y servicios especializados. Asimismo, prevé una participación destacada de proveedores locales en obras civiles, montajes electromecánicos, transporte y servicios industriales y profesionales.

La aprobación del proyecto bajo el RIGI se integra al plan integral de expansión que Compañía Mega viene desarrollando para consolidar la capacidad de procesamiento de líquidos asociados al gas natural, potenciar las exportaciones argentinas y acompañar el crecimiento sostenido de la producción energética del país.

Acerca de Compañía Mega S.A.

Compañía Mega, es una empresa argentina que opera desde el año 2001. Es una sociedad anónima cuyos accionistas son YPF (38%), Petrobras (34%) y Dow (28%) y tiene como eje principal del negocio agregar valor al gas natural a través de la separación y el fraccionamiento de sus componentes ricos – NGLs (líquidos del gas natural), entre ellos el etano, propano, butano y gasolina natural.

La compañía opera instalaciones estratégicas en Loma La Lata (Neuquén) y Bahía Blanca (Buenos Aires), conectadas a través de un poliducto de aproximadamente 600 kilómetros. Procesa cerca del 40% del gas natural producido en la Cuenca Neuquina, es el principal exportador argentino de GLP y uno de los principales proveedores de etano para la industria petroquímica nacional.

Contacto de Prensa
Fabián Varela
Jefe de Relaciones Institucionales y Comunicaciones Externas
fabian.varela@ciamega.com
+54 9 11 3604-3817

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Super regalías, PIB y el drama de la calle

«Neuquén se está transformando en una provincia industrial». El gobernador Rolando Figueroa celebró de esa manera el proyecto de YPF para construir, a 25 kilómetros de Cutral Co y Plaza Huincul, la Planta Integrada de Tratamiento de Gas (IGTP) que esta semana dio un paso clave: la convocatoria a una audiencia pública en septiembre para presentar el estudio de impacto ambiental a la comunidad de la comarca petrolera.

La gestión depositó buena parte de su capital político en el proyecto para exportar GNL a partir del gas de Vaca Muerta y necesita presentar avances concretos. Principalmente, porque el proyecto Argentina LNG aún no tiene cerrado el financiamiento internacional por 14.000 millones de dólares que, según Horacio Marín, podría ocurrir recién a fines del 2026. Si eso se concreta y si está previsto que la primera molécula salga por puerto rionegrino recién en 2030, todo lo que ocurra en el medio será administrar ansiedades.

«No va a empezar mañana», advirtió el intendente de Huincul, Claudio Larraza, aunque la expectativa para esa localidad es alta: la construcción de la mega planta promete demandar más de 4.500 trabajadores en su etapa intensiva y las pymes esperan tener un lugar en la cadena de valor del proyecto.

En el durante, la Provincia avanza con su plan «Neuquén en obras» con la aceleración de infraestructura, principalmente en rutas y escuelas, al que le aplicará un «booster» desde el segundo semestre con los ingresos recibidos por la colocación de deuda internacional.

Sin descuidar la pata electoral o apuntando a ello. Figueroa viajó el jueves a Villa Pehuenia, en el centro oeste de la provincia, para continuar con las reuniones de «informe de gestión» que ofrece a intendentes y público para entusiasmar con lo que está haciendo el gobierno.

Sortear la paritaria estatal

En paralelo, avanzó esta semana en la resolución de la paritaria estatal y quedó a un paso de cerrar las negociaciones salariales con los sindicatos hasta el año que viene. No fue gratuito, claro, porque demandó presentar una oferta que incrementará significativamente la partida de personal, que concentra el 70% el gasto corriente de la provincia.

ATE, el sindicato con mayor número de afiliados, aprobó la propuesta el viernes a la mañana por «amplísima mayoría».

«Listo, no hay nada más», afirmó una fuente de gobierno tras el cierre de la ronda de negociaciones. 

Los sindicatos llegaron a la mesa convencidos de ir a buscar una diferencia porque estaban al tanto del superlativo mes de regalías que había tenido Neuquén. Las de petróleo crecieron un 70% por efecto de la suba de precios del barril, pese al esfuerzo que hizo el Ejecutivo por guardarse el dato. A principios de mes, el informe de ejecución de recursos estuvo disponible en el sitio del ministerio de Economía, pero desapareció de la web cuando se abrió la paritaria.

Una alta fuente de la cartera prometió que se retomará la publicación esta semana. En el gobierno consideran que junio fue un mes «extraordinario» y que los gremios lo extrapolaron como si se tratara de una regularidad, al reclamar que se vuelque parte de esas súper regalías a recomponer los salarios. Si bien la guerra en Medio Oriente sigue, no esperan que julio arroje un resultado similar a este.

Muerte en un cajero

Neuquén, que según los datos difundidos esta semana por Fundar, ya asemeja su PIB per cápita al de Estados Unidos, con 77.608 dólares por habitante, navega a diario en esa contradicción entre cifras récord, anuncios millonarios y las urgencias cotidianas.

El martes a la madrugada, un hombre de 40 años en situación de calle murió adentro de un cajero automático en el centro de la capital. Acudía regularmente al desayunador de la Catedral, los fieles lo conocían como Carlitos, y padecía consumos problemáticos. La secretaria de Emergencias de la provincia, Luciana Ortiz Luna, dijo que lo habían asistido en otras ocasiones e incluso lo habían invitado al parador que montó el gobierno para dar refugio a las personas que no tienen dónde dormir en invierno.

El obispo Fernando Croxatto alertó que hay un aumento de las personas en situación de calle en Neuquén y un «acostumbramiento» a esa situación, sobre la que pidió «no ser indiferentes». En una nota con el Diario Río Negro, afirmó que «falta una decisión política de afrontar el tema», con redes estables de contención para salud mental y un abordaje de fondo sobre la pobreza.

El relevamiento que difundió el ministerio de Capital Humano de la Nación en abril de este año ubicó a Neuquén como la quinta provincia con más personas en situación de calle, con una cifra que superó las 400. Otros diagnósticos, como el de Red Solidaria, dan cuenta de más de 670, número discutido por el gobierno provincial. 

El refugio de emergencia que organizó la gestión de Figueroa este invierno por segundo año consecutivo llegó a albergar a más de 100 personas en una noche durante el pico de demanda. Esta vez con una particularidad: «prioridad para los neuquinos».

, Andrea Durán

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Cuál es la particularidad del mercado argentino de gas que complica el diseño tarifario y la cobertura del pico de consumo en invierno

Durante el período invernal, la demanda total del fluido crece un 40%.

El mercado argentino de gas natural posee una serie de especificidades que lo distinguen a nivel global: se trata de un mercado profundo —con más de 9,5 millones de clientes residenciales—, que registra una variación o swing muy marcado entre los niveles de consumo que se registran en invierno y en verano. Durante el período invernal, la demanda total del fluido crece un 40% y, a diferencia de lo que sucede en Europa o EE.UU., otros mercados maduros y extensos de gas, no cuenta con sistemas naturales o artificiales de almacenamiento para cubrir el pico de consumo con gas acopiado en esos reservorios. No existe en el mundo un mercado que combine esas particularidades.

De esa fisonomía única se desprenden un conjunto de derivadas interrelacionadas: la primera es cuál es la alternativa más eficiente —con qué fuentes de energía o combustibles de producción local o importada— y a su vez, la más económica; la segunda variable es cómo distribuir entre todos los usuarios del sistema energético el costo real del suministro invernal de gas y electricidad.

Los congelamiento o atrasos recurrentes de las tarifas domiciliarias de energía que caracterizaron a las administraciones kirchneristas que gobernaron el país durante la mayor parte de este siglo inviabilizaron y postergaron el debate en torno a esta problemática estructural del mercado energético argentino. Se hizo costumbre durante esos años que el Estado cubriera el costo creciente de cobertura de la demanda de gas y electricidad con subsidios del Tesoro nacional.

El desarrollo de Vaca Muerta como un ingente reservorio de gas natural que permite repensar y planificar el diseño del mercado energético a mediano y largo plazo —y que habilitó la ampliación de la infraestructura de transporte y exportación de gas— y la normalización del sistema de tarifas que instrumentó el gobierno de Javier Milei funcionan como un punto de partida para resetear una discusión que en términos de país representa una cuenta pendiente.

Algunas preguntas que orbitan sobre esta agenda: si Vaca Muerta es un reservorio de gas que garantiza el suministro doméstico durante las próximas décadas, ¿cómo aprovechar esa producción para impulsar soluciones eficientes y económicas que permitan cubrir el fuerte swing de consumo que se dispara en el invierno?; en un escenario de máxima, ¿es conveniente desarrollar infraestructura de transporte de gas desde Neuquén hacia el resto del país? ¿O podría pensarse en instalar generación térmica en Vaca Muerta y construir líneas de transmisión —incluso en corriente continua— hasta los centros de consumo?; ¿Cómo conjugar el gas natural con otras tecnologías de generación renovable —como la energía eólica y la fotovoltaica— que la Argentina ha impulsado exitosamente en los últimos años?; ¿Cuál es el rol estructural que deberían tener las grandes baterías (BESS) a corto y mediano plazo? ¿Qué oportunidades abre a futuro la construcción de terminales de exportación de Gas Natural Licado (GNL) como las de Southern Energy que maximizarán y aplanarán la producción del hidrocarburo en los próximos años?

EconoJournal consultó a cuatro especialistas en energía, con trayectorias que combinan la consultoría con el paso por el sector público para empezar a adentrarse en esos interrogantes. Se trata de Daniel Gerold, de la consultora G&G Energy Consultants; Nicolás Arceo, titular de Economía & Energía; Carlos Casares, ex interventor del Enargas (2024-2026) y subsecretario de Hidrocarburos; Mauricio Roitman, director de la comercializadora Energeia y ex presidente del Enargas (2018-2020).

Daniel Gerold: «Hay que evaluar las alternativas físicas y económicas de abastecimiento de la demanda máxima»

Daniel Gerold, director de G&G Energy Consultants.

Daniel Gerold explicó en el streaming de EconoJournal que Argentina tiene una demanda estacional de gas que es igual a la de Europa o Estados Unidos, pero remarcó que en esos dos mercados hay lugares de almacenamiento subterráneo para el gas. “Nosotros carecemos de eso. La demanda es empuntada y es carísimo el abastecimiento de la punta. Esa característica estuvo siempre, pero ahora se amplificó. La demanda eléctrica y de gas no crece, pero en el pico crece y tenés que abastecerla porque la demanda es residencial y sino la abasteces te arman un piquete como hay cada vez que hay un corte de luz en Buenos Aires. Es un tema súper complejo”, remarcó.

EconoJournal le consultó luego cuál podría ser la alternativa:

«Lo que hay que pensar y las autoridades deberían evaluar son las alternativas físicas y económicas de abastecimiento de la demanda máxima de electricidad y del gas natural, con sus análisis económicos y de abastecimiento, para que se decida cuál sería la mejor y los interesados pudieran participar, concursar, competir para ese abastecimiento.

Porque como es un tema tan complicado y le cuesta tanto a los consumidores pagarlo, hay que tratar de que, si lo van a pagar, como debe ser, que sea del modo más adecuado posible.

Y a veces los gobiernos hacen licitaciones o contratan a través de Cammesa, o como el gobierno anterior, que hizo un gasoducto, y no sé si están las alternativas para que la opinión pública o la opinión pública especializada pueda ver la mejor alternativa económica.

En Brasil tienen un esquema muy distinto, con un organismo que planifica y analiza, con profesionales independientes. No es vinculante, pero hacen estudios y analizan cuáles son las alternativas económicas y las someten a la discusión pública en Internet. Hay gente que opina con y sin fundamentos y después se decide licitar. Y concursan las empresas privadas.

En Argentina es distinto, porque se confía en que el mercado toma la mejor solución. Pero sería bárbaro si la empresa toma el riesgo; si después hay un cargo fijo que le garantiza cierto repago a su inversión, como es lógico, ahí es una decisión de los gobiernos y a lo mejor no es la más económica.

Hay que garantizar el abastecimiento para los máximos de demanda. ¿Qué se va a hacer? ¿Gasoductos, líneas de transmisión eléctrica, centrales renovables, centrales a gas, centrales a gasoil o a LNG? ¿Qué conviene más? ¿Hacer un nuevo gasoducto, ampliar la exportación de LNG? Ese tipo de alternativas, cada una tiene sus ventajas y desventajas, y se traducen en costos económicos o no”.

Carlos Casares: «Garantizar el abastecimiento de invierno para el 100% de la demanda es antieconómico»

Carlos Casares, ex interventor del Enargas (2024-2026) y docente universitario (Univ. Austral e ITBA).

Casares dijo que cubrir el pico invernal es una ecuación costosa y repasó las soluciones que ya se usan en otros países para atenuarlo.

«Garantizar el abastecimiento de invierno para el 100% de la demanda es antieconómico, porque el consumo pico de invierno representa menos del 6% del volumen total anual y menos del 15% de los días del año. Los costos de infraestructura de transporte para abastecer solo esos picos de demanda, mayores a 140 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) y hasta 160 MMm3/d, no son económicamente viables.

Este dilema de costo de infraestructura versus utilización existe en todas partes del mundo, donde la diferencia térmica entre invierno y verano es amplia y el gas natural participa fuertemente en la calefacción.

La solución a dicha problemática tiene varias opciones de mitigación.

La más antigua es la conmutación, por parte de la generación eléctrica y algunas industrias, a combustibles sustitutos en ese 15%, o menos, de días del año.

La segunda, y una de las más utilizadas en Europa y Estados Unidos, son los almacenamientos subterráneos, en los alrededores de los grandes centros consumidores; pero lamentablemente en Argentina no hemos encontrado disponibilidad de reservorios confiables cerca de los grandes centros consumidores.

Las plantas de peak shaving (abastecimiento de pico), como la que Naturgy BAN tiene en General Rodríguez, o el barco FRSU (unidad flotante de almacenamiento y regasificación) que Enarsa tiene en Escobar.

Las instalaciones satélite de almacenamiento de LNG y/o LPG, para resolver de forma distribuida y localizada las restricciones que se imponen en el sistema de transporte durante los días de consumo pico. En Argentina esto todavía no existe, pero es una opción que muchas industrias e incluso generadores de energía eléctrica están utilizando. Esta opción puede ser cara, pero seguro que menos que usar gasoil o dejar de producir.

Si bien hoy en día las restricciones de suministro en invierno ocurren más seguido, es porque la capacidad de transporte hace más de diez años que no crece como debería, mientras que el consumo residencial sí. Sumado al hecho de la fuerte declinación de la producción de la Cuenca Noroeste y en alguna medida también de la Cuenca Austral, que debe ser reemplazada por la Cuenca Neuquina. Una vez terminadas las ampliaciones en curso de la IP de TGS, las restricciones en invierno van a aflojar, pero no desaparecer.

En todo sistema de transporte de gas natural hay un tema operativo que no se resuelve si no es con restricciones al consumo: si de repente hay un crecimiento significativo de la demanda prioritaria, no hay otra opción que restringir los consumos con transporte interrumpible; luego aplican las asistencias entre distribuidoras, y finalmente limitar los suministros a generación eléctrica, industrias y GNC, para asegurar el sostenimiento de la demanda prioritaria. La normativa desde su origen así lo prevé e inclusive Gas del Estado lo aplicaba.

Asimismo, si se cae la producción, el efecto es idéntico, porque si no se ajusta el consumo, las presiones de ingreso a las ciudades (city gate) caen por debajo de los valores de seguridad. Hay que tener en cuenta que el gas viaja a velocidades de 20 a 25 km/h, por lo que reponer un pico de demanda o una caída de la producción puede llevar hasta dos días

Nicolás Arceo: «La reducción de la estacionalidad viene a partir de la conformación de vectores de demanda planos a lo largo del año»

Nicolás Arceo, director de la consultora Economía & Energía.

Arceo señaló que lo que se viene achicando, en términos relativos, es la distancia entre el pico y el valle, gracias al crecimiento de una demanda de base que traerán los proyectos de exportación de GNL.

El inicio de las terminales licuefactoras de exportación, el proyecto de Southern Energy y potencialmente el de YPF de LNG, van a bajar la incidencia de la estacionalidad en términos porcentuales.

Va a haber un ladrillo de demanda mucho más grande y estable a lo largo de todo el año. La reducción de la estacionalidad viene a partir de la conformación de vectores de demanda de largo plazo, planos a lo largo del año. Eso lo dan dos cosas: las terminales licuefactoras de exportación y, potencialmente, el desarrollo de la industria petroquímica.

No veo alternativas vía tarifaria para lograr bajar el empuntamiento del pico en invierno, porque centralmente el aumento del consumo en invierno está asociado a razones climáticas y de confort de las viviendas. Se podría aumentar un poco las tarifas en el pico invernal, bajaría marginalmente un poco el pico, pero el punto central para bajar la estacionalidad en términos relativos es conformar vectores de demanda, ladrillos de demanda, estables a lo largo del año. Y eso lo da el procesamiento industrial o la licuefacción, porque los mercados regionales de exportación no tienen volumen como para atenuar la estacionalidad.

El proyecto de Southern Energy de LNG ya está lanzado: el primer buque ingresa en 2027, el segundo buque en 2028, y eso va a dar una demanda de entre 25 y 27 millones de metros cúbicos día planos a lo largo del año. Las terminales licuefactoras de exportación de YPF: la decisión final de inversión se tomaría a lo largo del segundo semestre de este año, con lo cual es bastante concreto.

Esto no reduce el pico. Lo que hace el crecimiento de la demanda es reducir la diferencia entre pico y valle, porque en el valle hay una demanda cada vez más significativa. Hoy hay una demanda en valle en torno a los 100-110 millones de metros cúbicos día; en picos va a 180. Una vez que entren las terminales licuefactoras, esa demanda en valle va a ser mucho más alta. En pico también, pero la diferencia entre pico y valle se reduce”.

Mauricio Roitman: «El problema se soluciona con más mercado, no con intervenciones del Estado»

Mauricio Roitman, ex presidente del Enargas (2018-2020), presidente de Energeia y docente universitario (ITBA).

Para Roitman, la respuesta pasa menos por sumar infraestructura a cargo del Estado y más por mantenerreglas y diferencias de precios estacionales.

«No hay que hacer nada extraño: mantener reglas de mercado que incentiven el arbitraje verano/invierno y reglas claras para las expansiones de transporte de gas y electricidad y de generación eléctrica (spot caro en invierno e incentivos a la contratación de largo plazo). Con eso me refiero a importación de GNL, almacenamiento de gas y eléctrico, manejo de la producción de gas de manera óptima de acuerdo a los precios, intercambios eléctricos con países vecinos y otras alternativas disponibles de optimización.

En el norte y litoral del país, las diferencias de precio van a hacer rentables las obras de transporte de gas. En el futuro, también va a ayudar a disminuir las diferencias de precios la exportación de GNL (SESA, Argentina LNG y GNL del Plata). En resumen, el problema se soluciona con más mercado —manteniendo reglas y diferencias de precios estacionales—, no con intervenciones del Estado.

El RIGI, el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones, es una buena herramienta para acelerar las inversiones en infraestructura necesarias para que el proceso de ajuste del mercado se realice más rápido

, Redaccion EconoJournal

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Las tarifas residenciales de la electricidad y del gas tendrán aumentos promedio de 1,8 % y de 3 % en agosto.

El Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) dio a conocer, a través de una serie de resoluciones publicadas en el Boletín Oficial, los cuadros tarifarios que se aplicarán en el mes de agosto para los usuarios de gas por redes, categorías Residenciales -con y sin subsidios-, y Clubes de Barrio y de Pueblo, y también para usuarios de electricidad domiciliaria en el AMBA (Edenor y Edesur).

En el caso de la Electricidad, la Secretaría de Energía indicó que el aumento promedio será de 1.8 por ciento (en AMBA,) ya que en el resto de las jurisdicciones provinciales depende del ente regulador local.

Asimismo, se indicó que respecto del suministro de Gas el incremento promedio será de 2,99 por ciento, a nivel nacional.

Al respecto, y a modo de ejemplo, cabe señalar que según los nuevos cuadros tarifarios para el Gas por redes en el AMBA, la actualización para un usuario Residencial R2.3 (consumo anual entre 801 a 1000 metros cúbicos) será en agosto de casi el 4 por ciento comparado con la tarifa de julio.

Cabe referir que la S.E. resolvió además prorrogar para agosto el 25 % extra de “bonificación” para usuarios parcialmente subsidiados (SEF) de gas natural y gas propano indiluido por redes; y mantener el “extra de bonificación” en electricidad de 16,59 por ciento. Los consumos que excedan el nivel base establecido para ambos servicios se facturarán con tarifa plena.

Los aumentos dispuestos por el ENReGE se detallaron en las resoluciones 337 a 375/2026 y se calculan en base a la aplicación consecutiva de la cuota mensual (en total son 31) surgida de la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) del 2025, y la actualización también mensual por un índice que combina la variación del IPIM y del IPC del mes anterior.

En el caso del gas, también por la variación del precio en el punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) , lo que incluye el precios del gas producido en el país más el precio del GNL que se importa particularmente en el invierno.

Al respecto la S.E. dependiente del ministerio de Economía, definió también la aplicación del denominado Precio Anual Uniforme (PAU) (expresado en dólares estadounidenses por millón de BTU) para “aplanar las facturas a lo largo del año”.

Asimismo, Economía dispuso recientemente, a través de la S.E. (Resolución 167) que “Durante la vigencia de la emergencia energética, declarada por el Decreto 55/2023 y prorrogada ahora hasta el 31 de diciembre de 2027, las Diferencias Diarias Acumuladas (DDA) serán calculadas e incorporadas a las facturas cada dos meses, a partir de agosto.

Las DDA constituyen un mecanismo de ajuste en las tarifas de gas que compensa la brecha entre el precio estimado del gas y el costo real pagado (del gas natural local y del GNL importado) por las distribuidoras del servicio.

Para el caso de las distribuidoras de electricidad en el AMBA. se estableció para Edenor una actualización del Costo Propio de Distrbución (CPD) en agosto de 1,78 % y un Valor Agregado de Distribución medio (VAD) de $ 69,394. Para Edesur el CPD se incrementa en 1,71 %, y el VAD será de $ 63,540.

Para las Transportadoras de Electricidad en alta y media tensión, los valores horarios y valores mensuales por el equipamiento regulado se actualizan en el 1,35 %.

Las resoluciones oficializadas corresponden a las transportadoras Transcomahue, Transba, Transnoa, Distrocuyo, Transpa, EPEN, Yacylec, Transacue, Litsa, Limsa, Interandes, Enecor, Edersa, DPEC, y las distribuidoras Edenor y Edesur.

En el caso del gas comprenden resoluciones para las transportadoras, y distribuidoras TGN, TGS, Enarsa, Gas Link, Refinería del Norte, Transportadora Gas del Mercosur, Gasoducto Norandino, Compañía Entrerriana de Gas, Enel Generación Chile, Gas andes, Litoral Gas, Naturgy Ban, MetroGas, Distrbuidora Gas del Centro, Distrbuidora Gas Cuyana, Naturgy NOA, Camuzzi Gas Pampeana, y Camuzzi Gas del Sur.

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Vaca Muerta necesitará hasta 8 millones de toneladas de arena en 2027: el desafío logístico que enfrenta la industria

De izquierda a derecha: Francisco Firpo, Gustavo Maluéndez, Nicolás Gandini, Guillermo Murphy y Sabina Trossero.

La demanda de arena para fractura en Vaca Muerta puede llegar a crecer de 5,5 millones de toneladas consumidas en 2025 hasta 8 millones entre 2026 y 2027, un 45 por ciento. Ese incremento llevará a las operadoras a perforar más pozos no convencionales, que necesitan arena como agente sostén para completar la fractura. Pero la logística necesaria para trasladar ese volumen —camiones, rutas, puertos— no acompaña el ritmo de crecimiento de la industria. Hasta el momento, cada operadora buscó soluciones individuales, aunque el problema exige una estrategia conjunta entre los actores de la cadena.

«Es uno de los grandes cuellos de botella que va a tener el desarrollo de Vaca Muerta», dijo Guillermo Murphy, vicepresidente de Supply Chain de Tecpetrol, en una nueva edición del ciclo Aguas Arriba, de la que también participaron Francisco Firpo, presidente y socio fundador de SIXCO Logística Integral; Gustavo Maluéndez, vicepresidente de Cristamine, empresa minera que provee arena a Vaca Muerta desde sus canteras en Entre Ríos y Río Negro; y Sabina Trossero, socia de Trossero & Co., consultora especializada en energía y minería, con la moderación del director de EconoJournal, Nicolás Gandini.

El ciclo Aguas Arriba propone recorrer la cadena de valor del sector energético, para poner el foco en los proveedores que sostienen el desarrollo de Vaca Muerta, en un momento en que el negocio empieza a marcar el terreno para los próximos años. En esta edición, ese lugar lo ocupó la arena, un insumo que no aparece en el debate público, pero es crítico para la operación: «El set de fractura no puede parar ni una hora, porque es la máquina crítica de todo el proceso, y las operadoras solo cuentan con stock de arena para dos o tres días», explicó Murphy. Eso vuelve especialmente sensible una logística que hoy conecta orígenes situados a más de 1.200 kilómetros de distancia de los pozos.

“Las cerca de 25.000 etapas de fractura de 2025, deberían crecer a 30 mil o 35 mil etapas entre 2026 y 2027. Eso supone más o menos entre 7 y 8 millones de toneladas de arena”, agregó Murphy.

Arena premium versus arena de cercanía

La industria distingue tres calidades de arena para fractura. La denominada tier 1 corresponde a la cuenca de Ibicuy, al sur de Entre Ríos. Es la de mayor calidad, con 99% de sílice —el mineral que le da dureza al grano y que resulta clave para que la arena resista la presión de la roca sin triturarse— y menos de 100 NTU de turbidez, la unidad que mide cuánto residuo queda en el agua tras el lavado y que indica qué tan limpio se encuentra el material. La tier 2 es la arena de río, que también se denominan de Entre Ríos, pero en realidad es extraída de la costa del Paraná —en la zona de Zárate y Campana—, que requiere un proceso de lavado adicional y un 94% de sílice. La tier 3 es la arena de cercanía, extraída de la cuenca de Río Negro, con una granulometría más gruesa, pero con menor costo de transporte.

De acuerdo a un diagnóstico sobre el consumo de arena de las distintas operadoras, el 75% proviene de Entre Ríos y el 25% restante de fuentes de cercanía. Sin embargo, Maluéndez señaló que ese porcentaje atribuido a Entre Ríos no es enteramente arena de cantera: «La mitad es de cantera y la otra de río, de menor calidad», indicó.

“Por una decisión estratégica, la arena de Tecpetrol viene 100% de Entre Ríos. Priorizamos el valor del pozo a largo plazo, que creemos que nos rinde más con una arena de buena calidad, que el ahorro inmediato de una arena de peor calidad», explicó Murphy. Vaca Muerta todavía no cuenta con estadísticas propias sobre el impacto de la calidad de arena en la productividad, pero la experiencia de Estados Unidos —donde los pozos fracturados con arena de menor calidad muestran rendimientos por debajo del resto— respalda esa decisión.

“Por una decisión estratégica, la arena de Tecpetrol viene 100% de Entre Ríos», aseguró Guillermo Murphy.

El cuello de botella logístico

El viaje de un camión cargado de arena entre Entre Ríos y Neuquén debería demandar 48 horas, pero hoy tarda entre 70 y 75 horas, un 60% más de lo esperado. “Hay un montón de factores que ralentizan el transporte; problemas en algunas canteras de carga y descarga o el clima», explicó Firpo. A esas demoras se suma el hecho de que cada operadora exige condiciones específicas de carga, descarga y tipo de camión, que convierte a las empresas de transporte en proveedores altamente especializados.

Hoy hay entre 4.000 y 4.300 camiones asignados al transporte de arena entre Entre Ríos y Neuquén, que realizan en promedio seis viajes por mes. Para cubrir el crecimiento proyectado de la demanda, la industria debería sumar entre 1.000 y 1.500 camiones hacia 2028, un 30% más de la flota actual.

“Hay un montón de factores que ralentizan el transporte; problemas en algunas canteras de carga y descarga o el clima», explicó Firpo.

Frente a la falta de una solución de infraestructura a gran escala, la industria adoptó dos cambios operativos para aliviar la presión sobre el transporte. El primero es la migración hacia la monomalla. Tradicionalmente, la arena se tamiza en cortes de malla estrechos y específicos —por ejemplo, 30/70 o 40/70— lo que exige un proceso de selección más fino. La monomalla reemplaza esos cortes por un rango de malla único y más amplio, como 30/140, que acepta granos de tamaños más variados. Eso resulta clave para la arena de cercanía, naturalmente más gruesa que la de Entre Ríos.

El segundo es el traslado de arena húmeda a granel. En el esquema tradicional, la arena se lava, se seca y se empaca para su transporte. El nuevo sistema elimina el secado y el empaque: la arena se traslada húmeda y a granel, y en el pozo un equipo especial la descarga directamente hacia el set de fractura, sin necesidad de manipular cajas. Cristamine ya incorporó esta tecnología. «Trajimos de Estados Unidos la distribución de un equipo de última tecnología para abastecer arena húmeda en el pozo. Hoy hay en la cuenca dos equipos trabajando», dijo Maluéndez. El método resulta menos conveniente, sin embargo, cuando la arena debe recorrer distancias largas, como ocurre con la de Entre Ríos, porque implica transportar también el agua que contiene, lo que encarece el flete.

«Trajimos de Estados Unidos la distribución de un equipo de última tecnología para abastecer arena húmeda en el pozo», aseguró Gustavo Maluéndez.

Una de las alternativas que surgió durante la charla fue la construcción de un tren dedicado para transportar arena desde Entre Ríos. Sin embargo, los tiempos de ejecución la dejan fuera de las soluciones inmediatas: aunque el proyecto arrancara hoy, no estaría operativo antes de 2029 o 2030, mientras que el pico de demanda de arena se espera para 2028. También se mencionó la opción de un esquema multimodal —combinar barco y tren, o barco y camiones—, ambos con la misma limitación: cada trasvase de la arena entre distintos medios de transporte suma costos y genera pérdidas de material.

Otra de las ideas de la industria para aprovechar mejor la flota es la integración con la logística del agro. «Creo que Diamante es una oportunidad, por la cercanía de Rosario. Para tener dimensiones, Rosario recibe 50 millones de toneladas de soja, abastecida por miles de puntos del país», planteó Firpo. La propuesta es que los mismos camiones que llevan arena a Vaca Muerta regresen cargados con cereales, en lugar de volver vacíos, lo que permitiría repartir el costo del combustible entre dos cargas y mejorar la eficiencia general del sistema.

GNC y contratos largos: cómo bajar el costo del transporte

El combustible representa cerca del 30% del costo del transporte de arena, uno de los componentes más caros de todo el esquema logístico. El diésel que consumen hoy los camiones es importado, mientras que el gas natural comprimido (GNC) se produce de forma local, lo que abarataría sustancialmente el costo por litro.

El directivo de Tecpetrol se entusiasma con el desarrollo de gas como combustible. Entre las alternativas de gas, el GNC aparece como la opción más conveniente para el corredor Entre Ríos-Neuquén, porque no requiere licuar el gas —un paso adicional que sí exige el GNL— y su autonomía de 600 a 700 kilómetros es suficiente para cubrir el trayecto con una o dos paradas.

En la práctica, vuelve a aparecer como obstáculo la infraestructura  —hoy no existen suficientes estaciones de carga rápida a lo largo de la ruta, y sería necesario desarrollar un corredor con varias estaciones para que los camiones puedan cargar sin demoras—, y el financiamiento.

“Todavía no lo vemos 100% viable», explica Firpo. Las condiciones actuales para comprar un camión cuyo repago recién se logra a seis años, son en pesos, a tasas más altas que las que consigue, por ejemplo, un productor agropecuario. Contar con contratos de transporte a varios años y en dólares permitiría bajar sustancialmente esa tasa de financiamiento, y estabilizar el costo de la flota en el largo plazo, según Firpo. Ese punto conecta con un reclamo compartido por los proveedores de arena: hoy los contratos suelen renovarse año a año, lo que dificulta planificar inversiones de mediano plazo. Contratos más largos, de cuatro o cinco años, darían a estas empresas la seguridad necesaria para invertir con otra perspectiva.

, Redaccion EconoJournal

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El Gobierno aplicará un aumento parcial de los impuestos a los combustibles desde agosto

El Gobierno confirmó la actualización de los impuestos que gravan a la nafta y el gasoil correspondientes a las actualizaciones de 2024, 2025 y primer trimestre de 2026. El resto de la totalidad del aumento, la Secretaría de Energía lo pospuso para entrar en vigencia a partir del 1° de septiembre.

En las páginas publicadas en el Decreto 693/2026 que lleva las firmas del presidente Javier Milei, el ministro de Economía Luis Caputo y el jefe de Gabinete de Ministros, Diego Santilli, dispusieron que “con el propósito de continuar estimulando el crecimiento de la economía a través de un sendero fiscal sostenible, resulta necesario, para los productos en cuestión, diferir parcialmente los incrementos remanentes originados en las referidas actualizaciones”.

En esa línea remarcaron que “el incremento total en los montos de impuesto a que se refiere el primer párrafo de este artículo que resulte del remanente de las actualizaciones correspondientes a los años calendario 2024 y 2025, y al primer trimestre del año calendario 2026, en los términos del artículo 7° del Anexo del Decreto N° 501/18, surtirá efectos respecto de la nafta sin plomo, la nafta virgen y el gasoil para los hechos imponibles que se perfeccionen desde el 1° de septiembre de 2026, inclusive”.

El Gobierno informó sobre el aumento parcial mediante un cuadro donde estableció los montos. Para el grupo compuesto por la nafta sin plomo y la nafta virgen, se aplica un incremento en el monto fijo actualizado del gravamen de $ 10,572 correspondiente al artículo 4° del Impuesto sobre los Combustibles Líquidos. Por otro lado, este producto no registra ningún valor de incremento bajo el tratamiento diferencial del artículo 7°, inciso d), mientras que en el Impuesto al Dióxido de Carbono (artículo 11) se establece un incremento de $ 0,648.

En el caso del gasoil, se detalla un incremento de $ 9,511 en el monto fijo actualizado del gravamen según el artículo 4° del Impuesto sobre los Combustibles Líquidos. A diferencia de las naftas, este combustible sí presenta un incremento por tratamiento diferencial conforme al artículo 7°, inciso d), el cual asciende a $ 5,150. Finalmente, para este mismo producto, el incremento en el monto fijo actualizado según el artículo 11 del Impuesto al Dióxido de Carbono es de $ 1,084.

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El Gobierno oficializó los aumentos en las tarifas de luz y gas: cuánto se pagará a partir de agosto

El Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) oficializó los nuevos esquemas tarifarios que comenzarán a regir a partir de agosto de 2026 para el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

Las resoluciones, publicadas este viernes, alcanzan a usuarios residenciales (con y sin subsidio), clubes de barrio, entidades de bien público y usuarios-generadores.

Tarifas de luz: aumentos promedio de hasta 1,78%

Mediante las resoluciones 374/2026 y 375/2026 publicadas en el Boletín Oficial, el organismo regulador estableció el ajuste en los valores que cobran Edenor y Edesur, impulsado principalmente por el Costo Propio de Distribución (CDP):

  • Edenor: registro de suba del 1,78%. El Valor Agregado de Distribución (VAD) Medio se fijó en $69,394.
  • Edesur: incremento del 1,71%. El VAD Medio ascendió a $63,540.

En el documento aclararon que ambas distribuidoras cuentan con un plazo de cinco días corridos tras la notificación para publicar los nuevos cuadros en diarios de mayor circulación zonal.

La disposición también contempla la adecuación tarifaria para los sistemas de medición autoadministrada y actualiza los montos correspondientes al Costo de la Energía Suministrada en Malas Condiciones (CESMC) y al Costo de la Energía No Suministrada (CENS). Además aclararon que el esquema de subsidios energéticos continúa activo según los niveles de ingreso familiar y topes de consumo.

Gas: nuevos cuadros tarifarios para Metrogas y Naturgy BAN

En paralelo, se actualizaron los valores para el servicio de gas natural por red. Las facturas deberán detallar expresamente el Precio Anual Uniforme (PAU) y las bonificaciones aplicables bajo el esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).

Metrogas

Para los usuarios residenciales sin subsidios, los valores a partir de agosto serán los siguientes:

  • Categoría R1 (Capital Federal): Cargo fijo de $4.350,12 y cargo variable de $155,74 por m³ (para consumos de hasta 1.000 m³ anuales).
  • Categoría R1 (Provincia de Buenos Aires): Cargo fijo de $5.023,67 y cargo variable de $157,32 por m³.
  • Categorías superiores y grandes demandas: Los cargos fijos ascienden de forma progresiva hasta un máximo de $103.928,59, con un variable de $146,28 por m³.

Naturgy BAN

  • Cargos fijos: Parten desde $4.350,12 (CABA) y $5.023,67 (PBA) en los escalones más bajos; se ubican en $12.896,90 en tramos intermedios y alcanzan los $103.928,59 en los segmentos de mayor consumo.
  • Cargo variable: Se fijó en $208,66 por m³, integrando una deducción de -$4,78 por diferencias diarias acumuladas (valor efectivo final de $203,88 por m³).
  • Estructura de costos: El costo del gas retenido se posicionó en $8,72 y el costo de transporte en $100,48 por m³.

Composición del precio del gas: el Precio en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) representa el 72,88% del cargo variable, mientras que el transporte explica el 25,58% (con la ruta TGS – Neuquén – GBA representando el 59,61% del transporte total).

Esquema diferenciado para entidades sociales

Tanto en energía eléctrica como en gas, las entidades de bien público y los clubes de barrio y de pueblo mantienen una estructura tarifaria protegida con costos sensiblemente menores.

Diferenciados según subzonas y escalas de consumo, los cargos fijos parten de $1.782,38 y escalan a $19.086,21, mientras que el cargo variable se mantiene en $148,96 hasta llegar a $195,02 en los tramos superiores de consumo.

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La Unesco pidió frenar las obras del oleoducto de Vaca Muerta en el Golfo San Matías

La construcción de la terminal del oleoducto de Vaca Muerta en el Golfo San Matías volvió a toparse con un nuevo obstáculo. La Organización de las Naciones Unidas para la Educación, la Ciencia y la Cultura (Unesco) le pidió al Estado argentino que suspenda todas las obras en esa zona y que presente “urgentemente” información adeuda sobre el impacto ambiental que el proyecto podría tener.

“Solicita al Estado Parte (Argentina) que suspenda cualquier obra de construcción en curso relacionada con el proyecto hasta que se haya presentado al Centro del Patrimonio Mundial la evaluación solicitada”, dice el documento difundido hoy en la 48.ª sesión del Comité del Patrimonio Mundial que se está desarrollando en Busan, Corea del Sur.

La polémica principal es que el puerto de Punta Colorada está sobre las costas del Golfo San Matías, ubicado a apenas unos 30 kilómetros de la Península Valdés, Patrimonio de la Unesco y una zona protegida de la provincia. En diciembre de 2024, YPF inició la construcción del oleoducto de 437 kilómetros que busca transportar crudo desde el yacimiento a la costa patagónica.

El proyecto quedó en medio de una polémica en su momento porque el Golfo San Matías, destino final del oleoducto que nace en la Cuenca Neuquina, fue un área protegida por ley hasta septiembre de 2022, cuando las autoridades cambiaron la legislación para poder hacer posible este proyecto. En agosto pasado hasta la Iglesia se metió en la discusión, con una carta enviada por el Roberto Álvarez, obispo de Rawson, al gobernador de Chubut, Ignacio Torres, haciéndose eco de las inquietudes de ciudadanos y ambientalistas.

Ahora la Unesco expresó que “toma nota con preocupación de los altos riesgos que plantea el proyecto del oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), que incluiría el transporte de combustibles fósiles a través de una terminal portuaria, ubicada en el Golfo de San Matías” y le puso fecha al Estado argentino para que envíe la documentación que falta: el 1 de febrero de 2027.

En el mismo documento, el organismo de Naciones Unidas señala que “observa con preocupación que ya se están realizando las obras preliminares en la terminal portuaria y que, según se informa, la exportación de petróleo comenzará a operar en 2026”.

En cuatro oportunidades, la Unesco pidió al Estado argentino información complementaria sobre la construcción del oleoducto de Vaca Muerta que tiene una desembocadura en Punta Colorada, en el Golfo San Matías y advirtió sobre el “riesgo potencial de daño irreversible al Valor Universal Excepcional (VUE) del sitio” .

Recordó también que dicha terminal fue posible por el cambio en la legislación introducido en 2022, durante el gobierno de Alberto Fernández, y que no hubo un “proceso participativo adecuado” para realizar la Evaluación de Impacto Ambiental (EIA) y poder así determinar el impacto en la fauna marina, los riesgos de colisión con cetáceos, la contaminación acústica submarina y los posibles derrames de petróleo.

A pesar de los reiterados reclamos de información, la respuesta llegó recién el pasado 15 de diciembre de 2025, cuando Argentina envió al Centro del Patrimonio Mundial una evaluación donde se detallan “las medidas de mitigación y gestión ambiental para las fases de planificación, construcción, operación y mantenimiento del proyecto, así como los mecanismos de monitoreo y control”.

Sin embargo, para la Unesco “no está claro si la EIA (Evaluación de Impacto ambiental) evalúa adecuadamente los posibles impactos del proyecto” y si efectivamente se puede “garantizar que no haya impactos negativos”. El organismo también resalta que “existe información limitada sobre cómo se gestionarían los posibles riesgos durante la fase operativa del proyecto en caso de incidentes accidentales”.

Por último, también destaca que existe una dificultad “vinculada a la fragmentación de las responsabilidades institucionales entre las jurisdicciones provinciales”, es decir entre Río Negro y Chubut. “El Comité del Patrimonio Mundial, Toma nota con preocupación de los altos riesgos que plantea el proyecto del oleoducto Vaca Muerta Sur”, sintetiza el documento.

En octubre del año pasado, la Unión Internacional para la Conservación de la Naturaleza (UICN), la mayor red global ambiental, exhortó al Gobierno argentino y a la provincia de Río Negro a restablecer la protección ambiental del Golfo San Matías y les pidió suspender los proyectos que amenacen su biodiversidad.

“El Congreso Mundial de la Naturaleza de la UICN 2025, en su sesión de Abu Dabi (Emiratos Árabes Unidos): EXHORTA a la República Argentina y a la provincia de Río Negro a derogar toda norma que disminuya el umbral de protección del Golfo San Matías, incluyendo el restablecimiento de la protección brindada por la Ley 3308, y a garantizar la conservación de la biodiversidad cancelando todo proyecto que pudiera comprometerla”, señaló la resolución votada por la UICN.

Y agregó que la Ley 3308 “fue modificada de manera inconsulta, apresurada y regresiva en el año 2022 poniendo en riesgo la integridad ambiental del Golfo San Matías a partir de proyectos que allí buscan instalarse”.

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Tierra del Fuego: regresó a Tolhuin el generador Cummins 2 y comienza la etapa final para su puesta en funcionamiento

El Ministerio de Energía de Tierra del Fuego, en coordinación con la Dirección Provincial de Energía, concretó el regreso a Tolhuin del grupo generador Cummins 2, luego de que el equipo fuera sometido a un mantenimiento integral en talleres especializados de Buenos Aires.

El Cummins 2 es uno de los equipos que integran la usina de Tolhuin y había sido trasladado para realizar un mantenimiento mayor, necesario tras alcanzar cerca de 30 mil horas de funcionamiento. La intervención incluyó la revisión completa de la unidad y el reemplazo de distintos componentes.

El equipo, de aproximadamente 15 toneladas, fue descargado y ubicado dentro de la usina mediante un operativo coordinado especialmente para su traslado y posicionamiento.

El jefe del Departamento Tolhuin de la DPE, Néstor Oyarzo, explicó que en los próximos días arribará desde Buenos Aires personal técnico especializado, que trabajará junto con los equipos de la Dirección Provincial de Energía en su instalación y puesta a punto.

Las tareas incluirán las conexiones mecánicas y eléctricas, la revisión de los sistemas auxiliares y las pruebas necesarias para comprobar su correcto funcionamiento. Una vez finalizado este proceso, el Cummins 2 podrá reincorporarse al sistema de generación eléctrica de la ciudad.

La recuperación del equipo permitirá mejorar la disponibilidad operativa de la usina y contar con mayor respaldo ante posibles contingencias, como parte de las acciones que se desarrollan para recomponer progresivamente el sistema eléctrico de Tolhuin.

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El alza del petróleo impulsó las exportaciones y permitió que la Argentina saliera favorecida en el intercambio comercial

En el segundo trimestre de 2026, los términos del intercambio comercial subieron 5% contra el mismo período del último año, en donde destacaron el alza de los precios en los combustibles y energías como consecuencia del alza del petróleo internacional.

Los términos del intercambio se dieron como consecuencia del índice de precios de las exportaciones (13,7%) e importaciones (8,2%), debido a que el aumento de los precios de venta al exterior fue superior al de los precios de compra.

En términos de valor, el segundo trimestre se caracterizó por una suba de las exportaciones de 30,9% -explicada tanto por mayores precios como por mayores cantidades-, mientras que las importaciones tuvieron una disminución de su valor de 0,8%, debido a que el aumento de los precios fue compensado por una reducción de las cantidades importadas.

Los datos corresponden al informe difundido por el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC).

Dada la escalada del conflicto en Medio Oriente y la suba del precio internacional del petróleo, el rubro de Combustibles y Energía (CyE) representó el 17,3% de las exportaciones, con una suba de precios de casi 40% (38,5%) y de 33,9% en las cantidades. El segmento aumentó su participación en cinco puntos porcentuales (p.p.) respecto de igual período del año anterior.

El incremento en los precios se explicó por el aumento de 46,1% en los precios del petróleo crudo, mientras que el de las cantidades se dio por mayores embarques de crudo y gas de petróleo.

  • Manufacturas de Origen Industrial (MOI): representaron el 26,5% de las exportaciones, con subas en los precios de todos los subrubros y en las cantidades (12,1%).
  • Manufacturas de Origen Agropecuario (MOA): representaron el 32,9% de las exportaciones, con subas en los precios (11,9%) y en las cantidades (10,2%).
  • Productos Primarios (PP): representaron el 23,4% de las exportaciones, sin variación en los precios y con un aumento en las cantidades (17%).

Las exportaciones superaron los US$ 49.000 millones

Con estos resultados, el primer semestre del año cerró con un valor total de US$ 49.454 millones en exportaciones, 24,4% mayor al mismo semestre de 2025. El mismo estuvo influenciado por el aumento de los precios (9%) y las cantidades (14,2%).

En cuanto a las importaciones, el índice de precios aumentó 6,1% y el de cantidades descendió 9,4%. El valor importado alcanzó los US$ 35.531 millones, lo que implicó un descenso interanual de 3,9%.

Así, el índice de los términos de intercambio registró una variación positiva de 2,7%.

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Tomás Beamonte, CEO de Bio4: “Nos hubiese gustado más, pero valoramos el 15% de corte de bioetanol que propone la ley de Biocombustibles”

Tomás Beamonte, CEO de Bio4.

Bio4, una empresa agroindustrial con casi 30 socios, anunció este jueves que invertirá US$ 70 millones en tres años para ampliar su capacidad de producción de bioetanol de la planta que tiene en Río Cuarto, en la provincia de Córdoba. Además, informó que acaba de finalizar otra ampliación que incrementó en un 25% su capacidad productiva.

El objetivo del nuevo plan de inversión de Bio4 es poder pasar de 500 a 900 metros cúbicos diarios de producción de bioetanol elaborado a base de maíz, que luego las refinadoras lo mezclan con las naftas. Una vez finalizada las obras, la planta, inaugurada en 2012, demandará cerca de 800.000 toneladas de maíz por año. Se trata de una escala relevante para el sector desde el punto de vista industrial y agregado de valor en origen.

EconoJournal entrevistó a Tomás Beamonte, CEO de Bio4, que dio detalles sobre el plan de ampliación de la producción de la empresa y analizó el impacto que tendrá en la industria la nueva Ley de Biocombustibles que tiene media sanción en el Congreso.

“Nos hubiese gustado un porcentaje mayor, pero valoramos mucho el 15% de corte de bioetanol que propone el proyecto de ley de Biocombustibles y la posibilidad de incorporar autos flex (permiten mayor mezcla de combustibles con etanol) que propone el proyecto” señaló Beamonte.

Respecto al esquema de precios para los biocombustibles que propone el proyecto de ley, añadió que “más allá del mecanismo que se va a desarrollar, los precios no deberían cambiar. Pero lo vamos a ver en la práctica”.

El objetivo del nuevo plan de inversión de Bio4 es pasar de 500 a 900 metros cúbicos diarios de producción de bioetanol.

–¿Qué significa para Bio4 el nuevo plan de inversión?

Esta expansión de la capacidad de producción de Bio4 es la más importante de nuestra historia. Creemos que la ampliación estará operativa a mediados de 2028. En la actualidad estamos con una producción de 500 metros cúbicos por día, por eso vamos a casi duplicar la producción con el nuevo proyecto.

–La inversión la anunciaron mientras se está debatiendo la nueva ley para los biocombustibles.

La inversión responde a una demanda de bioetanol que proyectamos para el mercado de biocombustibles argentino que va a tener un hecho relevante que es el avance del corte de bioetanol al 15%, que viene llevándose adelante vía un decreto de la Secretaría de Energía de marzo de este año, pero que va a quedar marcado por la nueva ley de biocombustibles que en este momento está en el Senado. Este porcentaje de corte impacta en el sector con un 25% más de demanda de toda la industria. Desde Bio4 apuntamos a acompañar esta demanda con el crecimiento de la oferta de bioetanol. Es importante marcar que la nueva ley habilitará a los autos flex, que requerirá un proceso más lento, pero que va a abrir la posibilidad a un mayor de uso de bioetanol. Lo tomamos como una clara señal para el mercado.

–¿Qué características tiene la planta de Río Cuarto que van a ampliar?

Es una planta de etanol a partir de maíz. Nosotros somos una biorefinería donde no solo hacemos bioetanol, sino que trabajamos con co-productos como el aceite técnico de maíz, burlanda, que es proteína vegetal, biogás, energía renovable y biofertilizantes. Son productos que están asociados a nuestra biorefinería.

