La distribuidora de gas Naturgy informó que cerró el primer semestre de 2026 con un beneficio neto de 1.215 millones de euros, un 6% superior al registrado en igual período del año pasado, mientras que su Ebitda alcanzó los 2.975 millones de euros, lo que representa un incremento interanual del 5%.

La empresa atribuyó estos resultados a la fortaleza de su modelo de negocio integrado, la disciplina en la gestión operativa y financiera y su capacidad para adaptarse a un contexto internacional marcado por la incertidumbre geopolítica y su impacto sobre los mercados energéticos.

La compañía mejoró su perfil financiero. La deuda neta se redujo desde los 12.317 millones de euros registrados al cierre de 2025 hasta los 11.745 millones al finalizar junio de este año. Como consecuencia, la relación deuda neta/Ebitda descendió hasta 2,2 veces, un nivel que, según la empresa, le otorga mayor capacidad para afrontar nuevas oportunidades de crecimiento manteniendo una política de asignación de capital prudente.

Durante el semestre, Naturgy concentró sus inversiones en dos de los principales ejes definidos en su Plan Estratégico 2025-2027: las redes de distribución y el desarrollo de proyectos de generación renovable.

En este último segmento, la capacidad instalada alcanzó los 8,4 GW, incluyendo sistemas de almacenamiento con baterías. Además, la compañía cuenta con cerca de 1,3 GW adicionales en construcción, de los cuales aproximadamente la mitad entraría en operación antes de finalizar 2026.

El presidente ejecutivo de Naturgy, Francisco Reynés, sostuvo que “la empresa inicia una nueva etapa respaldada por una estructura financiera sólida y una estrategia orientada a la creación de valor sostenible”.

Asimismo, advirtió que la evolución de los precios internacionales del gas anticipa un invierno complejo para Europa, por lo que la compañía continúa trabajando para garantizar la seguridad del suministro energético.

Mejora de las previsiones

A partir de la evolución registrada durante el primer semestre, Naturgy decidió revisar al alza las metas previstas para el cierre de 2026 dentro de su Plan Estratégico 2025-2027.

La empresa ahora estima que el Ebitda superará los 5.500 millones de euros, alrededor de un 5% por encima de la previsión anterior, mientras que el beneficio neto se ubicará por encima de los 2.100 millones de euros, lo que representa una mejora cercana al 10%. Asimismo, prevé cerrar el ejercicio con una deuda neta inferior a los 13.000 millones de euros.

Según la compañía, estas proyecciones se ubican por encima del consenso del mercado.

Mayor liquidez de la acción

Entre los principales hitos del semestre, Naturgy destacó que el free float de sus acciones ya supera el 46%, el nivel más elevado en los más de 180 años de historia de la empresa. La compañía señaló que este avance le permitió cumplir uno de los objetivos planteados para incrementar la liquidez del papel y fortalecer su atractivo entre los inversores.

En línea con los resultados obtenidos, el Consejo de Administración aprobó el pago de un primer dividendo a cuenta del ejercicio 2026 de 0,60 euros por acción, que será abonado el próximo 29 de julio. La empresa indicó que esta distribución se enmarca en la política de remuneración al accionista prevista en el Plan Estratégico 2025-2027 y está condicionada al mantenimiento de la calificación crediticia BBB.

, Redaccion EconoJournal

La empresa de capitales locales Liminar Energía tomó el control del 91,04% del capital accionario de la firma canadiense Crown Point Energy Inc., sociedad controlante de Crown Point Energía S.A. en la Argentina. De acuerdo a lo informado al mercado, el 8,96% restante del paquete accionario de la compañía continúa cotizando en el mercado bursátil de Toronto (TSX Venture Exchange).

La operación se concretó luego de que Liminar Energía ejerció el 99,28% de una oferta para la suscripción de nuevas acciones ordinarias de la matriz canadiense. La operación permitió a Crown Point recaudar US$ 30 millones, los cuales se destinaron de forma íntegra a la cancelación de un préstamo otorgado por la propia Liminar a fines de 2025.

Aquel financiamiento previo resultó clave para respaldar el traspaso de los activos convencionales El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga, ubicados en la Cuenca del Golfo San Jorge, aproximadamente a 40 kilómetros al oeste de Comodoro Rivadavia.

Liminar Energía está encabezada por Pablo Peralta, proveniente del ámbito financiero e industrial en el país. El empresario, cofundador y accionista clave del Grupo ST -conglomerado que incluye entidades como Banco BST y participaciones en diversos sectores como el asegurador y el inmobiliario-, sumó también recientemente el control de la operación de utilitarios de Mercedes-Benz en la Argentina a través de Prestige Auto.

Con esta reorganización patrimonial y la cancelación del pasivo intraempresariales, Crown Point Energía consolida su posición financiera para el desarrollo de activos en tres de las principales cuencas productoras de la Argentina: la Cuenca Austral, la Cuenca Neuquina y la Cuenca del Golfo San Jorge.

En sus estados financieros presentados en 2025, la compañía registraba un pasivo corriente significativamente superior a sus activos. Adicionalmente, la compañía debió afrontar durante los últimos meses vencimientos de capital e intereses de sus Obligaciones Negociables (Bonos Serie III y Serie IV), así como líneas de descubierto de capital circulante con entidades bancarias locales.

Entre junio y octubre del año pasado, Crown Point ejecutó la compra en etapas de concesiones convencionales en Chubut. Primero acordó con Pampa Energía (35,67%) y luego cerró los acuerdos por el porcentaje restante con Tecpetrol e YPF. La incorporación de El Tordillo le permitió sumar más de 4.100 barriles diarios brutos a sus registros, elevando significativamente su netback operativo de producción.

, Redacción EconoJournal

En este primer invierno en el que el gobierno dejó de garantizarle el GNL a precio subsidiado a las industrias, quedó expuesta una brecha entre las que pudieron absorber los nuevos precios –que oscilaron entre US$ 18 y US$ 26- y las que no. Mientras cientos de empresas, sobre todo del norte del país, optaron por parar la producción antes que pagar el sobrecosto, dos rubros —refinación y agroindustria— concentraron el 92% del volumen total adjudicado.

En los tres eventos realizados en el Mercado Electrónico de Gas (MEGSA), la refinación se llevó 61,3 millones de metros cúbicos (MMm3) y la agroindustria 44,6 MMm3. Juntas concentran el 91,7% de lo contratado (115,5 MMm3), muy por encima de manufactura (3,7 MMm3), alimenticia (2,9 MMm3), siderurgia (1,5 MMm3), petroquímica (800.000) y caleras (700.000), según datos de MEGSA a los que accedió EconoJournal.

“La concentración responde a la capacidad de pago y capacidad logística. Refinación y agroindustria pudieron absorber el sobrecosto, y a la vez tenían la posibilidad de tomar el gas de los cargamentos, algo que excluye a buena parte del resto del universo industrial”, explicó a Econojournal la asesora integral energética Nadia Sager. Ese resto, que se repartió una porción marginal del total adjudicado, cubrió el faltante con combustibles alternativos o, en menor medida, bajando o suspendiendo producción.

Frente a la demanda real, el peso de estas compras es acotado. La industria consume entre 25 y 30 MMm3 diarios en invierno, según detalló Sager. Por lo tanto, lo cubierto vía GNL entre junio y agosto representó apenas el 5% de esa demanda trimestral. En buques, unos dos cargamentos de gran porte, menos del 10% de lo importado este invierno para todo el sistema.

El mapa regional: cortes y sectores blindados

Esa concentración sectorial presenta matices al analizar la exposición de los grandes usuarios industriales en el mapa regional. Las zonas más afectadas por los cortes fueron el norte del país y el área metropolitana.

Tucumán fue de las provincias que registró el mayor impacto. Jorge Rocchia Ferro, presidente de la UIA Tucumán, explicó a Econojournal que entre 35 y 40 empresas de las 870 que nuclea la entidad se quedaron sin gas en algún momento del invierno: cinco citrícolas, tres ingenios, y el resto panaderías y metalmecánicas que trabajan con calderas.

El sector más comprometido, por el momento del proceso productivo en que se produjo el corte, fue el citrícola, que necesita el gas para secar la cáscara, un insumo que se pudre si el proceso se interrumpe. En los ingenios, al menos dos no pudieron comenzar a moler a tiempo, en una provincia donde la agroindustria azucarera es, en palabras de Rocchia Ferro, «la columna vertebral de la matriz productiva».

Un poco más al norte, en Jujuy, los cortes afectaron de manera desigual a tres de los ingenios azucareros de la provincia. Ledesma, el más importante, no sintió el impacto, gracias a la participación minoritaria de la compañía en la UTE Aguaragüe, el yacimiento gasífero del norte salteño cuya producción se procesa en Refinor, que los abastece en gran parte del consumo productivo. Durante la zafra, reemplaza más de la mitad del gas que necesita con biomasa propia.

Los otros dos ingenios jujeños no tuvieron la misma suerte. Río Grande, que había iniciado la zafra 48 días antes del pico de restricciones, se expuso a las restricciones en el momento de mayor necesidad de gas – en el resto del proceso productivo lo reemplaza con su propio bagazo-. Pagó el gas a 20 dólares, aunque el impacto duró apenas tres días. La Esperanza, que ya venía moliendo desde antes del pico invernal, no se vio afectada.

Fuera del sector azucarero, las mineras de litio en la Quebrada ya tenían contratos de gas importado firmados de antemano, con lo cual no sufrieron cortes, pero sí un esquema de costos más alto, con coberturas de entre 18 y 20 dólares.

El golpe más fuerte lo sintió el complejo metalmecánico que abastece a Zapla y dos celulósicas de Palapalá que fabrican cajas y papel de embalaje. Una de ellas, con contrato en firme a 4 dólares, estuvo nueve días parada. “Estaban justo en un pico de demanda de parte de alimenticias de exportación, y esto les cortó el envión. Hicieron un gran esfuerzo por no tocar la plantilla”, explicó a Econojournal el presidente de la UI Jujuy, Federico Gatti.

En Salta, otra de las provincias más afectadas, las citrícolas —la más relevante, La Moraleja— fue, por el mismo motivo que en Tucumán, el sector más perjudicado. Las tres industrias del sector cerámico de la provincia pararon primero al 100% y después al 20%. En este rubro, en el que el gas pesa fuerte en la estructura de costos, pagarlo el doble o el quíntuple significó, en palabras del vicepresidente de la UI de Salta, Julio Fazio, que «la diferencia de factura de un mes nos pagaba la masa salarial de dos meses».

En términos generales, las mineras salteñas tuvieron alguna restricción puntual dos semanas antes, sin llegar a afectarlas. El tabaco, en plena cosecha, tampoco sufrió sobresaltos por el poco gas que necesitan en su proceso productivo.

«Cuando trabajás con márgenes muy finos, porque los negocios hoy están muy finos en un contexto de recesión, ningún margen alcanza para pagar seis veces el gas», se justifica Eduardo Gómez Naar, presidente de la UI Salta, en diálogo con Econojournal.

Más al sur, en Catamarca, el impacto fue, sobre todo, indirecto. Carlos Pineda, de la UI Catamarca, ubica a los grandes consumidores de gas en tres rubros: alimenticio, cementero y cerámico (hornos de ladrillos). Las cementeras, que directamente calculan no operar los hornos entre junio y octubre, «ni se enteraron». Las cerámicas se manejan parecido: no tienen consumo firme, porque no pueden pagar las multas de comprometerse a un volumen garantizado. Las alimenticias, que sí tienen consumo firme y están cerca del gasoducto central en Recreo, no tuvieron problemas de abastecimiento. El daño más profundo, según Pineda, no es el de este invierno puntual sino el estructural: la falta de certeza sobre disponibilidad de gas frena proyectos de inversión en generación propia, algo que, dice, condiciona el desarrollo de la provincia. Las textiles, electrointensivas y sin consumo directo de gas, no sintieron el corte.

En la provincia de Buenos Aires, referentes consultados no pudieron precisar un listado de sectores afectados, pero identificaron una asimetría regional. De las tres distribuidoras que operan en el conurbano, solo una en la Zona Sur exigió consumo cero a la industria durante el período de restricciones. Las otras dos impusieron restricciones y aplicaron multas por incumplimiento, pero no llegaron a un corte total. “El resultado fue un desnivel de competitividad dentro de una misma región metropolitana, en el que las empresas que lograron sostener producción lo hicieron pagando el costo extraordinario del GNL”, aseguró a Econojournal una referente industrial que pidió no ser nombrada.

Cómo se llegó a este invierno

Tal como reconstruyó Econojournal, la causa del aumento a casi el doble de cortes a la industria respecto a 2025, hay que buscarla en un cambio contractual. En marzo, la Secretaría de Energía redefinió mediante la resolución 66/26 el mix de transporte de cada distribuidora, lo que reactivó cláusulas de «transporte firme con ventana» que durante años habían tenido una aplicación apenas testimonial. A eso se sumó que Enarsa dejó de actuar como proveedor de última instancia para cubrir los desbalanceos del sistema, un rol que empezaron a ocupar comercializadores privados —en particular Trafigura, a través de la regasificadora de Escobar— con un gas sensiblemente más caro.

Por el lado de la gestión estatal, hubo además un desfasaje de tiempos que agravó el cuadro. La iniciativa privada de TGS para ampliar en hasta 14 MMm3 diarios la capacidad del gasoducto Perito Moreno (ex Néstor Kirchner) y un tramo del gasoducto Neuba tardó 16 meses entre la presentación del proyecto y la adjudicación de la licitación, un plazo que corrió la obra del invierno para el que estaba pensada al siguiente. «Te perdiste un invierno», resumió Juan José Carbajales, de la consultora Paspartú.