–¿Cómo cree que impactará la Ley de Biocombustibles puntualmente en el sector de bioetanol?

Nos hubiese gustado un porcentaje mayor, pero valoramos mucho el 15% de corte de bioetanol que propone el proyecto de ley de Biocombustibles y la posibilidad de incorporar autos flex. Apoyamos la ley. Si bien todavía falta que se apruebe en el Congreso, la mirada de nuestra compañía es que la ley habilita a un mayor uso de bioetanol. Creemos que es importante la señal de largo plazo que propone. Alienta la inversión.

–El monto de la inversión que anunciaron no alcanza para el mínimo que exige el RIGI. ¿Cree que hace falta algún esquema para sectores productivos como los bios, que tienen otra dimensión para aplicar en el RIGI?

El RIGI está teniendo mucho éxito traccionando inversiones de importancia. En nuestro sector un esquema así generaría lo mismo. Obviamente tiene que haber un mercado que acompañe, porque si no, por más esquema promocional que haya no se podría avanzar en inversiones nuevas. Es decir, sin demanda en el mercado no va a haber más inversiones. Por eso es muy importante el corte al 15%. Brasil tiene un corte más grande (en etanol acaba de pasar al 32% de mezcla con naftas) y tiene habilitado los motores flex, que implica un porcentaje de mezcla virtuoso porque hay un aliento a desarrollar la industria y la competitividad porque, en mercados como el brasileño, los clientes lo eligen cuando les parece económicamente viable.

–Con la nueva Ley de Biocombustibles la Secretaría de Energía no fijará los precios de los biocombustibles como hasta ahora ya que se va a establecer un esquema basado en la paridad de importación. ¿Qué impacto observa en el corto plazo en el sector?

El nuevo marco regulatorio dejaría al mercado la regulación del precio entre oferta y demanda, sin la participación de la Secretaría de Energía. Hemos tenido momentos con complicaciones y falta de actualización de los precios, que generaban una falta de previsibilidad a largo plazo. En el caso del precio del bioetanol no debería haber un cambio significativo. Más allá del mecanismo que se va a desarrollar, los precios no deberían cambiar. Pero lo vamos a ver en la práctica. Lo mismo ocurrirá con los cupos, que no van a correr más como ocurre hasta ahora. Es decir, cada productor va a abastecer al mercado según lo que pueda producir.

–¿Qué visión tiene sobre el futuro del bioetanol en la Argentina?

Veo al bioetanol como un vector que va a tenar cada vez más relevancia en la transición energética por su escalabilidad, competitividad y seguridad de abastecimiento porque se hace con materia prima local. El etanol complementa al combustible y con el aumento del corte vemos un potencial muy grande para esta industria.

Una vez finalizada la obra de ampliación, la planta de Río Cuarto procesará cerca de 800.000 toneladas de maíz por año.

, Roberto Bellato

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Prorrogan para agosto las “bonificaciones extraordinarias” a usuarios de gas y electricidad incluidos en el SEF

La Secretaría de Energía prorrogó para el mes de agosto la “bonificación adicional extraordinaria” del veinticinco por ciento (25 %), , sobre el consumo correspondiente, aplicable a los usuarios de gas natural y gas propano indiluido por redes, beneficiarios del Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), creado por el Decreto 943/2025.

Ahora, mediante la resolución 187/2026 se prorroga la medida similar establecida para el mes de mayo de 2026 (Resolución S.E. 111/26), para los usuarios del gas comprendidos por el esquema de subsidio parcial del SEF.

Asimismo, la R-187 establece para el mes de agosto una “bonificación adicional extraordinaria” del 16,59 %, sobre el consumo base de Trescientos (300) kilovatios hora (kWh) mensuales de los usuarios de electricidad Residenciales, beneficiarios del Régimen de SEF. Lo que exceda al consumo base se facturará con la tarifa plena.

Las bonificaciones adicionales extraordinarias ahora dispuestas se adicionarán a la bonificación general prevista en el Decreto 943/25, en los términos del Artículo 8°.

Por el Artículo 7° del Decreto 943/25 se determinaron las bonificaciones generales a aplicar al Precio Estacional (PEST) de la electricidad, al Precio Anual Uniforme del gas natural (PAU) y al precio del gas propano indiluído por redes, a trasladar a las tarifas finales de los beneficiarios, por los consumos base que realicen a partir de la entrada en vigencia del régimen de SEF.

Asimismo, también quedarán alcanzadas por la bonificaciónen las facturas las Entidades de Bien Público, Clubes de Barrio y de Pueblo, y otras categorías de usuarios sin fines de lucro asimilables, en los términos de las Leyes 27.098 y 27.218.

En los considerandos de la R-187 se puntualiza que corresponde prorrogar para los usuarios beneficiarios del SEF de gas por redes (natural y propano indiluido), la bonificación adicional extraordinaria (25 %) para el mes de agosto “debido al incremento de la demanda estacional y a los mayores requerimientos de abastecimiento, incluyendo importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) y combustibles sustitutos, cuyos costos se encuentran expuestos a la volatilidad de los mercados internacionales”.

Y en el caso de la energía eléctrica, corresponde aplicar una bonificación adicional extraordinaria del 16,59 %, por el mes de agosto sobre el consumo base de los usuarios residenciales beneficiarios del SEF, con la intención de morigerar el impacto tarifario”.

“La medida se enmarca en los principios de gradualidad, razonabilidad y previsibilidad que orientan el proceso de reestructuración del régimen de subsidios energéticos, procurando evitar variaciones abruptas en los montos de facturación durante los meses de mayor consumo”, sostuvo Energía.

La R-187 instruye al Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) a adoptar las medidas necesarias para la implementación de lo dispuesto, incluyendo su reflejo en los cuadros tarifarios y en los mecanismos de facturación correspondientes.

Lo dispuesto en esta resolución debe ser notificado por el organismo regulador a las Distribuidoras y/o Licenciatarias del servicio público de distribución de electricidad y de gas natural.

También, a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) , a la Asociación de Entes Reguladores Eléctricos, a los Entes Reguladores Provinciales, a la Cooperativa Eléctrica de Río Grande Limitada, y a la Dirección Provincial de Energía de Tierra del Fuego, y a las empresas prestadoras del servicio de distribución de energía eléctrica, ya sean cooperativas, concesionarias u organismos dependientes de gobiernos provinciales.

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De diésel a GNC sin escalas: la invención que promete reducir costos de combustible

La invención fue desarrollada por Adolfo Rutgerson Fackelmann, contador público y aficionado a los autos.

El 14 de noviembre pasado, Adolfo Rutgerson Fackelmann se subió a una camioneta Ford Ranger para conducir un viaje que uniría Córdoba, su ciudad natal, con Río de Janeiro. ¿Cuál era su meta? Demostrar y terminar de validar en ese vehículo un sistema de su invención por medio del cual un motor diésel, sin modificaciones en su estructura, puede funcionar mayoritariamente con GNC y solo una mínima cantidad del combustible original para la función de encendido. Como resultado, logró documentar que en ese trayecto de 3.100 km el coche consumió 264 metros cúbicos de gas natural vehicular y 28,25 litros de diésel.

Ese fue el primer destino de un trabajo iniciado 20 años atrás, cuando Rutgerson Fackelmann, contador público y aficionado a los autos, comenzó a profundizar en los aspectos técnicos de los motores junto con un cliente que le acercó un proyecto de desarrollo de tecnología.

Con el paso del tiempo y la evolución de la gestión electrónica en la mecánica automotriz, creó una metodología que –asegura- permite que un motor diésel funcione con gas natural y alcance una alta sustitución del combustible tradicional (que es más costoso), sin perder rendimiento.

El destino siguiente será introducir su invención en el mercado. “Con la implementación de nuestro sistema, las flotas de vehículos diésel podrían utilizar gas en una altísima proporción, superior al 90%, y así reducir notablemente los costos operativos en cuanto a combustible. La inversión inicial sería razonable ya que no deben realizar modificaciones en el motor. Solo deben incorporar el equipamiento convencional de GNC. Además, conservan la posibilidad de seguir empleando diésel si lo necesitan”, afirma el contador.

Y agrega que está conversando con una firma de Brasil para comercializar su sistema mediante un joint venture. A nivel local, mantiene contactos con una petrolera para realizar pruebas en su parque de camionetas Toyota Hilux, y en breve hará lo propio en el ómnibus de una empresa de transporte público de Córdoba. 

Gasoleros: reducir el consumo sin cambios

El reto que se propuso Rutgerson Fackelmann no es menor. “El motor diésel es más fuerte y tiene mejor rendimiento en el uso del combustible –explica-. En los motores nafteros, por ejemplo, se ha utilizado desde hace varios años la conversión a GNC o, incluso, a gas licuado de petróleo. Es un tema complejo; en motores diésel se han usado sistemas duales, que emplean diésel y gas, pero nunca han logrado sustituir más del 40% o 50%, en promedio, de diésel por gas. En cambio, con esta tecnología he logrado un reemplazo superior al 90%”.

“En breve la vamos a probar en un ómnibus urbano, que sería la situación más extrema debido al tipo de operación de un vehículo de pasajeros, que arranca, frena y acelera varias veces por el tránsito y la congestión típica de una ciudad. En este caso, voy a lograr reemplazar más del 85% del diésel por gas en promedio”, anticipa.

La metodología que desarrolló el inventor cordobés no implica realizar intervenciones ni cambios en el motor del coche. “Requiere instalar un equipo de GNC convencional homologado, de quinta generación, con sus cañerías, cilindros y regulador, ya que se debe inyectar gas en el conducto de admisión. Solo cambia la gestión electrónica porque es preciso comunicarse con la unidad de control del motor (ECU, por su sigla en inglés) original del vehículo para administrar que se inyecte el mínimo de diésel para efectuar el encendido y que luego se vaya inyectando el gas como sustitución. Solo usamos un 10% o 15%, como máximo, de diésel”.

La aplicación de esta tecnología en cada modelo de auto –prosigue- requiere efectuar un “mapeo” con una computadora que se conecta por Bluetooth para introducir los parámetros a ese motor. “La innovación consiste en poder interconectarnos con la electrónica del vehículo, junto con un sistema que administra el funcionamiento bajo esta modalidad que permite reemplazar el uso de diésel por gas.”

Los primeros ensayos de rendimiento se realizaron, inicialmente, en el motor de un Renault Clío con profesionales del Departamento de Mecánica de la Universidad Tecnológica Nacional. Más cerca en el tiempo, los testeos se efectuaron en el banco de pruebas del Laboratorio de Máquinas de la Universidad Nacional de Córdoba en un motor de ómnibus urbano Mercedes Benz OM924LA. Según Rutgerson Fackelmann, “también llevamos adelante ensayos con gas licuado de petróleo, pero propano puro, y funcionó muy bien”. 

El motor del negocio  

Concluida la etapa de testeo en laboratorio y documentado el uso de combustible durante el trayecto de Córdoba a Río de Janeiro –que se denominó “Desafío Diésel Gas”-, el próximo paso es la comercialización. El objetivo es que las flotas diésel de camionetas y transporte de carga y de pasajeros se reconviertan a GNC y operen con el sistema que propone el contador. “En breve comenzaremos a probar y validar la aplicación, inicialmente sin pasajeros, en un colectivo Mercedes Benz de una empresa de transporte público de Córdoba. La electrónica ya está instalada en el vehículo”, señala.

En cuanto a la funcionalidad, de acuerdo con Rutgerson Fackelmann, el uso de GNC no afecta la autonomía de los vehículos. “Para un ómnibus urbano que recorre 300 km por día, la autonomía se resuelve colocando la cantidad de tanques de combustible de gas adecuados para esa distancia. Si cada cilindro de 120 litros tiene 30 metros cúbicos de gas, con la colocación de cuatro tanques de esa capacidad sería suficiente para ese trayecto”, explica.

“En el caso de los camiones de carga se trata de lograr autonomía agregando cilindros, con ciertas limitaciones; pero si se acaba el gas, con nuestra tecnología es posible que siga funcionando con diésel hasta que el vehículo llegue a repostar –argumenta-. Esto es una enorme ventaja, porque un vehículo dedicado a gas se puede usar única y exclusivamente donde pueda abastecerse de ese combustible.”

La llegada al mercado sería a través de talleres o de operadores PEC (productor de equipo completo), que fabrican y venden los componentes de GNC. Según el contador, la instalación de un equipo de GNC en un camión demanda entre US$ 12.000 o US$ 15.000. Y aunque depende de las características de cada flota, estima que ese monto es algo menor para el caso de buses urbanos. “Con el ahorro de combustible que se produce con el GNC, la inversión se amortiza en pocos meses”, considera.

Para reducir los costos de adopción y favorecer la incorporación de su tecnología, baraja proponer un modelo de abono mensual, como un servicio, cuyo valor sería un porcentaje mínimo del ahorro en combustible. “Tenemos previsto instalar en nuestra ECU un chip de celular donde será posible trackear el motor por la red de telefonía móvil. Por ejemplo, si un vehículo ahorra $2 millones, nos pagaría $200.000, más allá del costo de los componentes que tiene que instalar”, explica.

También apuesta al mercado brasileño. “Allí hay una cantidad de vehículos a gas natural similar, en proporción, a la de Argentina, sobre todo en las principales ciudades de la costa, desde Porto Alegre hasta el norte”, afirma Rutgerson Fackelmann. Y añade: “Estoy avanzando para establecer una alianza con una firma que tiene una red comercial y ha vendido más de tres millones de equipos de quinta generación para autos. Operan también en Perú, Colombia y México, y fabrican los componentes en China. Tienen su sistema de conversión de diésel a GNC pero no han logrado nuestros resultados de sustitución. Por eso están interesados.”

, Mariana Pernas

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PCR amplió el Parque Eólico Mataco–San Jorge y lo consolidó como el mayor complejo renovable de Buenos Aires

El parque de PCR en Tornquist alcanzó los 276,6 MW, es considerado el complejo eólico más grande de Buenos Aires y genera energía para abastecer a más de 340.000 hogares.

PCR puso en marcha la ampliación del Parque Eólico Mataco–San Jorge, ubicado en el partido de Tornquist, provincia de Buenos Aires. El proyecto incorporó seis nuevos aerogeneradores Vestas de 6,2 MW de potencia unitaria, que adicionan 37,2 MW al parque.

De esta manera, Mataco–San Jorge alcanzó 276,6 MW de potencia, consolidándose como el complejo eólico de mayor capacidad instalada de la provincia de Buenos Aires y uno de los principales desarrollos de generación renovable del país.

La nueva etapa del proyecto obtuvo la habilitación comercial de CAMMESA para operar en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), por lo que los nuevos aerogeneradores ya se encuentran inyectando energía al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), incrementando la capacidad de generación renovable del complejo.

Con esta ampliación, el Parque Eólico Mataco–San Jorge genera energía renovable suficiente para abastecer el consumo de más de 340.000 hogares y evita la emisión de 522.000 toneladas de CO₂ por año.

Actualmente, PCR opera cuatro complejos eólicos con una capacidad instalada total de 582 MW, entre los que se encuentra el primer parque híbrido (eólico-solar) de la Argentina.

Asimismo, la compañía avanza en la construcción del Parque Eólico Olavarría en alianza con ArcelorMittal Acindar, que ampliará su capacidad de generación renovable en 185,6 MW y reafirma su estrategia de crecimiento en el sector. A través de su plan de inversiones, PCR continúa impulsando proyectos vinculados al upstream de petróleo convencional, las energías renovables y la producción de cemento.

, Ignacio Ortiz

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Ya está abierta la acreditación para la AOG Patagonia 2026

Del 19 al 22 de octubre de 2026, el Espacio DUAM de Neuquén volverá a reunir a los principales referentes de la industria del petróleo y el gas. Contará con cuatro auditorios, una Plaza de Máquinas que duplica la superficie de la edición anterior y seis carpas donde los expositores exhibirán su catálogo de productos a más de 17.000 visitantes proyectados.

El principal encuentro de la industria del petróleo y el gas de la región se prepara para recibir a profesionales, especialistas y referentes descacados del sector. Con una superficie de 17.000 m2 y el 100 % de los espacios comercializados, Argentina Oil & Gas Patagonia será un espacio de intercambio de conocimientos, actualización tecnológica y generación de oportunidades de negocio. Para participar, los visitantes pueden gestionar su acreditación en https://www.aogpatagonia.com.ar/acreditaciones/

Durante cuatro jornadas, más de 400 marcas expositoras presentarán sus productos y soluciones. Además, la exposición ofrecerá una amplia agenda de actividades. Entre ellas, uno de los momentos más esperados será el Encuentro con los CEOs, donde los referentes de las principales compañías del sector compartirán su visión sobre la actualidad de la industria, las perspectivas de crecimiento y los desafíos que marcarán la agenda energética en los próximos años.

En tanto, la 10ª edición de Jóvenes Oil & Gas reunirá a estudiantes avanzados y jóvenes profesionales con referentes de la industria. Es una iniciativa que cada año cobra más relevancia ya que promueve el intercambio de experiencias y nuevas oportunidades profesionales. La agenda incluirá además la 4° Jornada de Seguridad de Procesos en la Industria de Oil & Gas, dedicada a abordar las mejores prácticas y los principales desafíos en materia de seguridad operacional, así como la Jornada de Procesamiento y Transporte de Gas, donde especialistas analizarán las tendencias, proyectos y avances vinculados a uno de los segmentos estratégicos para el desarrollo energético del país.

Organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y comercializada por Messe Frankfurt Argentina, Argentina Oil & Gas Patagonia 2026 es el evento más importante de la industria hidrocarburífera de América latina.

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BAIC Argentina y Puma Energy sellan alianza estratégica

La automotriz BAIC Argentina y Puma Energy anunciaron un acuerdo estratégico que combina la experiencia de ambas compañías para fortalecer su desarrollo conjunto en el país.

A través de este convenio, Puma Energy pasa a ser la marca recomendada en combustibles y lubricantes para toda la gama de vehículos comercializados por BAIC en el país. La compañía abastecerá a la red de concesionarios y servicios oficiales del gigante chino en Argentina.

La incorporación de este nuevo socio comercial forma parte del compromiso de BAIC por seguir optimizando cada instancia de la experiencia de sus clientes. Así como el desarrollo de un vehículo exige altos estándares de ingeniería, su mantenimiento también requiere productos que respondan a esas mismas exigencias.

Con productos desarrollados para los estándares más exigentes del mercado automotor, Puma Energy acompaña el mantenimiento de cada vehículo BAIC con la calidad que su tecnología requiere.

El acuerdo también incluye a ARCFOX, la marca premium de vehículos eléctricos de BAIC. Para estos modelos, Puma Energy es la marca recomendada en lubricantes, refrigerantes y especialidades adaptados a las exigencias de la movilidad eléctrica. De esta manera, BAIC continúa ampliando una propuesta que no solo contempla el vehículo, sino también todo lo que garantiza su desempeño a lo largo del tiempo.

El Gerente de Marketing de Puma Energy para Argentina, Lucas Smart, destacó que “esta nueva alianza con el Grupo BAIC, un líder en el mercado internacional que está creciendo y conquistando a los argentinos, reafirma el compromiso asumido con nuestros clientes de acompañarlos con una línea de combustibles y lubricantes de excelente calidad para garantizarles la mejor experiencia”.

El Gerente de Posventa de BAIC Argentina, Roberto Ruesch, afirmó que “desde Posventa consideramos que esta alianza con Puma Energy representa un beneficio tanto para nuestra red de servicios oficiales como para nuestros clientes. Contar con combustibles, lubricantes y refrigerantes recomendados que cumplen con los estándares de BAIC nos permite acompañar el cuidado de cada vehículo con el respaldo que caracteriza a nuestra red de servicios oficiales”.

Con esta alianza, BAIC reafirma una visión que atraviesa cada una de sus decisiones: ofrecer una experiencia de marca respaldada por innovación, tecnología y socios estratégicos que compartan los más altos estándares de calidad a nivel mundial, se destacó.

BAIC Group es uno de los grupos automotrices más importantes de China y uno de los principales actores de la industria automotriz a nivel global.

Con más de seis décadas de trayectoria, la compañía integra el desarrollo, la ingeniería, la fabricación y la comercialización de un completo porfolio de vehículos, entre los cuales se destacan BAIC, ARCFOX y STELATO, combinando funcionalidades, confort, alta gama, diferentes motorizaciones y nuevas energías. Su presencia en más de ochenta países y regiones refleja una visión de movilidad impulsada por la innovación, el futuro de la tecnología y el compromiso con la evolución constante del sector, se indicó.

En Argentina, BAIC cuenta con una sólida presencia, siendo el BAIC BJ30 Hybrid el SUV entre las marcas chinas más vendido en 2025 y en lo que va de 2026, y activando la preventa de su característico BAIX X55 II en su versión híbrida. www.baic.com.ar // www.arcfox.com.ar

Acerca de Puma Energy cabe referir que es una compañía petrolera global integrada, de refinación, transporte, almacenamiento y distribución, que opera en 46 países. La empresa ha expandido sus actividades a nivel mundial: es propietaria y operadora de 100 terminales de abastecimiento, así como de más de 3.000 estaciones de servicio, y está presente en 80 aeropuertos.

En Argentina, Puma Energy produce combustibles y lubricantes, y los comercializa en más de 400 estaciones de servicio en todo el país.

A su Refinería en Bahía Blanca, la terminal en la localidad de Campana, y su planta de lubricantes en Avellaneda, se suman más de 50 Agroservicios en los principales puntos de la zona productiva agraria de la Argentina. www.pumaenergyarg.com.ar

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Neuquén fijará un salario mínimo de $1,5 millones: Rolando Figueroa cierra la paritaria con los gremios estatales hasta el 2027

Rolando Figueroa y el titular de ATE, Carlos Quintriqueo, durante un acto en mayo de 2026.
Rolando Figueroa y el titular de ATE, Carlos Quintriqueo, durante un acto en mayo de 2026.

La provincia de Neuquén fijará el salario mínimo de los trabajadores estatales en 1,5 millones de pesos cuando concluya la paritaria del segundo semestre con los sindicatos del sector público. El gobierno de Rolando Figueroa finalmente mejoró la propuesta que había llevado el martes a la mesa de negociación y aceptó volcar mayores recursos para recomponer los sueldos de unos 35.000 agentes.

La oferta será debatida desde mañana en asambleas, pero ATE dejó ver su conformidad al sugerir hoy que, a diferencia de la anterior, «es muy considerable».

La provincia tiene alrededor de 70.000 trabajadores estatales, pero esta paritaria alcanza aproximadamente a la mitad, ya que los docentes ya habían firmado un acuerdo por todo el 2027. Eso no descarta que ahora busquen mejorar sus condiciones a partir de lo obtenido por el resto de los sindicatos. «Esto va a tener que derramar para los que firmaron por un año», había anticipado el líder de ATE, Carlos Quintriqueo.

La negociación rápidamente levantó críticas de La Libertad Avanza, en concreto del senador Pablo Cervi, quien reclamó que la provincia dé una discusión «de fondo sobre el destino de los recursos extraordinarios que genera Vaca Muerta» y advirtió que el debate sobre el Estado no puede girar únicamente en torno a las negociaciones salariales del sector público.

Cuestionó que la planta de empleados «ha crecido significativamente en los últimos años» y que «la discusión no puede limitarse a cuánto cuesta sostener esa estructura o cuánto deben aumentar los salarios». «La verdadera pregunta es otra: ¿los neuquinos reciben mejores servicios? ¿El Estado funciona mejor?», apuntó.

Los términos del acuerdo salarial

El gobierno puso al frente de la negociación con los sindicatos estatales al ministro de Gobierno, Jorge Tobares, el funcionario con perfil más dialoguista del gabinete, junto a la secretaria de Hacienda, Carola Pogliano, una de las funcionarias más valoradas por Rolando Figueroa y la llave para destrabar buena parte de los conflictos que surgen en la administración pública.

En concreto, el gobierno acordó elevar el piso salarial para todos los empleados públicos a 1.560.000 pesos de bolsillo para equipararlo a la canasta básica que, según la última medición de Indec, se estimó en 1.531.473 pesos. Para ATE la medida «representa un paso significativo» hacia el objetivo de eliminar los salarios que estén por debajo de la medición del costo de vida.

Actualmente, la provincia tiene haberes iniciales que rondan los 1,2 millones de pesos en la mayoría de los escalafones.

Por otro lado, el acuerdo propuesto por la gestión de Figueroa extiende el esquema de actualizaciones trimestrales atadas al Índice de Precios al Consumidor (IPC) hasta junio del 2027, lo que le daría aire para llegar sin conflicto a las elecciones del año que viene, si es que se realizan en el primer semestre.

A esto se sumará, además, una recomposición del 4% a los salarios básicos a partir de noviembre de 2026 y un 3% adicional desde enero de 2027.

Por último, el acuerdo contempla el pago de dos bonos extraordinarios: uno de 410.000 pesos a cobrarse durante octubre de 2026 y otro de 480.000, a cobrarse en la segunda quincena de enero de 2027.

«Este es un acuerdo que busca recuperar salario frente a los incrementos de tarifas y alquileres, sin descuidar el aspecto inflacionario que miden los organismos», afirmó Quintriqueo, quien destacó que los porcentajes extra del 4% y 3% que incluye la oferta implican «adelantar casi un trimestre por los valores que viene dando el IPC hasta ahora». «No lo vemos mal», sostuvo.

El gremio llamó a realizar asambleas este viernes a la mañana para votar la aceptación de la propuesta, con la expectativa de que, si se aprueba, se firme el acta con el gobierno el lunes.

El costo de alquileres y servicios en Neuquén

El acuerdo apunta a recomponer los sueldos de los trabajadores estatales de Neuquén frente al alza de productos y servicios, muchos de ellos asociados al costo de vida que imprime la actividad en Vaca Muerta.

Desde ATE habían reclamado al gobierno de Rolando Figueroa que vuelque parte de las regalías extraordinarias que ingresaron a la provincia por efecto de la guerra en Medio Oriente a financiar las subas.

La dirección de Estadística y Censos de Neuquén midió para junio una inflación mensual del 2,2%, apenas superior a la que relevó Indec, aunque hubo sectores que duplicaron el porcentaje.

Fue el caso de los alquileres, que experimentaron un alza del 4%, mismo número que los servicios de electricidad y gas. Los primeros, que explican el encarecimiento del acceso a la vivienda en la capital neuquina, acumulan un aumento del 25,8% en el año, mientras que las tarifas se incrementaron un 39,4% en el período.

La suba de los combustibles, que en el mes se ubicó en un 1,5%, por debajo del nivel general, acumula de enero a junio una variación del 22,1%.

, Andrea Durán

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AES Argentina lanza Obligaciones Negociables por hasta U$S 50 millones

AES Argentina anunció la emisión de Obligaciones Negociables por un valor nominal de hasta U$S 30 millones, ampliable hasta los U$S 50 millones.

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

Las Obligaciones Negociables serán denominadas, integradas y pagaderas en dólares MEP, a un plazo de 24 meses. La emisión tendrá una tasa fija, que se determinará mediante licitación, y pagará intereses cada seis meses.

El capital se devolverá íntegramente al vencimiento, bajo modalidad bullet. La suscripción mínima será de U$S 100, quedando al alcance de todos los inversores.

Los fondos obtenidos se destinarán a financiar operaciones de AES Argentina, realizar inversiones en activos y bienes de capital en el país y mejorar el perfil de vencimientos, se describió.

AES Argentina es uno de los principales inversores en negocios de largo plazo del sector eléctrico nacional con una capacidad instalada de más de 3 GW. La empresa cuenta con un portafolio diversificado entre energía térmica, hidroeléctrica, y eólica, con 9 plantas de generación: Cabra Corral, El Tunal, Termoandes, Ullum, Sarmiento, Paraná, Central Térmica San Nicolás, Vientos Bonaerenses y Vientos Neuquinos; ubicadas en las provincias de Buenos Aires, Neuquén, Salta y San Juan.

La emisión cuenta con una calificación AA- (FixScr) y se regirá por ley argentina. Actuarán como agentes colocadores: Banco de Galicia y Buenos Aires S.A.U.; Banco Santander Argentina S.A.; Macro Securities S.A.U.; Banco BBVA Argentina S.A.; Banco Patagonia S.A.; Allaria S.A.; Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A.U.; Petrini Valores S.A.; Invertir en Bolsa S.A.; Banco Supervielle S.A.; Latin Securities S.A.; Adcap Securities Argentina S.A.; Invertironline S.A.U.; Global Valores S.A.; Portfolio Personal Inversiones S.A.; Neix S.A.; y Facimex Valores S.A.

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Arriazu afirma que la minería atraviesa la misma etapa que Vaca Muerta en 2013

El economista Ricardo Arriazu sostuvo en Mendoza que la minería argentina se encuentra en un punto de inflexión similar al que atravesaba Vaca Muerta en 2013, cuando el potencial geológico ya estaba confirmado y comenzaba la etapa de desarrollo masivo.

Según explicó, la combinación entre transición energética, inteligencia artificial y disputa geopolítica está generando una demanda inédita de cobre, litio, plata y otros minerales críticos, ubicando a Argentina en una posición estratégica dentro del mercado global.

Arriazu participó de la presentación de Chimpay como la primera AAPIC autorizada en Mendoza y señaló que “el mundo está yendo hacia la electrificación y hacia la inteligencia artificial”, procesos que requieren grandes volúmenes de energía y metales.

Afirmó que Argentina posee recursos de escala internacional a lo largo del corredor metalífero que se extiende desde La Rioja hasta San Juan y Mendoza, donde las campañas de exploración continúan ampliando los depósitos conocidos.

El economista destacó que la minería ya no es una promesa, sino una realidad en expansión. Recordó que hace más de una década defendía el potencial de Vaca Muerta cuando todavía existían dudas sobre su desarrollo, y planteó que la situación actual del sector minero es equivalente: proyectos de cobre avanzando en ingeniería y permisos, inversiones en evaluación y recursos que se consolidan como de clase mundial.

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Arriazu remarcó que el impacto económico de la minería no debe medirse únicamente por las exportaciones. Al igual que ocurrió con el shale neuquino, la puesta en marcha de grandes proyectos demandará infraestructura, energía, cemento, transporte, logística, servicios industriales y mano de obra calificada, generando un efecto multiplicador sobre la actividad.

Recordó que los estudios de Vaca Muerta obligaron a proyectar millones de toneladas adicionales de cemento y miles de camiones para abastecer el crecimiento de la industria.

También advirtió sobre el riesgo del “péndulo argentino”, concepto que utiliza para describir la falta de continuidad en las reglas de juego. Señaló que los inversores no dudan de la existencia de los recursos naturales, sino de la capacidad del país para sostener estabilidad macroeconómica durante décadas.

A su entender, el superávit fiscal, la baja del riesgo país y la previsibilidad regulatoria son condiciones indispensables para transformar el potencial geológico en inversiones concretas.

Arriazu recordó que las exportaciones mineras alcanzaron USD 6.000 millones el año pasado y que este año volverán a crecer por la mejora en la producción de oro y litio.

Sin embargo, afirmó que el verdadero salto llegará con la entrada en producción de los grandes proyectos de cobre, que según las proyecciones oficiales podrían llevar las exportaciones del sector a USD 36.000 millones anuales hacia 2035.

Bajo ese escenario, el economista planteó que Argentina podría sostener tasas de crecimiento cercanas al 5,5% anual durante un período prolongado, siempre que logre consolidar estabilidad macroeconómica y evitar los ciclos de retroceso que caracterizaron su historia reciente.

Para Arriazu, la minería representa una oportunidad estructural que, de ser aprovechada, podría modificar la matriz productiva del país y convertirse en uno de los principales motores de desarrollo de las próximas décadas.

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Biocombustibles: integración estratégica para liberar hidrocarburos y ampliar el saldo exportable argentino

La transición energética argentina atraviesa una etapa en la que los biocombustibles dejan de ser un complemento ambiental para convertirse en un instrumento económico y productivo.

La combinación de bioetanol, biodiésel y energías limpias con la producción de hidrocarburos permite reducir el consumo interno de combustibles fósiles y liberar volúmenes de petróleo y gas para exportación, fortaleciendo la competitividad del país en un contexto internacional volátil.

La Secretaría de Energía sostiene que la capacidad instalada del sector bioenergético continúa subutilizada: el bioetanol opera con una capacidad ociosa cercana al 25%, mientras que el biodiésel mantiene niveles superiores al 70%. La ampliación de los cortes obligatorios —hoy en 12% para bioetanol y 7,5% para biodiésel— permitiría reemplazar parte del consumo interno de naftas y gasoil, generando un excedente exportable de hidrocarburos sin necesidad de incrementar la producción.

El proyecto de nueva Ley de Biocombustibles, en debate en el Senado, propone elevar los cortes a 15% y 10%, respectivamente, y crear un mercado electrónico único para transparentar precios y contratos.

La integración energética también se observa en la expansión de las energías renovables y la generación distribuida, que reducen la demanda de gas natural en la generación eléctrica. Según datos oficiales, la incorporación de parques solares y eólicos permitió desplazar volúmenes de gas en los picos de demanda, liberando parte de la producción para exportaciones estacionales.

La complementariedad entre hidrocarburos y renovables mejora la seguridad de abastecimiento y reduce la exposición del sistema a variaciones internacionales del precio del petróleo.

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Córdoba se consolidó como un caso demostrativo de esta integración. La provincia, principal productora de maíz, sostiene una de las cadenas de bioetanol más importantes del país y promueve el uso de biocombustibles en la flota oficial y en parques industriales.

La incorporación de mezclas superiores a las obligatorias en autoelevadores, camiones y maquinaria logística permitió reducir emisiones y mejorar la eficiencia operativa sin necesidad de reconvertir flotas, mientras se disminuye el consumo de gasoil y naftas en el mercado interno.

El avance de la economía circular también suma nuevas fuentes de energía. Proyectos provinciales y municipales reutilizan aceites usados para producir biodiésel, agregando valor a residuos urbanos y agrícolas y fortaleciendo cadenas productivas regionales.

Estas iniciativas se integran a la estrategia nacional de diversificación energética, que busca articular hidrocarburos, bioenergías y renovables bajo una planificación de largo plazo.

La política energética argentina enfrenta el desafío de coordinar inversiones, infraestructura y regulación para aprovechar plenamente el potencial disponible. La integración de biocombustibles y energías limpias no implica sustituir hidrocarburos, sino optimizar su uso: reducir el consumo interno, ampliar el saldo exportable y consolidar una matriz más resiliente y competitiva.

En este esquema, la energía se posiciona como uno de los principales motores del desarrollo industrial y económico del país durante las próximas décadas.

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IPEEM define las áreas ofertadas para explorar en Iglesia y Calingasta

El Instituto Provincial de Exploraciones y Explotaciones Mineras (IPEEM) realizó la apertura del Sobre N.º 2 del concurso público para la exploración de áreas mineras en Iglesia y Calingasta, donde quedaron identificadas las zonas por las que cada empresa presentó ofertas.

Las propuestas económicas continúan bajo análisis de la comisión evaluadora del organismo, que deberá verificar el cumplimiento de los pliegos y elaborar el informe técnico-administrativo correspondiente.

Las compañías que avanzaron a esta instancia ya habían superado la admisibilidad legal, técnica y financiera durante la apertura del primer sobre. Se trata de Pampa Exploración S.A., Minera del Carmen S.A. (Barrick), Compañía Minera Aguilar San Juan, Las Pailas S.R.L. y Kopano Cobre S.A.

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La distribución de las áreas ofertadas quedó definida de la siguiente manera:

  • Pampa Exploración S.A.: Bordo Atravesado
  • Minera del Carmen S.A. (Barrick): Patri
  • Compañía Minera Aguilar San Juan: Rincones de Araya, Josefina, Patri, Bordo Atravesado, Margaritas y Arroyo Los Amarillos
  • Las Pailas S.R.L.: Bordo Atravesado
  • Kopano Cobre S.A.: Bordo Atravesado

El área Bordo Atravesado concentró el mayor interés, con cuatro propuestas, mientras que Patri recibió dos. Las áreas Rincones de Araya, Josefina, Margaritas y Arroyo Los Amarillos registraron una única oferta cada una.

Todas las zonas incluidas en el concurso presentan potencial geológico para cobre y oro, y forman parte de la política provincial de promoción de la exploración minera en los departamentos con mayor actividad del sector.

Con la documentación ya en manos de la comisión evaluadora, el proceso avanza hacia la etapa de análisis económico y técnico, paso necesario para definir la adjudicación y habilitar nuevos trabajos de exploración en Iglesia y Calingasta.

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Primer acuerdo de productividad en perforación bajo la Ley de Modernización Laboral en Vaca Muerta

El Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa y las cámaras CEPH (Exploración y Producción de Hidrocarburos) y CEOPE (Operaciones Petroleras Especiales) firmaron el primer acuerdo de productividad del sector hidrocarburífero bajo la Ley de Modernización Laboral N.º 27.802, reglamentada por el Decreto 407/2026.

El convenio se aplicará a la actividad de perforación en la Cuenca Neuquina y establece un esquema de incentivos vinculados al cumplimiento de objetivos operativos medibles y verificables.

El acuerdo habilita la implementación de un Programa de Incentivo Variable por Resultados Operativos, orientado a mejorar productividad, eficiencia y seguridad en las operaciones de perforación. Según la Secretaría de Energía, los tiempos promedio de perforación en Vaca Muerta se ubican entre 12 y 18 días por pozo, con costos de USD 6 a 8 millones por pozo.

La reducción de tiempos improductivos y la mejora en la disponibilidad de equipos tienen impacto directo en el CAPEX de las operadoras y en la competitividad del desarrollo no convencional.

El esquema incorpora una Comisión de Seguimiento, integrada por representantes del sindicato y de ambas cámaras, que supervisará la implementación del programa, verificará el cumplimiento de los indicadores operativos y coordinará acciones de capacitación y desarrollo de recursos humanos.

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CEOPE y CEPH, como entidades representativas de empresas de perforación y servicios especiales, aportarán información técnica para la medición de desempeño y la trazabilidad de los resultados.

La Ley 27.802 habilita la negociación directa entre sindicatos y cámaras para acuerdos de productividad sectoriales, sin necesidad de homologación previa, y establece que los incentivos deben vincularse a parámetros objetivos de operación.

En perforación, estos parámetros incluyen tiempos de avance, eficiencia de equipos, cumplimiento de programas, seguridad operativa y formación técnica.

El acuerdo constituye un precedente para el resto de las actividades del upstream —fractura, pulling, workover y servicios especiales— y se integra a la estrategia de mejora continua del desarrollo no convencional.

La articulación entre gremio y cámaras permite alinear productividad, capacitación y seguridad en un segmento que define el ritmo de perforación de nuevos pozos y la expansión de la producción en Vaca Muerta.

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Argentina Metals suma cotización en Estados Unidos para financiar sus proyectos de cobre en Mendoza

Argentina Metals Corp. comenzó a operar en el OTCQB Venture Market de Estados Unidos bajo el símbolo VLLCF, un paso que amplía su presencia en mercados de capitales y fortalece su estrategia de financiamiento para avanzar con sus proyectos cupríferos en Mendoza.

La compañía ya cotiza en la TSX Venture Exchange de Canadá (VLLC) y en la Bolsa de Frankfurt (VA5), por lo que la incorporación al mercado estadounidense consolida su llegada a inversores internacionales.

El OTCQB es un mercado orientado a empresas en etapa de crecimiento y exploración, con requisitos de transparencia y reportes periódicos que permiten mejorar la visibilidad y la liquidez de las acciones. Desde la compañía señalaron que esta nueva cotización facilitará la participación de inversores estadounidenses y acompañará la próxima fase de exploración en sus activos mendocinos.

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Argentina Metals mantiene un portafolio centrado en la exploración de cobre en distritos considerados de alto potencial geológico y con escasa exploración histórica. Entre sus propiedades se encuentran los proyectos El Salado y La Quimera, que abarcan cerca de 9.980 hectáreas en Mendoza.

La empresa busca posicionarse dentro del creciente ecosistema de compañías que apuntan a desarrollar nuevos recursos cupríferos en Argentina, en un contexto de fuerte interés global por este mineral estratégico para la electrificación, las energías renovables y la infraestructura vinculada a la transición energética.

La llegada al mercado estadounidense se suma a la estrategia de diversificación financiera que la compañía viene impulsando desde su ingreso a la TSX Venture Exchange, y representa una herramienta adicional para acompañar la etapa de exploración y evaluación de sus activos en la provincia.

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Empresas energéticas emitieron deuda por US$ 5.307 millones en el primer semestre

El sector energético se consolidó en el primer semestre de 2026 como el gran protagonista del mercado de deuda corporativa argentino, al captar US$ 5.307 millones mediante emisiones de obligaciones negociables (ON). 

Esto equivale al 55,1% de los US$ 9.632 millones colocados por todas las empresas entre enero y junio, impulsado por el dinamismo de la cuenca no convencional de Vaca Muerta y por proyectos de hidrocarburos y generación eléctrica que demandan financiamiento de gran escala.

Según un informe de la consultora RICSA ALyC citado por Minuto Neuquén y medios especializados de Neuquén, las compañías energéticas realizaron apenas 24 series de ON sobre un total de 169 emisiones del mercado, es decir, el 14% de las colocaciones, pero con montos muy superiores al resto de los sectores: el ticket promedio del segmento energético trepó a US$ 221 millones, frente a US$ 56,9 millones del promedio general, reflejando la escala de los proyectos de exploración, producción, transporte y distribución vinculados a Vaca Muerta y al sistema eléctrico.

El mercado de ON en su conjunto creció un 8% respecto del mismo período de 2025, pero el salto más fuerte se dio entre el primer y el segundo trimestre: las emisiones totales pasaron de US$ 3.956 millones a US$ 5.676 millones, un incremento del 43% en tres meses. 

En el caso del sector energético, el avance fue aún más marcado: de US$ 1.848 millones en el primer trimestre a US$ 3.459 millones en el segundo, lo que implica una suba del 87%, en línea con la aceleración de inversiones en perforaciones, plantas de tratamiento y obras de transporte (gasoductos y oleoductos) necesarias para acompañar los récords de producción de la cuenca neuquina.

Entre los principales emisores del semestre se destacaron YPF, Pampa Energía, Edenor, Pluspetrol y Vista Energy, que concentraron el 62% del financiamiento del sector energético. 

YPF realizó tres emisiones por US$ 833 millones, Pampa Energía obtuvo US$ 700 millones, Edenor colocó US$ 640 millones, Vista Energy levantó US$ 617 millones y Pluspetrol sumó US$ 500 millones; en conjunto, los diez mayores emisores del segmento acapararon el 90,8% del volumen energético total, equivalente a la mitad de todo el mercado de deuda corporativa del semestre.

El informe también subraya la fuerte dolarización del financiamiento energético: el 99,4% de las emisiones del sector se realizó en dólares, muy por encima del promedio general del mercado, donde el 58% de las ON se colocó en esa moneda y el 42% restante en pesos. 

Este perfil responde a la naturaleza exportadora de buena parte de los proyectos de Vaca Muerta y a la necesidad de fondear inversiones de largo plazo con tasas de un dígito, que el mercado de capitales argentino convalidó para las principales compañías del rubro.

El contexto productivo acompaña este boom de endeudamiento: la cuenca de petróleo y gas no convencional Vaca Muerta viene marcando récords de producción mes a mes. 

En mayo el país alcanzó un máximo histórico de 903.700 barriles de petróleo por día, mientras el gas natural rozó en junio su propio techo con 158 millones de metros cúbicos diarios; las proyecciones oficiales apuntan a una extracción anual de 54,5 millones de m³ de petróleo, un 16% más que en 2025, lo que convertiría a 2026 en el año de mayor producción petrolera de la historia argentina, superando el registro de 1998.

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De la mano de Vaca Muerta, Neuquén logró un doble récord

El gobierno de Neuquén informó que la provincia registró durante junio de 2026 un nuevo récord en la producción de petróleo, con un volumen de 648.114 barriles por día. El nivel alcanzado representa un incremento del 1,86% respecto de mayo de 2026 y del 30,48% en comparación con junio de 2025.

Al considerar la producción acumulada entre enero y junio, el volumen registrado durante 2026 fue un 32,62% superior al correspondiente al mismo período de 2025.

El crecimiento mensual estuvo impulsado principalmente por el aumento de la producción en las áreas Bajo del Choique-La Invernada, con 11.183 barriles diarios adicionales; Cruz de Lorena, con 5.798 barriles diarios; La Amarga Chica, con 4.586 barriles diarios; Bajada de Añelo, con 3.545 barriles diarios; y La Calera, con 2.680 barriles diarios.

Nuevo máximo en la producción de gas

La producción de gas también alcanzó un nuevo récord provincial durante junio, al ubicarse en 118,64 millones de metros cúbicos por día. Este resultado significó un crecimiento del 3,04% respecto de mayo de 2026 y del 5,12% frente a junio de 2025.

En el análisis acumulado de enero a junio, la producción de gas de 2026 mostró un incremento del 6,96% en comparación con el mismo período del año anterior.

El aumento mensual se explicó principalmente por los mayores volúmenes registrados en La Calera, con 1,00 MMm³/d adicionales; Sierra Chata, con 0,99 MMm³/d; Aguada Pichana Oeste, con 0,95 MMm³/d; Bajo del Choique-La Invernada, con 0,63 MMm³/d; Loma La Lata-Sierra Barrosa, con 0,55 MMm³/d; y Bajada de Añelo, con 0,52 MMm³/d.

La producción no convencional de petróleo alcanzó los 630.234 barriles por día y representó el 97,24% del total provincial.

En el caso del gas, la producción no convencional fue de 108,42 MMm³/d, equivalente al 91,38% del total. Dentro de ese volumen, el shale gas aportó un 82,35% de la producción provincial.

Para la elaboración del informe se estimaron los valores de producción de las áreas operadas por Bentia Energy.

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Las ventas de combustible cayeron 2,9% interanual en junio

En una tendencia que comenzó en el mes de febrero, las ventas de combustible al público -nafta y gasoil- totalizaron en todo el país 1.331.423 metros cúbicos durante junio, con una caída del 2,9% frente al mismo mes de 2025 y un descenso del 6,2% respecto a mayo.

Así lo informó la consultora Politikon Chaco, elaborado sobre la base de datos oficiales de la Secretaría de Energía. El trabajo señala que la cifra de junio representa la “quinta baja consecutiva en ese nivel comparativo, y es el menor volumen para un primer semestre desde 2021″.

La venta de combustible en detalle

  • El consumo de naftas, que representó el 56% del total, bajó un 1,9% interanual
  • El gasoil tuvo un retroceso del 4,2%. En este último segmento, el gasoil común experimentó una merma del 8,9%, que fue compensada parcialmente por un crecimiento del 4,0% en el segmento Premium.
  • En el desglose por empresas, YPF concentró el 55,1% del mercado, seguida por Shell con el 22,5% y Axion con el 12,0%.
  • Solo cuatro provincias mostraron aumentos en sus ventas: Neuquén (7,7%), Entre Ríos (1,3%), Tierra del Fuego (0,5%) y Mendoza (0,4%).
  • En tanto, diecinueve registraron caídas, con los retrocesos más marcados en La Rioja (-8,0%), Formosa (-9,3%) y Salta (-11,3%).

Con estos resultados, el primer semestre de 2026 acumuló ventas por 8,21 millones de metros cúbicos, lo que implica una baja del 1,3% contra el año anterior.

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El Gobierno llamó a licitación pública para concesionar el Sistema Hidroeléctrico Los Nihuiles

El Gobierno convocó a licitación pública nacional e internacional para la concesión del Sistema Hidroeléctrico Los Nihuiles, de Mendoza, mediante el Decreto 667/2026, publicado en el Boletín Oficial.

Esta medida se toma tras el vencimiento de las concesiones anteriores y en un contexto de emergencia del sistema tras daños por fenómenos climáticos. La licitación se llevará a cabo de forma conjunta entre el Estado Nacional y la provincia de Mendoza.

En el proceso licitatorio, el Ejecutivo nacional busca otorgar una nueva concesión para la generación de energía eléctrica de las centrales Nihuil I, II, III y IV, mientras que Mendoza apunta a vender el 100% del paquete accionario de la empresa Hidroelectricidad Mendocina S.A., sociedad constituida recientemente para gestionar estos activos.

Este esquema busca que un mismo operador se haga cargo tanto de las concesiones nacionales como de los derechos de uso de los bienes y del recurso hídrico, que son de dominio provincial.

El sistema hidroeléctrico de Mendoza se encuentra en emergencia, ya que el 11 de enero de 2025, un aluvión histórico provocó la inundación de las centrales Nihuil II y III, dejándolas fuera de servicio hasta ahora.

Tras el vencimiento de las concesiones originales en junio de 2024, se inició un periodo de transición. Ahora, el decreto determinó que la empresa provincial Hidroelectricidad Mendocina será la responsable de la operación del complejo de manera provisional desde el 27 de julio de 2026 hasta el 31 de diciembre de 2026, o hasta que el nuevo adjudicatario tome posesión.

La Secretaría de Energía nacional actuará como Autoridad de Aplicación de la concesión y, junto con el Ministerio de Energía y Ambiente de Mendoza, fijará las pautas del proceso licitatorio. Además, se designará un veedor de la Subsecretaría de Energía Eléctrica para supervisar la operación durante el periodo de transición.

En la normativa se informó que la licitación se realizará a través de la plataforma CONTRAT.AR. Además, se dispuso que el nuevo concesionario deberá realizar inversiones obligatorias para extender la vida útil de los activos y que todos los ingresos derivados de la concesión nacional pertenecerán exclusivamente al Estado Nacional.

El Sistema Los Nihuiles es considerado una infraestructura estratégica “multipropósito”, no solo por la generación de energía, sino también por su capacidad para regular flujos eléctricos regionales y abastecer a departamentos del sur mendocino como General Alvear y Malargüe.

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Kristalina Georgieva visitó Vaca Muerta junto a Luis Caputo y Horacio Marín

La titular del Fondo Monetario Internacional (FMI), Kristalina Georgieva, viajó el pasado martes a Vaca Muerta, pieza clave para generar divisas. Junto al ministro de Economía, Luis Caputo y a Horacio Marín, presidente de YPF, recorrieron el yacimiento Loma Campana, uno de los desarrollos centrales de la empresa en la provincia de Neuquén.

La visita formó parte de la agenda oficial de Georgieva en la Argentina, tras su encuentro con el presidente Javier Milei en Casa Rosada, y previamente su reunión con Caputo.