Carbajales apunta, además, a una paradoja en la mecánica de las subastas de GNL industrial. Antes de este esquema, Enarsa había llamado a una licitación para que un privado comprara en forma monopólica los cargamentos de GNL destinados al sistema. Esa licitación tenía reglas fijadas de antemano —precio tope y margen de intervención de la Secretaría de Energía— porque el ganador iba a operar como comprador único. El proceso terminó declarado desierto y el Estado volvió a comprar directamente a través de Enarsa. Pero el mismo comercializador que se había presentado a esa licitación sin ganarla terminó, según Carbajales, concentrando buena parte de lo adjudicado en las subastas del MEGSA para industrias. Esa asimetría, sostiene, también explica por qué el invierno le «cayó con todo» a buena parte del sector industrial.

Nadia Sager agrega la falta de información y procesos claros en el inicio del mecanismo de compra: «La implementación de la forma operativa y administrativa para adquirir GNL no estaba clara, fue una prueba y error. El primer mes, en mayo, quedó prácticamente desierto. En junio ya aparecieron generadores comprando y comercializadoras, y en julio tuvo mayor presencia la industria». «Tenés empresas que compraron GNL por un mandato empresario o político —si el Estado dice que va a comprar, yo también voy—. Otras compraron por miedo al corte, otras porque el costo de no producir era mucho más alto, y otras no, porque ya tenían contemplada la parada. Hay de todo, con seguridad», agregó.

El mea culpa de la industria

Industriales consultados por Econojournal reconocen que la falta de anticipación también jugó su parte. «No la vimos venir porque hace décadas la incorporación del GNL al sistema nacional la resolvió el Estado. Este año, cambiaron las reglas a último momento —en abril— y eso nos obligó a salir a buscar soluciones sobre la marcha», admitió uno de ellos.

«¿Qué quieren?” No pagar el GNL», respondió otro industrial consultado, en referencia a una parte del sector que, con margen para afrontar el sobreprecio, prefirió resistir el corte antes que salir a comprar.

«Cuando se empezó a aplicar en contratos firmes, saltaron todos. Algunos me llamaron, y yo les preguntaba: ¿Miraste tu contrato? ¿No tenés puesta una ventana? Y resulta que sí. Incluso grandes empresas lo tenían», contó a Econojournal una persona que asesora a grandes usuarios industriales. «Hay que entenderlo, al fin y al cabo somos personas. Había un gerente de mantenimiento al que le avisaron que le iban a cortar el gas, y en algún momento tenía que decirle al directorio, puede que tengamos que duplicar, triplicar y hasta quintuplicar el costo, porque tal vez nos corten. Si se equivocaba en el pronóstico, lo echaban», agregó.

«Viendo contratos durante años, siempre tuvieron las ventanas de corte, lo que pasa es que se aplicaban muy excepcionalmente «, ordena Nadia Sager, que lleva el problema al terreno contractual. Esa cláusula —el llamado «transporte firme con ventana»— habilita a la distribuidora a interrumpir el suministro industrial durante determinada cantidad de días al año, cuando la capacidad de transporte debe priorizar la demanda residencial.

De cara a 2027, la mejora de la capacidad de transporte de TGS por el gasoducto Perito Moreno debería aliviar parte del cuello de botella, aunque no lo resuelve: la industria va a seguir necesitando GNL y yendo a corte, aunque con precios que se proyectan al menos cinco dólares por debajo de los de este invierno sin el efecto guerra, y en la medida en que avancen las ampliaciones adicionales que hoy se conversan en TGN ya la necesidad de GNL se verá fuertemente reducida.

, Natalí Risso

Waiken ILW, el holding del Grupo Werthein líder en televisión satelital en la región, mostró interés en un micro reactor modular de la firma europea Terra Innovatum para suministrar energía a sus datacenters en la Argentina y Brasil. Se trata del reactor SOLO de 1 MW de potencia eléctrica que la empresa con base en Italia está desarrollando y que podría tener a la firma argentina Conuar como partner en el desarrollo y la fabricación de los componentes.

En concreto, Terra Innovatum y Waiken anunciaron la firma de una carta de intención (LOI) para explorar la instalación de micro reactores para el suministro de energía a los datacenters que respaldan las transmisiones de DirecTV Latin America desde Argentina y de SKY Brasil en Jaguariúna. La carta de intención es por 8 MW de potencia eléctrica, lo que supone el despliegue de ocho reactores SOLO.

Waiken es un holding technomedia regional creado por el Grupo Werthein en noviembre de 2025 para reorganizar sus negocios de medios y tecnología. El holding proyecta una inversión propia de US$ 450 millones entre 2026 y 2031.

El portafolio de Waiken incluye más de 20 marcas y señales propias. En televisión satelital destacan DirecTV Latin America y Sky Brasil, que concentran más de 10 millones de clientes.

De hecho, el holding obtuvo los derechos de transmisión de todos los partidos del Mundial de fútbol 2026 a través de DirecTV. En la previa del mundial pasó a controlar por completo la señal Torneos y Competencias (TyC) al adquirir el 50% de las acciones que estaban en manos del Grupo Clarín.

Grupo Werthein: Waiken mira al micro reactor de Terra para sus datacenters

“Nos asociamos con Terra Innovatum Global para impulsar una estrategia energética con visión de futuro que refuerza nuestro compromiso de larga data con la innovación, la sostenibilidad y la excelencia tecnológica en todas nuestras empresas y socios», afirmó el Director de Estrategia Global y Regulatoria de Waiken ILW, Carlos Magariños.

“Esta alianza fortalecerá nuestra infraestructura al suministrar energía limpia confiable —bajo el modelo behind the mether— a los centros de datos de transmisión de DIRECTV y SKY, allanando el camino hacia un futuro energético más limpio, resiliente y autosostenible en Argentina, Brasil y toda la región”, explicó el directivo.

Terra destacó que el acuerdo con Waiken representa su primera iniciativa de despliegue comercial anunciada en Latinoamérica y que refleja la creciente demanda internacional de energía nuclear micromodular estandarizada y fabricada en planta. Se trata de una solución orientada tanto a centros de datos de inteligencia artificial como a los sectores de medios de comunicación, telecomunicaciones y otras infraestructuras críticas.

«Esta iniciativa tiene como objetivo proporcionar soluciones de energía limpia fiables y de tipo behind the meter para los centros de datos de Waiken ILW, sirviendo al mismo tiempo de prueba de concepto para otras operaciones de gran consumo energético y largo plazo dentro del grupo de empresas Waiken ILW», afirmó Alessandro Petruzzi, cofundador y director ejecutivo de Terra Innovatum Global.

El rol de Conuar en el desarrollo del reactor de Terra

En paralelo al avance comercial en Latinoamérica, Terra Innovatum también encontró en la Argentina a un posible socio en el desarrollo y la fabricación de los componentes para el reactor SOLO. La empresa en cuestión es Combustibles Nucleares Argentina (Conuar), que tiene como accionistas al grupo Perez Companc (67%) y a la Comisión Nacional de Energía Atómica (33%) y cuyo principal negocio es la fabricación de los elementos combustibles para las centrales nucleares en la Argentina.

Conuar firmó este año un acuerdo estratégico con Terra para avanzar en el desarrollo y la estandarización de los métodos de fabricación de componentes estructurales y funcionales basados en aleaciones de zirconio y acero inoxidable. El acuerdo es para avanzar con un estudio de factibilidad de dicha iniciativa, según pudo saber EconoJournal.