En Neuquén, la jefa del FMI fue recibida por el presidente de YPF, Horacio Marín, en una recorrida que buscó mostrar el avance del sector energético y su potencial para generar exportaciones por entre u$s11.000 millones y u$s15.000 millones al año.

El interés del organismo por Vaca Muerta quedó reflejado en las declaraciones que Georgieva realizó durante la conferencia de prensa que compartió con Caputo. Allí destacó que la industria petrolera lidera el crecimiento económico del país y remarcó la importancia de sostener ese impulso.

El viaje a Neuquén tuvo como eje la recorrida por Loma Campana, el yacimiento ubicado en Vaca Muerta que opera YPF. La presencia de Marín apunta a mostrar el desempeño de la petrolera y las perspectivas de crecimiento de la producción no convencional. El objetivo del viaje buscó acercar a la conducción del FMI al territorio donde se concentra buena parte del crecimiento petrolero y gasífero argentino.

El presidente Javier Milei no participó de la visita a Loma Campana, ya que viajó a Perú para asistir a la jura de Keiko Fujimori como presidenta.

Pese al peso de Vaca Muerta, la titular del FMI sostuvo que el desafío para la próxima etapa será lograr que el crecimiento de energía y minería se extienda hacia otros sectores de la economía.

“Este era el tema principal de debate, tenemos un fuerte desempeño en petróleo, gas y minería, y ese desempeño fuerte está arraigado en la mejora en la confianza de la economía argentina. Es más difícil, quizás, elevar la economía en sectores como la construcción, los servicios y la logística y por ende, el foco del Gobierno en términos de reformas y de respaldo dentro de la capacidad limitada del Gobierno debe dirigirse allí”, afirmó Georgieva.

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Egipto atribuyó a drones el incendio de dos buques cisterna estadounidenses en el puerto de Damietta

Las autoridades de Egipto han atribuido este jueves a drones el incendio provocado en dos buques cisterna de gas en el puerto de Damietta, en Egipto, sin que por el momento haya responsabilizado a ningún actor del ataque.

“Tras controlar el incendio que afectó a dos buques en el puerto de Damietta el 29 de julio de 2026, y a raíz de las investigaciones preliminares sobre el incidente llevadas a cabo por las autoridades competentes, se ha revelado que fue provocado por un dron, y ninguna parte ha reivindicado la autoría del incidente”, ha indicado el gabinete del Gobierno egipcio en un mensaje en redes sociales.

En este sentidol, ha indicado que las autoridades competentes continúan con las investigaciones “para determinar las circunstancias del incidente” y, en este caso, adoptará “las medidas necesarias para proteger los intereses y la seguridad nacional de Egipto”.

La Autoridad Portuaria de Damietta ha confirmado que el puerto sigue operando con plena normalidad y todas las terminales y amarres gestionan las llegadas y salidas de buques según lo previsto, informa el diario ‘Ahram’.

La voz de alarma la dio el Ministerio de Petróleo y Recursos Minerales de Egipto, que en un comunicado precisó que las embarcaciones afectadas son “un buque de gasificación y un buque de almacenamiento atracados en el puerto de Damietta”.

Horas más tarde, el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, indicó que el ataque “es más de lo mismo”, en relación con los presuntos indicios que relacionan el suceso con la guerra en curso en Irán. “Nos toca a nosotros golpearles. Saben que va a pasar. Nos están pidiendo que no lo hagamos”, aseguró antes de que Washington volviera a atacar a Irán en medio del repunte de las tensiones por la crisis regional y la situación en el paso de Ormuz.

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Las diferencias en el precio del gas se ajustarán cada dos meses desde agosto

El Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENREGE) formalizó el cambio en el esquema de traslado de los costos de adquisición de gas a las facturas de los usuarios y el ajuste de las diferencias de precio pasa de ser estacional a bimestral desde agosto, mediante la Resolución 331/2026, publicada este jueves en el Boletín Oficial.

La normativa se enfoca en las denominadas Diferencias Diarias Acumuladas (DDA). Estas representan la brecha entre el valor del gas que las empresas distribuidoras compran efectivamente y el precio estimado que se incluyó originalmente en la tarifa del usuario.

Hasta ahora, estas diferencias se acumulaban y ajustaban de forma estacional. Con la nueva resolución, el cálculo e incorporación de estas diferencias a las tarifas se realizará cada dos meses. Con este cambio, las autoridades buscan evitar que los usuarios enfrenten saltos bruscos en sus facturas debido a la acumulación de saldos por períodos de tiempo más extensos.

Al respecto en el texto oficial, se explicó que el ajuste en la periodicidad busca “adecuarla, transitoriamente, a un esquema que sostenga los principios de gradualidad y previsibilidad, evitando todo ajuste significativo derivado de plazos más extensos”.

Asimismo, el Gobierno argumentó que la decisión se implementa en el marco de la emergencia del sector energético nacional, la cual ha sido prorrogada recientemente hasta el 31 de diciembre de 2027.

La Secretaría de Energía instruyó al ENREGE a adecuar los procedimientos para que el sistema refleje el costo real del gas sin que esto genere beneficios ni pérdidas extraordinarias para las empresas distribuidoras, respetando el principio de “mínimo costo para los consumidores”.

De esta manera, se suspende transitoriamente la Resolución 559/2025, que regía el procedimiento anterior, para evitar contradicciones legales durante la emergencia. El organismo regulador deberá velar por que se mantengan los criterios de transparencia y los lineamientos que aseguren que los precios no excedan los niveles de mercado.

Los nuevos cuadros tarifarios que apliquen esta metodología comenzarán a regir a partir de agosto de 2026. La medida ya fue notificada a todas las licenciatarias del servicio de distribución de gas natural del país para su inmediata aplicación. 

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Crisis de la fundición: el “primer eslabón” de la cadena energética enfrenta una caída sostenida de su producción

La importación aparece como una de las principales preocupaciones del sector de la fundición.

La actividad de la fundición es poco conocida fuera del ámbito industrial, pero fundamental para el desarrollo de sectores como el petróleo, el gas, la minería, la generación eléctrica, la industria naval, automotriz y ferroviaria, entre otras. La fundición es el punto de partida de la mayoría de los componentes metálicos que luego se transforman en válvulas, bombas, molinos, turbinas o maquinaria pesada. Pese a ello, esta industria hoy atraviesa su peor momento en años.

«En todo lo que ves hay fundición. Después viene el mecanizado, la ingeniería y el ensamblado, pero el cuerpo de ese producto nace en una fundición», explicó a Econojournal Martín Bernocco, gerente de la Cámara de Industriales Fundidores de la República Argentina (CIFRA).

Las fundiciones reciben chatarra clasificada, la funden en hornos que superan los 1.600 °C y obtienen piezas semielaboradas que luego otras industrias convierten en productos finales. El proceso parece simple pero detrás hay empleo capacitado y años de trayectoria e industria que destacan a la Argentina por sobre otros países de la región.

Así lo demuestra Alejo Bendersky, director de la empresa de soluciones metalúrgicas y fundiciones de acero Enerbom, consultado por Econojournal. “Si Vaca Muerta estuviera en Chile, Perú, Uruguay o en Bolivia, no se podría desarrollar con proveedores locales. Lo que vuelve significativa la formación no es solamente la piedra sino la cadena de valor que hay detrás y que ya está desarrollada en el país”, afirmó.

Un termómetro de la economía que comienza a fallar

La CIFRA utiliza un indicador propio para medir el grado de industrialización de un país: el llamado PBI fundidor, que calcula la cantidad de kilos fundidos por habitante.

«En 1980 Argentina producía alrededor de 12 kilos fundidos por habitante, prácticamente la media mundial. Hoy ese valor ronda apenas 1,5 kilos, a contracara de países desarrollados como EE.UU, Alemania, Japón, Francia o China», señala Bernocco. Para el directivo, esa evolución refleja el proceso de desindustrialización atravesado por el país durante las últimas décadas.

Actualmente existen unas 270 fundiciones en todo el país -frente a las cerca de 300 que existían pocos años atrás-, la mayoría pequeñas y medianas empresas. El sector genera alrededor de 5.000 puestos de trabajo directos y 40.000 indirectos, en caída desde los últimos años.

El último Boletín de Actividad Metalúrgica de ADIMRA identifica a la fundición comoel rubro con peor desempeño interanual (-8,9%), mientras que datos de la CIFRA revelan que las empresas operan con una capacidad ociosa superior al 50% y con elevada retracción del empleo (42,3% de las empresas con disminución de la nómina, según su último relevamiento de junio).

Bernocco asegura que históricamente la fundición fue uno de los primeros sectores en anticipar los ciclos económicos. «Cuando a la fundición le iba bien, seis meses después la economía despegaba; cuando le empezaba a ir mal, seis meses más tarde aparecían los titulares sobre la caída de la actividad», explica. Sin embargo, sostiene que esa lógica hoy parece haberse alterado. «Los récords de la actividad en petróleo, gas y minería conviven con los datos de caída de la actividad metalúrgica», advierte.

Una cadena que se debilita desde los cimientos

Para Bernocco, la importación aparece como una de las principales preocupaciones del sector, ya que sus propios clientes desaparecen como resultado de la compra de productos terminados.

Desde Enerbom sostienen que la caída de la actividad responde a una combinación de factores. Además del sobrestock generado en años anteriores, la salida de operadoras de áreas maduras y la menor circulación de dinero en la economía, la apertura comercial hacia los grandes proyectos energéticos y mineros generó una competencia que consideran desigual. “Nosotros no competimos contra empresas chinas o indias sino contra gobiernos que sí promueven una política industrial para poder exportar sus bienes y servicios”, explica.

A ese escenario se suma la elevada carga tributaria en los tres niveles de gobierno (municipal, provincial y nacional) y los costos logísticos, que -según sostiene- reducen la competitividad de los fabricantes locales frente a proveedores del exterior.

Para el empresario, el debate excede el reemplazo de una pieza por otra y remite al modelo de desarrollo industrial: “Cuando vos agregás valor a la materia prima desarrollás una cadena productiva, con gente, impuestos y desarrollo de comunidades. Si importas un bien terminado, este se compra y se vende. Esa cadena es muy corta”.

Además, para Bendersky, el debate sobre la importación de componentes no se limita a una cuestión de costos. En el caso de las válvulas industriales, la trazabilidad y los controles de calidad son determinantes porque se trata de elementos críticos para la seguridad de una instalación, informa.

«Una válvula representa menos del 0,1% del costo total de un proyecto, pero puede generar un accidente ambiental o laboral«, afirma. Según explica, cuando esos productos llegan importados resulta mucho más difícil verificar procesos, certificaciones y controles equivalentes a los que exige la fabricación local.

Además, señala un aspecto operativo que suele quedar fuera del análisis económico.

«Nadie puede desarrollar un proyecto como Vaca Muerta dependiendo de proveedores que están a 12 horas de diferencia horaria y más de 120 días de respuesta. Mañana vas a tener un problema y no lo vas a poder solucionar. Es como si las ambulancias de Capital Federal estuvieran en La Pampa», sostiene.

Aguantar a futuro

Pese al escenario actual, tanto la Cámara como la empresa mantienen expectativas sobre el potencial de Vaca Muerta y los futuros proyectos mineros, aunque el derrame aún no parecería haber llegado. «Hoy, si le pregunto a los socios de la Cámara si tienen órdenes de compra vinculadas con Vaca Muerta, la respuesta es que todavía no», sostiene Bernocco.

En Enerbom comparten esa mirada. Tras más de medio siglo en la actividad, la empresa debió reducir personal y aplicar suspensiones para sostenerse frente a la caída de la demanda. Aun así, Bendersky asegura que la expectativa de un mayor desarrollo industrial es lo que “les da fuerza para continuar pese a no notar un compromiso por parte de las operadoras en desarrollar la cadena de valor”.

Para el empresario, el desafío no pasa por otorgar ventajas a un sector en particular, sino por generar condiciones que permitan que el crecimiento de industrias como el petróleo, el gas o la minería también se traduzca en más actividad para quienes integran la cadena de valor desde su primer eslabón. «No pedimos condiciones que nos favorezcan. Lo que queremos es una mirada desarrollista que permita potenciar las ventajas que ya tiene la Argentina», concluye.

, Redaccion EconoJournal

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Energía convocó a concurso para designar nuevo presidente del ENRGE

La Secretaría de Energía convocó a Concurso Abierto de Antecedentes para la designación del Presidente del Directorio del ENTE NACIONAL REGULADOR DEL GAS Y LA ELECTRICIDAD (ENRGE), organismo descentralizado actuante en el ámbito de la S.E.

Mediante la Resolución 185/2026 la Secretaría a cargo de María Tettamanti aprobó los requisitos y condiciones para la presentación de antecedentes de los postulantes al concurso para el cargo de Presidente del Directorio del ENRGE, tras la renuncia a dicho cargo por parte de Néstor Lamboglia. Su vicepresidente, Vicente Serra, quedó a cargo del organismo.

En un plazo de DIEZ (10) días hábiles administrativos desde la publicación de esta Resolución se conformará el Comité de Selección para el análisis y la evaluación de los antecedentes de los postulantes que se presenten al concurso, cuyos integrantes desempeñarán sus funciones ad honorem.

Los postulantes tendrán un plazo de DIEZ (10) días hábiles administrativos a contar desde el día siguiente al de la última publicación realizada de la convocatoria (durante tres días hábiles) para presentar los antecedentes.

Vencido el plazo para la recepción de antecedentes, el Comité de Selección contará con un plazo de DIEZ (10) días hábiles administrativos para el análisis de las postulaciones recibidas y la confección del listado de candidatos preseleccionados a ser entrevistados, debiendo notificarse debidamente a todos los postulantes. Durante el plazo señalado, el Comité de Selección podrá requerir a los postulantes la información adicional que considere pertinente, para su análisis.

El Comité de Selección contará con un plazo de CINCO (5) días hábiles administrativos, contados a partir de la fecha de notificación del listado de candidatos preseleccionados, para llevar a cabo las entrevistas personales y elevar a esta Secretaría una propuesta de ternas para cubrir el cargo, cuando el número de postulantes lo hiciere posible, la que deberá basarse en opinión fundada respecto de los antecedentes considerados.

Dentro del plazo de TRES (3) días hábiles administrativos de recibida la propuesta del Comité de Selección para la cobertura del cargo en cuestión, la Secretaría elevará al Ministro de Economía la terna respectiva con su recomendación del candidato a ocupar el cargo concursado, y los antecedentes del proceso de selección desarrollado, para su posterior elevación al Poder Ejecutivo Nacional.

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El Gobierno aprobó el ingreso del proyecto Vicuña al RIGI tras el aval en la disputa por la capacidad de transporte eléctrico

El Gobierno nacional formalizó este jueves la incorporación del proyecto minero Vicuña al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) bajo la categoría de Proyecto de Exportación Estratégica de Largo Plazo (PEELP). La aprobación establece un compromiso de inversión de US$ 9.700 millones hasta 2031 para el complejo controlado por la alianza entre BHP y Lundin Mining en la provincia de San Juan, dentro de un potencial global estimado en USD 18.000 millones.

La decisión dada a conocer por la resolución 1154 del Ministerio de Economía, se produjo inmediatamente después del respaldo regulatorio otorgado por el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE), a la disputa por el acceso a la disponibilidad de capacidad eléctrica. Ese aval le permite a Vicuña avanzar con una serie de obras de ampliación del sistema de transporte eléctrico y le asegura la disponibilidad del 90% de la capacidad incremental para abastecer el proyecto.

En su resolución, el Palacio de Hacienda -anticipada por el ministro de Economía, Luis Caputo, a mediados de junio en sus redes sociales- concedió al proyecto los beneficios tributarios, aduaneros y cambiarios previstos para proyectos estratégicos de exportación. El encuadramiento bajo la figura de PEELP garantiza estabilidad fiscal y normativa por 30 años, junto con la exención de derechos de exportación y la libre disponibilidad progresiva de divisas por exportaciones.

A cambio, la compañía fijó un plan de desembolsos global de US$ 9.737 millones. El cronograma oficial se divide en un primer tramo hasta fines de 2026 por US$1.128 millones y una segunda etapa entre 2027 y 2031 por US$ 7.895 millones. Además, la empresa asumió el compromiso de ejecutar US$ 2.000 millones durante los primeros dos años para cumplir con el piso legal del 20%, destinar al menos ese mismo porcentaje mínimo a la contratación de la cadena de proveedores locales y sostener un esquema de generación de 31.700 empleos directos e indirectos.

El mayor proyecto de cobre de la Argentina

El Distrito Vicuña surge de la integración de los depósitos Josemaría y Filo del Sol, situados en la cordillera sanjuanina en el límite con Chile. De acuerdo con los resultados de la Evaluación Económica Preliminar (PEA) presentados en febrero de 2026, su desarrollo prevé tres etapas operativas. La primera estará focalizada en el yacimiento Josemaría, cuyos estudios técnicos estimaban un piso operativo inicial de US$ 7.100 millones, la segunda abordará los óxidos de Filo del Sol, mientras que la tercera contemplará el procesamiento de los recursos sulfurados y la infraestructura pesada asociada.

El proyecto Vicuña se encuentra a pocos kilómetros de la frontera con Chile, y prevé una primera etapa de desarrollo del yacimiento Josemaría, que tiene los estudios previos más avanzados.

Las estimaciones técnicas contenidas en la PEA ubican a Vicuña entre los activos de cobre de escala global más relevantes en la Argentina. Durante sus primeros 25 años de operación continua, el complejo mantiene una capacidad teórica de producción promedio anual de 395.000 toneladas de cobre, 711.000 onzas de oro y 22,2 millones de onzas de plata. El estudio establece una vida útil inicial superior a los 70 años, lo que permitió su encuadramiento en el estándar de exportación de largo plazo.

En el terreno, la compañía aceleró los trabajos preparatorios para la primera etapa de construcción. En los últimos meses se registró el ingreso de una flota propia de camiones fuera de ruta de 40 toneladas, destinados al movimiento inicial de suelos y al acondicionamiento de las plataformas donde se erigirá la planta concentradora. También avanzó con la adjudicación a la empresa PowerChina de la construcción de parte del campamento minero mediante la importación de módulos habitacionales.

En materia de recursos humanos, el proyecto ocupa actualmente a 2.743 trabajadores a escala global, de los cuales 2.580 desempeñan sus labores en la Argentina. De ese total radicado en el país, 617 corresponden a personal de nómina directa de la empresa y 1.963 operan a través de firmas contratistas. El 91,9% de la plantilla global es de nacionalidad argentina y más del 81% son de San Juan.

La compañía detalló recientemente que el entramado productivo en torno a la fase de exploración y desarrollo involucra a 245 empresas proveedoras activas, divididas en 45 contratistas de bienes y 200 de servicios especializados. La provincia de San Juan concentra el 61,2% de esa cadena de valor con 150 firmas locales, mientras que un 35,1% corresponde a proveedores ubicados en otras provincias y un 3,7% a firmas internacionales de suministros tecnológicos específicos.

, Ignacio Ortiz

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BAIC Argentina y Puma Energy firman una alianza para el suministro de combustibles y lubricantes recomendados para la red de la automotriz

Puma Energy abastecerá a la red de concesionarios y servicios oficiales de BAIC en el país con productos destinados al mantenimiento de los vehículos de la marca

BAIC Argentina y Puma Energy anunciaron la firma de una alianza estratégica mediante la cual la empresa energética se convierte en la marca recomendada de combustibles, lubricantes y refrigerantes para toda la gama de vehículos BAIC y ARCFOX comercializados en el mercado argentino.

Como parte del convenio, Puma Energy abastecerá a la red de concesionarios y servicios oficiales de BAIC en el país con productos destinados al mantenimiento de los vehículos de la marca.

Según informaron las compañías, el acuerdo busca complementar la oferta de posventa de BAIC mediante el suministro de productos desarrollados para responder a los requerimientos técnicos de sus modelos.

La alianza

La alianza también alcanza a ARCFOX, la marca de vehículos eléctricos del grupo BAIC. En este segmento, Puma Energy será la marca recomendada en lubricantes, refrigerantes y otros productos específicos para las necesidades de la movilidad eléctrica.

Lucas Smart, gerente de Marketing de Puma Energy para Argentina, señaló que el acuerdo «reafirma el compromiso asumido con nuestros clientes de acompañarlos con una línea de combustibles y lubricantes de excelente calidad para garantizarles la mejor experiencia».

Por su parte, Roberto Ruesch, gerente de Posventa de BAIC Argentina, sostuvo que la incorporación de Puma Energy «representa un beneficio tanto para la red de servicios oficiales como para los clientes», al contar con productos recomendados que cumplen con los estándares definidos por la automotriz.

Con esta iniciativa, ambas empresas buscan fortalecer su presencia en el mercado local mediante una propuesta orientada al servicio posventa y al mantenimiento de los vehículos comercializados por BAIC en Argentina.

, Redaccion EconoJournal

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Energía firmó la resolución que convoca a concurso para designar a un nuevo presidente del Enrege

La resolución 185/2026 lleva la firma de María Tettamanti.

La Secretaría de Energía publicará en las próximas horas la resolución 185 que convoca a concurso abierto para la designación de un nuevo presidente del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (Enrege). El organismo que reemplazó a Enargas y ENRE comenzó a funcionar a comienzos de mayo luego de la designación de su directorio, pero cuando todavía no había cumplido ni un mes en su cargo, el entonces presidente Néstor Marcelo Lamboglia renunció en medio de una fuerte interna.

El ente está siendo conducido ahora por el vicepresidente Vicente Serra, junto a los vocales Marcelo Alejandro Nachon, Griselda Lambertini y Héctor Sergio Falzone.

En el gobierno especularon en las últimas semanas con la posibilidad de esperar un año hasta que se tuviera que renovar el puesto del tercer vocal, que hoy ocupa Falzone, y entonces convocar también al concurso para ocupar el cargo vacante de presidente, pero como las internas en el ente continúan se decidió avanzar cuanto antes con el proceso de selección.

La conducción del organismo no tiene una tarea sencilla por delante porque además de regular a las industrias de gas natural y electricidad tiene que consolidar la fusión del Enargas y el ENRE, lo que inevitablemente va a suponer el desplazamiento de personal, preferentemente a través de retiros voluntarios y jubilaciones anticipadas.

Cómo es el proceso de selección

La resolución que llama a concurso para la designación de un nuevo presidente, con la firma de la secretaria María Tettamanti, establece que debe publicarse un aviso con la convocatoria y dentro de los diez días hábiles posteriores conformar el comité de selección que deberá elegir una terna de candidatos.

Una vez realizada la selección, el comité elevará la terna a la Secretaría de Energía y será el Poder Ejecutivo quien elija al nuevo presidente dentro del abanico de opciones disponibles.

Antes de designarlo, el gobierno debe comunicar los fundamentos de su elección 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 del nuevo presidente del ente.

El proceso para designar al directorio anterior se inició el 13 de octubre del año pasado y concluyó con las designaciones firmadas por Javier Milei el pasado 4 de mayo, casi siete meses después. En esta ocasión, esperan acelerar un poco el proceso, pero lo más probable es que el nuevo presidente sea designado recién a fin de año.  

, Fernando Krakowiak

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OLACDE destaca el rol de ALC como proveedor de hidrocarburos

América Latina y el Caribe (ALC) aumentó su producción de petróleo y de gas natural en marzo de este año, justo cuando las tensiones en Medio Oriente generan mayor incertidumbre respecto al abastecimiento global de hidrocarburos y la inestabilidad en los mercados internacionales.

De acuerdo con un informe mensual emitido por la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE), la capacidad productiva y el comercio intrarregional se consolidan como factores cruciales para asegurar la energía en la región frente a un entorno internacional volátil.

En marzo de 2026, la región alcanzó los 324 millones de barriles de petróleo y 22 mil millones de m³ de gas natural. Casi la mitad del gas importado ya es abastecido de forma intrarregional, fortaleciendo la seguridad de suministro frente a los riesgos globales.

La producción regional de petróleo de 324 millones de barriles (Mbbl), representa un incremento de 9 % comparado con marzo de 2025 y un aumento de 1,3 % respecto a febrero del mismo año.

Brasil, México y Venezuela concentraron juntos el 69 % del total producido: Brasil 41 % , México 17 % y Venezuela 11 %, con otros aportes clave: Guyana (9 %), Argentina (8 %), Colombia (7 %) y Ecuador 5 por ciento.

En el ámbito comercial, el 53 % del total de las importaciones petroleras realizadas por ALC fue resultado del comercio intrarregional. En contraste, solo un 12 % del valor total exportado se destinó a otros países latinoamericanos y caribeños, dirigiéndose la mayoría hacia mercados fuera de la región.

Gas natural: Avance ante la incertidumbre mundial

La producción regional de gas natural alcanzó los 22 mil millones de m³ en marzo, mostrando un crecimiento interanual de 5 % y un aumento similar respecto a febrero. Este crecimiento cobra relevancia ante ataques a infraestructuras energéticas y tensiones geopolíticas en áreas clave como el Estrecho de Ormuz.

En cuanto a la distribución de la producción de gas se desglosa de la siguiente manera: Argentina 23 % (Liderando el impulso gracias a los recursos no convencionales de Vaca Muerta), Trinidad y Tobago: 21 %, Brasil 15 %, Bolivia y México: 10 % cada uno. Otros productores destacados han sido Venezuela (9 %), Perú (7 %), Colombia (5 %) y Ecuador 1por ciento.

El informe destaca que, en este sector, la interdependencia es aún más marcada: el 49 % del valor total del gas importado provino directamente de productores dentro de América Latina y el Caribe, reduciendo dependencias externas e impulsando la seguridad en el abastecimiento local.

“Los resultados demuestran que el reto regional va más allá de aumentar la producción; implica mejorar las infraestructuras, fomentar intercambios comerciales e impulsar una integración efectiva que conecte los recursos disponibles a aquellos mercados que requieren estos suministros”, puntualizó la OLACDE.

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Luego del fallo a favor de Vicuña, Los Azules activa una alternativa de contingencia para garantizar el desarrollo de su proyecto de cobre en San Juan

Los Azules ya trabaja en una alternativa de suministro eléctrico y asegura que el cambio no altera la ingeniería ni los plazos del proyecto de producción de cátodos de cobre.

El proyecto de cobre Los Azules avanzará con una nueva estrategia en su planificación de infraestructura de provisión energética mediante la implementación de un esquema alternativo de abastecimiento, activado como respuesta a la reciente decisión del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (Enrege) que favoreció al proyecto Vicuña en la asignación de capacidad de transporte eléctrico. La decisión de McEwen Copper garantiza el suministro para la futura operación en la provincia de San Juan y superar la restricción planteada,

La resolución 330/26 del Enrege otorgó prioridad y condiciones favorables al proyecto Vicuña en lo relativo a la asignación de capacidad de transporte e infraestructura eléctrica en la región, modificando el escenario original de acceso a la red primaria para los emprendimientos mineros de la zona.

Frente al dictamen a favor de Vicuña, «Los Azules inició el análisis de los alcances legales y técnicos de la medida regulatoria como parte del seguimiento habitual de los procesos regulatorios vinculados a la iniciativa», aseguró la compañía en un comunicado. Sin paralizar sus actividades, la compañía optó por activar la alternativa de conexión previamente contemplada en sus planes de contingencia, resolviendo la restricción regulatoria sin comprometer el diseño de la mina.

«La decisión preserva íntegramente el diseño concebido para Los Azules y no modifica las condiciones de contratación local, el trabajo conjunto con las comunidades, las oportunidades de crecimiento para la región y permite sostener de forma ininterrumpida el cronograma de ingeniería de detalle y las etapas previas a la construcción«, remarcó la empresa.

Alternativa de conexión eléctrica para Los Azules

Durante el desarrollo del reclamo ante el regulador, en McEwen Copper ya se analizaba una alternativa de contingencia frente al eventual desenlace desfavorable en el Enrege. Esta variante técnica contempla abandonar el trazado original de conexión a la línea nacional de 500 kV en territorio sanjuanino para abastecer a Los Azules desde la red eléctrica de la provincia de Mendoza.

El suministro eléctrico para el proyecto Los Azules se debera reorientar hacia el sur, y concretar una conexión al SADI desde la provincia de Mendoza, sumando una nueva vinculación a San Juan.

Para concretarlo, la compañía planea extender el corredor eléctrico desde la Estación Transformadora San Jorge, ubicada en suelo mendocino, hacia la zona de Calingasta, aprovechando el trazado diseñado en conjunto por PSJ y DistroCuyo. El cambio de ruta no altera la meta de sustentabilidad del yacimiento, ya que se mantiene el acuerdo con YPF Luz para asegurar un suministro 100% renovable.

«La alternativa de conexión no afectará el abastecimiento eléctrico de Calingasta. Por el contrario, permitirá fortalecer la infraestructura energética de la provincia de San Juan, aportando mayor capacidad, confiabilidad y mejores condiciones para acompañar la expansión de la actividad productiva y la llegada de nuevas inversiones en el largo plazo», aseguró McEwen Copper.

Los Azules es uno de los proyectos de cobre con adhesión aprobada al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) por un monto inicial de US$ 2.700 millones, con un Estudio de Factibilidad publicado y con un acuerdo de colaboración con la Corporación Financiera Internacional (IFC).

Su diseño contempla una operación abastecida con energía proveniente de fuentes 100% renovables, una reducción del 74% en el consumo de agua respecto de un proceso convencional de molienda, y hasta el momento es el único proyecto de escala mundial en el país que contempla producir cátodos de cobre directamente en el yacimiento.

, Ignacio Ortiz

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Creatividad financiera: la hoja de ruta para llevar el átomo a Wall Street

El nuevo informe de la World Nuclear Association no se limita a proponer mecanismos para financiar centrales nucleares. Plantea una transformación institucional destinada a integrar esta industria a los mercados globales de capital. Bajo un lenguaje técnico y financiero, también deja entrever una disputa por el control del negocio nuclear en un escenario marcado por la competencia entre Occidente, China y Rusia.

La World Nuclear Association (WNA) publicó esta semana un informe titulado Roadmap to Mainstream Finance, una nueva propuesta para facilitar el financiamiento de proyectos nucleares. Sin embargo, una lectura más detenida permite advertir que el documento persigue un objetivo bastante más ambicioso. No intenta únicamente resolver un problema de acceso al crédito: busca redefinir las reglas financieras e institucionales para asegurar inversiones en energía nuclear.

El cambio es radical. Durante décadas, el debate nuclear estuvo dominado por cuestiones técnicas: seguridad, operación de los reactores, gestión de residuos o aceptación social. La WNA desplaza esa discusión. El problema ya no sería tecnológico sino financiero. La prioridad consiste en transformar a la energía nuclear en un activo de infraestructura comparable con autopistas, puertos, gasoductos o redes eléctricas, capaz de atraer bancos, fondos de inversión, aseguradoras y fondos de pensión.

En esa lógica, la WNA ya no discute con quienes cuestionan la energía nuclear. Tampoco analiza las particularidades regulatorias de un país determinado. Su propósito es mucho más amplio: establecer un conjunto de condiciones institucionales, jurídicas y financieras que permitan incorporar la industria nuclear como objeto de inversión de los capitales internacionales, independientemente del grado de desarrollo alcanzado por cada Estado.

La hoja de ruta parte de un diagnóstico preciso. Según el documento, para alcanzar los objetivos de expansión de la capacidad nuclear hacia 2050 será necesario movilizar alrededor de seis billones de dólares estadounidenses (trillions en la nomenclatura anglosajona), elevando la inversión anual desde los aproximadamente US$ 75.000 millones actuales hasta cerca de US$ 250.000 millones.

Pero el informe sostiene que el principal obstáculo no es la magnitud del capital requerido.  La primera brecha aparece durante el desarrollo de los proyectos: licencias regulatorias, ingeniería, estudios ambientales, planificación y preparación del emplazamiento. Son inversiones que deben realizarse durante años sin generar ingresos capaces de respaldar esquemas tradicionales de project finance.

La segunda afecta a la cadena de suministro. Fabricantes de componentes, equipos especializados y servicios tecnológicos deben ampliar su capacidad industrial e invertir en infraestructura y capital de trabajo mucho antes de contar con contratos firmes.

Este último aspecto es de relevancia porque el informe alude reiteradamente a la necesidad de construir cadenas de suministro “competitivas”, aunque evita mencionar de manera explícita a los más competitivos de la industria: China y Rusia. Esa omisión no impide advertir que la reorganización propuesta también tiene una dimensión geopolítica.

La respuesta que ofrece la WNA consiste en modificar la manera en que los mercados evalúan el riesgo nuclear. En lugar de reclamar una expansión indefinida del financiamiento estatal, propone construir las condiciones para que el capital privado considere a las centrales nucleares como activos convencionales de infraestructura. En otras palabras, el objetivo no es únicamente conseguir más dinero. Es cambiar las reglas para que ese dinero pueda ingresar.

Toda la arquitectura del informe se organiza alrededor de esa premisa. La tecnología ocupa un segundo plano; la ingeniería financiera pasa al primero. Por eso, más que un documento destinado a ingenieros nucleares, Roadmap to Mainstream Finance puede leerse como un manual dirigido a ministerios, bancos multilaterales de desarrollo, reguladores financieros y a Wall Street.

Ese desplazamiento del eje de discusión constituye, probablemente, el aporte más importante del documento. Pero también invita a formular una pregunta inevitable: si la energía nuclear deja de presentarse como una política energética para convertirse en un activo financiero global, ¿quién definirá las reglas de ese nuevo mercado y quiénes serán sus principales beneficiarios?

Del reactor al activo financiero

La estrategia diseñada por la WNA se desarrolla en tres etapas. No se trata simplemente de un cronograma de financiamiento, sino de un proceso destinado a modificar la percepción del riesgo que hoy mantienen los mercados respecto de la energía nuclear.

La primera fase, denominada Capital Estratégico, corresponde a los proyectos First-of-a-Kind (FOAK), es decir, aquellos que inauguran una nueva tecnología o un nuevo diseño. En esta instancia, el protagonismo corresponde casi exclusivamente al Estado. Los proyectos dependen del financiamiento público, no existen mercados secundarios para esos activos y cada operación requiere estructuras financieras elaboradas prácticamente a medida.

La segunda etapa, Capital Catalítico, busca reducir progresivamente esa dependencia. Allí aparecen los bancos multilaterales de desarrollo (MDB), los mecanismos de garantía, los seguros especializados y una serie de instrumentos destinados a disminuir el riesgo percibido por los inversores privados. El Estado continúa desempeñando un papel central, aunque ya no como único financiador sino como facilitador de un mercado en formación.

La tercera etapa constituye el verdadero objetivo de la hoja de ruta. Bajo el concepto de finanzas tradicionales, la energía nuclear deja de ser considerada una actividad excepcional para convertirse en un activo convencional de infraestructura. En ese escenario deberían existir mercados secundarios líquidos, estructuras financieras estandarizadas y costos de financiamiento comparables con los de otras inversiones de largo plazo.

Lo archiconocido del planteo no reside únicamente en la secuencia. La WNA reconoce, implícitamente, que la confianza del sector financiero no se impone por decreto, se construye gradualmente, a partir de condiciones políticas interiores y exteriores estables de los estados, transparencia e información comparable. La industria nuclear deja así de reclamar un trato excepcional y aspira, precisamente, a dejar de ser una excepción.

¿Quién hace las reglas?

Uno de los aportes más originales del informe consiste en establecer una correspondencia directa entre los diecinueve temas de infraestructura definidos por el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) y las categorías de riesgo utilizadas por bancos, fondos de inversión y aseguradoras para evaluar proyectos de infraestructura.

Los tradicionales requisitos técnicos dejan de presentarse únicamente como exigencias regulatorias para convertirse en variables económicas susceptibles de ser cuantificadas, comparadas y valorizadas por los mercados. La independencia del regulador, la solidez institucional, los procedimientos de licenciamiento o la responsabilidad civil dejan de ser exclusivamente cuestiones jurídicas para transformarse en indicadores capaces de modificar el costo del capital. En ese marco, el informe identifica tres condiciones que considera indispensables para atraer financiamiento comercial.

La primera consiste en establecer un régimen claro de responsabilidad civil nuclear, con límites de cobertura suficientemente definidos para que inversores y prestamistas conozcan de antemano cuál será su exposición patrimonial frente a un eventual accidente.

La segunda exige una autoridad regulatoria independiente, dotada de recursos suficientes y capaz de garantizar procedimientos transparentes y plazos previsibles durante el proceso de autorización y licenciamiento.

La tercera propone estructurar los proyectos mediante sociedades de propósito específico(Special Purpose Vehicles o SPV), de modo que la responsabilidad patrimonial permanezca acotada al propio proyecto y no se extienda automáticamente a los accionistas a través del levantamiento del velo societario.

Desde la óptica del derecho regulatorio, ninguna de estas condiciones resulta novedosa. Lo novedoso es la forma en que el informe las presenta: ya no como instrumentos destinados principalmente a proteger la seguridad pública, sino como requisitos indispensables para reducir incertidumbre financiera y abaratar el costo del financiamiento.

El Estado financiador

La redefinición del papel estatal constituye otro de los ejes centrales del documento.

Durante décadas, los programas nucleares dependieron de gobiernos capaces de absorber riesgos que el sector privado no estaba dispuesto a asumir. El informe reconoce que esa participación seguirá siendo indispensable durante las primeras etapas de desarrollo. Sin embargo, sostiene que ese modelo no puede convertirse en una condición permanente.

En la medida en que el mercado adquiera experiencia y los riesgos se vuelvan más previsibles, el Estado debería abandonar progresivamente su papel de garante de última instancia. Su función pasaría a consistir en crear un marco regulatorio estable, favorecer la estandarización institucional y participar, si así lo decide, como un inversor más dentro de condiciones comerciales.

Incluso en ese escenario, la WNA admite que persistirá una responsabilidad pública difícilmente transferible al mercado: la cobertura extraordinaria frente a accidentes nucleares de magnitud catastrófica. No porque los riesgos desaparezcan, sino porque los aseguradores son refractarios a las pérdidas de esa escala.

La propuesta refleja una transformación conceptual de gran alcance. El objetivo deja de ser que el Estado financie indefinidamente la expansión nuclear y pasa a ser la construcción de un mercado capaz de sostener esa expansión con recursos privados. Dicho de otro modo, el informe no pretende reemplazar al Estado por el mercado. Pretende utilizar al primero para hacer posible el funcionamiento del segundo.

Compra y venta de centrales

La integración de la energía nuclear a las finanzas convencionales no concluye con la obtención del crédito para construir una central. El informe incorpora un elemento poco frecuente en el debate nuclear: la necesidad de desarrollar mercados secundarios para activos ya operativos.

Hoy la compraventa de centrales nucleares constituye una excepción. Una vez terminada una planta, sus propietarios suelen conservarla durante toda su vida útil. Esa escasa liquidez dificulta la entrada de nuevos inversores institucionales y obliga a quienes desarrollan los proyectos a inmovilizar capital durante varias décadas.

La WNA propone modificar esa lógica. Su objetivo es que, una vez estabilizada la operación de una central, ésta pueda venderse a fondos de pensión, compañías de seguros, fondos soberanos u otros inversores de largo plazo, del mismo modo en que hoy se negocian aeropuertos, autopistas o redes de transmisión eléctrica.

La consecuencia económica es evidente. Los desarrolladores recuperarían parte de la inversión mediante la venta de activos maduros y podrían reutilizar esos recursos para financiar nuevos proyectos. El capital comenzaría a reciclarse de manera continua, reduciendo la necesidad de recurrir permanentemente al financiamiento estatal.

No se trata de un aspecto secundario. La existencia de un mercado líquido para centrales en operación constituye, según el propio informe, uno de los requisitos para que la energía nuclear termine de incorporarse a las finanzas tradicionales.

El debate adquiere una dimensión particular en la Argentina. Los reiterados intentos por avanzar en la privatización de las centrales nucleares han tropezado, entre otros factores, con restricciones derivadas de los contratos originales, los compromisos internacionales y las condiciones de transferencia tecnológica. La hoja de ruta de la WNA no aborda ese caso específico, pero ilustra hacia dónde pretende evolucionar el mercado internacional.

Justo es señalar que el “mercado” que aspira a construir la WNA tiene poco de mercado competitivo. La industria nuclear continúa siendo uno de los sectores con mayores barreras de entrada de la economía mundial: unos pocos proveedores concentran la oferta tecnológica, el número de compradores potenciales es limitado, la regulación estatal es determinante y la magnitud de las inversiones obliga a recurrir, en mayor o menor medida, al respaldo de los Estados y de los organismos multilaterales. Más que un espacio de competencia abierta, se trata de un oligopolio global cuya dinámica está condicionada por el poder financiero y la geopolítica.

El contexto internacional

El informe no fue publicado en un vacío político. Aparece en un momento en que varios acontecimientos internacionales modificaron la posición de la energía nuclear dentro del sistema financiero.

Uno de ellos fue el regreso del Banco Mundial al financiamiento de proyectos nucleares, después de décadas de restricciones, mediante la alianza suscripta con el Organismo Internacional de Energía Atómica. Otro fue la incorporación de la energía nuclear a la taxonomía verde de la Unión Europea, decisión que amplió las posibilidades de acceso a instrumentos de financiamiento sostenible.

A ello se suma la declaración adoptada durante la COP28, en la que treinta y ocho países manifestaron el objetivo de triplicar la capacidad nuclear instalada hacia 2050.

Para la WNA, estos hechos no constituyen simples señales políticas. Representan indicios de que el entorno regulatorio internacional comienza a ser más favorable para la inversión privada. En otras palabras, reducen incertidumbre y fortalecen la confianza de los mercados.

Sin embargo, también pueden leerse desde otra perspectiva. La reapertura del financiamiento multilateral, la homogeneización regulatoria y la construcción de estándares comunes coinciden con un momento en que la competencia tecnológica entre Occidente y el eje integrado por China y Rusia se ha intensificado en prácticamente todos los sectores estratégicos y la industria nuclear no es la excepción.

Lo que dice… y lo que se entrevé

En ningún momento Roadmap to Mainstream Finance plantea explícitamente una estrategia destinada a excluir a China o a Rusia del mercado nuclear internacional. Tampoco identifica a esos países como adversarios.

Esa ausencia resulta, precisamente, uno de los aspectos más interesantes del documento.

La insistencia en desarrollar cadenas de suministro “competitivas”, la promoción de estándares regulatorios comunes, la estandarización contractual y la búsqueda de nuevas fuentes occidentales de financiamiento aparecen formuladas como objetivos estrictamente económicos. Pero, observadas en conjunto, también contribuyen a fortalecer la posición de los proveedores occidentales frente a competidores que durante los últimos años ampliaron significativamente su presencia en Asia, África y América Latina.

La composición de la propia World Nuclear Association ayuda a comprender ese contexto. Entre sus miembros más influyentes figuran Westinghouse, Constellation, INPO, Uranium Energy Corp y grandes compañías tecnológicas estadounidenses como Google y Amazon, además de numerosos operadores y proveedores del sector. La organización representa aproximadamente el 95 % de la generación nuclear comercial fuera de Estados Unidos, lo que convierte sus documentos en algo más que simples recomendaciones técnicas.

¿El informe demuestra la existencia de una estrategia coordinada para desplazar a determinados competidores? Por supuesto que no. Pero los lectores inteligentes podrán concluir que la arquitectura institucional propuesta difícilmente sea neutral respecto de quiénes estarán en mejores condiciones de financiar, construir y operar las futuras centrales nucleares.

Mucho más que un documento financiero

La mayor virtud de Roadmap to Mainstream Finance consiste en haber identificado un problema que durante años permaneció relativamente oculto: la energía nuclear no enfrenta únicamente desafíos tecnológicos o regulatorios. También carece de una arquitectura financiera comparable con la de otras grandes infraestructuras.

Su respuesta consiste en construir esa arquitectura mediante reglas homogéneas, contratos estandarizados, mercados secundarios, nuevos instrumentos financieros y una redefinición gradual del papel del Estado.Pero esa propuesta también tiene consecuencias políticas.

Quien establece los estándares regulatorios, define las condiciones de acceso al financiamiento y organiza los mercados de capital termina ejerciendo una influencia decisiva sobre el desarrollo de la industria. Por eso, el informe puede leerse simultáneamente como un manual de ingeniería financiera y como una pieza de política económica internacional.

La discusión que plantea ya no se limita a la conveniencia de construir más centrales nucleares. La verdadera disputa gira en torno a quién proveerá la tecnología, quién aportará el capital, bajo qué normas se financiarán los proyectos y qué actores dominarán uno de los mercados energéticos más intensivos en inversión del siglo XXI.

Desde esa perspectiva, la hoja de ruta elaborada por la World Nuclear Association trasciende ampliamente el ámbito nuclear. Constituye una propuesta para integrar definitivamente esta industria al sistema financiero global y, al mismo tiempo, reflejará, prontamente, quienes son los Estados potencia, cuáles los pivotes y cuáles son los estados periféricos.

ABA

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Argentina LNG: convocan a una audiencia pública en Plaza Huincul por la construcción de la mega planta de separación de gas en Vaca Muerta

YPF presentará el proyecto de la planta de separación de gas en la audiencia pública.
YPF presentará el proyecto de la planta de separación de gas en la audiencia pública.

La secretaría de Ambiente de Neuquén realizará en septiembre una audiencia pública en Plaza Huincul para presentar el estudio de impacto ambiental de la mega planta de separación de gas natural que forma parte del proyecto Argentina LNG para exportar GNL por puerto rionegrino. Se trata de un paso clave para YPF, que espera cerrar antes de fin de año la Decisión Final de Inversión (FID) con sus socias internacionales ENI y XRG para poner en marcha el desarrollo.

Para el gobierno de Rolando Figueroa, además, implicará poner a prueba el consenso social para este proyecto al que calificó como un nuevo «hito fundacional» para Vaca Muerta cuando se discutió la ley para establecer un esquema diferencial de regalías para el GNL.

La audiencia se realizará en la comarca petrolera, zona históricamente asociada a la explotación hidrocarburífera y que ahora podría recibir, por primera vez, el impacto de esta nueva oleada de inversiones que ampliará la frontera exportadora del gas.

La Planta Integrada de Tratamiento de Gas (IGTP) será la encargada de la recepción, separación y acondicionamiento del gas natural que se extraerá de los bloques Las Tacanas I y II, Meseta Buena Esperanza I y II y Aguada Villanueva, cuyas concesiones de explotación no convencional (Cench) aprobó el gobierno provincial en abril de este año.

Es la principal obra de infraestructura que traerá asociado el proyecto Argentina LNG para Neuquén, ya que la planta fraccionadora que extraerá los líquidos del gas de Vaca Muerta se construirá en las costas del Golfo San Matías, en Río Negro, donde también se ubicarán las terminales de licuefacción.

«Solo la construcción de la planta demandará 5.000 puestos de trabajo y comenzará el año que viene», afirmó esta semana Figueroa, quien destacó que la inversión rondará los 7.000 millones de dólares.

Cómo será la audiencia pública

Según se publicó este martes en el Boletín Oficial de Neuquén, la audiencia pública para la evaluación del estudio de impacto ambiental será presencial y se realizará el jueves 10 de septiembre a las 11.

El lugar elegido fue el hotel Antú Malal de Plaza Huincul, ubicado en la intersección de la Ruta Nacional 22 y la Ruta Provincial 17, cuyo salón principal tiene una capacidad para 250 personas.

El procedimiento no es vinculante: YPF será la encargada de presentar el proyecto y luego se abrirá una instancia en la que podrán participar funcionarios del gobierno provincial y los municipios involucrados, así como cualquier otro asistente que quiera manifestarse a favor o en contra de la iniciativa, con un tiempo máximo de 10 minutos.

YPF presentó el proyecto Argentina LNG en Cutral Co y Plaza Huincul.
YPF presentó el proyecto Argentina LNG en Cutral Co y Plaza Huincul.

La cartera de Ambiente abrió un registro para la inscripción como asistente de la audiencia y un registro obligatorio para la inscripción como expositor que cerrará dos días hábiles antes del acto.

Como parte del proceso de negociaciones previas a la audiencia, representantes de YPF iniciaron esta semana una serie de presentaciones con los municipios involucrados en el proyecto Argentina LNG.

El lunes estuvieron con el intendente de Cutral Co, Ramón Rioseco, y con el de Plaza Huincul, Claudio Larraza, para explicar el impacto que tendrá el desarrollo. Según difundieron ambos municipios, se planteó la importancia de impulsar acciones de capacitación para el futuro recurso humano que demandará la operación, así como de fortalecer la vinculación con proveedores y pymes locales. Este miércoles estaba previsto un encuentro similar en Senillosa, ciudad por cuyo ejido pasará un tramo del gasoducto dedicado.

Claudio Larraza: «El apoyo va a ser masivo»

«Sin dudas el apoyo existe. No encuentro razón alguna por la cual alguien no quiera que se haga semejante inversión para nuestra región y el derrame que puede producir. Creo que el apoyo en la audiencia va a ser masivo», indicó a EN/CLAVE el intendente de Plaza Huincul, Claudio Larraza.

Y destacó que la ciudad estuvo ligada a la explotación petrolera desde sus inicios, pero «sobre todas las cosas, a la insignia YPF». «Acá está el Pozo Uno, acá nació todo y, quizás, sin ese Pozo Uno no existiría todo el resto», analizó.

«Es un poco volver a aquella época, pero en otro contexto», sostuvo Larraza, quien igualmente pidió cautela porque «si bien va a ser una realidad, todavía estamos hablando de un proyecto; la construcción no va a empezar mañana».

«Somos unos bendecidos, ni más ni menos, de que este, que es el proyecto más grande de la Argentina, nos roce como comarca. Veo una ventana de oportunidades inmensas que la tenemos que trabajar mucho y ponernos competitivos», afirmó.

Dijo que el municipio está trabajando en brindar herramientas de educación y capacitación «para que, en el momento que haya inversión en nuestra localidad, podamos tener inserción laboral que es el último eslabón que yo pretendo como intendente».

También señaló que Huincul, donde funciona una de las principales refinerías de YPF desde hace casi 50 años, «es una localidad netamente de la industria». «Tenemos un sinnúmero de empresas locales de muchísimos años al servicio de la industria: eso les da expertise también para poder insertarse y poder este trabajar en este mega proyecto», pronosticó.

Larraza asumió en Huincul el 10 de diciembre de 2023 de la mano de Comunidad, el partido de Rolando Figueroa.

Planta, caminos y un acueducto

El estudio de impacto ambiental que se expondrá en la audiencia incluye el montaje y construcción de la IGTP sobre un predio a permisar de 524 hectáreas a unos 25 kilómetros al norte de Cutral Co y Plaza Huincul.

El proyecto abarca, además, la ejecución de caminos de servicio y un puesto de control, un predio de antorchas, la construcción de un camino a la planta desde la Ruta 17 y la construcción y operación de una Sistema de Captación de Agua Fresca (SCA) desde el río Neuquén, más el montaje y operación de un acueducto asociado.

Como publicó EconoJournal, la planta está diseñada para exportar un total de 12 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL y se prevé que, en el pico de su construcción en 2028, permita la creación de más de 4.500 puestos de empleo. Para su operación continua, contemplada a partir de 2030, se estima una plantilla fija de 110 operarios.

, Andrea Durán

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Vaca Muerta: todos los detalles de la mega planta de tratamiento de gas que YPF construirá para el proyecto Argentina LNG

La Planta Integrada de Tratamiento de Gas y Facilidades Asociadas (IGTP) será una de las mayores inversiones en procesamiento de gas en la historia argentina.

YPF dio un nuevo paso en el proyecto Argentina LNG tras formalizar la ingeniería que le permitirá avanzar con la construcción de una mega planta de separación de gases en Vaca Muerta para la licuefacción y exportación a través de las costas rionegrinas. Las instalaciones se emplazarán 25 kilómetros al norte de la comuna petrolera de Cutral Có y Plaza Huincul, en cercanías a la Ruta Provincial 17, y demandarán una inversión de US$ 7.000 millones. La iniciativa apunta a convertir al país en un exportador relevante de gas natural licuado durante la próxima década.

La compañía presentó esta semana a la provincia de Neuquén el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) de la Planta Integrada de Tratamiento de Gas y Facilidades Asociadas (IGTP, por sus siglas en inglés) del proyecto Argentina LNG, ubicada en el bloque Meseta Buena Esperanza, una de las áreas donde YPF planea el desembarco de la italiana ENI y de la estatal de Emiratos Árabes, ADNOC.

Los documentos, a los que accedió EconoJournal, confirman que la mega inversión, que permitirá la construcción de una de las mayores obras industriales de gas natural en la historia argentina, tendrá como destino a la histórica comarca petrolera de Neuquén.

Su ejecución está prevista que comience en 2027 y que dure tres años, período en el que se espera que genere más de 4.500 puestos de empleo. Debido a la magnitud de la inversión, el proyecto podría adherirse a los beneficios del Súper RIGI, la iniciativa que cuenta con media sanción en el Congreso.

El proyecto constituye el eslabón clave del upstream para la recolección, separación y acondicionamiento del fluido proveniente de tres bloques no convencionales estratégicos: Las Tacanas, Meseta Buena Esperanza y Aguada Villanueva. Este desarrollo se complementa con el plan que presentó la petrolera la semana pasada, que contempla la ejecución inicial de doce pozos, cinco ductos y dos instalaciones concentradas en Meseta Buena Esperanza.

La planta se conectará con la producción de las áreas Meseta Buena Esperanza, Las Tacanas y Aguada Villanueva.

La planta está diseñada para exportar un total de 12 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL. Su desarrollo industrial está proyectado en dos fases de capacidad operacional, vinculadas a la entrada en funcionamiento de las dos plantas flotantes de licuefacción (FLNG) que estarán en Sierra Grande, Río Negro. La Fase A le permitirá operar al 50% de su capacidad, alineada con la puesta en marcha del primer FLNG, para un volumen de 6 MTPA de GNL. En tanto, la Fase B llevará a la planta al 100% de capacidad, completando el potencial total del complejo para alimentar el segundo FLNG y alcanzando una capacidad final de 12 MTPA de GNL.

Para abastecer esta infraestructura durante los 25 años previstos de operación, la planta recibirá el gas crudo proveniente de aproximadamente 1.416 pozos no convencionales agrupados en cerca de 330 PADs de perforación. La producción llegará a la planta a través de unos 300 kilómetros de líneas troncales de recolección denominados trunklines.

Posteriormente, un gasoducto dedicado de 48″ de diámetro y aproximadamente 520 kilómetros (km) de longitud evacuará el gas metano separado y comprimido en la IGTP hasta las Unidades Flotantes de Licuefacción (FLNG) en el Golfo San Matías. De manera paralela, se hará el tendido de un poliducto de 24″ de diámetro y la misma longitud que transportará los líquidos y condensados derivados del proceso de separación hacia la costa rionegrina.

En cuanto a la mano de obra, el proyecto prevé en el pico de su construcción en 2028 la creación de más de 4.500 puestos de empleo, es decir, el equivalente al 10% de la población actual de Cutral Có. Para su operación continua, contemplada a partir de 2030, se estima una plantilla fija de 110 operarios.

La construcción empleará a más de 4.500 personas.

El predio y el abastecimiento hídrico

El proyecto contempla la intervención de un predio delimitado de 525 hectáreas (5,25 km²). Sin embargo, la infraestructura operativa acondicionada abarcará una superficie de 174,9 hectáreas, donde se destaca el sector de la Planta IGTP de 54,9 hectáreas, organizado en dos bloques operativos (uno para la recepción, separación primaria e inyección de agua de producción, y otro para el tratamiento de gas y edificios de servicios). La distribución se completará con un predio de antorchas emplazado en 15,4 hectáreas, Facilidades Temporales de Construcción (TCF) de 120 hectáreas destinadas a obrador y campamento de montaje, y un nuevo tramo de 2,3 km de caminos para conectar la planta con la Ruta Provincial 17.

Para cubrir la demanda hídrica de los procesos industriales, sistemas de refrigeración y combate contra incendios, se construirá un sistema de captación de agua sobre la margen sur del río Neuquén. El esquema contempla una obra de toma de 4 hectáreas y un acueducto subterráneo de 20 pulgadas de diámetro que se extenderá a lo largo de 15,8 km hasta la planta. En el trayecto se instalará una planta de derivación para enviar agua tanto a la IGTP como a las operaciones de fractura hidráulica.

SACDE y Tecnimont, las ganadoras de la licitación para construir la planta

La UTE integrada por la argentina SACDE y la italiana Tecnimont fue la adjudicataria de la licitación realizada por YPF y la italiana ENI para desarrollar la planta de tratamiento y separación de gas natural.

La UTE fue elegida como front runner del proyecto, según la terminología utilizada habitualmente en este tipo de desarrollos de infraestructura. En la práctica, esto implica que el consorcio quedó posicionado para liderar la ingeniería de detalle, el diseño ejecutivo y la definición técnica de una obra considerada crítica dentro de la cadena de valor de Argentina LNG.

Una de las novedades que dejó la compulsa es que el proceso fue liderado técnicamente por especialistas de ENI desde Italia, quienes evaluaron las distintas propuestas presentadas para desarrollar una de las obras más relevantes contempladas dentro del proyecto.

, Laura Hevia

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

ENReGE: Autorizan a Vicuña el acceso a la capacidad de transporte para la demanda de 260 MW del complejo minero Josemaría (San Juan)

El Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) rechazó las oposiciones planteadas por Entes provinciales, municipales, y varias empresas mineras, al Acceso a la Capacidad de Transporte Existente, para la demanda de 260 MW, utilizada para abastecer el complejo minero denominado Josemaría (fase 1), en San Juan, solicitada por Vicuña Argentina S.A.

Se trata de un gran yacimiento de cobre, oro y plata ubicado en la Cordillera, en el departamento sanjuanino de Iglesia, a más de 4.000 metros de altura. La inversión para su desarrollo y puesta en producción se estima en un piso de U$S 4.000 millones. Será operado por Vicuña (BHP y Lundin Mining), con una vida útil estimada entre 19 y 25 años.

Mediante la Resolución 330/2026, el ENReGE argumentó que “en virtud de la Ley Bases 27.742, y la Resolución SE 311/2025, debe garantizarse el acceso no discriminatorio a los nuevos usuarios como el peticionante Vicuña Argentina SA., que reviste el carácter de único solicitante de la ampliación del sistema de transporte con compromisos y metas concretas presentadas ante TRANSENER S.A., no existiendo en su guía de referencia ningún otro proyecto con fecha cierta para el próximo quinquenio”.

Tras un largo proceso de cuestionamientos técnicos, económicos y jurídicos, que incluyó una Audiencia Pública específica, el ENReGE desestimó argumentos planteados por el ENTE PROVINCIAL DE LA ELECTRICIDAD DE SAN JUAN, la SECRETARÍA DE ENERGÍA DE LA RIOJA, la MUNICIPALIDAD DE CALINGASTA, la MUNICIPALIDAD DE JÁCHAL, la MUNICIPALIDAD DE IGLESIA, MARIO ALBERTO HERRERO, GOLDEN MINING S.A., CASPOSO ARGENTINA LTD, BARRICK EXPLORACIONES ARGENTINAS S.A. y MINERA ARGENTINA DEL SOL S.R.L. y ANDES CORPORACIÓN MINERA S.A.

Entre otros puntos mencionados en la R-330, el Ente nacional señaló que “en cuanto a la denuncia que el Noventa por ciento (90 %) de prioridad de uso implica una privatización de infraestructura pública, cabe resaltar que la prioridad otorgada a Vicuña Argentina recae única y excluyentemente sobre la capacidad neta incremental que será generada, ejecutada y costeada por este inversor privado”.

En su parte resolutiva la norma ahora oficializada determinó “Autorizar el Acceso a la Capacidad de Transporte Existente para la demanda de 260 MW utilizada para abastecer el complejo minero Josemaría (fase 1), a conectarse en la futura Estación Transformadora (ET) Chaparro en barras de 220 kV”.

Asimismo, se dispuso “emitir el Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública (CCyNP) para la Ampliación del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica presentada por la compañía TRANSENER S.A., a requerimiento de la empresa Vicuña Argentina S.A., para las obras consistentes en:

a) Provisión y montaje en la Estación Transformadora Nueva San Juan del campo 05 de 500 kV para la vinculación de la línea a la ET Rodeo (línea existente operada actualmente en 132 kV);
b) Construcción de la playa de 500 kV de la ET Rodeo en configuración interruptor y medio, con un banco de transformación con fase de reserva de 500/132/33 kV de 600 MVA y vinculación de la playa de 132 kV;
c) Desconexión de la línea Nueva San Juan – Rodeo de los campos de 132 kV en ambos extremos y su vinculación a sendos campos de 500 kV;
d) Construcción de la nueva LEAT de 500 kV entre las ET Rodeo – ET Chaparro de aproximadamente 167 km de longitud y;
e) Construcción de la Nueva ET Chaparro en tecnología GIS (Gas Insulated Switchgear), con configuración interruptor y medio en 500 kV, doble barra con barra de transferencia en 220 kV, banco de transformación con fase de reserva de 500/220 kV – 450 MVA y DOS (2) salidas de línea en 220 kV a la ET Josemaría.

En su artículo cuarto la R-330 ratificó “el otorgamiento de la prioridad de uso frente a terceros del 90 % de la capacidad de transporte remanente que, según los cálculos de la CAMMESA, alcanza al 71 % de la capacidad total de la línea Nueva San Juan – Rodeo, operando en 500 kV.

También se ratificó el otorgamiento de la prioridad de uso de la capacidad disponible frente a terceros solicitada sobre la nueva LEAT en 500 kV de aproximadamente 167 km de longitud entre las Estaciones Transformadoras (EETT) de Rodeo y Chaparro, a efectos de abastecer la demanda del proyecto por hasta el 90 % de la capacidad de transporte de la mencionada ampliación.

Asimismo, se ratificó el otorgamiento de la prioridad de uso de la capacidad disponible frente a terceros de la nueva ET Chaparro 500/220 kV, 450 MVA, a efectos de abastecer la demanda del proyecto por hasta el 90 % de su capacidad de transporte.

El artículo 7 de la R-330 estableció que, “en relación con la construcción de la playa de 500 kV de la ET Rodeo, con transformador 500/132/33 kV – 600 MVA y ampliación en la playa de 132 kV, teniendo en cuenta el estado de carga del transformador mencionado no depende de forma apreciable de la demanda del proyecto, no se considera factible otorgar la prioridad de uso de la capacidad disponible frente a terceros solicitada por Vicuña Argentina S.A”.

La Resolución del ENReGE puntualizó que “la prioridad de uso de la capacidad de transporte frente a terceros otorgada en la resolución ENRE 79/2026 tendrá una duración de Veinticinco (25) años -vida útil del proyecto de demanda asociado-, a partir de la habilitación comercial de cada una de las obras mencionadas”.

De acuerdo con lo indicado en el Reglamento de Acceso a la Capacidad Existente y Ampliaciones del Sistema de Transporte, la operación y mantenimiento de las nuevas ET Rodeo y ET Chaparro quedarán bajo la responsabilidad de TRANSENER S.A., ya que rige el criterio de único operador de la ET, extendiéndose su jurisdicción hasta los pórticos de salida de línea de 220 kV y 132 kV”.
La resolución establece Vicuña Argentina s.a. deberá, “para las obras incluidas en el CCyNP, en una nueva presentación, gestionar los planos de mensura y las modificaciones necesarias para la constitución de la Servidumbre Administrativa de Electroducto (SAE) e inscripción en el registro de la propiedad del inmueble correspondiente, a favor de TRANSENER S.A.”.

Argumentos en la R-330

Al respecto, se destaca que “la normativa eléctrica argentina establece el acceso abierto general, pero a partir de la Ley Bases y de dar seguridades a la inversión privada se han establecido figuras para limitar a los jugadores oportunistas llamados free riders”.

“Por lo tanto, en proyectos donde una demanda específica -en este caso, Vicuña Argentina S.A. para su proyecto Josemaría- es la que promueve y financia obras de infraestructura (líneas de extra alta tensión de 167 km y estaciones GIS de 500 kV), la prioridad de uso sobre la ampliación generada para su propia inversión resulta acertada y conducente, sin que ello implique una alteración del principio de “Acceso Abierto” (que no significa necesariamente libre y gratuito).” “El mismo se mantiene inalterable sobre la red existente y sobre el 10 % de la capacidad remanente”.

En los considerandos se expresa que “en función de lo expuesto (por quienes cuestionaron la medida) se concluye que las impugnaciones presentadas configuran una sumatoria de intereses cruzados que, amparados en proteccionismos normativos locales, derivarían en una socialización de los beneficios de la inversión privada postergando el desarrollo del SADI”.

“En este sentido corresponde resaltar el carácter federal del sistema de transporte en extra alta tensión y por distribución troncal, tal cual lo establece la Ley 24.065 (Marco regulatorio del sistema eléctrico), y ninguna normativa de jurisdicción provincial puede limitar u obstaculizar su aplicación”.

“La autoridad provincial no puede pretender la aplicación de normas locales al sistema de transporte en alta tensión del servicio eléctrico que excede a su jurisdicción, pues a ella no se le oculta que el MEM constituye un mercado integrado por la oferta y demanda de actores del mercado eléctrico en el que se registran operaciones de bienes y servicios originadas en cualquier punto de nuestro país -inclusive en el exterior- por lo que su regulación no puede sino corresponder a la jurisdicción federal”, sostuvo el ENReGE.

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Tarifas de gas: el gobierno debe decidir si mantiene en agosto la bonificación extraordinaria del 75% para los hogares que reciben subsidio

En mayo, junio y julio la bonificación para los hogares subsidiados fue del 75%.

El gobierno debe decidir en los próximos días si mantiene en agosto la bonificación extraordinaria de 75% sobre la tarifa de gas natural para los hogares subsidiados o si retoma el cronograma original establecido en el decreto 943/25 que fijó el nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizados y la bonificación baja al 59,09 por ciento. Si la bonificación se mantiene, la suba de la factura promedio el mes próximo va a ser de 2,99% y sino va a trepar a 5,74%, según detallaron el martes en la reunión de directorio del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (Enrege).

Los dos escenarios que planteó el Enrege

El total de hogares con gas natural son unos 9,5 millones en todo el país, de los cuales casi el 50% reciben subsidio. La suba para los no subsidiados va a ser del 3,07%, pero para los subsidiados dependerá de la decisión oficial. Si el gobierno mantiene la bonificación del 75% la suba para ese grupo será de 2,89%, pero si la recorta del 75% al 59,09% el aumento de tarifas terminará siendo para ese grupo de 9,38%.

El promedio entre el 3,07% de aumento que abonarán los hogares no subsidiados y el 2,89% que pagarán los subsidiados si la bonificación se mantiene en el 75% es lo que arroja un aumento de la factura media de 2,99%, pero si la bonificación para los subsidiados baja del 75% al 59,09%, entonces el aumento de la factura media será de 5,74% porque promediará el 3,07% de suba que paguen los no subsidiados con el 9,38% de aumento que pagarían los que sí reciben subsidio.

EconoJournal consultó este miércoles a fuentes de la Secretaría de Energía para saber si ya se decidió qué hacer con las tarifas de gas natural de agosto, pero no obtuvo respuesta.

Cuál es el cronograma original de subsidios

El decreto 943/25 estableció para los usuarios de gas natural que reciben subsidio una bonificación de 50% entre los meses de abril y septiembre que aplica sobre el Precio Anual Uniforme del gas natural (PAU), un precio anual uniforme que refleja el costo del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), pero suavizando sus variaciones estacionales.

Según el decreto 943/25, el 50% que se bonifica del precio mayorista del gas rige entre abril y septiembre,

A esa bonificación del 50%, se le debe sumar una bonificación anual extraordinaria que comenzó siendo en enero del 25% y, según el cronograma establecido en el decreto 943/25, debía ir reduciéndose todos los meses hasta quedar en 0% en diciembre.

Según ese cronograma, en enero la bonificación anual extraordinaria debía ser del 25%, en febrero del 22,73%, en marzo del 20,45%, en abril del 18,18%, en mayo del 15,91%, en junio del 13,64%, en julio del 11,36%, en agosto del 9,09%, en septiembre del 6,82%, en octubre del 4,55%, en noviembre del 2,27% y en diciembre del 0 por ciento.

A su vez, entre los meses de abril y septiembre, se suma la bonificación base de 50%. Por lo tanto, en agosto la bonificación sobre el PAU debería ser de 59,09% (50%+9,09%). Sin embargo, debido a la suba de los costos de la energía que provocó la guerra en Medio Oriente el gobierno no respetó el cronograma original y en los últimos meses reforzó el bloque subsidiado.

El decreto 943/25 establece en su Anexo II cómo se deben ir reduciendo las bonificaciones extraordinarias durante 2026. El gobierno alteró ese cronograma entre mayo y julio.

Qué cambios introdujo el gobierno por la guerra en Medio Oriente

En mayo la bonificación para los beneficiarios del SEF debía ser del 65,91% (50%+15,91%), pero el gobierno ordenó a través de la resolución 111/26 que la bonificación extraordinaria no fuera del 15,91% sino del 25%, lo que elevaba el beneficio al 75%.

En los considerandos de la norma lo justificó diciendo que “el contexto energético internacional se encuentra afectado por crecientes tensiones geopolíticas en regiones estratégicas para la producción y comercialización de hidrocarburos, particularmente en Medio Oriente, lo cual ha incrementado la volatilidad de los precios internacionales del gas natural y del gas propano indiluido por redes”.

Luego aclaró que, si bien Argentina cuenta con recursos gasíferos propios, mantiene un grado de integración con el mercado internacional a través de la importación de Gas Natural Licuado (GNL) y de combustibles sustitutos necesarios para garantizar el abastecimiento de la demanda interna, especialmente en períodos de alta estacionalidad”.

Esa decisión fue solo para mayo, pero desde entonces el gobierno ha venido prorrogando ese beneficio todos los meses. En junio lo hizo a través de la resolución 121/26 y en julio con la resolución 146/26. Todavía no está definido si en agosto se mantendrá la bonificación extraordinaria de 25% o se volverá al cronograma original. Es por eso que el directorio del Enrege presentó dos posibles escenarios de suba de tarifas.

, Fernando Krakowiak

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Aguilar advierte una ventana única para el desarrollo energético argentino

Gabriela Aguilar, presidenta de la Cámara de Comercio Argentina–Texas, afirmó que la Argentina atraviesa una ventana excepcional para transformar sus recursos hidrocarburíferos en producción, exportaciones e inversiones de largo plazo.

La ejecutiva sostuvo que el contexto geopolítico, la madurez tecnológica de Texas, el potencial de Vaca Muerta y la aprobación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) conforman un escenario que el país debe aprovechar para consolidarse como proveedor confiable de energía.

Aguilar destacó que Texas es la octava economía global, además de ser el quinto productor mundial de petróleo y el tercer productor mundial de gas, lo que convierte al estado en un referente para el desarrollo de cadenas de valor, proveedores especializados e infraestructura logística.

La Cámara busca profundizar la cooperación técnica y comercial entre empresas argentinas y texanas para acelerar la incorporación de tecnología y capital al sector energético local.

La ejecutiva señaló que la reconfiguración internacional de la seguridad energética, acelerada por la invasión de Rusia a Ucrania, volvió a colocar la diversificación de proveedores en el centro de las decisiones estratégicas.

En ese marco, afirmó que la Argentina tiene la oportunidad de posicionarse como un actor confiable para abastecer tanto a mercados regionales como internacionales. Consideró que el país se encuentra en un momento propicio para desarrollar su máximo potencial en hidrocarburos y consolidar la expansión de Vaca Muerta.

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Aguilar sostuvo que el RIGI constituye una herramienta clave para reducir la percepción de riesgo y ofrecer previsibilidad a proyectos intensivos en capital. Destacó que el régimen brinda seguridad jurídica y regulatoria de largo plazo, condición necesaria para inversiones que requieren décadas de estabilidad normativa.

Sin embargo, advirtió que la estabilidad regulatoria no resuelve por sí sola los desafíos del sector: productores y operadores estiman que la actividad enfrenta una brecha de competitividad cercana al 35% respecto de otras cuencas, lo que exige mayor escala, eficiencia operativa y desarrollo de proveedores.

La infraestructura aparece como uno de los puntos críticos. Aguilar cuestionó que el transporte de arena para fractura dependa casi exclusivamente de camiones, en un contexto donde la producción no convencional proyecta multiplicar su volumen durante los próximos años. Señaló que la falta de alternativas logísticas podría generar congestión en rutas y limitar la expansión del shale.

También mencionó la necesidad de avanzar en paralelo en todos los frentes vinculados al gas natural licuado (GNL), desde la infraestructura hasta los contratos de venta, y destacó la oportunidad que representa la disponibilidad del buque de licuefacción Hilli Episeyo para acelerar el ingreso del país al mercado exportador.

La mirada regional refuerza la oportunidad. Aguilar señaló que la declinación estructural de la producción boliviana, la demanda brasileña y la necesidad de abastecimiento de Chile abren la posibilidad de que la Argentina deje de ser un proveedor estacional y avance hacia contratos firmes de largo plazo.

Consideró que el país puede convertirse en un hub regional de gas, consolidando acuerdos que permitan abastecer de manera sostenida a los mercados sudamericanos.

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Vicuña obtiene autorización clave y avanza la inversión minera de u$s 9.700 millones en San Juan

El ENREGE otorgó el Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública para la línea de 500 kV que abastecerá al proyecto cuprífero Josemaría, operado por Vicuña. La decisión desestimó impugnaciones de San Juan, La Rioja y empresas competidoras, consolidando la seguridad jurídica del régimen RIGI para proyectos de exportación de gran escala.

La resolución ratifica la validez de la ampliación del sistema de transmisión en extra alta tensión, una infraestructura estratégica que permitirá abastecer los 260 MW requeridos por la Fase I del yacimiento. La obra será financiada íntegramente por Vicuña y, una vez concluida, se integrará al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) como activo permanente para el desarrollo regional.

El proyecto Josemaría prevé una inversión inicial de u$s 9.700 millones y fue admitido bajo la categoría PEELP del RIGI. La Evaluación Económica Preliminar estima una producción anual promedio de 395.000 toneladas de cobre, 711.000 onzas de oro y 22,2 millones de onzas de plata durante los primeros 25 años, posicionándolo entre los desarrollos cupríferos más relevantes del mundo.

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El dictamen del regulador rechazó los planteos que cuestionaban la prioridad de uso del 90% sobre la capacidad incremental de transporte por 25 años. El organismo fundamentó que la ampliación pertenece a la jurisdicción federal exclusiva y que la prioridad no vulnera el principio de acceso abierto, dado que la capacidad no existiría sin la inversión privada.

El marco del RIGI evita la figura del “free-rider” y otorga previsibilidad a quien asume el riesgo de capital sin trasladar costos a los usuarios del sistema eléctrico.

El proyecto ya emplea a 2.615 trabajadores, de los cuales 2.421 se desempeñan en Argentina. Más del 81% de los empleados directos son sanjuaninos, con creciente participación de trabajadores de Iglesia, Jáchal y Guandacol. S

e estima que la construcción y operación generarán más de 30.000 puestos de trabajo y aportarán u$s 3.270 millones anuales a la balanza comercial mediante exportaciones de concentrado de cobre.

La aprobación del CCyNP habilita la ejecución de la infraestructura eléctrica necesaria para avanzar con las tres fases del complejo minero, que integrarán recursos de Josemaría, Filo del Sol y los depósitos sulfurados previstos en etapas posteriores.

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Brasil revisa su vínculo con Argentina y la agenda energética queda expuesta

Los episodios de tensión política entre gobiernos suelen trasladarse al ámbito económico y regulatorio. En el sector energético, la estabilidad diplomática es un insumo operativo: facilita negociaciones tarifarias, habilitaciones regulatorias, contratos de abastecimiento y decisiones de inversión.

Cuando ese marco se altera, los proyectos que dependen de coordinación bilateral pueden enfrentar demoras, revisiones o mayores costos de financiamiento.

El Ministerio de Relaciones Exteriores del Brasil analiza qué medidas adoptará en su vínculo con la Argentina tras las declaraciones del presidente Javier Milei contra su par Luiz Inácio Lula da Silva. La respuesta oficial se definirá cuando el canciller Mauro Vieira regrese de su misión en Perú.

La tensión se produce en un momento en el que la agenda energética bilateral incluye proyectos de gas natural, líquidos del gas y cooperación nuclear que requieren coordinación regulatoria y estabilidad institucional.

En materia de gas, Brasil es un mercado estratégico para exportaciones desde Vaca Muerta. TotalEnergies realizó envíos de prueba vía Bolivia hacia la central térmica de Uruguaiana, pero para avanzar hacia contratos firmes se necesitan inversiones en midstream y acuerdos tarifarios que dependen de negociaciones entre gobiernos.

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El peaje que cobra YPFB para exportaciones interrumpibles se ubica en USD 1,90 por MMBTU, lo que eleva el precio en frontera a alrededor de USD 9 por MMBTU, por encima de los USD 7 por MMBTU que demanda la industria brasileña. La revisión de esa ecuación requiere coordinación diplomática y regulatoria.

La Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) identificó que alcanzar mercados de mayor valor como San Pablo vía gasoducto terrestre exige ajustes en tarifas, derechos de exportación y normas de despacho.

También señaló que la integración gasífera regional podría requerir un tratado multilateral que funcione como paraguas institucional para armonizar regulaciones, coordinar operaciones y gestionar crisis. La tensión política introduce incertidumbre en un proceso que depende de acuerdos técnicos y regulatorios entre países.

En líquidos del gas, la Argentina se consolidó como proveedor relevante para Brasil gracias al gas rico en butano, propano y etano de la cuenca neuquina. Las exportaciones argentinas ya desplazaron parte del suministro estadounidense.

El proyecto NGLS de TGS, valuado en USD 3.000 millones, prevé generar productos de exportación por USD 1.300 millones anuales y tiene al mercado brasileño como destino prioritario. Empresas del segmento de GLP en Brasil, como Copa Energía, manifestaron interés en el suministro argentino, aunque advierten que la previsibilidad regulatoria es determinante para comprometer inversiones.

La relación bilateral también es relevante para el avance del reactor multipropósito RMB, diseñado por INVAP para la Comisión Nacional de Energía Nuclear de Brasil (CNEN). El contrato EPC para ingeniería, provisión y construcción del complejo nuclear en Iperó, San Pablo, se encuentra en etapa final de negociación.

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La CNEN estima invertir USD 500 millones en el reactor y más de USD 1.000 millones en el complejo asociado. El RMB tendrá capacidades similares al RA-10 argentino y estará destinado a producir radioisótopos médicos, dopaje de silicio e investigación neutrónica. La cooperación nuclear requiere estabilidad institucional y continuidad de los acuerdos suscritos entre ambos países.

El clima diplomático también incide en proyectos industriales vinculados al mercado brasileño. Pampa Energía confirmó una inversión de USD 2.700 millones en una planta de fertilizantes nitrogenados en Bahía Blanca, cuya producción apunta principalmente a abastecer la demanda de Brasil. La evolución del vínculo bilateral influye en la concreción de contratos de compra y en el financiamiento de infraestructura asociada.

La agenda energética entre Argentina y Brasil combina gas natural, líquidos del gas, fertilizantes y cooperación nuclear. Todos estos segmentos dependen de marcos regulatorios estables, coordinación técnica y previsibilidad diplomática.

La tensión política introduce riesgos operativos y económicos que pueden afectar cronogramas, costos y decisiones de inversión en proyectos que requieren integración bilateral.

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Thyssenkrupp evalúa inversiones industriales en Argentina

Thyssenkrupp identifica en la Argentina un conjunto de condiciones que habilitan oportunidades industriales: disponibilidad de recursos estratégicos, demanda de infraestructura de gran escala y proyectos vinculados a minería, fertilizantes y servicios para Vaca Muerta.

La empresa también evalúa que el entorno macroeconómico muestra señales de mayor orden y previsibilidad, factores que considera relevantes para avanzar en iniciativas de largo plazo.

Thyssenkrupp, uno de los conglomerados industriales más grandes de Europa, avanza en un proceso de reconversión global que incluye la separación de unidades de negocio y la creación de spinoffs especializados.

El grupo factura cerca de €33.000 millones anuales (más de USD 37.500 millones) y busca concentrarse en segmentos con mayor demanda internacional y capacidad de crecimiento, como materias primas, defensa, minería, fertilizantes y tecnologías de descarbonización.

El CEO del conglomerado, el ejecutivo hispano‑alemán Miguel Ángel López Borrego, visitó la Argentina para mantener reuniones con funcionarios y evaluar oportunidades de negocios. Según su análisis, el país muestra señales de mayor disciplina fiscal y orden macroeconómico, elementos que considera relevantes para proyectos industriales de largo plazo.

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La compañía observa que la región atraviesa una reconfiguración sectorial: hace una década, sus principales clientes eran las cementeras; hoy, la demanda se desplaza hacia minería, fertilizantes, transición energética y servicios industriales para oil & gas.

Thyssenkrupp ya conformó tk Accelis, unidad dedicada a la comercialización de materias primas, y TKMS, su división de defensa especializada en sistemas navales. En esta última, la empresa evalúa posibles oportunidades con Argentina, aunque las conversaciones se encuentran en etapa exploratoria.

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La división Decarbon Technologies es hoy el principal motor de crecimiento del grupo y concentra proyectos vinculados a minería, fertilizantes y soluciones industriales para Vaca Muerta.

El interés en fertilizantes coincide con inversiones locales de gran escala, como la planta de urea anunciada por Pampa Energía en Bahía Blanca por USD 2.700 millones. En minería, la compañía ofrece ingeniería industrial, plantas de procesamiento y soluciones de descarbonización para operaciones metálicas y no metálicas.

En energía, identifica demanda para nuevas plantas y servicios asociados a la expansión de infraestructura en la cuenca neuquina.

La presencia de Thyssenkrupp en América Latina es reducida: la región representa menos del 4% de su facturación global. Sin embargo, la combinación de recursos estratégicos, proyectos industriales y señales de mayor orden macroeconómico posiciona a la Argentina como un mercado relevante para la expansión de sus unidades de negocio.

La empresa evalúa que la previsibilidad regulatoria y la estabilidad financiera serán determinantes para avanzar en iniciativas de gran escala.

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Vaca Muerta ya genera más dólares que los pagos anuales al FMI

Las exportaciones de petróleo y gas no convencional provenientes de Vaca Muerta ya duplican los desembolsos anuales que Argentina realiza al Fondo Monetario Internacional (FMI), según el informe elaborado por Economía & Energía para la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH).

El estudio confirma que el crecimiento del yacimiento se consolidó como uno de los principales pilares de generación de divisas del país.

De acuerdo con el análisis, las exportaciones energéticas alcanzaron en 2025 los US$11.000 millones y podrían escalar a US$28.000 millones en 2030, con una proyección cercana a US$42.000 millones hacia 2035.

En paralelo, las importaciones del sector se mantienen en torno a US$4.000 millones anuales, lo que refuerza el superávit energético y la disponibilidad de dólares para afrontar compromisos externos.

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El informe destaca que a partir de 2027 se espera un incremento significativo en las ventas externas debido a la entrada en operación del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y a la incorporación del buque de licuefacción Hilli Episeyo, que permitirá ampliar la capacidad de exportación de gas natural licuado (GNL). Estos proyectos de infraestructura son determinantes para sostener el crecimiento del complejo energético.

Durante este año, el petróleo se convirtió en el principal producto individual de exportación del país, superando al maíz y la soja. El aumento de la producción y la mejora de los precios internacionales explican este desplazamiento en la matriz exportadora.

El cronograma financiero del FMI prevé pagos por US$7.650 millones en 2027, US$9.500 millones en 2028, US$10.500 millones en 2029 y US$11.500 millones en 2030, con un total de US$57.600 millones hasta 2036. El nivel actual de exportaciones energéticas ya supera ampliamente esos montos anuales, lo que posiciona al sector como un componente central para la estabilidad macroeconómica y la disponibilidad de divisas.

La visita de la directora gerente del FMI, Kristalina Georgieva, a Vaca Muerta se enmarca en el interés del organismo por el desarrollo energético argentino y su capacidad para fortalecer la generación de dólares en los próximos años.

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El patentamiento de vehículos eléctricos creció un 339% interanual en el primer semestre

La electromovilidad se consolidó como el segmento más dinámico del mercado y las unidades chinas lideran las importaciones, según ACARA.

El patentamiento de vehículos eléctricos en el primer semestre en el país fue de 42.238 unidades, un 338,4% más que en el mismo período de 2025, según el último informe sobre vehículos livianos de la Asociación de Concesionarios de Automotores de la República Argentina (ACARA) e incluye a unidades con motor eléctrico e híbridos.

El informe afirma que la electromovilidad se consolidó como el segmento más dinámico del mercado de vehículos en el país y las unidades las unidades de origen chino combinan la mayor participación y tasas de crecimiento en el primer semestre.

Según la entidad, el fuerte salto en el patentamiento de este tipo de vehículos eléctricos fue impulsado por el decreto 49 de 2025, que fijó en 0% el derecho de importación para vehículos con un valor FOB tope de US$ 16.000 por unidad.

Fuente: ACARA.

La medida oficial, que tiene como autoridad de aplicación a la Secretaría de Industria y Comercio, también estableció un cupo de importación anual de 50.000 unidades y, según ACARA, “fue el principal impulsor del segmento en el primer semestre”.

ACARA afirma que “hacia adelante, se prevé la licitación del cupo 2027 —cuarta etapa del programa, que agregaría otras 50.000 unidades—, para la cual el gobierno analiza elevar el tope FOB de US$ 16.000, lo que habilitaría el ingreso de marcas y modelos de mayor valor hoy excluidos”.

Tipo de vehículos

ACARA detalla que en la distribución de las cuatro tipos de tecnologías de electromovilidad, los híbridos no enchufables (HEV, por sus siglas en inglés, que combina combustión interna y un motor eléctrico) concentraron el 55% de las operaciones (23.222 unidades), seguidos por los híbridos enchufables (PHEV) con el 21% (8.979 unidades).

Luego siguen los vehículos mild hybrid (MHEV, que combinan un motor de combustión tradicional con un pequeño motor eléctrico y una batería de baja tensión) con el 15% (6.160 unidades) y los 100% eléctricos (BEV) con el 9% (3.877 unidades).

La mayor suba de patentamientos fue registrada por los vehículos híbridos enchufables (PHEV), que crecieron 5.886% interanual, y los 100% eléctricos (BEV), que tuvieron un salto de 884%.

Mercado de la electromovilidad

El aumento del patentamiento “se dio en un contexto de retracción del mercado total de vehículos cero kilómetro, que acumuló una caída del 11,1% en el primer semestre”, destaca ACARA. Los vehículos híbridos y eléctricos alcanzaron una participación del 15,2% sobre el total de patentamientos de automóviles y vehículos livianos durante el primer semestre.

Además, el informe subraya que “las unidades de origen chino combinan la mayor participación y las mayores tasas de crecimiento acumulado en las cuatro tecnologías (sobre el total de autos híbridos y eléctricos, los HEV de origen chino concentran el 29% de las ventas y crecieron 1.221% en el primer semestre), mientras que los híbridos importados de Brasil acumulan el 19% de las ventas y crecen solo 21% interanual”.

El régimen establecido en el decreto 49 se administra mediante un cupo anual de 50.000 unidades adjudicado por licitación con un tope de valor FOB de US$ 16.000. Hasta el momento se realizaron tres compulsas que habilitaron un total de 100.000 unidades.

, Roberto Bellato

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Exclusivo: el ente regulador le dio la razón a Vicuña y despeja el camino para la concreción de uno de los principales proyectos de producción de cobre

Vicuña es una compañía controlada por la australiana BHP y la canadiense Lundin Mining.

El Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (Enrege) ratificará en las próximas horas la autorización a la minera Vicuña para que avance con una serie de obras de ampliación del sistema de transporte eléctrico y se asegure la disponibilidad del 90% de la capacidad incremental para abastecer el proyecto minero que lleva adelante en San Juan.

El ex ENRE había dispuesto eso mediante la Resolución 79/2026. Sin embargo, sus decisiones no quedaron firmes porque se presentaron oposiciones técnicas y regulatorias, lo que, de acuerdo con la propia norma, obligaba a convocar a una audiencia pública antes de resolver de modo definitivo.

La audiencia se realizó el 3 de junio y allí la decisión oficial fue objetada por representantes del Ente Provincial Regulador de la Electricidad (EPRE) de San Juan, la Secretaría de Energía de La Rioja y las empresas Barrick Mining, Andes Corporación Minera (McEwen Copper – Los Azules), Golden Mining (Gualcamayo) y Casposo Argentina, entre otros.

Enrege ratificará ahora la postura inicial con una resolución en la que responderá a las impugnaciones presentadas con el argumento de que constituyen una sumatoria de intereses cruzados que, amparados en proteccionismos locales o en especulaciones de competidores rezagados, pretenden socializar los beneficios de una inversión privada y postergar el desarrollo del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Así lo resolvió el directorio del organismo en su reunión pública mensual llevada adelante este martes en Madero 1020, a la que asistió EconoJournal.

“Es una obra que tiene un impacto muy importante sobre el sistema eléctrico. Estamos hablando de una inversión de unos 800 millones de dólares en infraestructura eléctrica. Es una inversión privada que no se transfiere a tarifas. Los usuarios no van a pagar nada. Es exclusivamente a costo de la empresa”, aseguró María Cristina Tonnelier, responsable del área de Análisis Regulatorio y Estudios Especiales del ex ENRE, quien tuvo a su cargo detallar cuáles serán las obras que realizará Vicuña, compañía controlada por la australiana BHP y la canadiense Lundin Mining, a la cual ahora se le despeja el camino para tomar una decisión final de inversión en torno al proyecto.  

Tonnelier también aclaró que Transener va a ser la empresa encargada de operar y mantener las instalaciones y supervisar toda la obra.

La inversión prevista por Vicuña  

El proyecto de Vicuña comprende las siguientes obras:

  • Construcción de una nueva línea de 500 kV de 167 kilómetros entre las estaciones de Rodeo y Chaparro.
  • Construcción de la nueva Estación Transformadora Chaparro.
  • Ampliación de las estaciones transformadoras Rodeo y Nueva San Juan.
  • Reconversión de la actual línea Nueva San Juan–Rodeo para que opere en 500 kV en lugar de 132 kV.
  • Nueva Línea de Alta Tensión Chaparro – Estación Transformadora Josemaría (220 kV). Esta última inversión se encuentra por fuera del SADI.

Las obras constituyen la condición técnica para que el sistema pueda abastecer la demanda de hasta 260 MW requerida por el complejo minero Josemaría en la fase 1 del proyecto. Sin ellas, el acceso solicitado por Vicuña no reúne las condiciones de capacidad y confiabilidad exigidas para su habilitación.

La resolución del Enrege le otorgará prioridad de uso hasta el 90% de la capacidad incremental en todo lo que se prevé construir, salvo en la ampliación de la Estación Transformadora Rodeo, por el plazo de duración del proyecto, en este caso por 25 años, en línea con lo establecido por la resolución 311/2025, de la Secretaría de Energía.

Respuesta del ENREGE a las impugnaciones

EPRE San Juan había invocado en la audiencia competencias sobre el tema conferidas por normas provinciales, las cuales supuestamente estaban siendo vulneradas al otorgarle prioridad de uso a Vicuña sobre las ampliaciones del sistema de transporte. Enrege desestimó esa queja al recordar que la transmisión de electricidad por las líneas de 500 kV forma parte del sistema nacional de transporte eléctrico y está regulada exclusivamente por las leyes nacionales 15.336 y 24.065. Además, sostuvo que las instalaciones en extra alta tensión (500 kV), como la línea Nueva San Juan – Rodeo, actualmente operada en 132 kV, forman parte del SADI. Como parte de su argumentación, sostuvo que la provincia actúa como un actor más dentro del Mercado Eléctrico Mayorista sin poder de veto jurisdiccional sobre el despacho y acceso a redes de extra alta tensión nacionales.

Enrege también refutó la afirmación de EPRE con respecto a que la capacidad de transporte actual y futura se encuentra comprometida para acompañar el crecimiento orgánico de la demanda de San Juan. Sobre este punto se limitó a responder que los estudios técnicos de Cammesa demuestran que actualmente existe capacidad física y técnica remanente en las líneas de transporte existentes y si hay capacidad, tiene la obligación legal de otorgar el acceso al nuevo usuario que se presente.

El argumento central es que el «Open Access» garantiza el uso de la red a quien lo solicite con un proyecto firme, pero prohíbe la reserva abstracta o el acaparamiento preventivo de capacidad para un crecimiento poblacional hipotético a expensas de un proyecto minero que requiere la energía de inmediato y que aporta el capital para las obras.

Por último, también refutó la afirmación de EPRE respecto a que el 90% de prioridad otorgada a Vicuña implica una privatización de infraestructura pública. El argumento del organismo regulador es que la prioridad recae única y excluyentemente sobre la capacidad neta incremental que será creada y financiada por Vicuña. Además, remarca que la línea actual opera subutilizada en 132 kV, con una demanda de 25 MW.

El ente regulador utilizó argumentos similares para responder también a los cuestionamientos formulados por las empresas.

Por último, la Secretaría de Energía de La Rioja había solicitado, por su parte, que se obligue a Vicuña a asumir los costos de las obras de adecuación para garantizar la futura interconexión de 500 kV con esa jurisdicción. Sin embargo, el ente desestimará el pedido porque considera que obligar a un desarrollador privado a financiar infraestructura ociosa para garantizar el futuro desarrollo hipotético de una provincia vecina configuraría un enriquecimiento sin causa por parte del Estado provincial. El argumento central es que cuando La Rioja cuente con el financiamiento y el proyecto ejecutivo de su línea, lo que deberá hacer es solicitar la ampliación del nodo Rodeo asumiendo sus propios costos.

, Fernando Krakowiak

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Qué dejó el paso de Kristalina Georgieva por Vaca Muerta, un pedido personal de la directora del FMI

NEUQUÉN.- La directora gerenta del Fondo Monetario Internacional (FMI), Kristalina Georgieva, llegó este martes por la mañana a Neuquén para conocer de primera mano el funcionamiento de Vaca Muerta. En una visita fugaz, la funcionaria llegó a este ciudad acompañada por el ministro de Economía, Luis Caputo, y del presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y se trasladó en helicóptero hasta la base de Loma Campana, el mayor desarrollo de shale oil de la petrolera bajo control estatal.

Georgieva arribó pasadas las 9.15 al Aeropuerto Juan Domingo Perón en un avión Learjet 60 de la Fuerza Aérea Argentina junto a su comitiva y el titular del Palacio de Hacienda. El lugar ya se había alistado con un fuerte operativo de seguridad para evitar las protestas que los días previos habían convocado partidos de izquierda y que finalmente fueron desactivadas.

Su llegada se dio posterior a una serie de actividades que la titular del FMI había protagonizado este lunes en Buenos Aires con el presidente Javier Milei, miembros de su gabinete y empresarios del círculo rojo.

Toda la visita a Neuquén transcurrió bajo un estricto hermetismo. Fuentes cercanas a la Casa Rosada indicaron a EconoJournal que el viaje fue organizado a pedido exclusivo de Georgieva, quien había solicitado a funcionarios de Milei que quería conocer Vaca Muerta personalmente.

«Vaca Muerta despierta una atención a nivel internacional que muchas veces no dimensionamos en Argentina», resaltó una allegado a Presidencia de la Nación, que luego señaló que la titular del FMI argumentó que la formación neuquina tomó una mayor relevancia con el arribo de empresas internacionales, como Continental Resources y con el potencial inversor del RIGI.

«El proyecto argentino escaló en la discusión internacional, especialmente con la guerra en Medio Oriente», agregó la misma fuente. Del lado del gobierno, el pedido de Georgieva fue tomado como una ratificación al rumbo económico de Milei. «Quedó claro con esto que Argentina no necesita otro préstamo, que logró bajar la inflación y que el camino es por acá. El gobierno está apostando al desarrollo de los recursos naturales y el mundo está ávido de que eso suceda», sostuvo la directora del FMI.

Georgieva ya venía de dar un fuerte respaldo político en la conferencia que brindó este lunes en la Casa Rosada, donde elogió las medidas económicas de Milei y afirmó que “hay una gran promesa para Argentina”.

Reunión con Figueroa

Tras descender del avión, la funcionaria del FMI se dirigió a un salón VIP del aeropuerto. Allí la esperaba el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, quien le dio la bienvenida a la provincia. Fuentes oficiales indicaron a EconoJournal que el mandatario la saludó protocolarmente y le explicó el trabajo que está haciendo la provincia «especialmente en materia de sustentabilidad social» para Vaca Muerta.

Además, estuvieron presentes el ministro de Economía de Neuquén, Guillermo Koenig, y la senadora nacional de La Libertad Avanza, Nadia Márquez.

Minutos después, Georgieva se dirigió en helicóptero hacia la base operativa de YPF en Loma Campana. Marín hizo de anfitrión de la visita y aprovechó también para referirse al potencial del sector y a los grandes proyectos de exportación en puerta, como el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y el Argentina LNG.

Luego, la directiva participó de una recorrida por el equipo de perforación DLS 17, donde mantuvo contacto con referentes de empresas de servicios locales e internacionales que operan en la cuenca, entre ellas TSB y MARBAR, dedicadas a servicios petroleros, y SLB y DLS, especializadas en perforación y terminación.

Desde YPF consignaron que la titular del FMI dialogó también con trabajadores que desarrollan sus tareas diariamente en Vaca Muerta. “Fue un orgullo recibir a Kristalina Georgieva y a todo su equipo en Loma Campana, el yacimiento más importante de YPF. Su visita fue una oportunidad única para mostrarle de primera mano la transformación que estamos impulsando en la compañía y el enorme potencial que tiene la Argentina para convertirse en un exportador global de energía», afirmó Marín.

Pasadas las 12.30, el mismo helicóptero que había llevado a la comitiva del FMI a Loma Campana, emprendió su regreso hacia el aeropuerto neuquino. Finalmente, pasadas las 14, Georgieva y Caputo retornaron a Buenos Aires en el mismo jet de la Fuerza Área Argentina.

El optimismo del FMI

Una de las claves de la agenda de Georgieva en Neuquén tuvo que ver con las intenciones del Ejecutivo nacional y la cartera de Economía de generar una buena oportunidad para reforzar la confianza con el FMI, apuntalándola en el gran motor económico y generador de divisas del país.

Justamente, en relación al potencial hidrocarburífero de la Argentina y la atracción de capitales, Georgieva había anticipado el optimismo del organismo internacional sobre los desarrollos que luego iría a supervisar en el terreno: “Vemos buenas proyecciones de inversión. El marco del RIGI ha llevado a US$ 45.000 millones de inversión a futuro y esto se traduce en un dinamismo de la economía argentina que hoy se concentra mayormente en el gas, el petróleo, la minería y el campo”, sostuvo la funcionaria el lunes durante la conferencia que brindó en Casa Rosada.

El motor de la economía y las cifras que entusiasman al FMI

Las cifras operativas que arroja Vaca Muerta son un índice que respalda el entusiasmo del Gabinete nacional y del mismo FMI. En materia de exportaciones, se estima que en 2026 la balanza energética podría arrojar uno US$ 14.000 millones positivos.

Durante junio, la formación no convencional volvió a marcar un nuevo récord histórico en la producción de crudo con 648.114 barriles diarios, lo que representa un salto del 30,48% en comparación con junio de 2025. En el segmento del gas, la actividad reportó 118,64 millones de metros cúbicos diarios (Mmm³/d).

Este empuje productivo se tradujo de forma directa en la balanza comercial: el valor de las exportaciones acumuladas entre enero y junio de 2026 mostró un crecimiento del 48% en comparación con el mismo período del año previo. Con estos indicadores sobre la mesa, el Ejecutivo confía en que el flujo de dólares de la Cuenca Neuquina se consolidará como el pilar fundamental para sostener el esquema macroeconómico y saldar los compromisos internacionales en los próximos años.

, Laura Hevia

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Presión de los sindicatos para que Rolando Figueroa vuelque parte de las super regalías a los sueldos estatales de Neuquén

El gobierno de Rolando Figueroa negocia la paritaria estatal del segundo semestre.
El gobierno de Rolando Figueroa negocia la paritaria estatal del segundo semestre.

La negociación del gobierno de Rolando Figueroa con los sindicatos de Neuquén por la paritaria del segundo semestre aún no encontró un punto de acuerdo. El ofrecimiento que los funcionarios acercaron este martes a la mesa fue descartado de plano por la dirigencia de ATE, el gremio de mayor peso en la discusión, que reclama una recuperación de los sueldos estatales con los recursos extraordinarios que ingresaron a la provincia por las regalías de Vaca Muerta.