Esta colaboración se basa en un convenio suscrito el año pasado que establece que Conuar diseñará y fabricará componentes críticos para el reactor SOLO. Otro punto importante del convenio es que abre la posibilidad de establecer en la Argentina un hub de ensamblaje y cadena de valor para Latinoamérica, desde donde se podrían distribuir los reactores micromodulares SOLO hacia Sudamérica y Centroamérica, lo que constituiría un paso importante en el proceso de internacionalización de Conuar.

Cómo será el reactor SOLO que abastacerá de energía a los datacenters

El reactor SOLO será un reactor refrigerado por gas. El núcleo del reactor incluirá un moderador sólido y un reflector hechos de grafito. Terra Innovatum inició en 2025 ante la Comisión Reguladora Nuclear (NRC) de los Estados Unidos la presolicitud de licenciamiento del diseño y construcción de una primera unidad prototipo con el propósito de realizar pruebas, investigación y entrenamiento.

Cada unidad estará diseñada para proporcionar energía eléctrica y/o térmica para sitios industriales. También puede emplearse para otros usos, como la desalinización de agua y la producción de radioisótopos médicos.

El combustible que empleará será el combustible tradicional que se utiliza en la flota de reactores de agua ligera (LWR), que emplean pastillas de dióxido de uranio en tubos revestidos a base de circonio. El uranio es de bajo enriquecimiento (LEU), a un nivel por debajo del 4,95%.

“La disponibilidad de una cadena de suministro establecida permite a Terra mejorar la viabilidad comercial, un cronograma más predictivo y reducir la incertidumbre en la estimación de costos”, dice la compañía en su aplicación a la NRC.

, Nicolás Deza

Durante el primer semestre de 2026, las empresas energéticas captaron US$ 5.307 millones en el mercado local de Obligaciones Negociables, representando el 55,1% del total emitido en la Argentina. Con un marcado dinamismo entre el primer y segundo trimestre y una dolarización casi total del 99,4%, el sector consolidó su curva de crédito propia, aunque con una dispersión de tasas y plazos.

Un reporte de RICSA, sociedad de bolsa, detalló este martes que el mercado primario de ONs cerró el primer semestre de 2026 con un volumen total adjudicado de US$ 9.632 millones distribuidos en 169 series. Este resultado implicó un crecimiento del 8% en comparación con el mismo período del año anterior, reflejando un marcado dinamismo del financiamiento corporativo.

Dentro de este escenario, el sector energético volvió a posicionarse como el motor indiscutido del mercado -tal como ocurrió en 2025- al concentrar el 55,10% del monto total emitido, lo que equivalió a US$ 5.307 millones. El dato sobresale al constatar que este volumen se obtuvo con solo 24 emisiones, representando apenas el 14% del total de las series colocadas en el semestre.

El comportamiento del flujo financiero mostró una aceleración sustancial en el transcurso del año. Mientras que en el primer trimestre las empresas del sector captaron US$ 1.848 millones a través de 11 series, entre abril y junio el monto saltó un 87% hasta alcanzar los US$ 3.459 millones en 13 colocaciones.

Menos emisiones con mayor volumen de financiamiento

Un rasgo distintivo de la primera mitad del año radicó en la mayor envergadura de las operaciones, se destacó en el reporte. En relación con el primer semestre de 2025, la cantidad de series emitidas por empresas de energía cayó de 37 a 24, pero el promedio emitido por transacción trepó un 66%, al pasar de US$ 133 millones a US$ 221 millones por emisión.

En cuanto a la moneda de denominación, el sector operativo con necesidades intensivas de capital optó de manera casi unánime por el dólar. El 99,4% de las colocaciones energéticas se estructuró en moneda dura o instrumentos dollar linked, consolidando una diferencia drástica frente al mercado general, donde la emisión en pesos alcanzó un 42%.

La concentración del volumen por actores mantuvo el liderazgo de las grandes operadoras integradas y distribuidoras. La nómina estuvo encabezada por YPF S.A. con US$ 833 millones en tres series, seguida por Pampa Energía con US$ 700 millones, Edenor con US$ 640 millones, Pluspetrol con US$ 617 millones y Vista Energy con US$ 500 millones.

En conjunto, los diez principales emisores explicaron el 90,8% del financiamiento captado por el sector energético y el 50% de la masa de recursos colocados en todo el mercado de ONs. De hecho, la suma de los tres primeros —YPF, Pampa Energía y Edenor— justificó por sí sola el 41% de la liquidez capturada en el país durante los primeros seis meses del año.

Una dispersión de tasa para colocaciones selectivas

Respecto al costo del capital, la Tasa Nominal Anual (TNA) promedio ponderada para la industria energética se ubicó en 8,1% en dólares, lo que representó un incremento frente al 7,3% registrado en el mismo lapso del período precedente. Este comportamiento se dio en un contexto de profundización en la evaluación del riesgo crediticio por parte del mercado.

La dispersión intra-sectorial evidenció un spread de hasta 640 puntos básicos entre los extremos de la curva. Mientras Pampa Energía logró convalidar la tasa más baja con un 5% TNA, la compañía CGC registró el tope superior de la franja al colocar títulos al 12% TNA. No obstante, más del 60% de las emisiones del sector se pactaron entre el 8% y el 10%.

Finalmente, la dinámica de plazos no mostró una penalización por extensión en la maduración de los títulos. Emisores como Vista Energy y Pampa Energía consiguieron financiamiento a plazos máximos de 146,1 y 139,8 meses —superando los 10 años— a tasas de 8% y 5% respectivamente, mientras que colocaciones de corto plazo a 2 y 3 años requirieron rendimientos del 11% al 12%.

, Ignacio Ortiz

El gobierno de Neuquén y empresas petroleras trabajan en los detalles finales de un nuevo esquema de financiamiento para pavimentar y repavimentar rutas en Vaca Muerta por unos 300 millones de dólares. A diferencia del fideicomiso que se creó el año pasado para la ejecución del bypass de Añelo, los aportes esta vez llegarían a través de adelantos de regalías y canon de producción.

El proyecto había sido anunciado por el gobernador Rolando Figueroa el 1 de marzo, durante la apertura de sesiones legislativas, como una de las leyes a enviar en el primer semestre del año junto con el acuerdo con YPF por el GNL. Si bien este último ya fue aprobado por los diputados en junio, el financiamiento para las rutas petroleras viene más demorado.

A fines de marzo, Figueroa firmó con las 11 operadoras participantes una adenda al memorándum de entendimiento (MOU, por sus siglas en inglés) que ya habían acordado previamente en donde se definieron cuáles son las rutas que se financiarán con este esquema.

Las empresas que integran el acuerdo son YPF, Chevron, Pampa Energía, Pan American Energy, Phoenix Global Resources, Pluspetrol, Shell, Total Austral, Vista Energy, Geopark y Harbour Energy. Las dos últimas no habían participado del fideicomiso anterior.

Figueroa afirmó que son las obras de infraestructura que la provincia necesita para elevar la productividad de Vaca Muerta y llegar al plateau de producción esperado hacia el año 2030.

La saturación actual de las rutas del corredor petrolero de la provincia no solo representa pérdidas económicas para las operadoras, por las demoras que genera el mal estado de los caminos y la cantidad de camiones y vehículos que circulan, sino un incremento de incidentes de tránsito.

Tras una sucesión de siniestros, Neuquén tuvo que declarar el año pasado la emergencia vial e implementar un esquema de restricciones horarias con refuerzo de los operativos de control.

Las rutas que se van a ejecutar

La ampliación de infraestructura vial hacia los yacimientos de Vaca Muerta comenzó con el bypass de Añelo, cuya primera etapa finalizó la Provincia con financiamiento propio y que completarán las petroleras en los 51 kilómetros restantes a través del fideicomiso.

Esa obra fue adjudicada en abril a la UTE Luis Losi SA y Rovella Carranza SA directamente por las empresas, que son las encargadas de ejecutar y financiar la pavimentación. Según pudo saber EN/CLAVE, esos trabajos ya comenzaron, pero aún no se conoce fecha estimada de finalización.

Las obras que incluirá este nuevo convenio con operadoras implican la intervención sobre cuatro rutas provinciales.

La primera que se iniciará, según anunció el gobernador, será la pavimentación de la Ruta 8, desde el empalme de Ruta 6 hasta el Camino de la Tortuga. La Provincia ya está ejecutando con fondos propios el tramo de la Ruta 6 desde Rincón de los Sauces hasta esa intersección con Ruta 8, en la zona de Crucero Catriel, por lo que, además de sumar asfalto nuevo, se rehabilitará el que actualmente se encuentra deteriorado.

Esto permitirá conectar Neuquén capital con Rincón de los Sauces por pavimento, sin necesidad de pasar por Añelo.

Además, el convenio incluirá la pavimentación y repavimentación de la Ruta 51 (Mari Menuco), entre el empalme con la Ruta 8 y el empalme con la Ruta 17; la repavimentación de la Ruta 8, entre el empalme con la Ruta 51 y el empalme con la Ruta 7; y la repavimentación de la Ruta 7, en el tramo comprendido entre el límite con la provincia de Río Negro y el empalme con la Ruta 8.

Anticipos de regalías

El gobierno acordó con las petroleras que participaron del fideicomiso Bypass de Añelo un esquema por el cual las propias operadoras financian, licitan y ejecutan la obra bajo supervisión de Vialidad Provincial. El acuerdo, que se ratificó por ley, establece que pasará a manos de Neuquén en calidad de donación con cargo cuando esté finalizada y su repago se hará a través del cobro de peaje.

En este segundo convenio, en cambio, los aportes serán considerados como anticipos de regalías y canon extraordinario de producción, con la posibilidad de sumar también una eventual contribución por peajes.

Desde el gobierno provincial indicaron a EN/CLAVE que la negociación con las empresas «avanzó bastante» y que solo resta firmar el documento final, algo que se estimó en alrededor de un mes.

Fuentes de la industria indicaron que la discusión actual involucra el plazo de repago y el costo financiero que implicará el adelanto de regalías. Figueroa había dicho en marzo, cuando anunció el convenio, que se trataba de las regalías «a cobrar recién con el incremental que tengamos por entre 2029 y 2030».

El esquema habilitaría un sistema de pagos en función del avance de las obras que, en este caso, quedarían en manos de la Provincia y no de las operadoras.

Si bien se había anunciado como un segundo fideicomiso, por lo que se conoció hasta el momento no se acudiría a este tipo de herramienta, sino que se firmará un acuerdo marco entre las empresas y el gobierno de Neuquén donde se fijen las condiciones, el cual será enviado luego a la Legislatura para su ratificación.

, Andrea Durán

El Citibank recibirá este jueves al mediodía las ofertas económicas vinculantes (binding offers) para adquirir la participación accionaria que YPF posee en Metrogas, la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina.

Cinco grupos empresarios continúan en carrera para quedarse con el paquete de control que la petrolera que conduce Horacio Marín busca desprenderse como parte de su estrategia de desinversión de activos no estratégicos.

Según pudo reconstruir EconoJournal, los interesados que llegarán a la instancia final del proceso son MSU Energy, la compañía que lidera Manuel Santos Uribelarrea; EcoGas, una de las cuatro principales empresas del segmento de distribución (controla Distribuidora de Gas del Centro y Distribuidora de Gas Cuyana), que es propiedad de accionistas locales entre los que figuran Guillermo Reca, Ronaldo Strazzolini, Eduardo Escasany y Guillermo Pérez Moore, entre otros; Integra Capital, el holding encabezado por José Luis Manzano, que participará junto con algunos de sus socios en Edenor, entre ellos Edgardo Filiberti; el Grupo Pierri, propietario de Telecentro; y Grupo Sofía, uno de los accionistas de Litoral Gas.

En cambio, el grupo encabezado por el empresario Georgie Neuss, que analizaba participar con respaldo de un fondo de inversión de origen árabe, finalmente resolvió desistir del proceso y no presentar una oferta vinculante.

Fuentes privadas que participan de la operación estimaron que las propuestas económicas podrían ubicarse en un rango de entre US$ 500 millones y US$ 800 millones, aunque aclararon que el valor definitivo dependerá, entre otros factores, de la resolución de un aspecto regulatorio que todavía permanece abierto.

La licencia, el tema pendiente

Fuentes privadas que siguen de cerca la operación consultadas por EconoJournal manifestaron su sorpresa porque el proceso de venta ingresó en su etapa decisiva sin que el Estado nacional haya formalizado todavía la prórroga por 20 años de la licencia de distribución de Metrogas.

Las mismas fuentes señalaron que tanto las áreas técnicas y legales del ex Enargas —hoy integrado al Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE)— como la Secretaría de Energía ya concluyeron el análisis jurídico y regulatorio necesario para extender la concesión, pero la formalización de la extensión está demorada desde hace meses.

Por ese motivo, las ofertas que recibirá el Citibank serán presentadas ad referendum de que el Gobierno finalmente apruebe la extensión de la licencia de distribución, tal como contempla el nuevo esquema regulatorio previsto por la Ley Bases.

En el mercado existía consenso en que la extensión de la concesión constituía una condición relevante para robustecer el atractivo del activo que YPF busca vender. Por eso, varios actores del sector observan con atención si la ausencia de una resolución formal terminará impactando sobre las valuaciones económicas que presentarán los interesados.

Cómo está estructurada la operación

YPF no está transfiriendo directamente las acciones que posee en Metrogas, sino su participación en Gas Argentino S.A. (GASA), la sociedad que controla la distribuidora. A través de GASA, YPF ejerce el control de Metrogas, mientras que el resto del capital permanece distribuido entre otros accionistas y el mercado.

A nivel de Metrogas, YPF posee aproximadamente el 70% del capital accionario. Esa participación comprende la totalidad de las acciones Clase A —equivalentes al 51% del capital— y una participación adicional en acciones Clase B. El resto del capital se reparte entre Integra Gas Distribution, con cerca del 9%; el Fondo de Garantía de Sustentabilidad (FGS) de la ANSES, con aproximadamente el 8%; y un flotante cercano al 13% que cotiza en el mercado local.