El gobierno viene de meses récord de recaudación de estos recursos asociados a la producción de gas y petróleo, pero la gestión busca evitar un desajuste que dañe el equilibrio sostenido de las cuentas.

Neuquén pagará este viernes los salarios a los 70.000 estatales de la provincia con un incremento del 7,25% correspondiente a la inflación del segundo trimestre medida por el Indec y la dirección provincial de Estadística y Censos que se sumará a la suba del 9,13% que había otorgado por el primer trimestre. Y ahora debe negociar con los sindicatos que firmaron una paritaria semestral cómo continuarán las actualizaciones en lo que resta del año.

Según dio a conocer el secretario general de ATE, Carlos Quintriqueo, la oferta que llevó el gobierno al encuentro ni siquiera calificó para ser puesta a consideración. Se trató de continuar con las subas atadas a la inflación por lo que resta del 2026 y añadir el pago de un bono extra de unos 375.000 pesos.

«Hay que encontrar un porcentual que permita recuperar parte del salario que se perdió en el último tiempo. Después discutimos cómo lo implementamos», planteó el dirigente.

Si bien afirmó que no hay un número uniforme, porque algunos sectores del Estado fueron mejorando su situación con la actualización de sus convenios colectivos de trabajo, en el escalafón general y otras áreas contabilizan una pérdida de unos 5 puntos por el primer semestre del año.

En Neuquén, la inflación medida por el organismo oficial de la provincia acumula una variación del 17,3% en lo que va del año y una suba interanual 36,7%. El relevamiento supera al de Indec por unos tres puntos.

«Dinero sin destino»

A la salida de la negociación, el líder de ATE le habló a los estatales y explicó que el acuerdo de este martes fue pasar a un cuarto intermedio para «ir a buscar un mango más» el jueves en una nueva instancia con el gobierno.

«Tendrá que aparecer una propuesta o, si no, en el futuro habrá conflicto», afirmó Carlos Quintriqueo, quien aseguró que lo que resulte de la paritaria «el día de mañana va a tener que derramar para los que firmaron por un año». Ese es el caso de los docentes, quienes acordaron un esquema de actualizaciones atadas al Índice de Precios al Consumidor (IPC) para todo el año.

En diálogo con EN/CLAVE, Quintriqueo analizó que la Provincia «tiene recursos no previstos a partir de las regalías extraordinarias que ingresaron por el conflicto en Medio Oriente».

«Ese dinero hoy no tiene un destino efectivo, no estaba en el presupuesto. Es un paquete de dinero que entró y que no estamos pidiendo que lo saquen de la obra pública», planteó.

Figueroa viene de emitir, la semana pasada, un bono en el mercado internacional por 500 millones de dólares de los cuales un 70% se destinará a infraestructura y el resto se aplicará al pago de deuda pública.

Neuquén recibió ingresos en julio por 743.408 millones de pesos, lo que marcó una suba interanual real (deflactando la inflación) por encima del 34%. Buena parte de ese desempeño lo explicaron las regalías, en particular las de petróleo, que aportaron más de 327.000 millones de pesos en el mes, un récord para la administración de Rolando Figueroa.

Si se suman las de gas, que totalizaron 89.000 millones en el mes, el aumento real de las regalías hidrocarburíferas, en comparación al mismo mes del 2025, se ubicó en un 72%.

El humor estatal y el 2027

El gobierno de Neuquén destina más de 350.000 millones mensuales para el pago de sueldos de los trabajadores estatales, cuyos montos iniciales rondan los 1,2 millones de pesos, según el escalafón.

Si bien esta paritaria involucra a unos 35.000 agentes y alrededor de un 56% de la masa salarial de la provincia, porque no incluye al sector docente, el gobierno no descarta que el acuerdo que alcance con los sindicatos involucrados deberá extenderlo luego a los que quedaron afuera.

Esta negociación, además, marcará el humor de los trabajadores estatales, que integran prácticamente a un tercio del padrón de votantes, rumbo a la convocatoria a elecciones provinciales para el 2027.

Este acuerdo salarial podría ser el último antes de la definición de la competencia a gobernador, si es que los comicios se adelantan al primer semestre del año que viene.

El gobierno reunirá a los sindicatos nuevamente el jueves con lo que, se espera, sea una propuesta que se acerque más a las pretensiones de las conducciones para someterla a votación de las asambleas.

, Andrea Durán

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Giorgieva con YPF en Loma Campana (VM)

La directora gerente del FMI, Kristalina Georgieva; el ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo; y el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, recorrieron las instalaciones de YPF en Loma Campana, que aporta el 16 % del petróleo que produce Argentina en Vaca Muerta.

Durante la visita también recorrieron un equipo de perforación de última generación, donde mantuvieron contacto con empresas de servicios locales e internacionales que operan en la cuenca, entre ellas TSB y MARBAR, dedicadas a servicios petroleros, y SLB y DLS, especializadas en perforación y terminación. Además, Giorgieva dialogó con trabajadores que desarrollan tareas diariamente en Vaca Muerta.

Para Horacio Marín “fue un orgullo recibir a Kristalina Georgieva y a todo su equipo en Loma Campana, el yacimiento más importante de YPF. Su visita fue una oportunidad para mostrarle de primera mano la transformación que estamos impulsando en la compañía y el enorme potencial que tiene la Argentina para convertirse en un exportador global de energía”.

YPF lidera los proyectos estratégicos VMOS y Argentina LNG, que permitirán transformar a la Argentina en un exportador neto de energía y generar ingresos por exportaciones superiores a los 30.000 millones de dólares anuales adicionales a partir de 2030.

En paralelo, YPF impulsa el desarrollo de nuevas oportunidades de negocio. Esa estrategia incluye la expansión del offshore y el crecimiento de las energías renovables, segmento en el que la compañía se consolidó como el tercer productor de energía eléctrica del país, con 18 proyectos en operación y en construcción. y una capacidad instalada superior a los 3,8 GW.

“Recibimos a @KGeorgieva, @LuisCaputoAR y sus equipos en Loma Campana, donde les mostramos de primera mano la transformación energética del país y el enorme potencial que tiene la Argentina para convertirse en un exportador global de energía”. “Tuvimos una reunión muy productiva y recorrimos un equipo de perforación de última generación”, describió Marín en X.

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Nación y Mendoza convocaron a licitación para concesionar el Sistema Hidroeléctrico Los Nihuiles

El Gobierno Nacional convocó, a través del DNU 667/2026, a una Licitación Pública Nacional e Internacional, en conjunto con la provincia de Mendoza, para otorgar la concesión de generación de energía eléctrica del Sistema Hidroeléctrico Los Nihuiles (Complejos Nihuiles I, II, III y IV), y para la venta, por parte de la Provincia de Mendoza, del 100 % de las acciones de Hidroelectricidad Mendocina S.A.

El Sistema Hidroeléctrico Los Nihuiles comprende los diques “El Nihuil” y “Valle Grande” y las presas “Aisol” y “Tierras Blancas”, junto con sus obras complementarias; las Centrales Hidroeléctricas Nihuil I, II y III con sus respectivas estaciones transformadoras y las líneas de alta tensión de 132 KV y 13,2 KV que vinculan a las centrales entre sí, y con el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

Su infraestructura permite abastecer la demanda eléctrica del sur de la provincia de Mendoza, en especial de los departamentos de General Alvear y Malargüe, y el SADI.

La medida responde al vencimiento de las concesiones nacionales y provinciales del sistema, agravado por el aluvión de enero de 2025 que dejó fuera de servicio a las centrales Nihuil II y III.

La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía comunicó que fijará las pautas del proceso licitatorio junto con el Ministerio de Energía y Ambiente de Mendoza, garantizando el cumplimiento de la Ley 15.336 (de Energía Eléctrica).

El procedimiento se desarrollará a través de la plataforma CONTRAT.AR, y una Comisión Evaluadora “ad hoc” —integrada en partes iguales por representantes del Estado Nacional y de la Provincia— llevará adelante la evaluación.

El decreto establece como condición esencial que la totalidad de los pagos y contraprestaciones derivados de la concesión nacional pertenecerán al Estado Nacional.

En los considerandos del DNU 667/2026 se hace referencia a modo de antecedente que, “mediante la Ley de la Provincia de Mendoza 9.486 se autorizó al Poder Ejecutivo provincial, por sí o a través de la Empresa Mendocina de Energía SAPEM, a constituir una Sociedad Anónima bajo el régimen de la Sección V de la Ley General de Sociedades 19.550, que se denominaría Hidroeléctrica Mendocina S.A., cuyo objeto sería generar energía hidroeléctrica a partir de los bienes que integran el Complejo Hidroeléctrico Los Nihuiles, la cual se constituyó el 24 de julio de 2025”.

Por dicha norma provincial se otorgó en concesión a Hidroeléctrica Mendocina S.A. por el término de treinta 030) años el derecho de uso de los bienes del dominio público provincial que integran el Sistema Hidroeléctrico Los Nihuiles y el uso especial de las aguas del Río Atuel.

A partir del 27 de julio de 2026, Hidroelectricidad Mendocina S.A. queda a cargo de la operación del sistema —como continuadora de Hidroeléctrica Los Nihuiles S.A. (HINISA) para los Complejos I, II y III, y de EMESA S.A.P.E.M. para Nihuil IV—, asegurando el abastecimiento normal en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

Esta responsabilidad se extenderá como máximo hasta el 31 de diciembre de 2026 o hasta la adjudicación de la licitación, lo que ocurra primero.

La Secretaría de Energía será la Autoridad de Aplicación de la concesión, sin perjuicio de las competencias provinciales en materia de manejo de aguas, ambiente y seguridad de presas. La Subsecretaría de Energía Eléctrica actuará como veedor durante este período, sin interferir en la operación de la concesionaria.

El Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE), organismo descentralizado actuante en el ámbito de la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía, verificará el cumplimiento de las obligaciones emergentes del Contrato de Concesión que no estén asignadas a otros organismos.

El DNU 667 establece también que “en caso de declararse desierta o fracasada la Licitación Pública, la Secretaría de Energía de la Nación determinará, en conjunto con el Ministerio de Energía y Ambiente de la Provincia de Mendoza, cada jurisdicción en el marco de sus competencias, las acciones a seguir para dar cumplimiento a: (i) las disposiciones de la Ley 15.336 y de la Ley (Marco) 24.065; y (ii) las Leyes de la Provincia de Mendoza 6.497, 9.486, 9.630 y demás normas aplicables al funcionamiento del Sistema Hidroeléctrico Los Nihuiles, respectivamente.

El Gobierno Nacional remarcó que “continúa impulsando un proceso ordenado y competitivo para garantizar la continuidad del Sistema Hidroeléctrico Los Nihuiles, reafirmando su compromiso con el fortalecimiento de la matriz energética nacional y la confiabilidad del Sistema Argentino de Interconexión (SADI)”.

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El gobierno nacional y Mendoza lanzan la licitación pública para la operatoria del Complejo Hidroeléctrico Los Nihuiles

El Gobierno Nacional convocó este martes a una Licitación Pública Nacional e Internacional, en conjunto con la provincia de Mendoza, para otorgar la concesión de generación de energía eléctrica del Sistema Hidroeléctrico Los Nihuiles (Complejos Nihuiles I, II, III y IV), prorrogada en sucesivas oportunidades hasta este mes. A la vez, la provincia procederá a la venta del 100% de las acciones de la empresa Hidroelectricidad Mendocina S.A.

Se trata de una segunda etapa de licitación de concesiones vencidas, luego de que en 2025 la Nación avanzó con la adjudicación de las denominadas represas del Comahue. La firma de los contratos garantizó ingresos por US$ 706 millones para el Estado Nacional por las centrales Alicurá, El Chocón, Piedra del Águila y Cerros Colorados.

El 1 de junio de 2024 vencieron las concesiones de 30 años de Los Nihuiles, una otorgada por la provincia para el uso de bienes y recursos hídricos, y otra del Estado Nacional para la generación de energía eléctrica. El 27 de mayo de 2024, el gobierno de Mendoza y la Secretaría de Energía extendieron por 12 meses las concesiones, pero como consecuencia del siniestro sufrido en enero de 2025, se declaró la emergencia del sistema y se prorrogó el período de transición por 14 meses.

Actualmente, la operatoria está a cargo de la empresa Pampa Energía, y la medida se dio a conocer a través del DNU 667/2026, en el cual el Gobierno destacó que la reprivatización forma parte de «la reorganización del Sistema Hidroeléctrico Los Nihuiles, mediante un proceso competitivo y transparente para su explotación futura y asegurando la continuidad operativa durante la transición».

El Sistema Hidroeléctrico Los Nihuiles comprende los diques “El Nihuil” y “Valle Grande” y las presas “Aisol” y “Tierras Blancas”, junto con sus obras complementarias; las Centrales Hidroeléctricas Nihuil I, II y III con sus respectivas estaciones transformadoras y las líneas de alta tensión de 132 KV y 13,2 KV que vinculan a las centrales entre sí y con el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

Un temporal en enero de 2025 causó deslizamientos en el Cañón del Atuel que afectaron parcialmente la operatoria de Los Nihuiles.

Su infraestructura permite abastecer la demanda eléctrica del sur de la provincia de Mendoza, en especial de los departamentos de General Alvear y Malargüe y el SADI. La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía fijará las pautas del proceso junto con el Ministerio de Energía y Ambiente de Mendoza, garantizando el cumplimiento de la Ley N° 15.336.

Cómo avanza el nuevo proceso de licitación

El procedimiento se desarrollará a través de la plataforma Contrat.AR, y una comisión evaluadora “ad hoc” -integrada en partes iguales por representantes del Estado Nacional y de la Provincia- llevará adelante la evaluación. El decreto establece como condición esencial que la totalidad de los pagos y contraprestaciones derivados de la concesión nacional pertenecerán al Estado Nacional.

A partir del 27 de julio de 2026, Hidroelectricidad Mendocina S.A. queda a cargo de la operación del sistema -como continuadora de Hidroeléctrica Los Nihuiles S.A. (HINISA) para los Complejos I, II y III, y de EMESA S.A.P.E.M. para Nihuil IV-, asegurando el abastecimiento normal en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

Esta responsabilidad se extenderá como máximo hasta el 31 de diciembre de 2026 o hasta la adjudicación de la licitación, lo que ocurra primero. La Secretaría de Energía será la Autoridad de Aplicación de la concesión, sin perjuicio de las competencias provinciales en materia de manejo de aguas, ambiente y seguridad de presas. La Subsecretaría de Energía Eléctrica actuará como veedor durante este período, sin interferir en la operación de la concesionaria.

Con una capacidad instalada de 265 MW, 0,6% de la capacidad total de Argentina, HINISA abarca aproximadamente 40 kilómetros y se eleva entre los 754 metros y 1.251 metros sobre el nivel del mar. Entre 1990 y 2025, su generación media anual fue de 767 GWh, alcanzando un máximo de 1.250 GWh en 2006 y un mínimo de 283 GWh en 2025, por el temporal del 11 de enero 2025, que causó daños severos en el Cañón del Atuel, dejando fuera de servicio e inoperativas las centrales Nihuil 2 y 3.

Pampa Energía informó que, por entonces, se activaron los seguros bajo la póliza de Todo Riesgo Operativo, dando notificación a las autoridades y evaluando el estado de los equipamientos afectados, y ya se realizaron todos los análisis para su refuncionalización. Pampa tiene una participación directa del 52% sobre el capital accionario de HINISA.

, Redacción EconoJournal

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Exportación de gas de Vaca Muerta y construcción de un reactor en San Pablo: cómo puede impactar la pelea entre Milei y Lula en la agenda energética bilateral

Javier Milei junto al candidato presidencial opositor, Flavio Bolsonaro.

Los insultos del presidente Javier Milei a su par brasileño Lula Da Silva detonaron una crisis diplomática que puede afectar la agenda energética bilateral, que incluye la posibilidad de exportar gas de Vaca Muerta y construir un reactor multipropósito en San Pablo, una inversión brasileña de más de US$ 500 millones.

El Ministerio de Exteriores del Brasil está evaluando qué medidas adoptará en respuesta a los agravios que el presidente Milei propinó contra su par en el acto de lanzamiento de la candidatura presidencial de Flavio Bolsonaro, uno de los principales contendientes en las elecciones presidenciales de este año. Las definiciones se conocerán entre el miércoles y el jueves cuando el canciller Mauro Vieira regrese de su viaje al Perú para atender al acto de asunción de la presidenta Keiko Fujimori.

Durante su discurso del sábado, Milei acusó al presidente brasileño de ser un «ladrón» y un «delincuente». “Si en Argentina tenemos como factor económico lo que llamábamos el riesgo kuka, acá en Brasil hoy tienen el riesgo Lula y se refleja claramente en el mercado accionario”, disparó Milei frente a la militancia del Partido Liberal.

Además, calificó al juez del Supremo Tribunal Federal, Alexandre de Moraes, como una «basura calva» por no permitirle visitar al ex presidente Jair Bolsonaro, condenado por impulsar un golpe de Estado. Desde el gobierno argentino justifican que Lula el año pasado pudo visitar a Cristina Fernández de Kirchner en la residencia en donde presta prisión domiciliaria por su condena definitiva en la causa de Vialidad Nacional.

“No hay precedentes de un presidente extranjero que, en territorio nacional, haya acumulado agresiones y ofensas contra el Jefe de Estado, las instituciones democráticas, incluido el Poder Judicial, y el Pueblo brasileño. Es especialmente lamentable que ese episodio infamante involucre al presidente de un país con el que Brasil mantiene 203 años de amistad y cooperación y que tiene, en Brasil, su principal socio comercial”, respondió la cancillería brasileña mediante un comunicado.

Vaca Muerta: la agenda con Brasil en gas natural y líquidos

Varios proyectos de exportación de hidrocarburos tienen al mercado brasileño como un objetivo de importancia y buscan financiamiento brasileño.

TotalEnergies ya concretó algunas exportaciones de prueba al Brasil a través de Bolivia y a la central térmica de Uruguaiana. Sin embargo, para dar el salto de exportaciones interrumpibles a firmes, son necesarias inversiones significativas en midstream, cuyo financiamiento depende de clientes interesados en contractualizar moléculas a un precio competitivo frente a otras opciones, como el GNL o la producción de gas offshore en Brasil.

La Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE),
a través del Proyecto Regional de Integración Gasífera de los países del MERCOSUR y Chile, identificó varios factores que inciden en la competitividad de las exportaciones argentinas y que requieren de un trabajo diplomático fino coordinado con Brasil.

«Alcanzar mercados de mayor valor como San Pablo vía gasoducto terrestre requiere ajustes regulatorios significativos —en materia tarifaria y de derechos de exportación— para que la ecuación sea viable para el exportador y atractiva para el comprador», dice el reporte final de la OLACDE sobre el proyecto de integración gasífera, publicado en mayo.

En un plano más general, los países de la región aún deben definir cuestiones regulatorias como la armonización de normativas para el despacho y el comercio de gas natural. Además, OLACDE puntualiza que «podría requerirse adicionalmente un tratado multilateral que funcione como paraguas para proteger el desarrollo del mercado, y promueva la institucionalización de ámbitos de coordinación operativa,
gestión de crisis, solución de diferendos y armonización regulatoria tendencial».

Puntualmente, en el caso del aprovechamiento del gasoducto a través de Bolivia, el trabajo diplomático es relevante para lograr una tarifa de transporte a un costo más competitivo para los clientes en Brasil. Actualmente, la petrolera estatal boliviana YPFB está cobrando un peaje de US$ 1,90 por millón de BTU (MMBTU) para exportaciones interrumpibles, lo que eleva el precio final a la frontera con Brasil a algo más de 9 dólares. La demanda industrial brasileña pretende un precio puesto en frontera de US$ 7 por MMBTU.

El contexto diplomático también hace al clima de negocios y la concreción de oportunidades, con varios proyectos energéticos que ven al mercado brasileño como un objetivo prioritario. Sin ir más lejos, Pampa Energía confirmó este mes que invertirá US$ 2.700 millones en una nueva planta de fertilizantes nitrogenados en Bahía Blanca. La producción de esta planta apuntará principalmente a abastecer el mercado de Brasil.

Otros ejemplos se concentran en el segmento de líquidos del gas (GLP), en donde la Argentina se está transformando en un actor central para el suministro regional gracias al gas rico en butano, propano y etano saliente de la cuenca neuquina. En Brasil, las exportaciones argentinas ya desplazaron al suministro proveniente de los Estados Unidos a un segundo lugar.

Las oportunidades para exportar líquidos a la región y los mercados en Asia está movilizando inversiones, como el proyecto NGLS, cuya inversión fue confirmada en junio por los accionista de Transportadora Gas del Sur (TGS). Se trata de un proyecto de separación, transporte y fraccionamiento de líquidos del gas natural valuado en US$ 3000 millones y que prevé generar productos de exportación por un valor aproximado de US$ 1.300 millones anuales.

Las empresas en el segmento de distribución y comercialización de GLP dentro del Brasil ven el suministro argentino con gran interés. Es el caso de Copa Energía, la empresa con la mayor cuota de mercado de venta de GLP.

«Copa Energía vio cómo Argentina cambió muy rápido hacia reglas de mercado, pero para el resto de los brasileros es un poco difícil mirar a largo plazo en este país. De la misma forma que se cambió muy rápido, se puede volver atrás muy rápido. Sabemos que acá por mucho tiempo fue difícil sacar el dinero de las inversiones, entonces no es trivial hacer inversiones», evaluó el CEO de la empresa, Pedro Turqueto, en un diálogo con EconoJournal en marzo.

Reactor multipropósito RMB

Render del reactor multipropósito RMB que INVAP está diseñando para Brasil.

Las relaciones diplomáticas entre la Argentina y Brasil son también relevantes para el avance del proyecto RMB, un reactor multipropósito que tiene a INVAP como diseñador. En la principal empresa argentina de proyectos de alta tecnología creen factible cerrar en agosto los contratos definitivos para la construcción del reactor, según fuentes al tanto del proceso consultadas por EconoJournal.

La negociación con la Comisión Nacional de Energía Nuclear de Brasil (CNEN) es por el contrato de ingeniería, provisión y construcción (EPC) del complejo tecnológico que albergará el RMB, incluyendo laboratorios, infraestructura operativa y apoyo logístico.

La CNEN estima invertir unos 500 millones de dólares sólo en el reactor, como parte de un proyecto de nuevo complejo nuclear que Brasil construirá en la localidad de Iperó en el estado de San Pablo, que supone una inversión global superior a los 1000 millones de dólares. La instalación estará cercana al Centro Industrial Nuclear de ARAMAR (CINA), en donde la Armada brasileña está desarrollando el prototipo del submarino con propulsión nuclear.

El reactor RMB estará destinado principalmente a la producción de y suministro de radioisótopos médicos para el mercado interno de Brasil. Con una potencia de diseño de 30 MW térmicos, el reactor tendrá un conjunto de capacidades y facilidades anexas similares al reactor multipropósito RA-10 que se pondrá operativo en Ezeiza a comienzos de 2027.

Ambos reactores podrán brindar el servicio de dopaje de silicio, codiciado por la industria electrónica internacional. También servirán para apoyar la investigación con técnicas neutrónicas y desarrollo de nuevos combustibles nucleares.

El reactor RMB tiene origen en un acuerdo suscrito entre la Argentina y Brasil en 2011 para el desarrollo conjunto de reactores multipropósitos. Es por este motivo que en INVAP definen al proyecto brasileño como un “primo hermano” del RA-10.

, Nicolás Deza

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Canadá convierte la infraestructura en política de Estado: el modelo que Argentina podría replicar sin gastar un peso

Canadá tomó una decisión que cambió la competitividad de su minería y su sector energético: convertir la infraestructura habilitante en una política pública de largo plazo. No se trata de subsidios ni de beneficios fiscales. Se trata de rutas, líneas eléctricas, puertos, ferrocarriles, logística y permisos acelerados.

En otras palabras, de construir las condiciones para que los proyectos existan. Esa arquitectura —que Canadá consolidó con fondos federales y participación indígena— abre un debate inevitable para Argentina, donde los recursos abundan pero la infraestructura no.

El corazón del modelo canadiense es el Critical Minerals Infrastructure Fund (CMIF), un programa federal que financia obras que determinan si un proyecto minero llega o no a construirse. Carreteras de acceso, líneas de transmisión, ampliaciones hidroeléctricas, infraestructura ferroviaria y logística multimodal forman parte de un esquema que ya comprometió más de USD 300 millones en 38 proyectos vinculados a 19 minerales críticos.

La lógica es simple: muchos yacimientos fracasan no por falta de recursos geológicos, sino porque el costo de construir la infraestructura básica vuelve inviable la inversión privada.

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A ese fondo se sumó el First and Last Mile Fund, diseñado para cubrir los últimos kilómetros que conectan una mina con la red logística. Es una de las fallas más comunes en proyectos de cobre, litio y tierras raras: existe la carretera principal, pero faltan los 20 o 40 kilómetros finales que hacen posible la operación. Canadá decidió financiar esa brecha para acelerar la puesta en marcha de nuevos desarrollos.

La tercera pieza es la Major Projects Office (MPO), una ventanilla única que coordina ministerios y agencias regulatorias para reducir los tiempos de permisos federales a aproximadamente dos años, sin eliminar controles ambientales.

La MPO incorporó proyectos estratégicos como el corredor ártico y la expansión hidroeléctrica de Taltson, parte de un paquete de USD 25.000 millones destinado al desarrollo del norte canadiense.

El modelo incluye además un componente que Argentina no puede seguir ignorando: la participación indígena estructural. El CMIF financia estudios, planificación territorial, fortalecimiento institucional y consultas tempranas para que las comunidades originarias participen desde el diseño de los proyectos.

La adquisición de la mina Minto por la Primera Nación Selkirk marcó un hito: por primera vez, una operación minera quedó bajo control mayoritariamente indígena.

La pregunta es inevitable: ¿puede Argentina replicar este modelo? La respuesta es sí, pero no con fondos públicos. Con un gobierno que no quiere “distraer ni un peso” del Tesoro, la infraestructura habilitante debe convertirse en una obligación contractual de las concesionadas, no en un gasto estatal.

En lugar de un fondo federal como el CMIF, Argentina podría crear un fondo fiduciario privado, alimentado por aportes obligatorios de empresas mineras y energéticas, financiamiento de multilaterales y bonos verdes.

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La lógica es idéntica a la canadiense, pero adaptada a la realidad fiscal local: las empresas financian rutas, líneas eléctricas, plantas de tratamiento, logística multimodal y la infraestructura social mínima para las comunidades cercanas. A cambio, obtienen permisos más rápidos, previsibilidad regulatoria y acceso a corredores logísticos que reducen costos y aceleran exportaciones.

El paralelismo es evidente. Argentina enfrenta los mismos cuellos de botella que Canadá decidió resolver: rutas de montaña insuficientes, falta de líneas eléctricas, puertos saturados, ferrocarril limitado y permisos lentos.

En Vaca Muerta, la demanda de arena silícea exige corredores multimodales; en la minería de cobre y litio, los proyectos dependen de corredores bioceánicos, infraestructura social y logística integrada.

La experiencia canadiense deja una conclusión clara: sin infraestructura habilitante, incluso los mejores recursos naturales pierden competitividad. Y en Argentina, donde los recursos abundan pero la infraestructura no, la única forma de cerrar esa brecha sin comprometer fondos públicos es trasladar la responsabilidad a quienes operan las concesiones.

El modelo canadiense no es un espejo perfecto, pero sí una hoja de ruta para transformar la minería y la energía en motores de desarrollo real.

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La producción neuquina alcanza máximos: Vaca Muerta concentra casi toda la extracción de petróleo y gas

Neuquén volvió a registrar máximos históricos de producción en junio y confirmó el predominio absoluto de los hidrocarburos no convencionales en la provincia.

Según el informe mensual del Ministerio de Energía y Recursos Naturales, el shale representó el 97,24% del petróleo y el 91,38% del gas natural extraídos, consolidando a Vaca Muerta como el principal motor del crecimiento energético argentino.

La producción de petróleo alcanzó 648.114 barriles diarios, el mayor volumen registrado desde que comenzó el desarrollo masivo de la formación. De ese total, 630.234 barriles provinieron de pozos no convencionales, lo que refleja un crecimiento de 1,86% respecto de mayo y 30,48% frente a junio de 2025.

En el acumulado del primer semestre, la extracción de crudo avanzó 32,62% interanual, uno de los incrementos más altos desde la puesta en marcha de los desarrollos tipo factoría.

En gas natural, Neuquén también marcó un nuevo récord con 118,64 millones de metros cúbicos diarios, de los cuales 108,42 millones correspondieron a shale.

El shale gas explicó por sí solo 82,35% de toda la producción provincial, con un crecimiento de 3,04% respecto de mayo y 5,12% interanual. Entre enero y junio, la producción acumulada aumentó 6,96%, impulsada por la mayor actividad en los principales bloques gasíferos.

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El avance estuvo sostenido por el desempeño de varias áreas clave. En petróleo destacaron Bajo del Choique–La Invernada, Cruz de Lorena, La Amarga Chica, Bajada de Añelo y La Calera, que continúan incorporando nuevos pozos y aumentando su productividad.

En gas, los mayores aportes provinieron de La Calera, Sierra Chata, Aguada Pichana Oeste, Bajo del Choique–La Invernada, Loma La Lata–Sierra Barrosa y Bajada de Añelo, áreas que concentran los desarrollos de shale gas de mayor rendimiento.

La creciente participación del shale confirma un cambio estructural en la industria energética argentina. Hace una década, la producción convencional concentraba la mayor parte de los hidrocarburos del país; hoy, la combinación de tecnología, eficiencia operativa y ritmo de inversiones posiciona a Vaca Muerta como la única cuenca con crecimiento sostenido.

El petróleo neuquino gana participación en las exportaciones y el shale gas constituye la base de los proyectos de expansión de capacidad mediante gasoductos y futuras plantas de GNL.

La continuidad de esta expansión dependerá de la incorporación de nueva infraestructura. La ampliación de oleoductos, gasoductos, plantas de tratamiento y terminales de exportación aparece como el principal desafío para evitar cuellos de botella y acompañar el crecimiento de la producción.

Neuquén ya opera en niveles récord y la disponibilidad de capacidad de evacuación será determinante para sostener la curva ascendente de Vaca Muerta en los próximos años.

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YPF avanza con la licencia ambiental para perforar 12 pozos en Meseta Buena Esperanza, uno de los bloques que abastecerán Argentina LNG

YPF inició el trámite de la licencia ambiental para el plan piloto en el área Meseta Buena Esperanza, una de las cinco concesiones no convencionales que Neuquén otorgó para abastecer de gas al proyecto Argentina LNG.

El expediente EX‑2026‑02274254‑NEU‑SARN#MTUR, publicado por la Secretaría de Energía y Minería provincial, detalla el proceso de evaluación del Informe Ambiental Proyecto LNG_LOC‑MBE‑004, 038, 105 e Instalaciones Asociadas, que incluye obras de superficie, perforación y ductos internos.

El plan contempla la construcción de tres locaciones con caminos de acceso, la perforación y terminación de 12 pozos horizontales, el tendido de cinco ductos con trampas y la instalación de dos plantas concentradas para separación, medición y envío del gas hacia los sistemas troncales.

La documentación incorpora un Plan de Gestión Ambiental que regula construcción, operación, mantenimiento y abandono de las instalaciones.

Meseta Buena Esperanza forma parte del esquema acordado entre YPF y Neuquén para garantizar el suministro del proyecto Argentina LNG. La provincia otorgó cinco Concesiones de Explotación No Convencional (CENCH) sobre Meseta Buena Esperanza I y II, Aguada Villanueva Norte y Las Tacanas I y II, destinadas exclusivamente al abastecimiento del futuro complejo de licuefacción en la costa de Río Negro.

El consorcio liderado por YPF continúa con gestiones de financiamiento internacional para la inversión de gran escala que requiere la planta.

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Desde el punto de vista técnico, los pozos tendrán ramas laterales de 2.000 metros, 33 etapas de fractura hidráulica y estarán distribuidos en cinco PADs de producción. El diseño apunta a desarrollar dos niveles estratégicos de la formación Vaca Muerta —Cocina y Orgánico Inferior— con una separación aproximada de 300 metros entre pozos del mismo nivel para optimizar la superficie y consolidar un esquema de desarrollo tipo factoría.

La producción inicial estimada para pozos de estas características se ubica entre 8 y 12 MMcf/d, con estabilización en el rango de 4 a 6 MMcf/d.

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El plan piloto prevé un desembolso inicial de US$ 160,93 millones, concentrado en los nodos LOC‑MBE‑004, 038 y 105. La infraestructura incluye ductos equipados con trampas para mantenimiento y plantas de tratamiento necesarias para agrupar y medir el gas antes de su envío a los sistemas de transporte.

Estas obras constituyen el primer eslabón operativo del proyecto Argentina LNG, que busca transformar la producción de Vaca Muerta en exportaciones sostenidas de GNL.

El avance administrativo habilita el inicio de obras tempranas y marca un paso clave para la puesta en marcha de los bloques asignados al proyecto. Meseta Buena Esperanza será uno de los primeros desarrollos en aportar gas al esquema de licuefacción, en un contexto donde la expansión de Vaca Muerta y la disponibilidad de infraestructura asociada definen la viabilidad del plan exportador.

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El Senado debate una nueva Ley de Biocombustibles: desregulación, paridad de importación y aumentos de corte

El Senado inició el tratamiento de tres proyectos para reemplazar la Ley 27.640 de Biocombustibles, en un debate que concentra a refinadoras, pymes, provincias productoras y empresas del complejo agroindustrial. La iniciativa con mayor aval es la presentada por el oficialismo, que propone desregular el mercado, fijar precios de referencia basados en la paridad de importación y aumentar los cortes obligatorios de biodiésel y bioetanol.

El texto, firmado por Patricia Bullrich, ya atravesó dos sesiones informativas en la Comisión de Minería, Energía y Combustibles y se encamina a dictamen.

El proyecto establece una transición hasta el 31 de diciembre de 2031 y una vigencia de 15 años. En gasoil, fija un corte mínimo obligatorio de biodiésel del 7,5%, que ascenderá al 10% doce meses después de la sanción. En naftas, el corte mínimo de bioetanol será del 12% y subirá al 15% en el mismo plazo. La Secretaría de Energía podrá modificar estos porcentajes solo por razones ambientales, sociales, económicas, técnicas o de abastecimiento.

El esquema incorpora además un mecanismo gradual de co-procesamiento para refinadores, que computará 0,5% en 2028, 1% en 2029, 1,5% en 2030 y 2% en 2031, convergiendo hacia el límite máximo del 3%.

La propuesta oficial elimina la segmentación geográfica del mercado general y crea un Mercado Electrónico único para la comercialización de biocombustibles, administrado por un organismo independiente con experiencia en negociación de productos energéticos.

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Durante el período de transición, una porción específica del corte obligatorio deberá comercializarse exclusivamente a través de empresas no integradas, con un límite del 14% anual por firma para evitar concentración. El esquema de precios máximos se reemplaza por precios de referencia basados en la paridad de importación: si el valor local supera ese nivel, se habilita la importación como mecanismo de excepción.

El debate se produce en un contexto de capacidad instalada ociosa y precios elevados. En biodiésel, la industria cuenta con 4,4 millones de toneladas de capacidad instalada y produjo 2,1 millones en 2025, con una ociosidad del 52%. En bioetanol, la capacidad instalada ronda 1,3 millones de m³ y la producción fue de 1 millón, con ociosidad del 23%.

Según YPF, el biocombustible se ubicó un 40% por encima del precio del combustible fósil, con picos del 80%, y llevar el corte de biodiésel al 10% implicaría un impacto del 3% en el surtidor. El biodiésel tiene menor poder calorífico que el gasoil, lo que incrementa el consumo entre 1,5% y 2,2% según el nivel de mezcla.

La caída de las exportaciones también presiona la discusión. En 2025, el biodiésel exportó US$ 1.050 millones, un 38% menos que en 2023. La menor recaudación y el encarecimiento interno generaron un costo fiscal de US$ 300 millones en 2025 y de US$ 6.500 millones acumulados en 15 años, según Economía y Energía.

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El aumento de cortes permitiría absorber capacidad ociosa y mejorar la ecuación económica de plantas que hoy operan por debajo de su punto de equilibrio.

Las provincias productoras —Santa Fe, Córdoba, Tucumán, Salta y Jujuy— siguen de cerca la discusión por su impacto en cadenas regionales. Las refinadoras avalan el proyecto oficialista, que habilita el co-procesamiento y elimina restricciones que históricamente limitaron su participación.

Las pymes advierten que la paridad de importación podría habilitar operaciones a precios de dumping y que la eliminación de regiones incrementaría costos logísticos para plantas alejadas de los centros de mezcla.

El Senado buscará dictamen en las próximas sesiones. El oficialismo sostiene que el nuevo esquema permitirá ordenar precios, ampliar la oferta y dar previsibilidad a un sector que opera con alta ociosidad y fuerte dispersión de costos.

El debate define la estructura del mercado de biocombustibles para los próximos 15 años y redistribuye roles entre refinadoras, pymes, provincias y grandes aceiteras en un segmento clave para el abastecimiento de combustibles líquidos.

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Southern Energy alcanza 6 Mtpa y posiciona a Argentina en el top global del FLNG

Argentina quedó ubicada entre los actores emergentes más relevantes del mercado mundial de gas natural licuado gracias al avance del proyecto Southern Energy, que alcanzará una capacidad total de 6 millones de toneladas anuales (Mtpa) mediante dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG) que operarán frente a la costa de Río Negro.

El dato surge de la 17ª edición del World LNG Report, elaborado por la International Gas Union (IGU) junto con Rystad Energy, que posiciona al país con el 31,6% de toda la capacidad FLNG aprobada a nivel global.

La escala del proyecto se explica por la incorporación de dos unidades de gran porte: Hilli Episeyo, con una capacidad cercana a 2,5 Mtpa, y MK II, que aportará otros 3,5 Mtpa. Ambas utilizan un esquema de reconversión de antiguos metaneros, un modelo que permite acelerar los tiempos de desarrollo y reducir los costos frente a las plantas terrestres tradicionales.

Con estas dos unidades, Southern Energy se convirtió en el principal impulsor del crecimiento del segmento FLNG durante el último año.

El informe destaca que dos de los tres proyectos de licuefacción flotante aprobados en 2025 corresponden a la iniciativa argentina, lo que refleja el peso que adquirió el país en un mercado caracterizado por la búsqueda de soluciones flexibles, modulares y de rápida implementación.

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La capacidad total de 6 Mtpa coloca a Argentina por encima de Mozambique (3,6 Mtpa), Canadá (3 Mtpa) y Congo (2,4 Mtpa), consolidando su liderazgo en la expansión global del FLNG.

El gas que abastecerá las unidades provendrá de Vaca Muerta, cuya producción excedente durante distintos períodos del año será canalizada hacia la costa del Golfo San Matías. Allí, las instalaciones flotantes procesarán y licuarán el gas para su exportación a mercados internacionales, en un contexto de demanda sostenida y reconfiguración de las cadenas de suministro energéticas.

El cronograma operativo prevé que la primera unidad comience a funcionar entre fines de 2027 y principios de 2028, mientras que la incorporación de la MK II está programada para el segundo semestre de 2028, una vez finalizada su reconversión.

Con ambas unidades en operación, Argentina ingresará por primera vez al mercado global de exportación de GNL mediante infraestructura flotante, abriendo una nueva etapa para la monetización del gas de Vaca Muerta y ampliando la presencia del país en el comercio energético internacional.

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ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Supplier Day: cuáles son los desafíos que enfrenta la cadena de valor para acompañar el desarrollo de Vaca Muerta

La producción de petróleo registró un crecimiento interanual de 17,2% entre enero y mayo, apuntalado fundamentalmente por Vaca Muerta que se disparó un 36,3 por ciento. Los grandes proyectos de infraestructura que las grandes operadoras están impulsando, como el oleoducto VMOS, muestran que la actividad seguirá creciendo. Sin embargo, el contexto no se presenta por ahora tan auspicioso para la red de proveedores locales, fundamentalmente pymes, que dependen de esa industria.

La falta de financiamiento, la suba de costos en dólares y la mayor importación está configurando un escenario complejo para esas firmas que son las que aportan mayor valor agregado y empleo. ¿Puede Vaca Muerta convertirse por si sola en una locomotora que mejore la situación de las pymes proveedoras o hacen falta políticas públicas complementarias? Con la intención de poner el foco en ese contexto desafiante para la cadena de valor, EconoJournal realizará el martes 11 de agosto por la mañana una nueva edición de Supplier Day en la Sala Dorrego del Club Hípico Alemán de Buenos Aires.

La apertura del encuentro, prevista para las 8:30, estará a cargo de Horacio Marín, CEO y presidente de YPF. Su presencia genera fuerte expectativa porque es la mayor productora de gas y petrolero del país.

Operadoras y empresas de servicios

Luego seguirán dos paneles donde directivos de las principales operadoras analizarán cuáles son los desafíos y exigencias que tendrán por delante en esta nueva etapa donde se busca seguir consolidando el crecimiento de la industria.

A las 9 será el turno de Guillermo Murphy, Supply Chain Vicepresidente de Tecpetrol; y Pablo Zelerteins, Supply Chain Director de Pluspetrol, bajo la moderación de Nicolás Gandini, director de EconoJournal.

A las 9:25 empezará el segundo panel de operadoras con Walter Actis, Vice President of Supply Chain and Services de YPF y Marcelo Gioffré, Vicepresidente de Supply Chain y Seguridad Patrimonial de PAE, moderados por Sabina Trossero.

Otro capítulo estará dedicado a las empresas de servicios, las cuáles, al igual que las operadoras, también se distribuirán en dos paneles. En el primero, a las 9:50 horas, expondrán Diego Argañaraz, Project & Account Manager de SLB; Fabián Mendoza, Account Manager de Halliburton; y Francisco Liberatore, Senior Director Oil & Gas Services de Tenaris, también moderados por Sabina Trossero.

A las 10:15 comenzará el segundo panel de las firmas de servicios con Gerardo Molinaro, VP Land Drilling de DLS; Walter Paris, Director Ejecutivo Servicios de Pecom; y Leonardo Torres, Supply Contracting Director de Techint. La moderación en este caso correrá por cuenta de Ezequiel Cufré.

Inteligencia artificial e insumos críticos

A las 11 el foco estará puesto en la aplicación de soluciones de inteligencia artificial en oil&gas. El encargado de exponer en el capítulo Spotlight será Walter Abrigo, Director General de Santex.

A las 11:15 se analizarán los insumos y servicios críticos para el desarrollo de Vaca Muerta, puntualmente la arena y toda la logística que requiere su traslado. Allí expondrán Maximiliano Corbella, Director Comercial de Delta Arenas; Gustavo Maluendez, Vicepresidente de Cristamine; Juan Cruz López, Presidente de Transporte Peduzzi; y Gonzalo Cicilio, Gerente de Energía y Minería de Andreani. Modera Pablo Fiscaletti, Presidente de QM.

El desafío de las pymes

Luego sigue el panel “Desafío Pyme: ¿cómo escalar la capacidad de contratación?” con Federico Gayoso, CEO de Transeparation; Francisco Di Raimondo, CEO de Moto Mecánica; Leandro Tercic, Director General de Valmec; y Lucas Albanesi, Gerente Comercial de Rio Neuquén Distrito Industrial.

A las 12:10 habrá otro panel que pondrá foco en las pymes: “Cómo compite una Pyme argentina en un ecosistema cada vez más exigente. ¿Por qué algunas evolucionan y otras quedan afuera?”. Los participantes serán Nicolás D´Angelo, Director Comercial de Equipel, Eugenio Forchieri, Gerente de Operaciones de CIAR y Martín Leiva, Country Manager Argentina de EKU.

Por último, habrá un “One to One” con PWC. Expondrán Juan Nazar, Forensics Manager de PwC Argentina y Diego Taich, Cybersecurity, Technology & Forensics Leader de PwC con la moderación de Gustavo Pérego, Director de ABECEB y Sabina Trossero.

, Redaccion EconoJournal

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

FMI: Giorgieva conocerá Vaca Muerta. Intensa agenda de respaldo al gobierno, y encuentro con empresarios

La Directora Gerente del Fondo Monetario Internacional (FMI), Kristalina Georgieva, viajará el martes 28 a Neuquén junto con el ministro de Economía, Luis Caputo, y recorrerá instalaciones del yacimiento hidrocarburífero Loma Campana, en Vaca Muerta, donde será recibida por el presidente de YPF, Horacio Marín, en tanto es la compañía operadora del área junto con Chevron.

La puesta en producción de Loma Campana se inició en 2013, pocos meses después de que el 51 por ciento de las acciones de YPF volvieran a ser estatales. Hoy supera una producción diaria de 100 mil barriles de shale oil. Las compañías llevan realizadas inversiones por más 10 mil millones de dólares y en el área de casi 400 kilómetros cuadrados están activos más de 700 pozos productores.

El viaje sucederá a una intensa jornada desarrollada por Giorgieva en el país el lunes. Por la mañana se reunió en el ministerio de Economía con Caputo y funcionarios de su equipo, y con el presidente del Banco Central, Santiago Bausili. Luego participó de una conferencia de prensa junto a Caputo.

Más tarde, fue recibida en Casa Rosada por el presidente Javier Milei, y también participó de una reunión con miembros del gabinete de gobierno.

La visita de Georgieva al país por invitación de Milei implica un respaldo del FMI al programa económico del Gobierno, en vísperas de las elecciones del 2027. En conferencia de prensa, Georgieva sostuvo que el Gobierno debe afrontar los riesgos político tanto nacionales como internacionales, con el ancla fiscal y la consolidación de buffers (reservas para amortiguar eventuales sobresaltos).

En la noche, mantuvo una cena con empresarios del sector energético, tecnológico y del agro, en un encuentro organizado por el propio organismo internacional. El miércoles por la mañana Giorgieva partirá con rumbo a Uruguay.

En la conferencia de prensa que tuvo lugar en Economía, Caputo destacó que “hoy la relación de Argentina con el Fondo Monetario es excelente a todo nivel”. “Hemos tenido siempre una relación de respeto profesional y personal, de confianza, y de diálogo continuo con el Fondo”, apuntó.

Por su parte, Georgieva consideró que la situación económica de la Argentina se encuentra “en una posición mucho más sólida” y que este es el resultado de un “trabajo mucho más arduo del gobierno y de la perseverancia y del sacrificio del pueblo argentino”. La directora gerente del FMI afirmó que la Argentina “no necesita fondos adicionales”, elogió el fortalecimiento de las reservas, y defendió “la disciplina fiscal”.

La Directora Gerente del FMI remarcó “el progreso macroeconómico y de estabilidad financiera desde 2023”. “Todos los indicadores nos muestran una escena más saludable; desde la posición fiscal del país que es fuerte, el déficit primario que cambio a superávit primario, la inflación ha disminuido del 210 % a un aproximado del 30 % hoy en día”, agregó.

Sobre la acumulación de reservas, Georgieva manifestó estar tranquila ante la posición externa de la Argentina, por el trabajo realizado por el Banco Central. “Esto ha superado la meta del programa y anticipamos que va a fortalecer las reservas de acá en adelante. La confianza del mercado ha regresado”, destacó.

Giogieva añadió que “cuando hay estabilidad económica y financiera, el desempeño de la economía mejora”, y hoy hay “un crecimiento en terreno positivo”. Destacó las proyecciones de inversión que se están generando en el marco del RIGI: “Esto nos ha llevado a U$S 45.000 millones de inversión de aquí al futuro y se traduce a un dinamismo de la economía argentina”, señaló.

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

ALTAVE amplía su presencia en la Argentina con soluciones de monitoreo inteligente para Vaca Muerta

ALTAVE acumula más de 3 millones de horas de monitoreo y atiende a clientes como TotalEnergies, Halliburton, Petrobras, ENI y Petronas.

La producción de petróleo en la Argentina podría cerrar 2026 en su mayor nivel histórico: las estimaciones apuntan a 900 mil barriles diarios, un salto del 16% respecto de 2025. La Cuenca Neuquina explica cerca del 70% de ese volumen, con inversiones que ya acumulan más de US$ 130.000 millones en el sector.

Esta expansión implica mucho más que nuevos pozos y mayor capacidad productiva. Significa también más obras, más personal y más equipos operando en áreas remotas y de riesgo – y vuelve evidente un desafío que va más allá de lo operacional: ¿cómo mantener la seguridad, el control y la eficiencia en una escala que avanza más rápido que la capacidad de los equipos para monitorear todo de manera manual?

Es en ese contexto que ALTAVE amplía su presencia en la Argentina, con una tecnología desarrollada para transformar imágenes y video en información operacional y apoyar la toma de decisiones en tiempo real.

Una tecnología aún poco explorada en la región

El Intelligent Video Analytics es una de las respuestas que el sector viene explorando para ese desafío, y pocas empresas cuentan con el historial que ALTAVE ha acumulado en ese frente. Fundada en Brasil hace 15 años con foco en el desarrollo de tecnologías para ambientes críticos, la compañía opera en más de 160 sitios activos globalmente, acumula más de 3 millones de horas de monitoreo y atiende a clientes como TotalEnergies, Halliburton, Petrobras, ENI y Petronas. Es con el ALTAVE HARPIA, su plataforma propia de visión computacional con IA, con la que la empresa busca ampliar su actuación en la Argentina: un sistema capaz de interpretar las imágenes ya generadas por la operación para detectar eventos, emitir alertas y estructurar datos para el análisis.

Si bien el video analytics ya está consolidado en operaciones críticas en otras regiones, la tecnología aún tiene escasa difusión entre las operadoras y prestadoras de servicios en la Argentina. «Lo que vemos hoy es un mercado que crece muy rápido y que todavía percibe el video analytics como algo nuevo. Las empresas que adopten esta tecnología tempranamente van a marcar diferencia en seguridad y eficiencia operacional», afirma Bruno Avena, CEO de ALTAVE.