La operación que lidera el Citibank apunta a transferir el paquete de control de GASA y, con ello, el control efectivo de Metrogas, sin modificar la condición de la compañía como sociedad abierta que cotiza en Bolsa.

Un activo estratégico

Metrogas es la mayor distribuidora de gas natural del país y abastece a más de 2,4 millones de usuarios de la Ciudad de Buenos Aires y gran parte del conurbano bonaerense. Su área de concesión concentra la mayor demanda residencial y comercial de la Argentina, lo que la convierte en uno de los activos regulados más relevantes del sector energético.

Si la prórroga de la licencia continúa sin oficializarse, el mercado tendrá una referencia concreta sobre cuánto descuentan los inversores esa incertidumbre en el precio que finalmente estarán dispuestos a pagar por el control de Metrogas.

, Nicolas Gandini

La petrolera de capitales colombianos GeoPark presentó su actualización operacional correspondiente al segundo trimestre de 2026, período en el que registró una producción consolidada promedio de 27.271 barriles equivalentes de petróleo por día (boepd), prácticamente sin cambios respecto de los 27.249 boepd alcanzados en el trimestre anterior.

La empresa destacó que mantuvo niveles de producción estables mientras aceleró las actividades de desarrollo en sus principales activos de Colombia y avanzó en la ejecución de su programa de inversión en Vaca Muerta, Argentina. Durante el trimestre operó con ocho equipos, cuatro de perforación y cuatro de workover, y completó la perforación de seis pozos en los bloques colombianos Llanos 34 y Llanos 123, además de cinco pozos en Vaca Muerta, que al cierre de junio se encontraban en proceso de fracturación hidráulica.

En materia de seguridad, GeoPark informó que no registró incidentes con tiempo perdido (LTI), lesiones registrables (TRI) ni eventos de seguridad de procesos Tier 1 durante el período.

Avances en Vaca Muerta

En la Argentina, la producción promedio alcanzó 1.400 boepd, un nivel similar al registrado en el primer trimestre del año. La actividad se concentró en el bloque Loma Jarillosa Este, donde la compañía completó la perforación del Pad 1030, integrado por tres nuevos pozos horizontales. Según informó, el tiempo promedio de perforación fue de 14,2 días por sección horizontal, con laterales de aproximadamente 2.450 metros.

La campaña de fracturación avanzó sobre los cinco pozos del pad y, hacia fines de junio, se habían completado 119 de las 218 etapas previstas. Además, se perforaron dos pozos verticales destinados a la disposición de agua y tareas de observación.

Otro de los hitos destacados fue la aprobación del Estudio de Impacto Ambiental del bloque Loma Jarillosa Este, autorización que habilita el desarrollo de futuras campañas de perforación.

Contrato de perforación y capacidad de evacuación

Como parte de su estrategia de crecimiento en la formación neuquina, GeoPark firmó un acuerdo por tres años con Helmerich & Payne para contar con un equipo de perforación dedicado y los servicios asociados destinados al desarrollo de los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste. El inicio de la actividad con ese equipo está previsto para finales del cuarto trimestre de 2026.

La empresa también suscribió acuerdos con Pan American Energy para asegurar servicios de procesamiento y exportación de crudo provenientes de esos bloques, garantizando capacidad de evacuación hasta diciembre de 2027, con posibilidad de prórroga. Los convenios contemplan acceso a las terminales de exportación de Puerto Rosales y Punta Colorada.

Asimismo, GeoPark y Gas y Petróleo del Neuquén presentaron una solicitud para adherir al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) con el objetivo de acelerar el desarrollo de su hub de petróleo no convencional en Vaca Muerta. La iniciativa prevé inversiones superiores a US$ 1.000 millones y busca incrementar la producción desde 1.500 hasta 20.000 boepd en un plazo de tres años.

Desempeño en Colombia

El bloque Llanos 34, principal activo de la compañía, registró una producción promedio de 15.697 boepd netos (34.883 boepd brutos), prácticamente en línea con el trimestre anterior. La empresa destacó el aporte de los proyectos de recuperación secundaria mediante inyección de agua, que representaron el 20,6% de la producción total del bloque, así como el avance del proyecto de inyección de polímeros.

En el bloque CPO-5, la producción promedio fue de 6.132 boepd netos, un incremento de 0,4% respecto del trimestre previo, impulsado por el desempeño del campo Índico.

Por su parte, Llanos 123 alcanzó una producción promedio de 3.171 boepd netos, un crecimiento del 1,7% frente al primer trimestre y del 57,9% en comparación con igual período de 2025. La compañía destacó el desempeño del pozo Currucutu-3, que actualmente produce 910 barriles diarios de petróleo.

En Putumayo, el bloque Platanillo produjo en promedio 873 boepd, apoyado en optimizaciones operativas y la reactivación, a mediados de junio, del transporte a través del oleoducto OBA, luego de que esa vía permaneciera sin utilización desde comienzos de año por medidas regulatorias adoptadas en Ecuador.

Próximos pasos

Para el tercer trimestre de 2026, GeoPark prevé perforar entre seis y siete pozos brutos en Colombia, completar la fracturación hidráulica de los cinco pozos perforados en Vaca Muerta e iniciar posteriormente su producción.

La compañía también anticipó nuevas campañas de perforación en los bloques Llanos 34, CPO-5 y Llanos 123, en línea con su estrategia de sostener la producción en Colombia mientras acelera el crecimiento de sus operaciones no convencionales en Argentina.

, Redaccion EconoJournal

La exploración de hidrocarburos costa afuera volvió a ocupar un lugar central en la agenda energética argentina a partir del Concurso Público Internacional Costa Afuera N.º 1, lanzado en 2018. Aquella convocatoria marcó un punto de inflexión para una actividad que, si bien contaba con una larga trayectoria en la Cuenca Austral, permanecía prácticamente inactiva en el resto de la plataforma continental.

Tras años de estudios geológicos y campañas de adquisición sísmica, en 2019 se adjudicaron dieciocho bloques exploratorios distribuidos en las cuencas Argentina Norte (CAN), Austral (AUS) y Malvinas Oeste (MLO). El objetivo era ampliar el conocimiento geológico del Mar Argentino, promover nuevas inversiones exploratorias y abrir una nueva etapa para el desarrollo offshore del país.

La respuesta de la industria fue significativa. Empresas internacionales de primer nivel, entre ellas Equinor, ExxonMobil, Qatar Petroleum y Eni, asumieron compromisos de inversión para desarrollar programas exploratorios en aguas argentinas, incorporando tecnología y experiencia en proyectos de alta complejidad técnica.

A pesar de los cuestionamientos judiciales promovidos por distintos sectores ambientalistas, las campañas sísmicas avanzaron y permitieron concretar un hecho sin precedentes para el país: la perforación del pozo exploratorio Argerich-1, ubicado a 315 kilómetros de la costa de Mar del Plata y en aguas de más de 1.500 metros de profundidad. Tanto las tareas de adquisición sísmica como la perforación se desarrollaron sin incidentes ambientales ni operativos, demostrando que este tipo de actividades puede ejecutarse bajo elevados estándares de seguridad y control.

Si bien el pozo no confirmó la existencia de hidrocarburos comercialmente explotables, proporcionó información geológica de enorme valor para comprender el potencial de la Cuenca Argentina Norte. En exploración offshore, donde las decisiones de inversión se sustentan en procesos progresivos de reducción de incertidumbre, los datos obtenidos por un pozo exploratorio suelen constituir un activo estratégico para futuras campañas.

En los meses posteriores algunas empresas resolvieron revertir al Estado Nacional determinadas áreas exploratorias, particularmente en las cuencas Argentina Norte y Malvinas. Sin embargo, otras continúan ejecutando sus compromisos exploratorios y analizando la información obtenida, en un escenario que todavía presenta importantes oportunidades para el desarrollo futuro del offshore argentino.

El RIGI como punto de inflexión

La reciente modificación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) introduce un cambio de especial relevancia para el desarrollo offshore en Argentina. Mediante el Decreto N.º 105/2026, el Poder Ejecutivo incorporó expresamente la exploración, explotación y producción de hidrocarburos costa afuera entre las actividades alcanzadas por el régimen, reconociendo las particularidades de una industria que demanda inversiones intensivas, elevados niveles de riesgo y horizontes de recuperación que pueden extenderse por más de una década.

La reforma llega en un momento oportuno. Tras la finalización de las primeras campañas exploratorias de la Ronda Offshore Argentina y mientras las empresas continúan procesando la información geológica, el nuevo marco de incentivos busca preservar el interés inversor y mejorar la competitividad del país frente a otros destinos que hoy disputan el capital exploratorio internacional.

A diferencia de los desarrollos convencionales, la exploración offshore requiere desembolsos significativos desde sus etapas iniciales, mucho antes de que exista certeza sobre la presencia de hidrocarburos comercialmente explotables. Cada campaña sísmica, cada pozo exploratorio y cada estudio geológico implican inversiones millonarias que solo pueden justificarse en un contexto de estabilidad regulatoria y previsibilidad económica.

En ese escenario, el RIGI procura reducir parte de esa incertidumbre mediante un conjunto de incentivos especialmente valiosos para la actividad costa afuera. Entre ellos, se destaca la reducción del monto mínimo de inversión para acceder al régimen a 200 millones de dólares -frente a los 600 millones exigidos para la mayoría de los proyectos onshore-, una decisión que reconoce la naturaleza progresiva de las inversiones exploratorias.

A ello se suman treinta años de estabilidad fiscal, aduanera y cambiaria; la reducción de la alícuota del impuesto a las ganancias del 35 % al 25 %; beneficios vinculados al IVA y a los derechos de exportación para nuevos proyectos, y un régimen gradual de libre disponibilidad de divisas que mejora las condiciones para recuperar inversiones en moneda extranjera.

Estos beneficios adquieren una dimensión particular en el offshore. La exploración costa afuera compite a escala global por capitales que se asignan en función del potencial geológico, pero también de la previsibilidad regulatoria. En una industria donde las decisiones de inversión se proyectan a veinte o treinta años, la estabilidad institucional suele pesar tanto como la calidad de los recursos.

La incorporación del offshore al RIGI no garantiza nuevos descubrimientos ni modifica el riesgo geológico inherente a toda exploración. Sin embargo, sí mejora las condiciones para que las empresas decidan continuar evaluando el potencial del Mar Argentino y asignen recursos a nuevas campañas exploratorias. En otras palabras, el régimen no reemplaza al recurso, pero puede convertirse en un factor decisivo para que las inversiones necesarias lleguen al país.

Una oportunidad que sigue abierta

El contexto regional contribuye a mantener vigente el interés en el offshore argentino. Uruguay ha logrado posicionarse como uno de los destinos exploratorios más atractivos del Atlántico Sur gracias a la continuidad de su política offshore y a la similitud geológica de sus cuencas con los recientes descubrimientos realizados frente a las costas de Namibia. Mientras se esperan nuevas perforaciones en aguas uruguayas, las compañías continúan analizando la información obtenida en el Mar Argentino y evaluando las oportunidades que aún ofrecen las áreas adjudicadas.

La actividad offshore no parte de cero. Argentina produce hidrocarburos costa afuera desde hace más de cuatro décadas en la Cuenca Austral, de donde proviene aproximadamente el 20 % del gas natural producido en el país. Esa experiencia constituye un activo relevante para afrontar una nueva etapa exploratoria bajo estándares ambientales y operativos consolidados.

La potencialidad de los nuevos desarrollos offshore en la Cuenca Argentina Norte (CAN) se vio reflejada en el interés despertado en ciudades como Mar del Plata y Necochea, que vislumbran en el despliegue del offshore, el despliegue de nuevos servicios y empleos asociados.

Al respecto, el Puerto de Mar del Plata, que ha servido de base operativa central para las actividades realizadas hasta ahora, continúa adaptando sus muelles para buques de suministro (supply vessels) y prospección, a fin de consolidar su rol como base logística crítica para dar soporte a la exploración en la Cuenca Argentina Norte (CAN).

Este interés se ha visto demostrado también en la repercusión del lanzamiento del curso de posgrado “Programa en Desarrollo Offshore de Hidrocarburos” en la Universidad Austral, dirigido por el Ing. Roberto Carnicer y coordinado por esta autora.

En este escenario, la incorporación del offshore al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones constituye una señal que trasciende los beneficios fiscales. Representa el reconocimiento de que la exploración costa afuera requiere reglas estables, previsibilidad y un horizonte de largo plazo compatible con la magnitud de las inversiones involucradas.

El éxito del offshore argentino dependerá, en definitiva, de la combinación de recursos, conocimiento técnico y confianza institucional. El nuevo RIGI no elimina el riesgo inherente a la exploración, pero sí contribuye a mejorar las condiciones para que las empresas continúen apostando por el Mar Argentino. En un contexto internacional que vuelve a valorar el desarrollo de nuevos recursos energéticos, esa puede ser la diferencia entre conservar áreas exploratorias activas o perder competitividad frente a otros destinos de inversión.

*Mg. Abog. Especialista en regulación energétca y sustentabilidad.

, Verónica Tito

Estados Unidos aplicará desde este mes un arancel del 25% sobre las importaciones del Brasil, que excluirá a «productos energéticos» y tierras raras aunque alcanzará al bioetanol. La medida marca la intención de EE.UU. de retomar la presión comercial contra sus socios comerciales tras una pausa forzada por un fallo de la Corte Suprema de Justicia de ese país que fue adverso en materia arancelaria para la administración de Donald Trump.

En concreto, la máxima instancia judicial estadounidense en febrero había dejado sin efecto los aranceles recíprocos que el gobierno aplicó contra decenas de países a mediados de 2025 invocando una ley de emergencia internacional (IEEPA).