Aplicaciones para el onshore de Vaca Muerta: de la seguridad a la inteligencia operacional

En las operaciones onshore, el ALTAVE HARPIA transforma cámaras en sensores inteligentes capaces de brindar control total de lo que sucede en superficie. Tanto en seguridad como en performance operacional, detecta intrusiones en activos lineales y áreas restringidas, controla zonas de exclusión sobre líneas de alta presión, monitorea la coreografía de camiones de arena y hace el seguimiento de la circulación de personal en locación. «En los ambientes de perforación y completación, hay una combinación desafiante de escala, velocidad y dispersión operacional. Nuestra propuesta es ampliar la visibilidad de la operación, permitiendo monitorear lo que no puede pasar desapercibido», explica Bruno Oliva, Head Comercial de ALTAVE en la Argentina.

La actuación de la plataforma no se limita a la seguridad. Sus módulos de performance operacional – un desarrollo que aún no tiene equivalente directo en el mercado – vienen generando un interés creciente entre las operadoras de la cuenca. «La tecnología no transforma los procesos por sí sola. El resultado aparece cuando los datos se incorporan a las rutinas y ayudan a los equipos a actuar antes de que una desviación operacional derive en un incidente o una interrupción», completa Avena.

Quince años de experiencia

Con 14 patentes registradas, marcación CE para su comercialización en la Unión Europea y acreditación como Empresa Estratégica de Defensa por parte del Ministerio de Defensa de Brasil, ALTAVE identificó más de 145 mil eventos de seguridad en 2025 en rigs, refinerías, plataformas, embarcaciones, ferrocarriles y áreas de minería en todo el mundo.

A medida que la producción en Vaca Muerta encadena récords, la seguridad, la inteligencia artificial y la eficiencia pasan a formar parte de una misma decisión de inversión en el sector. Para ALTAVE, ese movimiento abre el espacio para que el Intelligent Video Analytics deje de percibirse únicamente como una herramienta de monitoreo y pase a integrarse a la infraestructura de inteligencia operacional en el campo.

, Redaccion EconoJournal

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Biocombustibles: avanza en el Senado una nueva ley que busca desregular el mercado y fijar como referencia de precios la paridad de importación

El Senado ya analiza un nuevo proyecto de ley de Biocombustibles que pretende desregular el mercado y avanzar en cambios significativos que aumentarán el cupo obligatorio de mezcla. El nuevo documento que lleva la firma de Patricia Bullrich, presidenta del bloque de la Libertad Avanza, cuenta con el aval de empresas del sector y establece un esquema basado en la paridad de importación.

La nueva legislación propone extender el período de transición para mezclas y cupos hasta el 31 de diciembre de 2031 y, en caso de aprobarse, tendrá una vigencia de 15 años. Contempla un aumento en los niveles de corte obligatorio de biocombustibles, lo que permitiría absorber capacidad ociosa, e introduce un esquema gradual de licitaciones para la asignación de cupos y la formación de precios. Tras dos sesiones informativas en la Comisión de Minería, Energía y Combustibles, el oficialismo pretende llegar a un acuerdo para lograr un dictamen de comisión y su posterior tratamiento en el recinto.

El intento de una reforma a la Ley 27.640 de Biocombustibles había quedado detenido tras un intento fallido del oficialismo de aprobar modificaciones junto con la Ley Bases. En ese momento, el entonces secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, había decidido retirar los cambios iniciales que promovían la liberalización del sector y finalmente, bloqueó el ingreso al negocio de petroleras y condicionó la participación de grandes aceiteras.

Tras varias idas y vueltas, el gobierno de Javier Milei decidió retirar el capítulo de Biocombustibles del proyecto conocido como “Ley Ómnibus” para esperar un acuerdo con las provincias y empresas como cerealeras y refinadoras. A dos años de esa discusión, ahora el Senado se propone aprobar en las próximas sesiones esta nueva legislación que cuenta con el aval de varias empresas.

Fuentes del Senado confirmaron a EconoJournal que actualmente se debaten en comisiones tres iniciativas diferentes para reemplazar el régimen vigente de biocombustibles: la del oficialismo, una liderada por la senadora de Salta, Flavia Royon, y otra presentada por la senadora cordobesa de Provincias Unidas, Alejandra María Vigo.

El proyecto más reciente y que cuenta con mayor aval es el impulsado por el Gobierno nacional, que propone avanzar hacia un esquema más desregulado, basado en acuerdos entre privados, con un período de transición fijado hasta 2031. En primera instancia, el oficialismo presentó un proyecto que luego modificó introduciendo cambios en 9 artículos a pedido de cámaras y empresas.

Nuevos cortes mínimos

En cuanto a los cortes, la propuesta oficialista establece para el gasoil un 7,5% de porcentaje de mezcla mínimo obligatorio de biodiésel, disponiendo que a partir de los 12 meses de la sanción de la ley el porcentaje se elevará al 10%. En las naftas, propone que deberán contener un porcentaje mínimo obligatorio de mezcla del 12% de bioetanol, mientras que a partir de los 12 meses dicho corte ascenderá al 15%.

En ambos casos, el proyecto faculta de manera excepcional a la Autoridad de Aplicación (la Secretaría de Energía) a modificar los porcentajes obligatorios únicamente por motivos ambientales, sociales o económicos, además de razones técnicas, de calidad o para asegurar el abastecimiento del mercado interno.

También prevé un esquema de transición para el co-procesamiento, es decir, la incorporación de materia prima no fósil en la producción de gasoil por parte de mezcladores que a su vez sean refinadores. El cómputo de este mecanismo dentro del corte obligatorio de biodiésel podrá aplicarse de forma gradual: 0,5% en 2028, 1% en 2029, 1,5% en 2030 y 2% en 2031, hasta converger con el límite máximo del 3%.

Por otro lado, establece un mecanismo de comercialización y libre competencia que elimina la división en regiones geográficas dentro del Mercado Electrónico general. No obstante, mantiene y traslada la potestad de determinar regiones geográficas de negociación para el segmento de biodiésel de las Empresas No Integradas en el período de transición, con el fin de optimizar costos logísticos.

Asimismo, se sustituye el esquema de precios máximos fijados por uno de precios de referencia de paridad de importación. De esta forma, el precio pasa a ser libre, pero si superara la paridad de importación, se habilita la activación del mecanismo de excepción que autoriza la importación de biocombustibles. Este fue uno de los puntos más discutidos en el plenario de comisiones. Claudio Molina, analista de energías renovables, expuso que esto podría habilitar importaciones a precios de dumping.

Por otra parte, el proyecto dispone que durante el período de transición una porción específica del corte obligatorio se destine a comercializarse a través del mercado regulado exclusivamente mediante empresas no integradas (pymes independientes). Además, para evitar que una sola firma domine dicho segmento, fija que ninguna empresa o grupo económico no integrado podrá exceder el 14% del total comercializado por año dentro de esta categoría.

Postura de las refinerías y el impacto en el surtidor

La iniciativa presentada por el oficialismo es por el momento la que cuenta con el aval de los diferentes actores, entre ellos, las refinerías. En el caso de YPF, que controla mayoritariamente el mercado de combustibles, Mauricio Martin, vicepresidente Ejecutivo de Midstream y Downstream, aseguró que actualmente el precio del biocombustible “está por encima un 40% del combustible fósil, con picos que llegaban hasta el 80%”.

En relación con los nuevos cortes y su impacto en el surtidor, Martin afirmó que llevar el corte de biodiésel al 10% “impactará en un 3% adicional en los precios de los combustibles al consumidor”.

Más demanda y costo fiscal

El proyecto se debate en un contexto de crecimiento de la demanda de biocombustibles a nivel mundial y del fuerte encarecimiento en el país, lo cual provocó que, en comparación con los combustibles fósiles, los biocombustibles tuvieran precios por sobre el 40%.

Por otro lado, la caída de las exportaciones de biocombustibles implicó una menor recaudación para el Estado nacional y un costo fiscal que ascendió a los US$ 300 millones en 2025 y que acumuló US$ 6.500 millones en los últimos 15 años, según un informe elaborado por la consultora Economía y Energía.

Entre otros cambio, el nuevo proyecto incluye también la creación de un Mercado Electrónico como mecanismo que concentre la comercialización «de manera única, transparente y de acceso público, administrado por un organismo independiente con experiencia comprobada en negociación de productos energéticos y bajo estándares internacionales de comercio».

Además, incentiva a las provincias y a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires a que fomenten regímenes propios opcionales e incrementales para el usuario que habiliten la comercialización de cortes superiores.

, Laura Hevia

energiaynegocios.com.ar, Información de Mercado

Río Negro, la Ley 5860 y los límites a la competencia provincial

La escuela cínica de la antigua Grecia sostenía que la virtud debía fundarse en la coherencia entre el discurso y la conducta. Diógenes de Sinope desafiaba las convenciones sociales con la intención de desenmascarar las apariencias y denunciar la hipocresía del poder. Con el paso del tiempo, el término “cinismo” perdió aquel contenido filosófico para convertirse en sinónimo de una actitud que conoce las reglas, pero decide ignorarlas cuando resulta políticamente conveniente. En ocasiones, la actividad legislativa parece aproximarse más a esta acepción contemporánea que al ideal clásico: se sancionan normas cuyo impacto simbólico es indiscutible, aun cuando su eficacia jurídica resulte, desde su origen, altamente cuestionable. La reciente Ley N.º 5860 de la Provincia de Río Negro ofrece un caso que invita a reflexionar sobre esa tensión entre el rédito político inmediato y los límites constitucionales del ejercicio del poder legislativo.

Más allá del juicio político que cada lector pueda formular, el verdadero interrogante no reside en la finalidad de la norma —indudablemente inspirada en la protección de sectores vulnerables—, sino en si la Provincia podía válidamente legislar sobre una materia sometida a un régimen federal. Esa cuestión adquiere especial relevancia a partir de la reciente sanción de la Ley N.º 5860 de la Provincia de Río Negro.

Cabe recordar, que la Legislatura de la Provincia de Río Negro sancionó la norma en junio y la misma ordena suspender los cortes de los servicios públicos de luz, gas y agua hasta el 31 de diciembre de 2027 para usuarios en situación de vulnerabilidad que lo soliciten, y faculta a la Agencia de Recaudación Tributaria a imponer multas de $50.000 diarios a las empresas que incumplan.

La norma aprobada, establece en su artículo 1° la suspensión de los cortes o interrupciones del suministro domiciliario de gas natural, energía eléctrica y agua en todo el territorio de Río Negro hasta el 31 de diciembre de 2027, cualquiera sea la causa que los motive.

El artículo 2° delimita el universo de beneficiarios: quedan comprendidas las personas humanas usuarias de esos servicios que acrediten al menos uno de estos extremos: a) situación de vulnerabilidad social por razones económicas que demuestren fehacientemente incapacidad de pago; b) jubilados, pensionados y grupos familiares con ingresos por debajo de la canasta básica familiar publicada mensualmente por el INDEC; o c) jubilados, pensionados y grupos familiares que tengan a su cargo personas con discapacidad.

El artículo 3° acota el beneficio a la vivienda única familiar, con independencia de la titularidad del servicio –ya sea por propiedad, comodato, alquiler u otra forma de ocupación efectiva–, lo que excluye a inmuebles comerciales, industriales o segundas residencias.

Por su parte artículo 4° establece el mecanismo de acceso: las empresas prestadoras deben otorgar el beneficio al usuario que lo solicite mediante declaración jurada, sin que la norma exija una instancia previa de verificación por parte de la autoridad de aplicación, lo que ha sido señalado por la distribuidora como un punto crítico que podría facilitar usos indebidos y aumentar la morosidad.

La ley designa como autoridad de aplicación a la Agencia de Recaudación Tributaria de Río Negro, facultándola en su artículo 9° a imponer sanciones de $50.000 diarios a las empresas que nieguen el beneficio a los usuarios que cumplan con los requisitos. Hasta el momento, la Provincia no ha instrumentado el procedimiento para hacer efectivas esas multas, mientras Camuzzi sostiene que la normativa es inoponible por tratarse de un servicio público de jurisdicción nacional.

La Ley Provincial N.º 5860 resulta inoponible respecto del servicio público de distribución de gas natural porque pretende regular aspectos propios de una concesión federal cuya titularidad corresponde al Estado nacional. En virtud del principio de supremacía del derecho federal (art. 31 de la Constitución Nacional) y del marco regulatorio establecido por la Ley N.º 24.076, las condiciones de prestación, suspensión del suministro, cobrabilidad y demás obligaciones derivadas de la licencia de distribución son materia reservada a la jurisdicción nacional y al control del ENReGE. En consecuencia, una norma provincial no puede alterar unilateralmente el contenido de una licencia otorgada por el Estado nacional ni imponer obligaciones incompatibles con ese régimen, por lo que carece de eficacia jurídica frente al concesionario, sin perjuicio de su eventual validez respecto de servicios sometidos a jurisdicción provincial, como ocurre con la distribución de energía eléctrica.

Desde una perspectiva de teoría general del derecho, esta conclusión no responde únicamente a una cuestión de oportunidad política, sino a la propia estructura jerárquica del ordenamiento jurídico. La conocida pirámide normativa de Hans Kelsen representa esa idea: las normas inferiores sólo son válidas en la medida en que respeten las superiores. En el sistema argentino, esa jerarquía encuentra recepción positiva en el artículo 31 de la Constitución Nacional, que consagra el principio de supremacía constitucional y federal.

Por ello, una ley provincial no puede desplazar ni modificar un régimen jurídico establecido por una ley nacional dictada en ejercicio de competencias delegadas por las provincias a la Nación, como ocurre con el transporte y la distribución de gas regulados por la Ley N.º 24.076.

Es preciso hacer una distinción: en el caso de la electricidad, la provincia tiene herramientas legales y constitucionales para regular y sancionar a la distribuidora, porque el servicio se encuentra bajo su órbita. No ocurre lo mismo con el gas, que escapa a su control por expresa disposición de la ley nacional.

La pregunta que se impone es ¿la Provincia de Río Negro, al sancionar la Ley N° 5860, tuvo en cuenta los contratos de concesión que vinculan a las prestadoras con el poder concedente?

La posición de la prestadora

La distribuidora Camuzzi Gas del Sur —que presta servicio a unos 243.000 usuarios en la provincia— respondió que no acatará la norma. La empresa sostiene que el servicio está “concesionado por el Estado argentino”, por lo que “ninguna provincia tiene potestad ni está facultada para dictaminar en materia de cobrabilidad, cuadro tarifario ni ninguna otra característica que tiene que ver con nuestro servicio”.

La empresa sostuvo que la Corte Suprema de Justicia de la Nación ha sostenido de manera reiterada que la regulación de la distribución de gas natural corresponde al ámbito federal, por tratarse de un servicio público nacional regido por la Ley N.º 24.076. En esa línea se inscriben precedentes como Gas Natural BAN S.A. c/ Municipalidad de Campana s/ acción meramente declarativa (CSJN, 12/08/2003) y Desarrollos Argentinos S.A. c/ Camuzzi Gas del Sur S.A. (Fallos 328:1248), en los que el Máximo Tribunal reafirmó la prevalencia del régimen federal sobre disposiciones locales que interfieran con las condiciones de prestación del servicio.

La empresa indicó también, que atiende casos particulares con planes de pago, pero “siempre por fuera del alcance de esta ley” —actualmente tiene 95 planes de pago vigentes, con una deuda total de $28 millones mayoritariamente ya saldada— y señaló que el nivel de incobrabilidad en Río Negro es del 0,15%. La diputada Magdalena Odarda (Vamos con Todos) denunció un caso puntual y pidió multar a la compañía por presuntos incumplimiento.

El servicio público de Transporte y Distribución

El proceso de privatización del gas en Argentina fue estructurado por el Estado nacional —en su rol de poder concedente— mediante un paquete normativo dictado en 1992, que estableció el nuevo marco regulatorio, declaró sujeta a privatización a la empresa estatal Gas del Estado y ejecutó la transferencia de sus activos al sector privado.

La piedra angular fue la Ley N° 24.076, que declaró al transporte y la distribución de gas como servicio público nacional y, en su artículo 4°, dispuso que debían ser realizados por personas jurídicas de derecho privado, allanando el camino para la privatización total de Gas del Estado. Esta ley fue reglamentada por el Decreto N° 1738/1992, que estableció que las habilitaciones para operar el servicio tendrían la forma de “licencia” —una concesión a largo plazo—, y complementada por el Decreto N° 2255/1992, que aprobó los modelos de licencia de transporte y distribución definiendo los derechos y obligaciones de las futuras empresas.

El proceso de venta se inició con el Decreto N° 1189/1992, que ordenó la constitución de las nuevas sociedades anónimas que se harían cargo del servicio, y la Resolución MEyOySP N° 874/1992, que llamó a Licitación Pública Internacional para la venta del 70% de las acciones de las nuevas compañías y aprobó los pliegos de bases y condiciones. La adjudicación se concretó mediante el Decreto N° 2458/1992, que otorgó formalmente la licencia a Transportadora de Gas del Sur S.A. y la transferencia de la infraestructura (gasoductos, plantas y demás activos) se efectivizó a través de la Resolución MEyOySP N° 1409/1992, que transfirió formalmente los activos y pasivos de Gas del Estado a la nueva empresa privada.

De este modo, el Estado nacional trasladó la prestación del servicio a concesionarios privados, bajo un marco regulatorio federal que tiene al ENARGAS como ente de control. Cabe recordar, sin embargo, que el servicio público sigue siendo titularidad del Estado nacional, quien puede prestarlo directamente o a través de un tercero. Ese esquema, con las modificaciones introducidas por leyes posteriores —como la N° 27.742—, continúa vigente hasta la actualidad.

¿Qué pasa con la ley provincial?

Esta es, sin duda, la pregunta más incómoda para la provincia. Desde una mirada analítica, la sanción de una norma que las autoridades saben (o deberían saber) que es inoponible responde a una lógica que combina gestión política, litigio estratégico y rentabilidad electoral, antes que a una genuina vocación de tutela efectiva de los derechos de los usuarios.

El asunto no es exclusivo de la provincia de Rio Negro, estas acciones producen una rentabilidad política de corto plazo (el “efecto ancla”). Para un legislador provincial, sancionar una ley que prohíbe los cortes de gas en pleno invierno es un acto de alto impacto mediático y emocional.

El ciudadano que lee el titular (“La provincia protege a los usuarios”) otorga un crédito político inmediato, aunque ese título no se cumpla. La norma funciona como un ancla simbólica: genera la ilusión de control sobre un servicio que, en realidad, escapa a la jurisdicción provincial. El costo político de no hacer nada ante la suba de tarifas es percibido como más alto que el costo de sancionar una ley que luego no se cumple, porque la primera opción no deja fotos para la campaña electoral.

Conflicto de poderes

El legisador provincial confunde deliberadamente al usuario porque lo coloca en el papel de rehén en medio de una puja federal. El ciudadano promedio no distingue entre competencias nacionales y provinciales; solo sabe que su gobernador le dijo que no le pueden cortar la luz y el gas. Cuando la empresa le reclama la deuda o le suspende el servicio, el usuario recurre a la Provincia, y la Provincia le responde que “la empresa está incumpliendo”. Eso genera frustración, pero también dirige la ira del usuario contra la empresa extranjera o el gobierno nacional, desviando la responsabilidad de la Provincia. Es una clásica estrategia de externalización del conflicto hacia otro nivel del Estado.

Litigio estratégico

Muchas veces, estas leyes no buscan ser cumplidas, sino ser judicializadas. La Provincia sabe que la empresa irá a la Justicia y que la provincia probablemente perderá, pero al presentar un amparo o una cautelar, se abre un espacio de negociación con el gobierno nacional. La ley se convierte en un reclamo político en formato normativo: “Miren, Nación, ustedes nos dejaron solos con las tarifas, así que nosotros legislamos; ahora ustedes resuelvan este embrollo o negocien más fondos para subsidios”. Es un mecanismo de presión para obtener mayores transferencias o competencias adicionales.

Un poco de cinismo institucional

El Poder Legislativo provincial cuenta con asesores jurídicos que conocen el alcance de la Ley N.º 24.076 y la consolidada jurisprudencia de la Corte Suprema de Justicia de la Nación en materia de competencias federales sobre el servicio público de distribución de gas, particularmente los precedentes Gas Natural BAN S.A. c/ Municipalidad de Campana y Desarrollos Argentinos S.A. c/ Camuzzi Gas del Sur S.A., por lo que resulta razonable presumir que las limitaciones constitucionales de la norma eran conocidas durante su tratamiento legislativo. Está claro que prima el cálculo político sobre el rigor técnico. Vale mencionar que el nivel de incobrabilidad (0,15%) es tan bajo que pueden costear el costo reputacional de no acatar la norma provincial sin que ello les represente un quebranto económico significativo.

El rol de la Agencia de Recaudación

El hecho de que la autoridad de aplicación sea la Agencia de Recaudación Tributaria de Rio Negro y no, por ejemplo, el Ministerio de Desarrollo Social o Defensa del Consumidor, revela la fragilidad de la herramienta. La Agencia no tiene competencia técnica sobre energía ni sobre concesiones federales; su función es fiscal, no reguladora. Al imponer una multa diaria de $50.000, la Provincia crea una ficción coercitiva: es un monto ínfimo comparado con la facturación de Camuzzi, por lo que la empresa prefiere pagar las multas —si es que se llegan a aplicar— antes que someterse a un plan de pago que distorsione su flujo de caja y siente un precedente peligroso para otras provincias.

En rigor, esta ley no es una norma jurídica en sentido pleno, sino un instrumento de agitación política. Sancionar una norma que se sabe inválida (por invasión de competencias federales) es una mala práctica legislativa porque erosiona la confianza del ciudadano en la ley misma. El usuario termina creyendo que el Estado es ineficaz o que “las empresas le ganan al gobierno”, cuando, en realidad, el problema de fondo radica en que la Provincia intenta regular aspectos de un servicio público cuya regulación corresponde al Estado nacional conforme al régimen establecido por la Ley N.º 24.076 y la jurisprudencia de la Corte Suprema.

El verdadero perjudicado no es Camuzzi, sino el vecino de Cinco Saltos o de General Roca, que tiene una boleta impaga, cree que está protegido, y un día amanece con la llave de paso cerrada, sin entender por qué su gobernador no pudo defenderlo. Es, en definitiva, demagogia legislativa con consecuencias concretas en la vulnerabilidad ciudadana.

Equipo Jurídico de E&N

ecojournal.com.ar, Información de Mercado

Energía solar: cómo el almacenamiento utility scale se convirtió en parte central de cada proyecto

El almacenamiento de la energía solar dejó de ser un complemento para convertirse en parte fundamental de cada proyecto.

La industria solar mundial atraviesa un cambio de paradigma en donde el almacenamiento energético se convirtió en parte central de los proyectos de utility scale y dejó de ser una tecnología complementaria. El fenómeno, acompañado por  BLC Power Generation, empresa del grupo BLC Global, fue el eje central de la última edición de Intersolar Europe 2026, el punto de encuentro de la industria solar. 

Con la presencia de más de 100.000 participantes, cerca de 1.350 expositores y una exhibición de más de 100.000 m2, el desarrollo de la mega feria demostró que en los últimos años el mercado de energías renovables aceleró una transformación que se venía gestando y que en la actualidad, se consolida tanto desde el desarrollo tecnológico como desde el marco regulatorio. 

Desde hace ya varios años BLC Power Generation forma parte de esta tendencia ofreciendo entre sus productos soluciones integrales para la gestión inteligente de plantas renovables y de sistemas de almacenamiento. Lejos de ser una moda, el cambio de paradigma otorga a los sistemas de gestión Optimum PG-EMS desarrollados por la compañía un papel cada vez más relevante tanto en la administración de la energía almacenada, como en la optimización de su despacho y la interacción entre generación y red. 

El almacenamiento de la energía solar en la feria Intersolar Europe 2026

Durante la última edición de Intersolar Europe 2026 se evidenció un crecimiento acelerado y consolidado del almacenamiento energético.

A lo largo de la mega exposición hubo un eje constante: el crecimiento acelerado y consolidado del almacenamiento energético. Así lo demostró la mayor presencia tanto de soluciones BESS -de litio y de sodio- como el avance de tecnologías basadas en el hidrógeno. 

En paralelo, el mercado dio señales positivas dejando atrás el descenso de años anteriores en el precio de los componentes fotovoltaicos con una mayor estabilidad de costos. Al mismo tiempo, los cambios en la política de exportaciones de China anticipan un escenario diferente para la industria. 

El mensaje de la Intersolar Europe 2026 fue claro: las nuevas plantas solares ya no se proyectan sin almacenamiento. La inclusión de baterías responde no solo a necesidades operativas como a nuevos requerimientos regulatorios orientados a mejorar la flexibilidad y la estabilidad de la red eléctrica. Y BLC Power Generation acompaña e impulsa este cambio.

, Redaccion EconoJournal

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Minería proyecta 1 millón de empleos y expansión de proveedores en la próxima década

La Cámara Argentina de Empresarios Mineros (CAEM) presentó una proyección que redefine el peso laboral del sector para los próximos diez años: 1 millón de empleos y un salto de 60–70 mil trabajadores directos a 300 mil, impulsado por la puesta en marcha de proyectos de cobre de clase mundial y por la expansión de la cadena de proveedores nacionales.

El presidente de CAEM, Roberto Cacciola, expuso estas cifras en el 160° aniversario de la Sociedad Rural Argentina.

Cacciola sostuvo que la minería puede multiplicar por cinco su empleo directo y generar un millón de puestos indirectos a partir del efecto multiplicador de la construcción y operación de grandes proyectos. Un solo proyecto de cobre demanda 7.000 trabajadores en fase de construcción, con un impacto adicional de 1,5 a 2 veces sobre proveedores industriales, transporte, servicios y logística.

La condición para que ese crecimiento se materialice es que la industria nacional se integre de manera efectiva en la cadena de abastecimiento, permitiendo que provincias como Córdoba, Santa Fe y Buenos Aires participen mediante la fabricación de bienes y servicios especializados.

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El dirigente propuso crear una mesa federal minera con participación del Gobierno nacional y de las provincias productoras y proveedoras, enfocada en resolver déficits estructurales que hoy limitan la expansión: ferrocarriles, rutas nacionales, energía y logística.

Sin infraestructura, los proyectos de cobre no pueden ingresar en fase de construcción; sin proveedores nacionales integrados, el empleo indirecto no se multiplica.

Las proyecciones de exportación acompañan el salto laboral. El sector pasó de USD 4.500 millones en 2024 a USD 6.000 millones en 2025, proyecta USD 9.000 millones en 2026 y estima superar los USD 35.000 millones anuales hacia la próxima década.

El motor es el cobre: Argentina es el único país con seis proyectos de clase mundial listos para avanzar —Josemaría, Filo del Sol, Taca Taca, MARA, El Pachón y Los Azules— que permitirían pasar de cero a 1,5–1,8 millones de toneladas de producción anual.

Cacciola destacó el rol del RIGI como herramienta para destrabar inversiones de largo plazo. El régimen ya cuenta con 17 proyectos presentados por USD 40.000 millones y 11 aprobados, incluyendo iniciativas upstream y midstream en cobre y litio.

La estabilidad fiscal y la previsibilidad regulatoria son condiciones necesarias para que las empresas internacionales avancen con los CAPEX de gran escala que requiere la minería metálica.

La proyección de CAEM plantea un escenario en el que la minería se convierte en un generador masivo de empleo y en un sector capaz de modificar la estructura productiva argentina. El desafío es activar los proyectos de cobre y construir la infraestructura y la red de proveedores que permitan que ese crecimiento se traduzca en trabajo y desarrollo territorial.

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Milei afirma que Argentina podría abastecer de energía a Europa y desplaza a 2027 la meta de inflación cero

Javier Milei utilizó su exposición en la CPAC de Budapest para instalar dos definiciones que cruzan política exterior, energía y macroeconomía. Por un lado, afirmó que Argentina podría abastecer de energía a Europa, en un contexto en el que el continente busca reducir su dependencia de Rusia y Medio Oriente.

Por otro, revisó la meta de inflación cero y la trasladó al final de su mandato, es decir, 2027, corrigiendo la estimación previa del ministro de Economía, Luis Caputo, que había proyectado el segundo semestre de 2026.

En materia energética, Milei sostuvo que el país atraviesa una “fiebre del oro” impulsada por Vaca Muerta y que Argentina puede convertirse en un proveedor confiable para Europa. La afirmación se apoya en el crecimiento de la producción de gas y petróleo, pero contrasta con la infraestructura disponible: Argentina no cuenta hoy con plantas de GNL operativas, ni con la logística necesaria para abastecer volúmenes significativos al mercado europeo.

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Los proyectos Argentina LNG y Southern Energy están en desarrollo, pero requieren gasoductos troncales, unidades de licuefacción, contratos de largo plazo y flota de transporte que aún no existen. La proyección de USD 30.000 millones en exportaciones energéticas hacia fin de década coincide con estimaciones del sector, pero depende de obras que todavía no están construidas.

En paralelo, Milei revisó la meta de inflación cero y la ubicó en 2027. El artículo señala que no hubo explicación oficial, aunque el cambio podría vincularse a la volatilidad del petróleo, los conflictos en Medio Oriente y la guerra Rusia–Ucrania, factores que presionan los costos energéticos y logísticos y afectan la velocidad del proceso desinflacionario.

La estructura de precios relativos pendiente —combustibles, tarifas y transporte— también condiciona la convergencia hacia una inflación mínima en plazos más cortos.

Las definiciones del Presidente combinan una narrativa de posicionamiento internacional con un ajuste de expectativas macroeconómicas. El discurso energético busca proyectar a Argentina como actor global, mientras la revisión de la meta inflacionaria reconoce que el proceso enfrenta restricciones externas y domésticas que requieren más tiempo para resolverse.

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GeoPark invertirá más de USD 1.000 millones para escalar su producción en Vaca Muerta

GeoPark consolidó en 2026 un plan de inversión de gran escala en Argentina, apoyado en la adquisición de activos, la perforación de nuevos pozos, acuerdos de evacuación y exportación, y una solicitud para adherirse al RIGI. El objetivo es transformar su presencia en Vaca Muerta y llevar su producción local desde niveles marginales hasta un volumen capaz de sostener un polo petrolero integrado.

La compañía registró una producción promedio de 1.400 boed en Argentina durante el segundo trimestre y espera triplicar ese volumen antes de fin de año, a partir de la entrada en producción de cinco pozos en Loma Jarillosa Este.

Este crecimiento inmediato se apoya en los activos adquiridos a Pluspetrol en octubre de 2025 por USD 115 millones, que incluyen Loma Jarillosa Este (100%) y Puesto Silva Oeste (95%), con 60 millones de barriles brutos de recursos recuperables estimados.

Para garantizar la evacuación y exportación de los nuevos volúmenes, GeoPark firmó un acuerdo con Pan American Energy que asegura capacidad de procesamiento y salida por las terminales de Puerto Rosales y Punta Colorada hasta diciembre de 2027.

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Además, cerró un contrato por tres años con Helmerich & Payne para disponer de un equipo de perforación dedicado, condición indispensable para sostener el ritmo operativo.

El componente central del proyecto es la solicitud presentada en mayo de 2026, junto a Gas y Petróleo del Neuquén, para adherirse al RIGI y desarrollar un polo petrolero integrado en Vaca Muerta.

El plan contempla inversiones superiores a USD 1.000 millones, una planta central de procesamiento en Puesto Silva Oeste y un incremento de producción desde 1.500 boed hasta 20.000 boed hacia 2028. La compañía espera la resolución del Gobierno, que ya aprobó más de una docena de proyectos upstream y midstream bajo este régimen.

Aunque Colombia continúa representando más del 90% de la producción total de GeoPark, la expansión en Argentina se convirtió en su principal vector de crecimiento.

La combinación de recursos, infraestructura asegurada, contratos de perforación y un eventual acceso al RIGI posiciona a la compañía para ejecutar un proyecto de inversión de largo plazo y escalar su presencia en Vaca Muerta.

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Nuevos instrumentos de inversión productiva para aseguradoras: integración con proyectos RIGI y préstamos garantizados con warrant

La Resolución 498/2024 de la Superintendencia de Seguros de la Nación modifica el punto 35.8.1 del Reglamento General de la Actividad Aseguradora y habilita dos herramientas que incorporan al mercado asegurador al financiamiento productivo.

Por un lado, el inciso m) permite que las compañías de seguros inviertan en Obligaciones Negociables y fideicomisos financieros autorizados por la Comisión Nacional de Valores, siempre que estén destinados a proyectos bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Por otro, el inciso l) incorpora los préstamos garantizados con warrant, con un límite de hasta el 50% del valor de mercado de los activos que respaldan la operación.

La integración entre SSN, CNV y RIGI abre un canal directo para que el ahorro institucional administrado por las aseguradoras se vincule con proyectos intensivos en CAPEX en sectores como energía, minería, infraestructura e industria pesada.

La posibilidad de adquirir ON y participaciones en fideicomisos financieros asociados al RIGI amplía la base de financiamiento disponible para emprendimientos de gran escala, bajo un marco regulatorio que ofrece estabilidad fiscal y reglas claras para inversores de largo plazo.

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En paralelo, la habilitación de préstamos garantizados con warrant incorpora al mercado asegurador como actor en el financiamiento de capital de trabajo para pymes e industrias con inventario físico relevante.

El uso de warrants —títulos de depósito que representan mercadería almacenada— como garantía, combinado con procesos de tokenización que digitalizan y trazan esos activos, reduce el riesgo operativo y mejora la seguridad jurídica de las operaciones. El límite del 50% del valor de mercado del activo funciona como mecanismo de control de exposición para las aseguradoras.

Para inversores institucionales, la resolución significa un aumento del universo de activos elegibles con destino productivo y una mejora en la capacidad del sistema para canalizar recursos hacia proyectos reales.

Para empresas y pymes, implica nuevas alternativas de financiamiento en un entorno donde la profundidad del mercado de capitales y la participación de aseguradoras en instrumentos vinculados a la economía real eran limitadas.

La medida se inscribe en una etapa en la que la disponibilidad y el costo del capital son variables centrales para la viabilidad de inversiones de gran escala y para la continuidad de la actividad productiva.

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El sector energético lidera el financiamiento corporativo y emite US$ 5.307 millones en ON

Las empresas energéticas lideraron el mercado de deuda corporativa argentino en el primer semestre de 2026, con US$ 5.307 millones emitidos en obligaciones negociables (ON).

Este volumen representa 55,1% de los US$ 9.632 millones colocados entre enero y junio, en un contexto marcado por la expansión de proyectos de petróleo, gas y generación eléctrica asociados a Vaca Muerta y a obras de transporte.

El segmento energético realizó 24 series de ON sobre 169 emisiones totales, equivalente al 14% del mercado, pero con montos significativamente superiores al resto de los sectores.

El ticket promedio del rubro alcanzó US$ 221 millones, frente a US$ 56,9 millones del promedio general, reflejando la escala de los proyectos de exploración, producción, tratamiento y transporte que requieren financiamiento de largo plazo. La estructura de CAPEX del shale y de las obras de transporte explica la concentración del financiamiento en este segmento.

El mercado de ON mostró un crecimiento interanual del 8%, con un salto entre trimestres: las emisiones totales pasaron de US$ 3.956 millones en el primer trimestre a US$ 5.676 millones en el segundo, un incremento del 43%.

En energía, el avance fue más pronunciado: de US$ 1.848 millones a US$ 3.459 millones, una suba del 87%, en línea con la aceleración de inversiones en perforaciones, plantas de tratamiento y obras de transporte vinculadas a la cuenca neuquina.

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Entre los principales emisores se ubicaron YPF (US$ 833 millones), Pampa Energía (US$ 700 millones), Edenor (US$ 640 millones), Vista Energy (US$ 617 millones) y Pluspetrol (US$ 500 millones).

En conjunto, estas cinco compañías concentraron 62% del financiamiento energético del semestre. Los diez mayores emisores explicaron 90,8% del volumen total del rubro, equivalente a la mitad de todo el mercado de deuda corporativa.

El financiamiento del sector mostró una marcada preferencia por instrumentos en dólares: 99,4% de las ON energéticas se emitieron en esa moneda, frente al 58% del promedio general. Este perfil responde a la naturaleza exportadora de buena parte de los proyectos de Vaca Muerta y a la necesidad de fondear inversiones de gran escala con tasas internacionales.

El contexto productivo acompañó el aumento del endeudamiento. En mayo, la producción de petróleo alcanzó 903.700 barriles diarios, el máximo histórico, mientras que el gas natural llegó en junio a 158 millones de metros cúbicos diarios.

Las cifras consolidan a 2026 como un año de expansión para la cuenca no convencional y explican la demanda de financiamiento para infraestructura y capacidad operativa en toda la cadena energética.

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Pampa solicitó a Economía la adhesión al RIGI para su proyecto de la planta de urea en Bahía Blanca

Con una inversión calculada en U$S 2.700 millones, Pampa Energía presentó al ministerio de Economía para su evaluación la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones para el proyecto de construcción en Bahía Blanca de la planta de urea granulada más grande de la región y una de las más grandes del mundo.

Pampa planea construir su planta en el Polo Industrial de Bahía Blanca, y el objetivo es que hacia fines de 2029 produzca 2,1 millones de toneladas anuales de urea con un aporte estimado de alrededor de 1.000 millones de dólares anuales entre sustitución de importaciones y exportaciones.

La producción tendrá como principal mercado de exportación a Brasil, que importa entre 7 y 8 millones de toneladas de urea por año.

Con un plazo de ejecución estimado de tres años y medio, el proyecto demandará más de 3.500 empleos directos y una vez en operación, la planta generará alrededor de 300 empleos permanentes. Pampa priorizará la contratación de mano de obra local y de proveedores de Bahía Blanca y la región, se destacó.

El complejo se emplazará sobre 80 hectáreas dentro del área portuaria de Bahía Blanca, con conexión directa a los gasoductos de Vaca Muerta. Contará con una planta de amoníaco, dos líneas de producción de urea granulada con capacidad combinada de 6.000 toneladas diarias, silos de almacenamiento y sistemas de carga a camiones y buques para exportación.

Además, se construirá una planta de desalinización para abastecer de agua a la operación, junto con nueva infraestructura portuaria que contribuirá a incrementar el volumen de operaciones del puerto de Bahía Blanca.

El presidente de Pampa Energía, Marcelo Mindlin, afirmó que “Es la decisión de inversión más importante en la historia de Pampa y la más grande que emprendemos en años. La Argentina depende de fertilizantes que llegan desde miles de kilómetros de distancia, desde regiones con alta inestabilidad geopolítica. Con esta planta, el país tendrá su propio abastecimiento de urea, y podrá exportar a la región y al mundo”.

El proyecto estará a cargo de Tecnimont, parte de la Business Unit E&C Solutions de MAIRE, y SACDE.

Tecnimont cuenta con una sólida trayectoria en el sector de fertilizantes, habiendo completado más de 100 plantas de amoníaco y más de 75 plantas de urea en todo el mundo.

La tecnología será provista por Nextchem, a través de su subsidiaria Stamicarbon y KBR, dos de las compañías líderes a nivel mundial en tecnologías para plantas de fertilizantes.

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María Emilia Soria arma su candidatura en Río Negro: criticó el impacto local de VMOS y ser el «furgón de cola de Vaca Muerta»

María Emilia Soria es intendenta de General Roca y será la candidata del peronismo en Río Negro.

María Emilia Soria, intendenta de General Roca y exdiputada nacional, acelera el armado de su candidatura para la gobernación de Río Negro en representación del peronismo. Lo hará desde un lugar opositor de la gestión de Alberto Weretilneck y con una mirada crítica respecto al desarrollo de los proyectos exportadores de Vaca Muerta que avanzan en la provincia.

«Han conformado a Río Negro con poder exigir 50 trabajadores de la Uocra», criticó en diálogo con EN/CLAVE. Sostuvo que falta un mayor derrame aguas abajo de las obras que integre a las pymes locales y reclamó que el gobierno provincial exija más a las empresas como ocurre en Neuquén.

Roca, que es la segunda ciudad más poblada de la provincia, adhirió al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) a propuesta de la intendenta como señal de «buen entendimiento», pero afirmó que el Parque Industrial aún no recibió ninguna inversión nueva desde su sanción.

Soria encabezará un acto político el sábado 8 de agosto en su localidad, aunque prefiere no hablar de lanzamiento. «Todavía no tenemos calendario electoral, así que no podríamos hablar de candidaturas. Sí de aspiraciones y de un esquema de trabajo de cara al proceso electoral», planteó.

El encuentro reunirá, no solamente a dirigentes del PJ rionegrino, sino también a extrapartidarios y otras agrupaciones que aspiran a integrar una alianza más amplia en las elecciones del año que viene. Soria definió al justicialismo como la «columna vertebral», pero llamó a buscar «amplitud, mucha escucha y trabajar en la unidad».

Según pudo saber EN/CLAVE, en el acto se espera la presencia de referentes de la UCR, hoy dividida en el apoyo a Juntos Somos Río Negro. Apuntan a los radicales «de buena madera», como llaman en el peronismo a quienes se plantaron en defensa de la universidad pública y quienes «se pintaron de verde», pero que no fueron escuchados por el gobierno.

El peronismo llegará a la elección del 2027 con el envión que le dio el triunfo en las legislativas nacionales del año pasado y con la unidad que otros distritos aún no están logrando sintetizar. Soria ratificó que aspira a llevar en la fórmula a un dirigente de Bariloche, la ciudad con mayor peso demográfico de la provincia, pero aseguró que aún no hay nombres propios porque «las conversaciones no están 100% definidas».

Ese factor le añadiría un rasgo más a una candidatura que ya se anticipa competitiva y que abre una disyuntiva para La Libertad Avanza: impulsar una lista propia con Enzo Fullone o Aníbal Tortoriello o evitar una división por tres y darle su apoyo a la eventual reelección de Weretilneck.

VMOS: el derrame «no se vio»

María Emilia Soria se mostró crítica de lo que está sucediendo en Río Negro con los proyectos de exportación asociados a Vaca Muerta, aunque se manifestó a favor de que sucedan. «No me opongo al VMOS, a ser exportadores, pero no podemos ser solamente eso y descuidar a nuestras economías regionales que son las que verdaderamente dan trabajo», sostuvo.

«De lo único que se escucha hablar hace un año prácticamente es de los proyectos hidrocarburíferos en la provincia de Río Negro, como que de golpe es lo único que es Río Negro y yo lo he dicho muchas veces: no estoy de acuerdo en ser el furgón de cola de Vaca Muerta, de apostar 100% a hacer solamente eso», cuestionó.

La dirigente se manifestó «a favor de diversificar la matriz productiva sin tirar por la borda la fruticultura, la ganadería, la pesca, el turismo».

Soria integró el grupo de 30 intendentes que, a principios de mes, recorrió junto al gobierno provincial las obras de VMOS en Punta Colorada. Pero no se limitó a la visita oficial, sino que la futura candidata aprovechó la ocasión para tener reuniones en Sierra Grande y tomar temperatura en la ciudad más cercana al proyecto.

Los intendentes durante la visita al complejo de VMOS, el 1 de julio pasado.

«Le pregunté a la dueña de un hotel quiénes son los que se hospedan y me dijo mexicanos, colombianos, entrerrianos, misioneros, ninguno de la provincia de Río Negro. Y cuando pude estar adentro del complejo de VMOS advertí que están construyendo un alojamiento para 700 personas. Lo primero que se me vino a la cabeza es ‘pobre esa señora del hotel, pobres los que están alquilando sus casitas en Sierra Grande’, porque todo ese cúmulo de personas que están viniendo a trabajar a Río Negro van a estar 100% dentro de VMOS. No van a salir, no van a ni siquiera consumir porque hasta restaurante va a haber adentro del complejo. Y eso es solamente una fotografía de lo que es todo esto», advirtió.

Lo mismo planteó sobre la preocupación de la Cámara de Comercio de Sierra Grande. «Tuve la oportunidad de hablar y nos manifestaban esto. Hasta ahora, ninguna pyme local de Río Negro, incluso de Sierra Grande, ha podido ofrecer servicios a este desarrollo que además va a ser exportar crudo, ¿no? Ni siquiera con un valor agregado, no hablamos de una refinería», sostuvo.

Soria aseguró que, como parte del proceso previo al desembarco del proyecto, «nos visitaron consultoras canadienses para decirnos el impacto que iba a tener en nuestra comunidad el paso de los caños y, sin embargo, nada de eso sucedió». «Fue trabajo temporal, dos meses, tres o cuatro y todo el resto no se vio, por lo menos hasta ahora no se ha visto», afirmó.

«Aprovecharlo como Neuquén»

María Emilia Soria reiteró que considera «positivo» el cambio de paradigma de Río Negro hacia los hidrocarburos, pero ofreció una comparación con Neuquén respecto de cómo aprovechar para captar mayores beneficios de la industria.

Dio como ejemplo que la provincia vecina licitará un proyecto para ampliar el sistema de riego e irrigar 50.000 hectáreas y que financiará rutas en el corredor petrolero con parte de las regalías, como en el esquema que planteó con las empresas de Vaca Muerta. Mientras que «la famosa ruta de la arena de Río Negro, si es que se consolida, porque todavía no hay luz verde para eso, se va a hacer con crédito tomado por la provincia, no por esfuerzo de las operadoras».

«Otras provincias no pierden las inversiones por simplemente plantarse en algunos términos. Los neuquinos exigen cosas y no está mal. Acá por exigir algo razonable para los rionegrinos tienen terror de perder la iniciativa. Yo no lo veo así. Han conformado a Río Negro con poder exigir 50 trabajadores de la Uocra y estamos hablando de proyectos grandes que atraviesan la provincia, las comunidades y no han dejado nada», aseguró.

También analizó que los servicios de educación y de salud, particularmente, están deteriorados. «En el hospital de Villa Regina hace 15 días que a los pacientes les dan solamente verduras, porque el hospital no compra carne, no compra leche, no compra legumbres, no compra pollo. Ese es el paradigma que tenemos en Río Negro: por un lado hablamos solamente de petróleo y por otro lado los hospitales se caen a pedazos», afirmó.

«¿Por qué quiero ser candidata? Bueno, por todo eso quiero ser candidata. Porque en Río Negro hemos normalizado situaciones que afectan a la calidad de vida de mis vecinos», dijo.

, Andrea Durán

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Ejecutivos petroleros aceleran la migración de contratos en Venezuela antes del cierre de julio

El Ministerio de Petróleo ratificó el 28 de julio como fecha límite para adecuar los acuerdos con PDVSA al nuevo marco legal sancionado en enero. Una veintena de operadoras, entre ellas Chevron, Repsol y Eni, negocia contrarreloj los términos de sus proyectos.

El gobierno venezolano confirmó que no moverá el calendario. Según cuatro fuentes cercanas a las negociaciones citadas por Reuters, el Ministerio de Petróleo comunicó a los socios de PDVSA que sostiene el 28 de julio como plazo para migrar los contratos de petróleo y gas al marco legal aprobado a fines de enero, lo que empujó a los ejecutivos a cerrar los términos en cuestión de días. La cartera había otorgado hasta seis meses para adecuar la totalidad de los acuerdos vigentes.

La migración alcanza a unas dos docenas de compañías extranjeras y locales. La lista incluye a la estadounidense Chevron, la española Repsol y la italiana Eni, la mayoría con más de un proyecto asociado o bajo contrato con la petrolera estatal. En los últimos días las tratativas se aceleraron con la llegada de ejecutivos a Caracas, luego de que dos terremotos sucesivos el mes pasado provocaran demoras y dejaran fuera de servicio al principal aeropuerto del país. Buena parte de las reuniones se desarrolla en hoteles de la capital, ya que PDVSA todavía no dispuso el regreso a su sede central, dañada por los sismos.

El nudo de las regalías

Lo más difícil de destrabar es la tasa ponderada de regalías que trajo el nuevo tributo hidrocarburífero. Ahí aparece la grieta: lo que calcula el gobierno no da lo mismo que lo que calculan varias empresas, según las fuentes. Todo esto se apoya en la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos que la Asamblea Nacional votó el 29 de enero. Hacía casi medio siglo, desde la nacionalización de 1976, que el régimen no se tocaba con esta profundidad. ¿Qué cambió en concreto? El techo de regalías quedó en 30%, apareció un impuesto integrado a los hidrocarburos que no puede pasar del 15% y se barrió con la estructura tributaria multicapa que existía antes. Además, por primera vez las compañías privadas pueden operar yacimientos por cuenta propia bajo un modelo contractual nuevo.

La mayoría de las operadoras ya entregó la documentación inicial requerida, aunque persiste la incógnita sobre si algunos contratos y empresas mixtas terminarán revocados. El Ministerio evalúa permitir la presentación posterior de ciertos anexos, entre ellos los planes para que cada proyecto genere su propia electricidad, un requisito incorporado recientemente. Entre los socios de mayor peso, Chevron mostró avances en las últimas semanas con la aprobación de permisos clave, según los documentos publicados en la gaceta oficial.

Las firmas que ingresan por primera vez al país, en su mayoría exploradoras de riesgo y compañías poco conocidas como unidades de las estadounidenses Crossover Energy y Hunt Oil, no tienen un plazo específico para cerrar sus acuerdos definitivos. Los entendimientos preliminares que suscribieron desde comienzos de año no son vinculantes.

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Energía dispuso que las DDA se incorporen a las facturas del gas cada dos meses, a partir de agosto

La Secretaría de Energía determinó, a través de la Resolución 167/2026, que “Durante la vigencia de la emergencia energética”, declarada por el Decreto 55/2023 y prorrogada sucesivamente, ahora hasta diciembre de 2027, que “las diferencias diarias acumuladas mensualmente, conforme las Reglas Básicas de la Licencia de Distribución (RBLD) de gas, serán calculadas e incorporadas con su signo en las facturas de los usuarios, cada DOS (2) meses.

Las DDA constituyen un mecanismo de ajuste en las tarifas de gas que compensa la brecha entre el precio estimado del gas y el costo real pagado (del gas natural local y del GNL importado) por las distribuidoras del servicio.

La R-167 ya oficializada establece que el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE) aplicará lo dispuesto a partir de los cuadros tarifarios del mes de agosto próximo, “oportunidad en que se efectuará la determinación inicial de las Diferencias Diarias Acumuladas (DDA), bajo el nuevo esquema.

El mecanismo de las DDA se basa en el artículo 38 de la Ley 24.076 (marco regulatorio), que establece que el precio de venta del gas por parte de los distribuidores a los consumidores incluirá los costos de su adquisición. El mecanismo de fondo del DDA no cambia, solo la frecuencia.

La reglamentación del Artículo 37 de la citada Ley, aprobada por el Decreto 1738/1992, dispone en su Inciso (5), que “las variaciones del precio de adquisición del Gas serán trasladados a la tarifa final al usuario de tal manera que no produzcan beneficios ni pérdidas al Distribuidor ni al Transportista bajo el mecanismo, en los plazos y con la periodicidad que se establezca en la correspondiente habilitación”.

En los considerandos de la R-167 se puntualiza que en enero de este año la S.E. estableció mediante la Resolución 23 el Precio Anual Uniforme (PAU), a ser trasladado a los usuarios finales del gas en relación con los contratos o acuerdos de abastecimiento vigentes celebrados en el marco del “Plan Gas.Ar” 2023/2028 , para los consumos de gas realizados durante el año 2026 y desde la fecha de entrada en vigencia de los cuadros tarifarios a publicar por el ENARGAS.

Ahora, Energía dispuso entonces esta medida complementaria para “evitar que el pago a realizar por los usuarios se vea afectado por un doble efecto estacional: el aumento en las cantidades demandadas y la simultánea suba del precio del gas durante el invierno, en aras de una mayor previsibilidad para el usuario final”.

La S.E. señala además que “corresponde considerar el contexto internacional en el que se dan las adquisiciones adicionales de gas (GNL), por parte de las prestadoras del servicio de distribución, de manera de propiciar el sostenimiento de los flujos financieros necesarios para afrontar los compromisos propios de la prestación del servicio público y de las inversiones establecidas”.

En consecuencia, la Secretaría a cargo de María Tettamanti sostiene que “deviene necesario introducir adecuaciones en el mecanismo para la consideración de las Diferencias Diarias Acumuladas (DDA) previsto en la reglamentación de la Ley 24.076 durante la emergencia vigente, de manera de ajustar la periodicidad para su determinación, prevista en forma estacional, y adecuarla, transitoriamente, a un esquema que sostenga los principios de gradualidad y previsibilidad, evitando todo ajuste significativo derivado de plazos más extensos”.

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Industria empata en junio, cae 0,7% en el semestre y suben tarifas y subsidios

El mes de junio dejó una fotografía dual de la economía argentina, en la que el estancamiento fabril se combina con un acelerado encarecimiento de los servicios energéticos para los hogares. Por un lado, el Índice de Producción Industrial (IPI) que elabora la Fundación de Investigaciones Económicas Latinoamericanas (FIEL) arrojó un nivel de actividad que calca exactamente el registro del mismo mes de 2025, aunque en el acumulado del primer semestre la industria presenta una merma del 0,7% frente a igual período del año anterior, encadenando cuatro trimestres consecutivos de retroceso interanual.

Por otro, el Reporte de Tarifas y Subsidios #40 del Observatorio del IIEP (UBA-CONICET) reveló que la canasta de servicios públicos del AMBA –con el foco puesto en la electricidad y el gas– escaló un 4,6% en julio respecto de junio, con aumentos del 12,5% en la factura eléctrica y del 5,2% en la de gas, empujados por el pico invernal y los nuevos ajustes tarifarios. En simultáneo, los subsidios energéticos acumulados crecieron un 30% en términos reales interanuales, evidenciando la tensión entre la contención social y el saneamiento fiscal.

Producción industrial

El desglose de la Tabla Nº1 del IPI-FIEL revela con precisión las múltiples aristas de la desaceleración. La comparación intermensual desestacionalizada exhibe un descenso del 1,7% entre mayo y junio —una contracción que disipa cualquier atisbo de euforia—, mientras que con estacionalidad la caída se modera al 1,0%. Al ampliar la mirada al segundo trimestre, el desplome frente al primer trimestre de 2026 (también en cifras desestacionalizadas) alcanza el 1,5%, lo que interrumpe bruscamente la incipiente recuperación que se había vislumbrado entre enero y marzo. En términos interanuales, el segundo trimestre de 2026 cede un 0,5% respecto al mismo lapso de 2025, y el primer semestre consolida así su balance negativo del 0,7%. 

El análisis por ramas de actividad en junio ofrece un verdadero relato de contrastes. En el polo más sombrío se sitúa, una vez más, la industria automotriz, que protagoniza un nuevo y pronunciado batacazo: los volúmenes de producción de automóviles se desploman, arrastrando consigo los envíos mayoristas de terminales a concesionarias, los patentamientos y las exportaciones. Aunque se detecta un repunte mensual en las ventas mayoristas de vehículos —quizás atribuible a una recomposición de inventarios en la cadena comercial—, el dato alentador queda matizado por el avance imparable de los modelos electrificados, que ganan participación en el mercado local.

El sector de alimentos y bebidas tuvo un alza en junio, impulsado por la faena porcina y un avance en la aviar, que logran compensa la caída de faena vacuna, mientras que la lechería mantiene su producción.

Energía

El escenario energético añade un factor de perturbación no menor sobre el entramado industrial. Durante junio, las deficiencias en la infraestructura de transporte de gas provocaron cortes de suministro en varios establecimientos industriales, aunque el fenómeno —acotado a pequeñas y medianas empresas en localizaciones específicas— no alcanzó a gravitar con magnitud sobre el agregado industrial. Sin embargo, la letra chica del problema es más profunda: los recientes cambios regulatorios han forzado a los grandes usuarios industriales a comprar gas directamente a los comercializadores, con precios significativamente mayores por el Gas Natural Licuado (GNL), lo que en algunos casos llevó a optar por interrumpir voluntariamente la producción para eludir ese costo disparado. Este punto constituye el primer eslabón de conexión con la realidad tarifaria que enfrentan también los hogares.

Industria

Al desgranar el desempeño acumulado del primer semestre por sectores, el liderazgo indiscutido corresponde a la refinación de petróleo, que exhibe un crecimiento del 9,4% y se constituye, paradójicamente, en el principal dique de contención ante la caída general de la actividad fabril. Le siguen las industrias metálicas básicas, con un avance del 5,5%, y la producción de alimentos y bebidas, con un alza del 2,7%. En el centro de la tabla, el sector de químicos y plásticos logra igualar el nivel del año pasado, mientras que los insumos textiles y la metalmecánica acumulan retrocesos que calcan la media negativa de la industria. Por debajo de ese umbral, las contracciones se vuelven más agudas: la producción de papel y celulosa cae un 2,3%; la de minerales no metálicos, un 3,6%; y los despachos de cigarrillos, un 5,2%. Pero el foco crítico vuelve a ser la automotriz, cuyo retroceso acumulado en el semestre alcanza el alarmante 18,6%, erigiéndose como el principal lastre de la contracción global. 

La perspectiva según tipos de bienes producidos aporta un matiz adicional al diagnóstico. En los primeros seis meses del año, y frente a igual período de 2025, los bienes de consumo no durable encabezan el ranking positivo con una expansión del 1,8%, seguidos por los bienes de uso intermedio, que mejoran un 1,1%. Su contribución resulta decisiva para atenuar el retroceso global. En cambio, en el terreno de las caídas más pronunciadas se ubican los bienes de capital, con una merma del 6,2%, y los bienes de consumo durable, que sufren un desplome del 8,1%, reflejando la reticencia inversora y el cauteloso humor de los hogares ante el horizonte económico. 

Un dato de especial sensibilidad es el de la producción desestacionalizada: en junio se contrajo un 1,7% respecto a mayo, borrando de un plumazo toda la mejora acumulada desde febrero. Este desempeño, sumado al ligero recorte del índice de difusión —que revela que en el segundo trimestre algo más del 60% de las ramas industriales registraron caídas interanuales—, debilita severamente las señales sobre la sostenibilidad de la fase de recuperación, poniendo en entredicho la solidez del frágil repunte que se había atisbado a principios de año. 

En el plano normativo, merece un apartado el reciente Decreto 566/2026, anunciado a inicios de julio, mediante el cual las autoridades disponen la eliminación y reducción progresiva de derechos de exportación para un conjunto de posiciones arancelarias del NCM vinculadas al sector industrial. El cronograma de desgravación fija su punto final en junio de 2027, con la derogación total de esos gravámenes, un movimiento que intenta inyectar competitividad a la producción local de cara a los mercados externos, aunque sus efectos aún están por madurar en las estadísticas fabriles.

Tarifas y subsidios

El impacto del invierno sobre los hogares del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) se hizo sentir con particular crudeza en el mes de julio, cuando la canasta de servicios públicos –que engloba energía eléctrica, gas natural, transporte y agua– escaló un 4,6% respecto de junio, hasta alcanzar un desembolso mensual de $295.826 para un hogar promedio sin subsidios. Sin embargo, el foco de la tormenta tarifaria se concentró en los servicios energéticos: la factura de electricidad saltó un 12,5% intermensual y la de gas, un 5,2%, empujadas tanto por los ajustes regulatorios como por el pico estacional de consumo invernal.

El reporte del IIEP además evidencia un crecimiento real del 30% en los subsidios energéticos acumulados frente a igual período de 2025, en un contexto de fuerte dispersión tarifaria entre provincias y de una cobertura de costos que, pese a las bonificaciones, deja aún un 37% del costo eléctrico y un 43% del costo gasífero a cargo del Estado nacional.

Estacionalidad y los nuevos cuadros

El desglose mensual de la Tabla Nº1 del IIEP muestra que, mientras el componente de agua registró una baja del 4,6% por la reducción del coeficiente variable, la energía eléctrica se disparó con un alza del 12,5% y el gas natural con un 5,2%, muy por encima del 2,0% estimado para el IPC general del mes. En términos acumulados durante 2026, la electricidad ya acumula un incremento del 52,2%, mientras que el gas natural lidera con un abultado 182,4% –una cifra que refleja el arrastre de la quita progresiva de subsidios desde diciembre de 2023, cuando la canasta energética comenzó a despegarse de la inflación general.

Dos fuerzas confluyen en este comportamiento. Por un lado, la estacionalidad: julio es el mes de mayor demanda invernal, lo que eleva el consumo físico de kilovatios-hora y metros cúbicos de gas. Por otro, los ajustes tarifarios decididos por la Secretaría de Energía: en electricidad, el cargo fijo subió un 3% y el cargo variable un 5,7% para usuarios sin subsidios, mientras que en gas el cargo fijo aumentó un 2,8% y el variable un 3%.

El resultado es una factura eléctrica promedio para un hogar del AMBA sin subsidios (consumo de 265 kWh/mes) que en julio se ubica en torno a los $89.205 a nivel país, y una factura de gas natural por redes (consumo promedio estacional de 60,5 m³/mes) que asciende a $99.921 para los usuarios no bonificados. 

Sin embargo, el nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), implementado a partir de abril y reforzado con bonificaciones extraordinarias en junio y julio, creó una brecha creciente entre los hogares con y sin subsidios. Para los usuarios que califican –aquellos con ingresos por debajo de ciertos umbrales y que no superan los topes de consumo–, la factura eléctrica final se reduce drásticamente: el Estado bonifica el 50% del precio mayorista de la energía más un adicional del 16,6% (establecido por Resolución 146/26), lo que deja una cobertura total del 66,6% sobre el costo de abastecimiento para el bloque subsidiado. En el caso del gas, la bonificación alcanza el 50% más un extra del 25% (Resoluciones 111/26, 121/26 y 146/26), totalizando un 75% de descuento sobre el precio PIST para los consumos dentro del umbral. Así, la factura promedio de gas para un usuario subsidiado en el AMBA se reduce a $65.365, y la de electricidad a $58.009, muy por debajo de los valores sin bonificación.

Cobertura del costo

A pesar de la progresiva desregulación tarifaria, el informe del IIEP muestra que los precios que pagan los usuarios residenciales aún no cubren la totalidad de los costos del sistema. Para la energía eléctrica, la cobertura promedio ponderada (considerando todos los niveles de segmentación) alcanza el 63% del costo del Mercado Eléctrico Mayorista; el restante 37% es absorbido por el Estado nacional vía transferencias a CAMMESA y otros fondos. En el gas natural, la cobertura es ligeramente inferior: el usuario residencial promedio abona el 57% del costo de abastecimiento, mientras que el 43% restante queda a cargo del fisco. 

La cobertura de costos había mostrado una tendencia creciente entre julio de 2025 y febrero de 2026, con un salto significativo tras la implementación del SEF, pero desde entonces ha entrado en una senda decreciente, en parte por las bonificaciones extraordinarias que se aplican justamente en los meses de mayor consumo invernal. Esta dinámica revela una tensión de fondo: el Estado busca contener el impacto social de las tarifas plenas mediante subsidios focalizados, pero al mismo tiempo esos subsidios implican un costo fiscal que, pese al superávit primario, sigue siendo relevante.

Aumento de los subsidios

Los s ubsidios energético tuvieron un crecimiento real del 30% con una fuerte concentración en CAMMESA. Los recursos destinados exclusivamente al sector energético acumulado a julio de 2026 alcanzaron los $3,65 billones en términos nominales (en moneda de julio de 2026), lo que representa un incremento nominal del 69% y un avance real del 30% respecto de igual período de 2025. Este impulso responde, en gran medida, al aumento estacional de la demanda y al encarecimiento del costo de la energía despachada en el pico invernal.

Dentro del desglose por partidas, la transferencia a CAMMESA –la más relevante del sector– creció un 114% nominal y un 62% real, reflejando el mayor costo de la energía eléctrica mayorista. En contraste, las partidas a ENARSA cayeron un 16% nominal y un 32% real, aunque este retroceso fue más que compensado por el Fondo Fiduciario para el consumo de GLP y gas por redes, que se expandió un 197% nominal y un 131% real, consolidando así una expansión generalizada del gasto en el segmento energético. Por su parte, el Plan Gas.Ar –que incluye compensaciones por bonificación en el precio del gas natural– registró una contracción del 64% nominal y 71% real, atenuando parcialmente el incremento global del sector. 

En términos acumulados, los subsidios nominales a energía y transporte sumaron $4,77 billones en el período enero-julio, pero al deflactar por inflación, el total real asciende a $5,1 billones. No obstante, el informe destaca que, en la serie de últimos doce meses corridos, los subsidios totales son un 59% inferiores a los observados en diciembre de 2023 y un 73% por debajo del pico de julio de 2022, lo que evidencia un proceso de ajuste estructural, aunque con altibajos estacionales.

Un dato adicional relevante es la contribución a la deuda flotante: en lo que va de 2026, el Estado nacional ha acumulado $996.019 millones en devengamientos no pagados, explicados enteramente por las transferencias a CAMMESA en el mes de julio, lo que sugiere que parte del gasto energético se está financiando con postergación de pagos.

Brecha territorial

El informe del IIEP, ofrece un minucioso recorrido por las disparidades provinciales en las tarifas energéticas, que persisten a pesar de los esfuerzos de unificación de precios mayoristas. Para un consumo eléctrico residencial de 265 kWh/mes sin subsidios, la factura promedio nacional se sitúa en $89.205, pero el desvío respecto de esa media muestra que Neuquén registra un sobrecosto del 76% (factura cercana a los $157.000), mientras que La Rioja se ubica un 38% por debajo del promedio, lo que arroja una brecha de 114 puntos porcentuales entre ambas jurisdicciones. 

En el caso del gas natural por redes, la factura promedio país para un usuario sin subsidios (con consumo ajustado por estacionalidad) es de $99.921, mientras que con subsidios baja a $65.365. La composición de la factura también varía: para los no subsidiados, el 53% corresponde al precio del gas, el 25% al Valor Agregado de Distribución (VAD) y el 22% a impuestos; para los subsidiados, el peso del gas se reduce al 42%, el VAD sube al 36% y los impuestos se mantienen en el 22%. 

Fuentes: Indicadores de Coyuntura – Fundación de Investigaciones Económicas Latinoamericanas (FIEL), Observatorio de Tarifas y Subsidios del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP) – UBA/CONICET. Reporte Nº 40 – Julio 2026. Datos elaborados en base a cuadros tarifarios de ENRE, ENARGAS, Secretaría de Energía, CAMMESA, AVSA y BCRA.

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Vaca Muerta: para no afectar la producción, Oldelval activa una ampliación técnica del sistema de evacuación de petróleo

El centro de operaciones de Oldelval en Allen registra que los ductos están a un 98% de capacidad y llegarán al límite en agosto.

Oleoductos del Valle (Oldelval) alcanzará en agosto el 100% de la capacidad ampliada de su sistema Duplicar+, un techo operativo que amenazaba con volver a generar un cuello de botella en la evacuación de la Cuenca Neuquina. Para evitar un freno en la producción de Vaca Muerta antes de la entrada en operación del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). prevista para inicios de 2027, la transportista ejecuta un plan de repotenciación técnica.

Se trata de una nueva obra que demanda una inversión de US$ 25 millones -un monto muy inferior a los US$ 1400 millones de todo Duplicar y que es considerada una solución «puente» que permitirá inyectar hasta 200.000 barriles diarios adicionales mediante la repotenciación de sus estaciones de bombeo y el uso intensivo de polímeros reductores de fricción.

Esta mayor disponibilidad que estará habilitada en agosto permitirá incrementar la capacidad hasta unos 730.000 barriles día desde Vaca Muerta hacia la costa del Atlántico en la provincia de Buenos Aires, si se considera que las obras inauguradas hace más de un año permitieron llevar al sistema a los actuales 530.000 barriles diarios.

Ricardo Hösel, CEO de Oldelval, explicó a EconoJournal que la solución consiste en intervenir cuatro de las ocho estaciones de bombeo principales del sistema de la compañía. «Básicamente lo que se hace es agrandar los alivios, agrandar la cañería interna y a las tres turbinas en paralelo», señaló.

En la operatividad convencional, la compañía cuenta en cada estación con dos turbinas activas y una de respaldo (backup). La decisión de colocar las tres unidades a funcionar de forma simultánea le otorga al sistema un pico de potencia adicional.

Ricardo Hösel, CEO de Oldelval: «Lo que le estamos diciendo a la cuenca es que produzcan tranquilos que no va a faltar transporte», afirmó al confirmar la ampliación de capacidad desde agosto.

«Al poner las tres bombas en paralelo todo el tiempo, si de repente por algunas horas o un día alguna de estas adicionales no funciona, puede bajar un poco la capacidad. Por eso este volumen adicional no lo podremos contractualizar«, aclaró Hosel sobre la naturaleza operativa de este incremento técnico.

Respecto de las dinámicas operativas de las productoras en Vaca Muerta, el CEO de Oldelval descartó que este escenario de saturación responda a una aceleración imprevista del mercado. “No es que hubo una aceleración no esperada; es la evolución prevista. Sabíamos desde el año pasado que al liberar el cuello de botella la cuenca iba a empezar a crecer, y esa proyecciones se basan en el contacto directo con los clientes”, puntualizó.

En esa línea, Hosel remarcó que las decisiones de inversión no se vieron alteradas por la coyuntura del mercado global: “El precio del Brent no cambió el panorama; lo que hace esta obra es asegurar lo que estimábamos que iba a ocurrir de manera natural con el desarrollo del shale y lo veníamos viendo hace más de un año”.

Vaca Muerta tendrá de 200.000 barriles extras de capacidad de transporte

Este volumen adicional, que teóricamente puede sumar poco más de 200.000 barriles diarios al nodo de Allen, operará bajo un esquema dinámico e «interrumpible» o de open access. «No es algo que se pueda contractualizar, pero va a estar ahí con gran seguridad. En el interín vamos a poder transportar tranquilamente 50.000, 100.000 o 150.000 barriles más hasta que entre en operación el VMOS a fines de este año y comienzos del próximo», detalló Hosel.

Para que los ductos existentes absorban esta potencia extra, Oldelval tambièn apela al uso intensivo de polímeros reductores de fricción. Estos compuestos actúan estabilizando las corrientes del fluido dentro del caño, disminuyendo la resistencia interna y permitiendo un mayor caudal de evacuación sin necesidad de construir un nuevo tendido de tuberías.

Desde la perspectiva del negocio, las estimaciones fijan un margen de tranquilidad para las operadoras de la Cuenca Neuquina. En los últimos doce meses, la producción en Vaca Muerta creció unos 150.000 barriles diarios. «Bajo esa métrica, el salto incremental brindado por la repotenciación actúa como un colchón técnico de al menos un año de duración. Lo que le estamos diciendo a la cuenca es que produzcan tranquilos que no va a faltar transporte», sintetizó el CEO de Oldelval.

Si la demanda de transporte excediera de manera puntual la capacidad disponible en la modalidad interrumpible, Oldelval ya tiene definido el criterio de asignación: se aplicará un prorrateo proporcional basado en la participación de cada cliente en el sistema firme (Duplicar Plus) y en el open access actual sobre el total de 530.000 barriles del sistema.

Las obras del Duplicar+ quedaron saturadas en 15 meses por el ritmo de producción de Vaca Muerta. Ahora se realiza una potenciación en las estaciones de bombeo para mayor disponibilidad.

En paralelo a la coyuntura del tramo Allen-Atlántico, Oldelval mantiene el foco en el desarrollo de la infraestructura de captación en el sector septentrional de la cuenca. La compañía avanza en la construcción del proyecto Duplicar Norte, una cañería de 24 pulgadas y 207 kilómetros de extensión que conectará Auca Mahuida con Allen para vincula las áreas operadas por Chevron, Pluspetrol, YPF, Tecpetrol y GyP.

Con una inversión de US$ 380 millones financiada en un 80% mediante contratos take or pay por los cargadores, el Duplicar Norte aportará una capacidad final de 220.000 barriles diarios. «Esa obra va a estar lista para fin de este año con 50.000 o 60.000 barriles iniciales, y en febrero estará completamente terminada», confirmó Hosel. La dinámica de la cuenca ya lleva a realizar estudios de ingeniería para futuras expansiones en ese nodo que cubran la demanda proyectada hacia 2028 y 2029.

Una vez consolidadas las megaobras de evacuación de la industria energética -con la convergencia de Oldelval y el megaproyecto VMOS impulsado por YPF y sus socios-, la capacidad total de transporte de la Cuenca Neuquina podrá superar holgadamente el 1,3 millones de barriles diarios. Esta cifra duplicará los niveles actuales de producción de Vaca Muerta y otorgará previsibilidad de evacuación hasta fin de la década.

, Ignacio Ortiz

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El gobierno ajustará cada dos meses las diferencias entre el precio estimado del gas y el real

El Gobierno sostiene que el objetivo es hacer más gradual y previsible el impacto de esos ajustes sobre las facturas.

El gobierno modificó a través de la resolución 167/26 la frecuencia con la que las Diferencias Diarias Acumuladas (DDA) diferencias se incorporan a las tarifas del gas natural desde agosto. Hasta ahora, las DDA se calculaban y trasladaban en forma estacional, es decir, cada cuatro meses, coincidiendo con las actualizaciones del precio del gas. A partir de agosto, y mientras se mantenga la emergencia energética vigente hasta diciembre de 2027, ese cálculo se realizará cada dos meses.

¿Qué son las Diferencias Diarias Acumuladas?

Cuando el ente regulador fija los cuadros tarifarios utiliza un precio estimado del gas para el período siguiente. Una vez transcurrido ese período, se compara ese valor con el costo real que afrontó cada distribuidora. Si el precio efectivo fue mayor, se genera una diferencia a recuperar mediante un recargo tarifario; si fue menor, corresponde devolver ese excedente a los usuarios. Ese mecanismo se conoce como DDA y funciona como un ajuste de compensación para corregir el desfasaje entre la estimación y la realidad.

¿Qué es lo que se modifica y por qué?

La resolución introduce un cambio técnico en la periodicidad con la que se trasladan a las tarifas de gas las diferencias entre el precio del gas que las distribuidoras estiman que van a pagar y el que finalmente terminan pagando. A partir de ahora dejará de ser estacional y se lo hará de modo transitorio cada dos meses.

El Gobierno sostiene que el objetivo es hacer más gradual y previsible el impacto de esos ajustes sobre las facturas. Según los fundamentos de la resolución, el nuevo esquema busca evitar que los usuarios enfrenten correcciones tarifarias de gran magnitud después de varios meses de acumulación, especialmente durante el invierno, cuando coinciden un mayor consumo de gas con precios de abastecimiento más elevados.

El cambio no modifica la metodología de fondo del sistema tarifario ni quién asume ese costo: la Ley del Gas establece que el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) debe ser trasladado a los usuarios finales, de modo que las distribuidoras no obtengan ganancias ni sufran pérdidas por esa compra.

La medida también se inscribe en un proceso más amplio de desregulación del mercado de gas impulsado por la Secretaría de Energía. En los considerandos se recuerda que las distribuidoras deberán asumir progresivamente la gestión de la compra de gas sin intervención directa del Estado y que, para facilitar esa transición, es necesario adaptar transitoriamente los mecanismos de pass through o traslado de costos a tarifa.

En ese contexto, el Ejecutivo considera que un reconocimiento más frecuente de las diferencias de precio mejora el flujo financiero de las empresas sin alterar el principio básico del sistema: que el costo del gas sea absorbido por los usuarios, pero con ajustes más graduales.

, Redaccion EconoJournal

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Se realizó la apertura del Sobre A para la exploración del área Sur Río Deseado Este

El Gobierno de Santa Cruz llevó adelante este miércoles el acto de apertura del Sobre “A” correspondiente a la Licitación Pública Nacional e Internacional N° 02/ENERMIN/2026 para la exploración del área hidrocarburífera Sur Río Deseado Este, ubicada en la Cuenca del Golfo San Jorge.

El acto fue encabezado por el ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, junto al secretario de Estado de Hidrocarburos, Juan Carlos Morales; acompañados por los secretarios de Estado de Minería, Paola Pavanello; y de Gestión Financiera, Javier Hernández; la subsecretaria de Coordinación y Planeamiento Estratégico, Victoria Videla; la presidenta de Cámara de Proveedores de Insumos y Prestadores de Servicios de los Sectores Energético, Minero y Ambiental de la Provincia de Santa Cruz, Carina Mendoza; como así también el vicepresidente de Alianza Petrolera S.A., Pedro Martínez Cereijo.

En esta primera instancia del proceso licitatorio, se procedió a la apertura de la documentación administrativa y de antecedentes presentada por Alianza Petrolera S.A., única oferente de la convocatoria. El Sobre “B”, que contiene la propuesta económica, permanecerá resguardado hasta la siguiente etapa, conforme al cronograma establecido en el pliego.

Durante el acto, el ministro Jaime Álvarez destacó el trabajo realizado por la Secretaría de Estado de Hidrocarburos para concretar el proceso licitatorio, y remarcó que la iniciativa se enmarca en la política impulsada por el gobernador Claudio Vidal para recuperar la actividad en los yacimientos de la provincia.

En ese sentido, el titular de la cartera energética recordó que se trata de un área que permaneció inactiva durante años y señaló que el desarrollo tecnológico abre nuevas posibilidades para su explotación, al señalar que “cuando en su momento se intentó poner a producir este yacimiento con las tecnologías disponibles, el proyecto no resultó económicamente viable. Hoy contamos con nuevas técnicas que nos permiten pensar en su desarrollo y en la recuperación de un área con gran potencial”.

Además, sostuvo que “esperamos que esta experiencia sea positiva y que el conocimiento que se genere en Santa Cruz pueda aplicarse en otras áreas de la Cuenca del Golfo San Jorge y del país. La posibilidad de desarrollar tecnología y capital humano especializado, también representa una oportunidad para nuestros trabajadores y técnicos”.

Cabe destacar que la Comisión de Pre-adjudicación analizará la documentación presentada para verificar el cumplimiento de los requisitos establecidos en las bases y condiciones de la licitación, a fin de determinar la aptitud de la empresa para continuar en el proceso.

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Mendoza y Chile impulsan una línea eléctrica binacional que podría unir el Pacífico con Buenos Aires

La ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, mantuvo en Santiago de Chile una reunión bilateral con la ministra de Energía de ese país, Ximena Rincón, para avanzar en una agenda común orientada a fortalecer la integración energética entre ambos países y promover proyectos estratégicos de infraestructura eléctrica que permitan consolidar el desarrollo regional.

El encuentro se realizó en la antesala de la participación de Latorre en la 47ª Conferencia Internacional de la Asociación Internacional para la Economía de la Energía (IAEE, por su sigla en inglés), uno de los encuentros más prestigiosos de la comunidad internacional especializada en economía energética, que reúne a más de 500 expertos, ministros, académicos y líderes empresariales de 70 países.

Durante la reunión, ambas autoridades coincidieron en que la articulación de políticas energéticas y el desarrollo de infraestructura compartida constituyen herramientas fundamentales para fortalecer la seguridad de los sistemas eléctricos, acompañar la transición energética y generar condiciones favorables para nuevas inversiones productivas.

«La integración con otros países con el fin de articular políticas es fundamental, especialmente cuando compartimos la misma cordillera y una visión de desarrollo con similitudes», expresó Latorre.

Uno de los principales temas abordados fue la Interconexión Internacional Los Cóndores–Río Diamante, un proyecto de transmisión eléctrica de 500 kV que unirá la Región del Maule, en Chile, con la provincia de Mendoza. La obra prevé transportar energía desde la central hidroeléctrica Los Cóndores hacia el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) mediante su conexión con la Estación Transformadora Río Diamante, ubicada en el sur de Mendoza.

«La modernización de la infraestructura eléctrica es esencial para la política de desarrollo de ambos países y de toda la región. Por ello, nos comprometimos a seguir de cerca los avances y a mantener un contacto directo con todas las provincias que se beneficiarán de estos proyectos, que dotarán de seguridad al sistema eléctrico binacional», afirmó Latorre.

Latorre explicó que durante el encuentro también analizaron la importancia de dar continuidad a la planificación de la infraestructura eléctrica más allá de la frontera, integrando los proyectos binacionales con las futuras obras previstas en Argentina.

La ministra destacó que la interconexión Los Cóndores–Río Diamante podrá complementarse con la futura Línea de Extra Alta Tensión Río Diamante–Charlone, otra obra estratégica prevista dentro del Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico.

Ese proyecto contempla una línea de 500 kV de aproximadamente 487 kilómetros entre la Estación Transformadora Río Diamante y la futura Estación Transformadora Charlone, en el noroeste de la provincia de Buenos Aires, además de más de 400 kilómetros de líneas complementarias de 132 kV.

«Lo interesante de este proyecto es que conectaría con la línea Río Diamante–Charlone. Por lo tanto, estaríamos hablando de un corredor eléctrico de carácter bioceánico, que comenzaría en Chile, atravesaría Mendoza y se integraría a la red troncal argentina, fortaleciendo la infraestructura necesaria para el desarrollo económico y nuevas inversiones», destacó Latorre.

Las ministras coincidieron en que el fortalecimiento de la infraestructura energética regional constituye un factor clave para mejorar la competitividad, facilitar la incorporación de nuevas fuentes de generación, incrementar la seguridad del abastecimiento y consolidar un proceso de integración que beneficie tanto a Argentina como a Chile.

Tras la reunión bilateral, la ministra mendocina participará como panelista en la 47º Conferencia Internacional de la IAEE, donde integrará el panel «Infraestructura para el desarrollo económico, la seguridad energética y la resiliencia».

Durante su exposición presentará la estrategia que impulsa Mendoza para acelerar la transición energética mediante el desarrollo de infraestructura, la promoción de inversiones privadas, la previsibilidad institucional y la integración regional, mostrando la experiencia provincial como un caso de planificación de largo plazo para transformar una matriz históricamente vinculada al petróleo y al gas en un sistema energético cada vez más diversificado, resiliente y sostenible.

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Tierra del Fuego: se realizó un nuevo monitoreo ambiental de la nueva Usina de Ushuaia

En el marco del proceso de evaluación ambiental de la nueva Usina de Ushuaia, la ministra de Energía de Tierra del Fuego, Gabriela Castillo, encabezó una recorrida por la obra junto a equipos técnicos de la Secretaría de Ambiente, con el objetivo de verificar el cumplimiento de los requerimientos ambientales previstos para esta etapa del proyecto.

Durante la visita, la ministra destacó la importancia del trabajo articulado entre las distintas áreas del Gobierno provincial para garantizar que el desarrollo de la obra avance conforme a las exigencias ambientales.

«Es un momento importante porque el monitoreo responsable de la obra, con la intervención de las áreas que corresponden del Gobierno de la Provincia, brinda tranquilidad sobre la ejecución que se viene llevando adelante durante el proceso de construcción de la nueva usina», afirmó Castillo.

La funcionaria explicó que el seguimiento ambiental no solo abarca la construcción de la central de generación eléctrica, sino también las obras complementarias necesarias para su funcionamiento. En ese sentido, precisó que la Secretaría de Ambiente lleva adelante el monitoreo a partir de la documentación técnica elaborada por la consultora contratada por Terra Ignis, junto con los requerimientos específicos que demanda una central de ciclo combinado.

Además, señaló que el objetivo es asegurar que cada una de las intervenciones se desarrolle con el menor impacto posible sobre el entorno natural, respetando los estándares ambientales establecidos para este tipo de proyectos.

Por su parte, el secretario de Ambiente de la Provincia, Martín Juárez, indicó que la inspección forma parte de las instancias de seguimiento contempladas en el estudio de impacto ambiental y adelantó que los controles continuarán durante las próximas etapas de ejecución para verificar el cumplimiento de las exigencias previstas.

En la recorrida también participaron profesionales de la Dirección de Gestión Ambiental y de la Dirección General de Recursos Hídricos, quienes realizan el monitoreo técnico de una obra considerada estratégica para fortalecer la capacidad de generación eléctrica de Ushuaia y acompañar la creciente demanda energética de la ciudad.

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Acuerdo entre Río Negro y Chubut garantiza energía segura para El Bolsón

El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, firmó con su par de Chubut, Ignacio Torres, el convenio que permitirá ejecutar la interconexión eléctrica entre El Bolsón y la provincia vecina. La obra mejorará para siempre y de manera estructural la calidad, la estabilidad y la eficiencia del servicio para miles de familias rionegrinas.

Los trabajos permitirán abastecer la totalidad de la demanda eléctrica de El Bolsón a través del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), eliminando la necesidad de utilizar la Central Térmica local como fuente de suministro.

La obra forma parte de la compensación acordada por la Provincia de Río Negro en el marco del cumplimiento de una sentencia judicial y constituye una inversión estratégica para fortalecer la infraestructura energética y la integración de la Comarca Andina.

Estuvieron presentes acompañando el acto el intendente de El Bolsón, Bruno Pogliano, junto a autoridades provinciales y municipales.

De esta manera, Río Negro dio un paso fundamental hacia el fortalecimiento del sistema eléctrico en la región Andina. Se ejecutarán obras de interconexión entre las estaciones transformadoras El Coihue, Golondrinas y la futura Estación Transformadora Cerro Perito Moreno.

La iniciativa contempla la construcción de una doble terna subterránea de 33 kV entre las estaciones transformadoras El Coihue y Golondrinas, a lo largo de 26 kilómetros, la ampliación de esta última y la construcción de una nueva Estación Transformadora 33/13,2 kV – 10 MVA en el área de Cerro Perito Moreno.

Una infraestructura con alcance regional

Además de mejorar el abastecimiento eléctrico de El Bolsón, la obra fortalecerá el sistema energético de toda la Comarca Andina al optimizar la vinculación entre El Coihue y Golondrinas, beneficiando también a las localidades chubutenses de El Hoyo, Lago Puelo, Epuyén, Cholila, El Maitén y Esquel.

Desde la Estación Transformadora Golondrinas partirá, además, la interconexión hacia El Bolsón y la futura Estación Transformadora Cerro Perito Moreno, consolidando un sistema eléctrico regional más robusto, seguro y confiable.

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La burocracia energética y el invierno que expuso todas las fallas del sistema

El invierno 2026 dejó en evidencia un problema estructural que no se explica por el clima ni por la volatilidad del mercado internacional, sino por un elemento mucho más básico: el Estado no actuó a tiempo.

La combinación de demoras administrativas, decisiones tardías y falta de coordinación terminó generando un cuadro de cortes industriales que afectó a provincias enteras y obligó a cientos de empresas a detener producción o pagar precios extraordinarios por el GNL.

El punto crítico fue la ampliación del gasoducto Perito Moreno, una obra diseñada para aportar 14 MMm³ diarios de capacidad adicional en el momento de mayor tensión del sistema. La iniciativa privada presentada por TGS quedó detenida durante 16 meses en trámites, dictámenes y autorizaciones que se extendieron más allá de cualquier plazo razonable.

Esa demora desplazó la obra del invierno para el que estaba pensada y dejó al sistema sin el volumen que hubiera evitado buena parte de los cortes.

A esa falla se sumó un cambio regulatorio aplicado en marzo, cuando la Secretaría de Energía redefinió el mix de transporte de las distribuidoras y reactivó cláusulas de transporte firme con ventana que habilitan cortes industriales.

Durante años esas cláusulas tuvieron una aplicación marginal, pero la modificación contractual las volvió operativas justo cuando la infraestructura no estaba preparada para absorber la demanda invernal. La industria se encontró con reglas nuevas en plena temporada alta, sin tiempo para planificar coberturas ni ajustar contratos.

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10 Gnxz

El retiro de ENARSA como proveedor de última instancia profundizó el problema. La cobertura de desbalanceos quedó en manos de comercializadores privados, con GNL a precios que oscilaron entre USD 18 y USD 26, valores que solo pudieron absorber sectores con capacidad logística y financiera.

El mecanismo de compra industrial, implementado a través del Mercado Electrónico de Gas, arrancó sin procedimientos claros y con subastas que quedaron prácticamente desiertas en mayo, lo que obligó a las empresas a improvisar soluciones sobre la marcha.

El resultado fue un mapa de cortes que afectó de manera desigual a las regiones. Tucumán, Jujuy y Salta enfrentaron interrupciones que frenaron ingenios, citrícolas, cerámicas y metalmecánicas. En el área metropolitana, la aplicación dispar de restricciones entre distribuidoras generó un desnivel de competitividad dentro de una misma región.

En Catamarca, el impacto más profundo fue la incertidumbre: la falta de previsibilidad sobre disponibilidad de gas frenó proyectos de inversión en generación propia.

El invierno 2026 no fue un fenómeno climático extraordinario. Fue la consecuencia directa de procesos administrativos que no avanzaron a tiempo, decisiones regulatorias aplicadas sin coordinación y una infraestructura que quedó detenida en trámites cuando debía estar en obra.

La industria respondió con lo que pudo: paradas programadas, combustibles alternativos, compras de emergencia y contratos firmes que se activaron de manera inesperada. Pero el problema no estuvo en las empresas. Estuvo en la burocracia que, por su propio ritmo, dejó al sistema sin margen en el momento en que más lo necesitaba.

La experiencia de este invierno muestra que la seguridad energética no depende solo de inversiones o precios internacionales. Depende, sobre todo, de que las decisiones administrativas se tomen a tiempo y de que los proyectos críticos no queden atrapados en procesos que avanzan más lento que la demanda del sistema.

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La Secretaría de Energía convoca a una consulta pública por el proyecto Corredor Sur

La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación abrió una instancia de consulta pública para que los ciudadanos y organizaciones accedan a información sobre los impactos ambientales y sociales del Proyecto de Interconexión Eléctrica en 500 kV en el Corredor Sur: Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca y Obras Complementarias, y conozcan las medidas de mitigación previstas.

El proyecto forma parte del Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico, que contempla 16 obras prioritarias orientadas a mitigar riesgos de cortes de suministro, robustecer la red eléctrica nacional y resolver los cuellos de botella estructurales que hoy limitan el transporte de energía desde los centros de generación hacia los centros de consumo. Corredor Sur se encuentra, además, en proceso de obtención de la garantía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

Qué comprende el proyecto Corredor Sur

– Construcción de la Línea de Extra Alta Tensión (LEAT) 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel.
– Construcción de la Línea de Extra Alta Tensión (LEAT) 500 kV Choele Choel – Bahía Blanca.
– Ampliación de la E.T. Puerto Madryn.
– Ampliación de la E.T. Choele Choel.
– Ampliación de la E.T. Bahía Blanca.

Formatos de participación

Evento presencial

Autoridades de la Secretaría de Energía expondrán los impactos ambientales y sociales del proyecto Corredor Sur y sus medidas de mitigación

  • Sede: Salón de Paradores Austral.
  • Dirección: Hipólito Yrigoyen 3664, Bahía Blanca.
  • Fecha y hora: 29 de julio de 2026, 11 hs.

El evento se transmitirá en vivo por el canal de YouTube de la Secretaría de Energía y podrá seguirse también desde los siguientes puntos digitales:

  • Puerto Madryn: Roberto Gómez y Tucumán (Punto Digital – Centro Cultural Quemú), Puerto Madryn, Chubut.
  • Las Grutas: Peatonal Viedma 823, Las Grutas, Río Negro.

Consultas virtuales

Quienes no puedan asistir de manera presencial pueden realizar consultas o comentarios sobre el proyecto a través de la web o escribiendo a ampliaciontransporte@mecon.gov.ar. Todas las consultas serán respondidas de manera online.

Esta convocatoria se enmarca en los procesos de participación ciudadana que la Secretaría de Energía lleva adelante para garantizar la transparencia y el acceso a la información sobre los proyectos de infraestructura energética en desarrollo.

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Techint vuelve a mirar a Brasil: el gasoducto que podría cambiar la escala del gas de Vaca Muerta

En declaraciones de Carlos Ormachea, presidente de Tecpetrol, quedó planteado algo más que una idea: el Grupo Techint volvió a evaluar la posibilidad de construir un gasoducto internacional para llevar gas de Vaca Muerta al sur de Brasil, en particular al mercado industrial de San Pablo.

La frase no aparece aislada. Se apoya en tres planos que se cruzan: la experiencia concreta de Fortín de Piedra, la lógica del mercado energético del Cono Sur y el cuello de botella estructural de la infraestructura de transporte.

Ormachea parte de un dato que ya no es hipótesis: Fortín de Piedra está produciendo más de lo que Tecpetrol imaginó al inicio del proyecto. Con una inversión de USD 2.300 millones en dos años y medio, el yacimiento alcanzó una producción física de 15,5 MMm³/d, que por su riqueza energética equivale a 17,5 MMm³/d de gas estándar.

Ese volumen consolidó a Fortín como el mayor campo gasífero del país y demostró que Vaca Muerta puede sostener una oferta robusta si se le da horizonte de demanda y reglas mínimamente previsibles.

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En ese contexto, la Resolución 46 aparece como pieza clave del arranque: el programa de estímulo al gas no convencional permitió fijar un precio de referencia alto y estable durante los primeros años, emulando lo que hubiera sido un mercado regional donde Chile, Uruguay y Brasil pagaban entre USD 8 y USD 10/MMBTU por el gas importado.

La Argentina fue la excepción: el Estado compraba a esos valores a través de Enarsa, pero vendía al mercado interno a USD 4, subsidiando la diferencia. Cuando el gobierno modificó la interpretación de la 46, Tecpetrol perdió fondos en el corto plazo, pero Ormachea deja claro que Fortín de Piedra no se detiene: el proyecto se sigue ejecutando y puede terminar siendo más grande que lo previsto originalmente.

El problema, entonces, ya no es la capacidad de producir, sino la capacidad de colocar ese gas. Ormachea lo dice sin rodeos: el principal desafío del gas de Vaca Muerta es la falta de mercado, y detrás de esa falta de mercado está la cuestión de los costos y la infraestructura.

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9 Usap

Si Argentina logra bajar costos hasta ser competitiva con el shale gas de Estados Unidos, el problema se reduce. Pero mientras tanto, el horizonte real está en la demanda energética del Cono Sur.

Chile ya fue abastecido en el pasado con hasta 20–22 MMm³/d de gas argentino. Brasil, en cambio, tiene un mercado industrial de otra escala, hoy abastecido parcialmente por Bolivia y por el gas caro del pre-sal.

Ahí entra la pieza que Techint decide volver a poner sobre la mesa: el gasoducto hacia el sur de Brasil. Ormachea describe el esquema con precisión técnica: habría que construir un nuevo gasoducto entre Uruguayana y Porto Alegre y luego revertir el sentido del ducto que hoy lleva gas desde San Pablo hacia el sur.

Ese trazado, conocido en los 2000 como el “gasoducto sub-brasileiro”, estuvo a punto de ejecutarse con participación de Techint, Total, Petrobras e Ipiranga. Que el grupo vuelva a mencionarlo ahora, con nombre y apellido, indica que la idea ya pasó por una etapa de preevaluación interna y que se busca reabrir la discusión en clave regional.

La lógica es directa: sin caños nuevos, el gas de Vaca Muerta no puede escalar su frontera exportadora. Con infraestructura adecuada, en cambio, el mercado adicional podría ubicarse entre 50 y 100 MMm³/d, sumando Chile y Brasil.

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Ese volumen cambiaría la escala del negocio: permitiría sostener un plateau de producción alto, estabilizar inversiones, generar divisas y reducir la dependencia de un mercado interno volátil y condicionado por la macroeconomía argentina. El gas argentino, en ese escenario, competiría contra el pre-sal —más caro y complejo— y contra un gas boliviano en declinación.

Ormachea aclara que no hay decisión tomada, que Techint “lo está analizando” y que el objetivo es entender cuál sería la solución para que el proyecto resulte consistente. Pero en energía, cuando un actor de esta magnitud dice públicamente que vuelve a mirar un gasoducto internacional, no está hablando de una ocurrencia.

Está enviando una señal: el recurso está, la experiencia de desarrollo está, el mercado potencial existe y el cuello de botella es la infraestructura. La declaración funciona como un disparador para que gobiernos, reguladores y bancos multilaterales incorporen el tema a su radar.

En esa clave, las palabras de Ormachea ordenan la discusión sobre el gas de Vaca Muerta en tres niveles: un yacimiento que ya demostró capacidad de producción, un programa de estímulo que permitió arrancar pero no alcanza para sostener la expansión, y una infraestructura regional que sigue siendo la pieza faltante.

Si Argentina quiere que el gas deje de ser un recurso encerrado en su propia frontera y se convierta en un vector de integración energética, la conversación sobre el gasoducto a Brasil no es un accesorio: es el corazón del problema. Techint ya empezó a ponerlo en palabras.

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Una licitación que busca reactivar el Golfo San Jorge con tecnología inédita

Santa Cruz abrió esta semana la Licitación Pública Nacional e Internacional N° 02/ENERMIN/2026 para la exploración del área Sur Río Deseado Este, en plena Cuenca del Golfo San Jorge, y el resultado de la primera instancia dejó un dato clave: hubo una única oferta, presentada por Alianza Petrolera S.A., que ahora será evaluada en detalle por el Ministerio de Energía y Minería.

La apertura del Sobre A marca el inicio formal de un proceso que combina recuperación de áreas maduras, incorporación de tecnología internacional y un objetivo explícito de reconectar la cuenca con un horizonte productivo que hace años parecía cerrado.

El ministro Jaime Álvarez destacó que la propuesta incorpora una técnica que nunca se aplicó en Argentina: las perforaciones multilaterales, un método utilizado en la provincia canadiense de Alberta para explotar crudos pesados y viscosos, exactamente el tipo de recurso que caracteriza al Golfo San Jorge.

La cuenca tiene enormes volúmenes in situ pero baja movilidad, y la perforación convencional no logra un drenaje eficiente.

Las multilaterales permiten abrir varias ramas horizontales desde un mismo pozo madre, aumentando el contacto con la formación y mejorando el factor de recuperación. Para Santa Cruz, esto no es solo una innovación técnica: es una oportunidad para transformar áreas marginales en proyectos viables.

El plan presentado por la empresa contempla adecuar equipos existentes en la provincia, incorporar herramientas direccionales específicas y desplegar un esquema de capacitación binacional: especialistas canadienses llegarán a Santa Cruz y trabajadores santacruceños viajarán a Alberta para entrenarse en campo.

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Álvarez fue explícito: “Esperamos que el primer equipo y el personal capacitado sean santacruceños”. La provincia busca que esta tecnología no quede encapsulada en un solo proyecto, sino que genere una masa crítica de conocimiento local capaz de replicarse en otras áreas de Santa Cruz, Chubut o incluso en zonas de crudos pesados de Neuquén.

La licitación también abre un frente económico relevante. La incorporación de multilaterales demanda proveedores especializados, servicios de completación, cementación, herramientas direccionales, logística y mantenimiento.

El ministro remarcó que el proyecto fortalecerá el entramado productivo provincial y ampliará la demanda de mano de obra calificada, en línea con la política del gobernador Claudio Vidal de recuperar áreas con potencial y atraer inversiones mediante acuerdos internacionales, especialmente con Alberta.

El proceso licitatorio continúa ahora con la evaluación administrativa del Sobre A. El Sobre B, que contiene la propuesta económica, permanecerá resguardado hasta la próxima instancia.

Álvarez estimó que la adjudicación podría completarse en 45 a 60 días, tras lo cual comenzarán los estudios geológicos complementarios, la reinterpretación de la información existente y, finalmente, las perforaciones comprometidas en el plan de inversión.

La licitación de Sur Río Deseado Este no es una convocatoria más: es el intento de Santa Cruz por introducir una tecnología que podría cambiar la ecuación productiva del Golfo San Jorge, una cuenca madura que todavía guarda recursos significativos.

Si las multilaterales funcionan como en Alberta, la provincia podría abrir una alternativa técnica para toda la industria hidrocarburífera del país.

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Un petróleo cerca de los USD 100 reordena las variables económicas que miran las empresas y el Gobierno

El salto del Brent hacia la zona de USD 100/barril volvió a colocar al petróleo en el centro de las tensiones macroeconómicas globales y, por arrastre, en la agenda económica argentina. La suba responde a un factor clásico: riesgo de oferta.

Los ataques a petroleros sauditas en el mar Rojo y la incertidumbre sobre dos corredores críticos —Bab el‑Mandeb y Ormuz, por donde circula cerca del 20% del crudo mundial— dispararon primas de riesgo, encarecieron seguros marítimos y empujaron los precios spot y futuros.

En ese contexto, los analistas ya trabajan con escenarios donde el Brent podría sostenerse por encima de los USD 100 e incluso avanzar hacia niveles más altos si la tensión geopolítica escala.

Para la Argentina, el impacto es mixto y se distribuye en tres planos: sector externo, inflación y financiamiento. En el frente externo, un crudo más caro mejora los ingresos por exportaciones y fortalece la caja de las productoras, especialmente en Vaca Muerta, donde el Medanito y el Escalante capturan parte de la mejora internacional.

También incrementa regalías provinciales y refuerza la viabilidad de proyectos como el VMOS, que dependen de precios internacionales robustos para sostener inversiones de largo plazo.

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Pero el mismo movimiento presiona sobre la inflación interna. Argentina importa gasoil para generación, fuel oil y naftas especiales; un Brent alto encarece esas compras y tensiona la estructura de costos de combustibles. Si el aumento internacional se traslada a los surtidores, el impacto se expande hacia transporte, logística y actividades productivas intensivas en derivados del petróleo.

En un contexto donde la inflación sigue siendo una variable sensible, el petróleo caro agrega un componente externo difícil de administrar.

El tercer plano es financiero. La suba del crudo coincidió con un aumento del riesgo país, que volvió a 429 puntos básicos según el EMBI+ de J.P. Morgan. La combinación de petróleo caro, mayor demanda global por activos seguros y volatilidad en mercados emergentes llevó a los inversores a reducir exposición a deuda de mayor riesgo, entre ella la argentina.

Los bonos soberanos en dólares retrocedieron y la cautela internacional se amplificó. Para el Gobierno, que busca mantener el riesgo país por debajo de los 400 puntos para mejorar condiciones de financiamiento, el nuevo nivel complica la estrategia de retorno a los mercados internacionales de crédito.

El petróleo cerca de los USD 100 no es solo un dato del mercado energético: es un vector macroeconómico que afecta exportaciones, precios internos, costos productivos, riesgo país y acceso al financiamiento.

En un país donde la energía es un componente estructural de la balanza comercial y de la inflación, cada movimiento del Brent se convierte en una señal que atraviesa toda la economía.

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El corredor energético que concentra la nueva infraestructura exportadora de Vaca Muerta

El proyecto Argentina LNG avanza sobre una decisión de ingeniería que marca un movimiento claro en la infraestructura energética del país: el gasoducto de 580 kilómetros que llevará gas desde Tratayén hasta Punta Colorada utilizará el mismo corredor territorial que el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) en el 83% de su traza.

No es un gesto menor. Es la señal de que la salida atlántica de la producción neuquina empieza a concentrarse en una franja logística única, diseñada para soportar dos sistemas de transporte de escala.

El ducto de Argentina LNG recorrerá 580 kilómetros, de los cuales 480 se construirán dentro del corredor ya definido para el VMOS. La coincidencia de trazas no implica compartir infraestructura —cada sistema tendrá su propio caño, válvulas, estaciones y condiciones operativas—, pero sí concentrar dos obras mayores en una misma franja territorial.

En términos de servidumbres, logística y planificación, la decisión evita abrir nuevas franjas sobre campos y áreas naturales, reduce la duplicación de intervenciones y simplifica el acceso de maquinaria y materiales durante la construcción y el mantenimiento.

El gasoducto tendrá una capacidad inicial de 50 millones de metros cúbicos diarios, suficiente para abastecer las unidades flotantes de licuefacción (FLNG) que operarán frente a Punta Colorada.

Estas embarcaciones —dos módulos de seis millones de toneladas anuales cada uno, desarrollados por YPF, Eni y XRG (la firma internacional vinculada a ADNOC)— permitirán transformar el gas en GNL y exportarlo a mercados globales sin necesidad de una planta terrestre.

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La decisión final de inversión está prevista para la segunda mitad de 2026, y las compañías ya avanzan en ingeniería, acuerdos comerciales y estructuración financiera.

El corredor compartido consolida a Punta Colorada como el nodo exportador más dinámico del país. Allí avanza la terminal del VMOS, que recibirá petróleo desde Allen a través de un oleoducto de 437 kilómetros y que, en su etapa final, podrá movilizar 550.000 barriles diarios. La infraestructura marítima —tanques, sistemas de carga y muelles— ya está en construcción.

Argentina LNG sumará al mismo enclave las instalaciones necesarias para abastecer a las FLNG, que permanecerán mar adentro y recibirán gas directamente desde Neuquén.

La coexistencia de ambos proyectos dentro de un mismo corredor territorial responde a una estrategia más amplia: ampliar la capacidad exportadora de Vaca Muerta sin multiplicar el impacto territorial. El VMOS evacúa petróleo; Argentina LNG evacuará gas para convertirlo en GNL.

La traza común reduce costos de planificación, facilita obras y concentra la huella de infraestructura en una sola franja. Río Negro, en ese esquema, se posiciona como la puerta atlántica de la producción energética neuquina.

La infraestructura que se está desplegando en el corredor VMOS–Argentina LNG no es solo una obra lineal. Es la base física de un sistema exportador que combina extracción, procesamiento, transporte, licuefacción y salida marítima.

La decisión de superponer trazas muestra que la expansión de Vaca Muerta ya no depende solo de perforar más pozos, sino de construir corredores logísticos capaces de sostener una matriz exportadora de largo plazo.

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El Gobierno modificó el mecanismo de actualización del precio del gas

La Secretaría de Energía dispuso un cambio transitorio en el mecanismo de traslado a las tarifas de las diferencias entre el precio estimado y el precio efectivo de compra del gas natural por parte de las distribuidoras. A partir de agosto, esos ajustes se calcularán e incorporarán a las tarifas cada dos meses, mientras se mantenga vigente la emergencia energética, prorrogada hasta el 31 de diciembre de 2027.

La medida modifica la periodicidad con la que se aplican las denominadas Diferencias Diarias Acumuladas (DDA), un mecanismo previsto en la normativa que permite compensar las diferencias entre el precio del gas considerado para fijar las tarifas y el costo real de adquisición que afrontan las distribuidoras.

Según la resolución, el nuevo esquema busca evitar que los usuarios enfrenten un doble impacto durante el invierno, cuando coinciden un mayor consumo de gas y un incremento estacional del precio del combustible. El objetivo, sostiene la Secretaría de Energía, es aportar mayor previsibilidad y gradualidad en la evolución de las facturas.

La norma también señala que el cambio responde a la nueva organización del mercado del gas natural, en el que las empresas distribuidoras pasarán a asumir directamente la gestión de compra del combustible, sin intervención de las autoridades públicas, en el marco de la reconfiguración del sistema de transporte de gas definida este año.

La implementación del nuevo mecanismo quedará a cargo del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad, que deberá aplicarlo a partir de los cuadros tarifarios de agosto de 2026. En esa instancia se realizará la primera determinación bajo el esquema bimestral y el organismo deberá adecuar los procedimientos necesarios para su puesta en marcha.

La resolución mantiene vigente el principio de que las distribuidoras trasladen a las tarifas únicamente el costo de adquisición del gas, sin generar ganancias ni pérdidas por las variaciones del precio del combustible, tal como establece la Ley 24.076 y su reglamentación.

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Cómo China capitaliza la crisis de Ormuz

La crisis del estrecho de Ormuz disparó los precios del petróleo y encendió las alarmas sobre la dependencia fósil. China, líder indiscutido en paneles solares, baterías y vehículos eléctricos, parecía tener todas las cartas para capitalizar el momento. Sin embargo, Pekín optó por recortar importaciones de crudo y moderar la subida, en lugar de forzar una demanda masiva de sus tecnologías limpias. La explicación, lejos de especulaciones geopolíticas, es una cuestión de peso: las exportaciones verdes apenas suponen el 6% de su gigantesca factura exterior (US$ 3,77 billones), y un petróleo caro resta poder adquisitivo a sus compradores de manufacturas. El resultado es una transición energética que avanza, pero al ritmo de los números, no de las urgencias: evolución, no revolución.

El cierre del estrecho de Ormuz produjo una suba abrupta del precio del petróleo y trajo a la realidad las pretensiones de transición energética de sectores ambientalistas particularmente europeos. Mientras algunos sectores interpretaron la crisis como una oportunidad para acelerar el abandono de los combustibles fósiles, el comportamiento de Trump y de China terminó desafiando buena parte de esas expectativas.

La interrupción del tránsito por uno de los principales corredores petroleros y gasíferos del mundo sigue presionando al alza el precio del crudo y del gas –y de algunos derivados como los fertilizantes- en un escenario que, paradójicamente, coincidía con uno de los objetivos históricos del presidente estadounidense Donald Trump: un petróleo más caro.

En un ejercicio de memoria contrafáctico, recordemos el embargo de 1973: sin cerrar Ormuz, cuadruplicó el crudo (US$3 a US$12), por lo que un bloqueo simultáneo de Ormuz y Bab el-Mandeb, en un mercado sin reservas, capacidad ociosa ni alternativas, habría infligido un shock muy superior. El barril podría haber escalado a US$40 o US$60 de la época —o más en picos de tensión—, equivalentes hoy a US$300-US$450. No es una proyección lineal, sino un escenario extremo: dada la rigidez de la demanda a corto plazo, la contracción de oferta desencadena alzas desproporcionadas.

Pero eso no sucede hoy, muchos observadores consideran que China, líder mundial en la producción de tecnologías limpias, podía aprovechar un contexto de crisis de precios para impulsar aún más las exportaciones de paneles solares, baterías y vehículos eléctricos. Pero, la respuesta de Pekín a la crisis fue otra.

En lugar de presionar sobre la demanda, redujo de manera significativa sus importaciones de combustibles fósiles en los meses posteriores al cierre del estrecho. Una decisión de política económica que sólo una economía planificada puede tomar. Esa decisión contribuyó a moderar la presión sobre los precios, que finalmente aumentaron mucho menos de lo que habían previsto los analistas occidentales.

La situación plantea un interrogante central: ¿por qué el principal productor mundial de tecnologías para la transición energética no buscó maximizar una coyuntura que podía favorecer la demanda de sus productos?

El investigador David Hart del Council of Foreing Relations, cuyo trabajo se centra en analizar las políticas destinadas a acelerar la innovación y la difusión de tecnologías y  energías limpias a escala global, considera que la explicación no pasa exclusivamente por factores políticos.

Entre las interpretaciones más difundidas aparecen la tradicional búsqueda de estabilidad por parte de China, el interés de proyectarse como un actor responsable dentro del escenario internacional, la posibilidad de generar un gesto de buena voluntad hacia la administración Trump con vistas a obtener beneficios futuros o, incluso, la paradójica hipótesis de que a Pekín no le resultaría inconveniente la continuidad del control republicano sobre el gobierno estadounidense.

No obstante, todas esas especulaciones deben analizarse a la luz de un dato económico determinante: la tecnología limpia representa solo una parte relativamente pequeña del enorme aparato exportador chino.

Durante 2025, China exportó paneles solares, vehículos eléctricos, baterías y turbinas eólicas por aproximadamente US$ 220.000 millones. Aunque se trata de una cifra impresionante, equivale apenas al 6% del total de sus exportaciones, que en ese período,  alcanzaron los US$ 3,77 billones.

La dimensión del comercio exterior chino ayuda a comprender su estrategia. El país es el principal socio comercial de más de 120 estados y vende al mundo una amplia variedad de productos industriales, desde electrónica y textiles hasta metales y productos químicos. En ese contexto, cada dólar adicional que esos mercados deben destinar a la compra de petróleo o gas natural licuado (GNL), es un dólar menos disponible para adquirir manufacturas chinas, cuyo volumen de negocios supera ampliamente al de las denominadas “tres nuevas industrias” —paneles solares, baterías y vehículos eléctricos— promovidas por el presidente Xi Jinping.

Medidas en dólares, las importaciones energéticas de China representan una carga importante, pero siguen siendo muy inferiores a los ingresos que obtiene por sus exportaciones. En 2025, el país destinó aproximadamente US$ 415.000 millones a la compra de petróleo, gas natural, carbón y derivados, mientras que sus exportaciones totales alcanzaron los US$ 3,77 billones.

En otras palabras, la factura energética que paga Pekín se estima en un 11% del valor de las ventas externas, lo que significa que por cada dólar gastado en importar energía, China generó cerca de nueve dólares en ingresos por exportaciones. Esa relación ayuda a explicar por qué Pekín prioriza preservar la demanda global de sus manufacturas antes que beneficiarse de un alza prolongada en los precios del petróleo.

Cuidar la demanda

Existe otro factor de peso en la economía china: un petróleo más caro tiende a desacelerar la economía mundial y aumenta el riesgo de una crisis económica internacional, con efectos directos sobre la demanda de exportaciones chinas.

En ese sentido, el último informe del Fondo Monetario Internacional, elaborado bajo el supuesto de que el estrecho de Ormuz reabriría hacia mediados de julio, proyectó un crecimiento económico global de apenas 3% para 2026. El organismo advirtió además que, si el estrecho permaneciera cerrado en un escenario de hostilidades persistentes, esa expansión podría reducirse hasta el 2%, con un impacto particularmente severo sobre las economías de los países más pobres.

La necesidad de preservar el dinamismo exportador también responde a la situación interna de China. Su economía atraviesa una marcada desaceleración y aún no consigue reactivar con fuerza el consumo doméstico, por lo que las ventas al exterior continúan siendo el principal motor del crecimiento. Paralelamente, la reducción de los precios internacionales del petróleo y del GNL también le permite abaratar las importaciones energéticas que todavía necesita.

En el mediano y largo plazo, sin embargo, la crisis podría acelerar la adopción de tecnologías limpias en numerosos países. La combinación de electricidad generada mediante fuentes renovables, sistemas de almacenamiento con baterías y vehículos eléctricos ofrece una alternativa capaz de reducir la dependencia de las importaciones de petróleo, una vulnerabilidad que la crisis del estrecho de Ormuz volvió a poner de manifiesto.

Además, estas tecnologías continúan reduciendo sus costos a medida que mejoran sus prestaciones, lo que incrementa su competitividad. Si bien muchos países podrían mostrarse incómodos frente a una mayor dependencia de los proveedores chinos, una eventual interrupción en el suministro de tecnologías limpias tendría consecuencias inmediatas considerablemente menores que una interrupción del abastecimiento de combustibles fósiles sobre la que todavía descansan sus sistemas energéticos.

En ese marco, la posibilidad de que las políticas impulsadas por Donald Trump terminen acelerando, aunque sea de manera indirecta, la transición hacia energías limpias no resulta descartable. Sin embargo, el proceso difícilmente se produzca de manera abrupta. La transformación del sistema energético mundial, concluye el análisis, avanza como una evolución gradual más que como una revolución.

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El debate detrás de Vaca Muerta: ¿alcanza el modelo macroeconómico actual para sostener niveles de crecimiento con inclusión?

De izquierda a derecha: Marina Dal Poggetto, Nicolás Gandini, Silvia Naishtat y Gustavo Lopetegui.

A medida que Vaca Muerta bate récords de producción y avanzan las obras de infraestructura para ampliar las exportaciones de petróleo y gas, surge una pregunta que empieza a repetirse entre las empresas proveedoras: ¿cómo responder a las necesidades de las operadoras con los actuales problemas de financiamiento? Ese fue el punto de partida de la última edición de Dínamo Stream conducido por Nicolás Gandini, donde Marina Dal Poggetto, Gustavo Lopeteguiy Silvia Naishtat expusieron sobre el momento que atraviesa la economía argentina y las condiciones necesarias para que ese crecimiento no encuentre un techo.

El desafío de financiar el crecimiento

Marina Dal Poggetto, economista y directora ejecutiva de la consultora EcoGo, sostiene que el Gobierno logró estabilizar variables clave y recomponer reservas, pero el proceso comenzó a mostrar trabas.

Según explicó, la compra de dólares por parte del Banco Central permitió expandir la cantidad de pesos en la economía, un proceso que calificó como una «re-monetización virtuosa», pero aclaró que “esa emisión de pesos que está yendo a depósitos en el sistema financiero y que debería ser el combustible del financiamiento del crédito de alguna forma se trabó”: el cambio de régimen macroeconómico, con tasas de interés positivas y una inflación en desaceleración, modificó por completo la lógica de financiamiento de las empresas y encareció el acceso al crédito.

Este panorama presenta un cuello de botella, en donde para seguir escalando el nivel de producción de petróleo y gas en infraestructura, es necesario pensar en cómo financiar a esas empresas proveedoras de bienes y servicios para que crezcan y acompañen.

“Esa emisión de pesos que está yendo a depósitos en el sistema financiero y que debería ser el combustible del financiamiento del crédito de alguna forma se trabó”, sostuvo Dal Poggetto.

Gustavo Lopetegui, ex secretario de Energía de la Nación, no compartió ese diagnóstico. Si bien reconoció que el proceso de transición genera tensiones, sostuvo que resulta necesario analizar el cambio económico desde una perspectiva más amplia.

A su entender, la economía argentina está dejando atrás un esquema que durante décadas generó baja inversión, escasa productividad y salarios reducidos. Ese cambio implica necesariamente -según el ex funcionario- que algunos sectores crezcan más rápido que otros y que determinadas actividades deban adaptarse a un nuevo escenario. “Es doloroso y lleva tiempo porque algunas de esas actividades que nacieron de la mano de un crédito que se licuaba por la inflación hoy no pueden seguir usufructuando eso”, sentenció.

“En esa transición no tiene que crecer todo igual porque si todo creciese igual no estaríamos cambiando nada. En la naturaleza de la transición está que haya personas y empresas que tengan más oportunidades y otras que tengan menos”, agregó Lopetegui.

Con relación al freno del crédito que señaló Dal Poggetto, Lopetegui respondió: “En estos dos años y medio que lleva el gobierno, durante el primer año y medio tuvimos un boom del crédito, porque antes había desaparecido –con hiperinflación o cuasi hiperinflación desaparece el crédito–. Teníamos muy poquito crédito y se duplicó de 4 a 8 puntos del producto en 18 meses. Desde julio del año pasado, con el apretón que describe Marina, el crédito se congeló y era razonable porque tenías unas tasas de interés que hacían imposible acceder a un descubierto. Sin embargo, en los últimos 30 días se volvió a despertar, aunque todavía es incipiente. En los últimos 30 días, el crédito a las empresas –descubiertos y adelantos- está 6% nominal arriba y venía de un 2%, apenas si le empataba a la inflación. Hoy la tasa de descubierto empieza a ser mucho más lógica”.

También afirmó que las principales compañías del sector energético hoy acceden al mercado internacional de capitales y a financiamiento favorable en dólares. “Hoy el sector petrolero crece al 10% anual, eso significa que Vaca Muerta crece al 25% y no hubo cuellos de botella en el financiamiento. Hoy hay media docena de proyectos de infraestructura de evacuación de petróleo y gas y tratamiento de productos secundarios que están todos en marcha. Todas las empresas que protagonizan eso tienen financiamiento en dólares como casi nunca han tenido”, agregó.

–Las grandes empresas. –le acotó Gandini.

–Sí, pero es una cadena. Tenés 15 o 20 empresas grandes petroleras y gasíferas que todas emiten ON en dólares al 7% o 7,5%, menos del riesgo soberano.

–La grande se financia a una tasa competitiva, pero después se da vuelta y a su proveedor le dice que como hay inflación en dólares te tengo que ajustar.

–Le paga los insumos.

–Sí, a veces a 60 días. Es complejo.

–Con el horizonte que tiene el sector no hay ninguna amenaza de corte por falta de financiamiento. Obviamente, si tuviste 8 meses con el descubierto a una tasa real estratosférica, los que se financiaban en la cadena con el descubierto tuvieron un problema, pero eso está empezando a desaparecer. Además, si esa empresa grande empieza a tener problemas porque sus proveedores no le entregan, quédate tranquilo que algo va a ser para que tengan financiamiento sus proveedores porque sino no va a poder operar.

«En los últimos 30 días, el crédito a las empresas –descubiertos y adelantos- está 6% nominal arriba y venía de un 2%, apenas si le empataba a la inflación», sostuvo Lopetegui.

¿Cómo administrar la transición sin profundizar la destrucción?

Dal Poggetto afirmó que los sectores más dinámicos -como energía, minería y agro- representan una porción relativamente pequeña del PBI (15 puntos) y del empleo (9%), y todavía no logran compensar la velocidad con la que otras actividades pierden dinamismo. «Lo que debería ocurrir es que lo nuevo crezca más rápido que la destrucción de lo viejo, de manera que la economía crezca», resumió.

Para el exsecretario de Energía, por el contrario, el crecimiento de la economía no llegará por el derrame de los sectores exportadores, sino por una combinación de estabilidad macroeconómica, recuperación del crédito, apertura y mayor competencia.

Frente al debate sobre cómo se debería gestionar la apertura económica, la economista plantea que otros modelos internacionales lograron hacerlo priorizando un tipo de cambio alto y baja de impuestos. “Si mantenés la estructura tributaria y abrís la economía priorizando el tipo de cambio como ancla anti-inflacionaria, la destrucción es mayor”, y criticó que la Argentina tomé medidas aperturistas en un contexto internacional que tiende hacia el proteccionismo: “Siempre vamos a contramano”.

Lopetegui, por su parte, relativizó la idea de un “boom importador” y sostuvo que el cambio principal no fue el volumen de bienes importados, sino la reducción de sus costos, que incrementó la competencia sobre las empresas locales. “No creo que le esté ganando la destrucción a la creación, porque estamos creciendo al 2%”, sintetizó.

¿Cuál es la mirada de la industria al respecto? En ese intercambio, Silvia Naishtat, periodista del diario Clarín, aportó una perspectiva desde el entramado empresario. A su entender, la realidad que atraviesan muchas compañías no siempre coincide con los indicadores que muestran los sectores más dinámicos de la economía. «Hablé ayer con un empresario grande que me decía que el vive una ucronía, una realidad paralela. Me decía que le va bárbaro, pero se da vuelta y ve la intemperie. Y ve dificultades a lo largo de la cadena de valor con un gobierno que es muy insensible a tener algún tipo de política más activa. Un gobierno muy focalizado en lo financiero, pero con poco músculo para sectores que lo necesitan. Con pocas medidas se podrían solucionar varios problemas”, subrayó.

«Un gobierno muy focalizado en lo financiero, pero con poco músculo para sectores que lo necesitan», remarcó Naishtat.

Planificación e infraestructura, la discusión de fondo

Más allá del debate macroeconómico, también se profundizó sobre cómo la infraestructura sigue siendo uno de los principales desafíos para sostener el crecimiento de Vaca Muerta.

Silvia Naishtat señaló que la falta de planificación no es un problema exclusivo del actual gobierno, sino una deuda histórica de la Argentina, aunque sí reconoce que la falta de una política industrial dificulta aún más su desarrollo. «Este gobierno le carga al sector privado una responsabilidad mayor. Cree que si resuelve la macroeconomía ya tiene política industrial, cuando finalmente no es así«, sostuvo.

Lopetegui coincidió en que la infraestructura resulta clave para sostener el crecimiento, aunque relativizó la responsabilidad del Gobierno nacional. Recordó que cerca del 70% de la inversión pública en Argentina corresponde a las provincias y señaló que Neuquén, gracias al incremento de las regalías provenientes de Vaca Muerta, cuenta hoy con recursos suficientes para afrontar buena parte de las obras viales que demanda la actividad.

Ante la ausencia de actores -públicos o privados- que den un paso firme en materia de infraestructura y otras inversiones necesarias para el desarrollo energético, se reflotó la propuesta de Daniel Gerold, fundador de la consultora G&G Energy Consultants, para crear una tasa para las empresas energéticas con el objetivo de financiar un organismo técnico independiente que planifique el desarrollo de Vaca Muerta y del sector en general.

Sin embargo, la propuesta no encontró consenso con el ex-funcionario, quien no consideró necesario crear nuevos organismos, sino fortalecer y coordinar mejor las capacidades técnicas ya existentes, principalmente en planificación y regulación del sistema eléctrico, el verdadero desafío en materia energética.

, Redaccion EconoJournal

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ITASA incorporó un sistema de moldeo No-Bake automatizado para ampliar su capacidad de fundición de aceros

La nueva línea de producción incorpora un proceso de moldeo automatizado que permite optimizar la preparación de materias primas mediante mezclas de arena y resinas de alta precisión.

La empresa Aceros ITASA anunció la puesta en marcha de un sistema de moldeo químico autofraguante automatizado (No-Bake), una incorporación tecnológica que forma parte de su estrategia de modernización industrial y coincide con el 40° aniversario de la compañía.

La nueva línea de producción incorpora un proceso de moldeo automatizado que permite optimizar la preparación de materias primas mediante mezclas de arena y resinas de alta precisión. Según informó la empresa, la tecnología mejora la estabilidad dimensional de los moldes, incrementa la repetibilidad de las piezas fabricadas y contribuye a elevar los estándares de calidad del proceso de fundición.

El proyecto requirió meses de planificación e involucró a distintas áreas de la organización, entre ellas Ingeniería, Producción, Mantenimiento, Calidad, Logística, Compras, Administración y Seguridad. Desde la compañía señalaron que la iniciativa representa una de las inversiones industriales más importantes realizadas en su historia.

Automatización y mayor eficiencia operativa

La nueva línea integra una turbomezcladora de alta capacidad, sistemas automáticos de desmoldeo mediante tecnología Roll Over, una estación de pintura, manerales de cierre y carrileras automatizadas. De acuerdo con ITASA, estos desarrollos permiten optimizar el flujo de producción, reducir los tiempos de ciclo, mejorar las condiciones de seguridad y aumentar la eficiencia operativa.

La empresa indicó que la incorporación del sistema No-Bake permitirá ampliar su capacidad productiva, reducir los plazos de entrega y ofrecer una mayor precisión dimensional y una terminación superficial más uniforme en las piezas fundidas. Estas capacidades están orientadas principalmente a atender la demanda de industrias como Oil & Gas, minería, energía, petroquímica, generación eléctrica y otros procesos industriales que requieren componentes de alta especificación.

Foco en los sectores industriales y la expansión regional

Además de la nueva línea de moldeo, ITASA destacó que cuenta con herramientas de simulación de procesos, ingeniería inversa, impresión 3D y laboratorios de control de calidad, capacidades que buscan fortalecer su posicionamiento como proveedor de piezas especiales fabricadas en aceros al carbono, inoxidables, dúplex y superdúplex para mercados de Argentina y Latinoamérica.

Desde la empresa señalaron que la inversión forma parte de una estrategia de mejora continúa basada en la incorporación de nuevas tecnologías para incrementar la productividad y la competitividad de sus procesos industriales. En ese marco, sostuvieron que la puesta en marcha del sistema No-Bake constituye el inicio de una nueva etapa de desarrollo orientada a acompañar el crecimiento de los sectores industriales en los que participa.

, Redaccion EconoJournal

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PCR colocó un bono por US$ 400 millones en su debut en el mercado internacional

La colocación de bono contó con una amplia participación de inversores institucionales de Estados Unidos, Europa y la Argentina.

La empresa industrial y energética PCR, tal como se conoce hoy a la centenaria Petroquímica Comodoro Rivadavia, concretó su debut en los mercados de capitales internacionales mediante la colocación de su primer bono por un monto total de US$ 400 millones.

La compañía informó este jueves al mercado que la operación, realizada en conjunto con su subsidiaria Luz de Tres Picos bajo la modalidad de Obligaciones Negociables Clase I, registró una elevada demanda que permitió ampliar la pauta inicial fijada en US$ 350 millones.

La emisión, efectuada en dólares estadounidenses y sujeta a la legislación del Estado de Nueva York, se estructuró a un plazo de ocho años con un rendimiento del 8,5% anual. La colocación mediante el mecanismo de book-building obtuvo propuestas cercanas a los US$ 1.000 millones, cifra que superó en casi 2,5 veces el monto finalmente adjudicado.

La empresa aseguró que pudo reflejar la solidez de su posición en los distintos segmentos en los que participa en el país, y logró concretar una operación que contó con una amplia participación de inversores institucionales de Estados Unidos, Europa y la Argentina.

La transacción requirió la intervención de las entidades bancarias y financieras Itaú BBA, BBVA y Santander que ejercieron los roles de Global Coordinators y Joint Bookrunners, mientras que Balanz se desempeñó como Joint Bookrunner y Galicia Capital US, LLC actuó en calidad de International Selling Agent. A nivel local, la estructuración estuvo acompañada por Allaria, Balanz, ICBC, Banco Santander y Banco Galicia.

Refinanciación de deuda e inversión e infraestructura

Respecto al uso de los fondos captados, la compañía informó que destinará los recursos principalmente a la cancelación y precancelación de pasivos financieros de PCR y Luz de Tres Picos. Este movimiento apunta a extender los vencimientos y robustecer la solvencia patrimonial del grupo, reservando el remanente para el financiamiento de nuevos desarrollos productivos en la cadena energética.

Sobre los alcances de la colocación, Juan Giglio, director de Finanzas de la firma, afirmó que «la respuesta del mercado refleja la solidez operativa y la disciplina de gestión de la compañía». Asimismo, ponderó que «el acceso al crédito externo constituye un hito para la organización, ya que otorga mayor visibilidad global y brinda la flexibilidad para ejecutar inversiones estratégicas» en infraestructura energética e industrial.

PCR tiene un modelo operativo diversificado en tres unidades de negocio. En materia de hidrocarburos, PCR opera áreas de producción en Mendoza y La Pampa, seis bloques en Ecuador con un volumen neto de 21.000 barriles equivalentes diarios de petróleo y proyectos en desarrollo en Estados Unidos.

A su vez, consolida su posición como uno de los principales generadores privados de energía eólica en la Argentina, con 545 MW instalados distribuidos en cuatro parques ubicados en Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis, en combinación con su histórico liderazgo en la fabricación de cemento en la Patagonia.

, Redacción EconoJournal

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PCR concretó su primera emisión de O.N. : U$S 400 millones y tasa del 8,5 % anual

Petroquímica Comodoro Rivadavia S.A. (PCR), junto con su subsidiaria Luz de Tres Picos S.A., colocó exitosamente su primer bono internacional, correspondiente a las Obligaciones Negociables Clase I, por un monto total de U$S 400 millones.

La emisión, denominada en dólares estadounidenses y bajo las leyes del Estado de Nueva York, tiene un plazo de ocho años y una tasa de interés del 8,5% anual.

El monto inicial a emitir era de hasta U$S 350 millones, y fue ampliado hasta el monto finalmente emitido como resultado de la fuerte demanda de los inversores durante el proceso de colocación.

La colocación se realizó mediante el sistema de book-building y recibió una demanda cercana a U$S 1.000 millones, equivalente a casi 2.5 veces el monto finalmente emitido.

Esta transacción fortalece de manera determinante el perfil financiero de la compañía y reafirma su acceso a los mercados de capitales locales e internacionales para seguir acompañando su estrategia de crecimiento de largo plazo, se destacó.
La operación contó con una amplia participación de inversores internacionales, principalmente de Estados Unidos y Europa, y con un sólido acompañamiento de inversores locales.

Itaú BBA, BBVA y Santander actuaron como Global Coordinators y Joint Bookrunners, Balanz como Joint Bookrunner, Galicia Capital US, LLC como International Selling Agent y Allaria, Balanz, ICBC, Banco Santander y Banco Galicia como Agentes Colocadores Locales.

Los fondos obtenidos se destinarán principalmente a la cancelación y precancelación de deuda financiera de PCR y Luz de Tres Picos, fortaleciendo la estructura financiera de ambas compañías, así como al desarrollo de proyectos de inversión en el sector energético.

El Director de Finanzas de PCR, Juan Giglio, afirmó que “El éxito de esta primera emisión internacional representa un reconocimiento a la solidez de nuestros negocios, la disciplina financiera que nos caracteriza y la relación de confianza que construimos de forma continua con bancos e inversores”.

“Acceder a los mercados internacionales de capitales es un gran hito para PCR, que le permitirá tener mayor visibilidad internacional y le brindará una mayor flexibilidad para seguir invirtiendo en proyectos estratégicos que impulsen el desarrollo energético e industrial de la Argentina, consolidando nuestro crecimiento de largo plazo”, añadió.

Durante los últimos años, PCR consolidó un proceso sostenido de expansión y diversificación de sus actividades. La compañía continúa fortaleciendo sus operaciones en petróleo y gas en la Argentina, Ecuador y Estados Unidos; desarrolla uno de los portafolios privados de energías renovables más importantes del país; y mantiene una posición relevante en la industria del cemento en la región de la Patagonia.

Acerca de PCR

Empresa de capitales argentinos con más de 100 años de trayectoria en el país, especializada en petróleo & gas, energías renovables y cemento.

Es la compañía privada más antigua de la industria petrolera argentina, el principal fabricante de cemento en la región patagónica, y uno de los líderes en la generación de energía renovable, operando actualmente cuatro complejos de parques eólicos con una potencia total de 545 MW ubicados en las provincias de Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis.

En su división de petróleo y gas registra operaciones en la Argentina en las provincias de La Pampa y Mendoza y cuenta con seis áreas de exploración y explotación en Ecuador con una producción total neta de 21.000 barriles equivalente de petróleo por día. Desde 2022 también se encuentra desarrollando proyectos de inversión en energía en Estados Unidos.

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Neuquén colocó un bono por US$500 millones con interés del 7,35%: Rolando Figueroa suma recursos para preparar el boom de Vaca Muerta

La provincia de Neuquén emitió un bono en el mercado internacional.
La provincia de Neuquén emitió un bono en el mercado internacional tras casi una década.

La Provincia de Neuquén obtuvo este jueves financiamiento por 500 millones de dólares con la colocación de un bono en el mercado internacional que pagará un cupón de interés del 7,35%. Los Títulos Públicos de Infraestructura y Pago de Deuda del Neuquén (Tipden) tendrán un vencimiento a siete años, cuyas amortizaciones buscarán calzarse con el período de mayores regalías hidrocarburíferas que traerá la producción en Vaca Muerta.

El bono es el primero de la gestión Rolando Figueroa y una vuelta al mercado internacional para Neuquén tras casi una década sin emisiones. La Provincia recibió ofertas por 1.100 millones de dólares, más del doble de lo que había ido a buscar.

El grueso del financiamiento será destinado a obra pública, en momentos donde el gobierno necesita fondos para cubrir infraestructura atrasada, pero también anticiparse a lo que demandará la provincia en los próximos años cuando se espera que la producción en Vaca Muerta se duplique.

Frente a la decisión de Javier Milei de retirar al gobierno nacional de la obra pública, la gestión de Figueroa había implementado, hasta ahora, una estrategia de financiamiento de proyectos con fondos propios, créditos con organismos internacionales y fideicomisos con las empresas petroleras para obras viales específicas.

Ahora sumará un endeudamiento en el mercado que también le dará aire a la administración en un contexto de negociación con los gremios estatales para definir los aumentos salariales del segundo semestre, en la previa de la disputa electoral.

El gobierno llevó en 2024, cuando pidió la autorización del endeudamiento en la Legislatura, un listado de más de 400 proyectos de infraestructura para ejecutar con los fondos, aunque no será del todo vinculante. Algunos ya se empezaron con los fondos obtenidos de préstamos con la CAF y el BID y otros se incorporaron o reemplazaron después con leyes o decretos posteriores.

La ley 3434, que es la que originalmente aprobó el endeudamiento por 500 millones de dólares, incorporó a pedido de diputados de la oposición la obligación para el Poder Ejecutivo de presentar, cada 120 días, «un informe detallado de las acciones ejecutadas en función del crédito tomado».

Las condiciones del bono

Según se informó este jueves tras el cierre de la operación, el bono emitido bajo ley de Nueva York tendrá una estructura de amortización con tres pagos anuales: 33% a cancelar en agosto de 2032, 33% en agosto de 2033 y 34% en igual mes de 2034. Pero la Provincia también tendrá la opción en 2031 de cancelar la totalidad de la deuda y los intereses que se hayan devengado hasta entonces, sin pagar costos adicionales.

El cupón que pagarán los Tipden será del 7,35%, con una periodicidad semestral cada 25 de febrero y 25 de agosto, comenzando a partir de febrero del año que viene. La TIR (Tasa Interna de Retorno) se ubicó en un 7,65%.

No tendrán garantía pero sí ofrecerán prioridad absoluta de cobro frente a otros acreedores en caso de liquidación (bono quirografario).

Los coordinadores globales de la operación fueron JP Morgan y el Banco Santander, y este último también actuó como colocador local junto a Balanz.

Fitch Ratings le asignó la calificación de B- al instrumento, misma que le otorgó a la provincia como emisora en junio pasado, tras valorar que el riesgo de refinanciamiento es «relativamente bajo» gracias a que logró una mayor capacidad para afrontar sus vencimientos, resultados fiscales «equilibrados» y crecimiento de los ingresos propios.

Igual calificación le otorgó S&P, que analizó que el aumento del endeudamiento, en comparación con lo que sucedió en años recientes, «no incrementará significativamente la carga de la deuda», estimada en un 20 % de los ingresos corrientes en 2026-2027.

Como informó EN/CLAVE, el gobierno de Rolando Figueroa obtuvo la autorización de la Legislatura para emitir deuda por hasta 500 millones de dólares en 2024, pero no la había utilizado hasta el momento. Recién en marzo de este año creó por decreto 419 el «Programa para el Financiamiento de Infraestructura y Pago de Deuda del Neuquén» para la emisión de títulos en el mercado internacional o local.

El decreto autorizó los Tipden para colocarse con o sin garantía, un plazo máximo de amortización de 15 años y la posibilidad de que los actuales tenedores de deuda provincial puedan hacer un canje.

Cómo es la deuda de Neuquén

La provincia de Neuquén, que administra un presupuesto equivalente a unos 5.000 millones de dólares tenía, al cierre del primer trimestre, un stock de deuda de unos 717 millones de dólares, con más del 90% denominada en moneda extranjera.

Al inicio de la gestión de Rolando Figueroa, el número se encontraba por encima de los 1.200 millones de dólares, el cual se redujo tras dos años y medio de pagos sostenidos de amortizaciones e intereses sin recurrir a nuevas emisiones. El gobierno también tomó la decisión de dejar de acumular reservas en el fondo anticíclico creado en 2020 para afrontar estos vencimientos con las regalías de Vaca Muerta provenientes de la exportación.

Neuquén aún debe cancelar este año vencimientos por más de 250 millones de dólares, monto que comenzará a descender a partir del 2027 pero al que se añadirán los intereses semestrales de esta nueva colocación. Para el 2031, las obligaciones quedarán por debajo de los 100 millones de dólares anuales.

Los pagos de amortización correspondientes a las tres cuotas que acordó el gobierno para los Tipden elevarían los pagos de capital a unos 212 millones de dólares en 2032, a 215 millones en 2033 y a 223 millones en 2034.

De esta forma, los vencimientos de amortización de este bono se empalmarán con los años de menor presión de pagos para la Provincia y con las regalías incrementales que generará el aumento de la producción en Vaca Muerta.

Neuquén también tiene en circulación los Ticade, garantizados con regalías, y los Tideneu, ambos emitidos en la gestión de Omar Gutiérrez. Estos títulos fueron reestructurados en 2020, durante la pandemia del covid-19 que provocó una crisis de ingresos en la provincia, y estiraron su vencimiento a abril y mayo del 2030. La Provincia paga por estos instrumentos una tasa de interés del 6,875% y del 8,625%, respectivamente y el remanente de stock supera los 300 millones de dólares.

, Andrea Durán

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MEGSA-CAMMESA: 27,9 MMm3/d para la 1Q de agosto. PPP U$S 4,75 en el GBA

El Mercado Electrónico del Gas realizó una subasta solicitada por CAMMESA para el abastecimiento interrumpible de gas natural a usinas generadoras para el período 03/08/2026 al 16/08/2026 en la que podían participar Productores en general y Comercializadores.

El MEGSA recibió 28 ofertas por un volumen total de 27,9 millones de metros cúbicos día, con Precios Promedio Ponderados de U$S 3,97 por millón de BTU en el PIST, y U$S 4,75 por MBTU puesto el gas en el Gran Buenos Aires.

Los PPP en el PIST fueron de U$S 4,16 el MBTU desde el NOA; U$S 4,13 desde Neuquén; U$S 3,84 desde Chubut; y de U$S 3,83 desde Santa Cruz y Tierra del Fuego.

Desde Chubut llegaron 4 ofertas por un total de 4 millones de M3/día; Desde Neuquén las ofertas fueron 12 y totalizaron 12,2 MMm3/d; Desde Santa Cruz llegaron 3 ofertas que totalizaron 2,5 MMm3/d; desde Tierra del Fuego las ofertas fueron 6 y el volumen ofrecido totalizó 8 millones de M3/día; y desde la Cuenca Noroeste llegaron 3 ofertas que totalizaron 1,2 MMm3/día.

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Naturgy Argentina presentó su Informe de Sostenibilidad y el Plan al 2027

Naturgy Argentina presentó su Informe de Sostenibilidad 2025 y establece la hoja de ruta del Plan 2025-2027, alineado con el propósito de transformar el mundo a través de una energía segura y confiable. Fue elaborado bajo los estándares GRI y SASB, reafirmando el compromiso de la compañía con la transparencia y la rendición de cuentas.

En el informe integrado, la compañía da cuenta de la unificación de las operaciones de Naturgy BAN, Naturgy NOA y Naturgy San Juan bajo una misma identidad, fortaleciendo una visión compartida para brindar servicio a 2,5 millones de usuarios en el país. Asimismo, este proceso contribuyó a consolidar su posicionamiento corporativo, ubicándose entre las empresas líderes del sector en los principales rankings de reputación y sostenibilidad.

Gerardo Gómez, Country Manager de Naturgy Argentina, expresó que “reportar implica mostrar avances, pero también reconocer los desafíos que aún tenemos por delante para seguir mejorando. Este informe refleja nuestro compromiso con una
gestión transparente, consistente y con una mirada a largo plazo”.

Verónica Argañaraz, Directora de Relaciones Institucionales, Comunicación y Sostenibilidad, señaló: “Detrás de cada indicador hay decisiones, procesos y equipos comprometidos en construir una operación cada vez más eficiente, responsable y preparada
para los desafíos del futuro”.

ESG y resultados

En materia ambiental, la compañía eliminó más de 21.600 fugas en sus redes de gas, continuó avanzando en la descarbonización de sus procesos operativos y promovió la adopción de la factura digital como una herramienta para reducir su huella de carbono.
En el plano social, destinó $ 98,9 millones a programas de valor compartido como Guardianes de la Energía, Energía del Sabor, Asociar Energías y Transformadores Naturgy, y fortaleció la diversidad dentro de la organización alcanzando un 32 % de mujeres en posiciones directivas, e impulsó el desarrollo de capacidades digitales de sus colaboradores a través de su Escuela de IA.

Por otro lado, en lo que respecta a la gobernanza, el 87,3 % de los colaboradores suscribieron la declaración de cumplimiento del Código Ético Corporativo y la compañía avanzó en la implementación de su Plan de Ciberseguridad 2025-2027, reforzando la resiliencia tecnológica de sus operaciones.

El Plan de Sostenibilidad 2025-2027 establece 20 metas prioritarias en materia ambiental, social y de gobernanza, que orientarán el crecimiento de Naturgy Argentina durante los próximos años y consolidarán una gestión alineada con los más altos estándares internacionales.

Acerca de Naturgy Argentina

Es una compañía multinacional del sector energético y pionera en la integración del gas y la electricidad en Latinoamérica y España con presencia en más de 20 países. Naturgy Argentina es accionista mayoritario de las empresas Naturgy BAN, Naturgy NOA y Naturgy San Juan.

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Vaca Muerta: la logística define el costo y el ritmo de expansión de la cuenca

La operación de Vaca Muerta en 2026 expone un volumen logístico que supera la capacidad de la infraestructura terrestre disponible. Perforar un pozo requiere alrededor de 250 viajes de camión y, multiplicado por los cientos de pozos que se ejecutan cada año, el flujo supera los 11.000 vehículos pesados por día en los corredores que conectan el Alto Valle con los yacimientos.

La Ruta Nacional 151, uno de los tramos críticos del acceso a la cuenca, registra deterioro severo y accidentes vinculados a deformaciones de calzada y banquinas, según informes de Vialidad Nacional y peritajes provinciales.

La logística terrestre es un componente central del costo de perforación. Perforar un pozo en Argentina cuesta cerca de un 40% más en dólares que en Estados Unidos. Una parte significativa de esa diferencia no responde a geología ni a tecnología, sino a la estructura logística: congestión, deterioro vial, demoras operativas y necesidad de ampliar los márgenes de seguridad en los cronogramas.

Cada contingencia —clima, controles, restricciones de circulación, fallas de calzada— obliga a extender plazos o contratar mayor capacidad de transporte. Ese costo invisible impacta sobre cada operación y no aparece en indicadores macroeconómicos.

La presión sobre la infraestructura es proporcional al crecimiento de la producción. Cuando la cuenca producía 200.000 barriles diarios, el tráfico era manejable. Con 500.000 barriles diarios, comenzaron los primeros síntomas de congestión. Con más de 900.000 barriles diarios, varios tramos del corredor operan al límite de su capacidad.

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La infraestructura vial crece más lento que la producción y se convierte en un factor que condiciona la competitividad del shale argentino frente a otros productores.

El ferrocarril aparece como una herramienta parcial pero necesaria. La reactivación del corredor Norpatagónico —Añelo–Bahía Blanca— permitiría absorber cargas fraccionables como arena para fractura, áridos, materiales de construcción y tuberías de menor porte. En esas categorías, el costo por tonelada del ferrocarril es inferior al del camión en largas distancias.

Liberar rutas para cargas sobredimensionadas mejora la seguridad y reduce tiempos de tránsito para equipos críticos que no pueden ser trasladados por tren. La complementariedad modal es técnica: el camión mantiene la última milla y las cargas especiales; el ferrocarril absorbe volumen y reduce presión sobre la red vial.

El sector privado implementa soluciones internas para mitigar el problema. Tecpetrol desarrolló un esquema de logística de última milla para arena que le permite sostener diez etapas de fractura por día sin tiempos no productivos vinculados al transporte. Andreani inauguró un centro logístico en Neuquén con capacidad ampliada y unidades adaptadas a la cuenca.

Varias operadoras importan insumos de manera directa para reducir costos. Estas iniciativas mejoran la eficiencia operativa, pero no resuelven la infraestructura troncal, que es un bien público y requiere planificación, financiamiento y ejecución sostenida.

La agenda de infraestructura se vuelve más urgente ante la expansión simultánea de proyectos energéticos. El oleoducto Vaca Muerta Sur entrará en operación en el segundo semestre de 2026 y ampliará la capacidad de exportación de crudo. El proyecto FLNG de Southern Energy comenzará a exportar GNL en 2027.

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Los proyectos mineros aprobados bajo el RIGI en el NOA y Cuyo incrementarán la demanda logística sobre corredores que ya operan con saturación. La infraestructura terrestre debe acompañar ese crecimiento para evitar que los cuellos de botella limiten la producción.

En este contexto, vuelve a aparecer el Modelo Ferroviario Integrado 5F desarrollado por la Asociación Intermodal de América del Sur (AIMAS) como alternativa estructural para corredores energéticos.

El 5F propone un esquema intermodal en el que compiten los negocios y no los trenes, con integración entre ferrocarril, camión y cabotaje; economía de variedad para que cada nodo reciba todo tipo de cargas; trenes mixtos que operen todos los días; estandarización de trochas y capacidades; integración con redes vecinas; y concesión en cuatro mallas geográficas con operación comercial plena.

Para Vaca Muerta, el 5F permitiría absorber carga fraccionable, reducir costos por tonelada, disminuir la congestión vial y mejorar la previsibilidad logística.

La logística terrestre es hoy uno de los factores que más inciden en el costo y la competitividad de Vaca Muerta. La infraestructura vial y ferroviaria que conecta los yacimientos con los puertos define la capacidad de sostener la expansión productiva.

El 5F ofrece un marco conceptual para ordenar esa discusión y para evaluar alternativas que integren modos, reduzcan costos y aumenten la densidad de carga en corredores críticos. La producción crece; la infraestructura debe acompañar ese ritmo.

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Exploración minera: cómo un régimen flow‑through podría acelerar nuevos descubrimientos en Argentina

La exploración es el punto de partida del desarrollo minero. Antes de los estudios de factibilidad, antes de la construcción y antes de la producción, está la etapa de perforación inicial, caracterizada por incertidumbre técnica, horizontes largos y un acceso limitado al financiamiento convencional.

En Argentina, el ecosistema de capital está concentrado en proyectos avanzados y las empresas junior acumulan atributos fiscales que tienen escaso valor económico inmediato, debido a que generan ingresos imponibles limitados o inexistentes. Esta desconexión no es geológica: es financiera.

Las jurisdicciones que lideran la competencia por minerales críticos ya no se diferencian solo por geología, estabilidad política o infraestructura. La nueva variable es la arquitectura financiera para gestionar el riesgo exploratorio. Canadá desarrolló un instrumento que se convirtió en uno de los pilares de su mercado de capitales minero: el régimen de acciones flow‑through.

El mecanismo permite que las deducciones fiscales generadas por gastos de exploración sean transferidas desde empresas sin ingresos imponibles hacia inversores que sí pueden utilizarlas de manera inmediata. No reduce el riesgo geológico, pero conecta capital privado con exploración y monetiza atributos fiscales que de otro modo quedarían inmovilizados.

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Un esquema inspirado en los principios del flow‑through, adaptado a las instituciones argentinas, sería aplicable. La Agencia de Recaudación de la República Argentina (ARCA) puede certificar deducciones y trazabilidad fiscal; la Comisión Nacional de Valores puede regular emisiones primarias de acciones; y el SEGEMAR puede auditar gastos elegibles de exploración.

La arquitectura institucional existe. El instrumento debería ser focalizado: gastos elegibles limitados a exploración greenfield certificada, capital obtenido exclusivamente mediante emisiones primarias, auditorías técnicas obligatorias, controles fiscales estrictos y plazos definidos para la ejecución de los gastos. Asimismo, podrían incorporarse incentivos adicionales para minerales críticos como el cobre.

La adopción de un régimen de este tipo permitiría monetizar atributos fiscales de empresas junior, atraer capital privado hacia perforación inicial, reducir el riesgo para inversores y ampliar la base de proyectos en etapa temprana.

Incluso las perforaciones que no conducen a un descubrimiento generan información geológica que reduce incertidumbre regional y mejora la asignación futura de capital. La exploración es una inversión en conocimiento y requiere una arquitectura financiera distinta de la aplicada a inversiones corporativas convencionales.

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Ningún país de Sudamérica cuenta con un instrumento equivalente. La región compite por geología, pero no compite por capital de riesgo.

Un régimen flow‑through argentino sería el primero de la región y posicionaría al país en la competencia global por descubrimientos en minerales críticos, en un contexto donde la demanda internacional de cobre y otros insumos estratégicos exige ampliar la base de proyectos exploratorios.

La viabilidad de nuevos descubrimientos depende de la capacidad de financiar la etapa más incierta del ciclo minero. Un régimen flow‑through adaptado permitiría acelerar la exploración, ampliar la inteligencia geológica nacional y transformar el potencial mineral en proyectos concretos.

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