Con ese recurso legal denegado por la corte, el gobierno estadounidense ahora recurrió a la Sección 301 de una ley comercial de 1974 para sancionar al Brasil, lo que anticipa probables aranceles también contra la India, China, Japón, Corea del Sur y la Unión Europea en los próximos meses.

El Representante Comercial de los EE.UU., Jamieson Greer, anunció el jueves pasado la aplicación de un arancel general del 25% sobre las importaciones desde Brasil a partir del 22 de julio, tras una investigación sobre «prácticas comerciales desleales» amparada en la Sección 301.

El arancel del 25% alcanzará al etanol, azúcar, muebles, maquinaria, calzado y otros productos. En cambio, el gobierno dejó exceptuados a productos más sensibles como petróleo y sus combustibles derivados (“productos energéticos”), tierras raras, aeronaves y sus componentes, carne vacuna y café, entre otros.

La Oficina del Representante Comercial aclaró que este gravamen no afectará a los productos que ya están alcanzados por los aranceles aplicados bajo la Sección 232 de otra ley comercial de 1962, tales como acero, aluminio, cobre, automóviles y otros bienes. El acero brasileño está pagando un gravamen de 50%.

El secretario de Estado, Marco Rubio, afirmó que el presidente brasileño Lula da Silva y su gobierno «no han negociado con Estados Unidos de buena fe». «Durante el último año, Lula ha antepuesto su propio ego a alcanzar un acuerdo para el bienestar del pueblo brasileño, y estos aranceles son el precio de ello», declaró Rubio en un posteo en X.

Aranceles: EE.UU. presiona a Brasil por el bioetanol

El petróleo y sus combustibles derivados han quedado exceptuados de todos los aranceles que la administración Trump aplicó hasta ahora contra otros países. Sin embargo, el bioetanol, un combustible producido a partir del maíz o la caña de azúcar, fue particularmente alcanzado en el nuevo arancel contra Brasil.

La Oficina del Representante Comercial justificó el arancel del 25% citando prácticas comerciales del Brasil que afectan al comercio con los EE.UU., que van desde el trato arancelario desigual para el etanol estadounidense y la falta de protección y aplicación de los derechos de propiedad intelectual, hasta la deforestación de la selva amazónica y las barreras al comercio digital.

«Las amplias negociaciones mantenidas con Brasil durante el último año no han resuelto estas cuestiones; sin embargo, seguimos abiertos a continuar negociando con Brasil para lograr los cambios, largamente necesarios, que aborden los problemas identificados en esta investigación», declaró Greer.

El ministro de Comercio de Brasil, Marcio Elias Rosa, evaluó que el 18% de las exportaciones brasileñas a EE.UU. se verán afectadas por este arancel, lo que representa unos 7000 millones de dólares. La Cámara de Comercio Estadounidense (Amcham) en Brasil señaló que la medida sitúa a «Brasil entre los países que enfrentan las condiciones más restrictivas para acceder al mercado estadounidense».

En lo que respecta al etanol se advierte que las exportaciones de EE.UU. a Brasil en 2025 totalizaron US$ 96 millones, una caída de 87% en comparación con 2018, debido al restablecimiento de un arancel. «Brasil ha dejado de aplicar el trato arancelario equilibrado que mantenía anteriormente y no ha correspondido al trato arancelario favorable que Estados Unidos otorga al etanol brasileño», argumentó el gobierno.

El impacto del arancel sobre los productores de bioetanol será acotado dado que las exportaciones ya eran bajas de por sí. Los productores más afectados serán los del nordeste del Brasil, aunque ahora pueden acceder al mercado europeo gracias al acuerdo comercial entre el Mercosur y de la Unión Europea.

Los productores brasileños afirman que EE.UU. lleva décadas aplicando políticas restrictivas contra la importación de azúcar, lo que compensa con creces el desequilibrio en el comercio de etanol y azúcar. Al mismo tiempo, el arancel aplicado al etanol estadounidense se rige por las normas del Mercosur.

«La política de etanol de Brasil está plenamente alineada con las normas de la Organización Mundial del Comercio (OMC), se aplica de manera no discriminatoria y cumple con los compromisos multilaterales asumidos por Brasil», declaró la Asociación de la Industria de la Caña de Azúcar y Bioenergía de Brasil (Unica).

La entidad argumentó que la reducción de las exportaciones de etanol estadounidense al mercado brasileño se debe principalmente a la expansión de la producción nacional, especialmente de etanol a base de maíz.

La creciente producción es alentada en parte por el aumento en el corte obligatorio de etanol en los combustibles. El gobierno brasileño elevó este año el corte obligatorio de etanol en las naftas del 30 al 32% a partir del 1 de agosto.

, Nicolás Deza

La gestión de activos de generación eléctrica atraviesa un proceso de cambios en el que el monitoreo de datos deja de ser suficiente. Así lo explicó BLC Power Generation, empresa del grupo BLC Global, durante su participación en el Energyear en Colombia. Para la compañía, el mayor desafío en la actualidad consiste en transformar datos en decisiones que maximicen el valor económico del activo en el largo plazo. 

En el marco del panel “Digitalización, soluciones, contratos a largo plazo y capacitación local como oportunidades para garantizar una eficiente O&M en un mercado creciente”, BLC Power Generation planteó la necesidad de redefinir el enfoque tradicional de operación y mantenimiento de activos energéticos teniendo en cuenta tanto la digitalización de datos y procesos, como la incorporación de sistemas de almacenamiento (BESS) y la creciente complejidad operativa.

De la supervisión a la optimización de activos energéticos: el desafío operativo 

La expansión de activos renovables, sumada a la integración de tecnologías como BESS y sistemas híbridos, están redefiniendo la forma en que se operan las plantas. En este contexto, la digitalización dejó de ser un diferencial para convertirse en una condición necesaria, mientras que la operación eficiente comienza a tener un peso tan relevante como la construcción de los activos. 

Para BLC Power Generation a lo largo del tiempo muchos proyectos fueron diseñados priorizando su desarrollo y puesta en marcha sin un enfoque integral sobre su desempeño a largo plazo. Esto se traduce, en la actualidad, en entornos donde existe gran disponibilidad de datos, pero con limitaciones para integrarlos y convertirlos en decisiones operativas efectivas. 

“Hoy tenemos activos altamente monitoreados, pero que aún presentan oportunidades de mejora en su gestión”, señalaron desde BLC Power Generation. En esa línea, destacaron que el foco continúa puesto en indicadores técnicos, sin una conexión directa con el impacto económico real de la operación. 

O&M 2.0: una gestión integral del activo energético

Frente a este escenario, BLC Power Generation impulsa un modelo de O&M 2.0 basado en una visión integral del activo energético. El enfoque combina la integración de sistemas, la gestión centralizada de la operación, la experiencia operativa en campo y el uso de herramientas digitales, incluyendo inteligencia artificial como soporte a la toma de decisiones. 

El objetivo es evolucionar desde esquemas centrados en el monitoreo hacia modelos orientados a la optimización operativa, la flexibilidad y el desempeño financiero de largo plazo. Esto implica, entre otros aspectos, lograr una mayor integración entre plataformas como SCADA, sistemas de control y herramientas de gestión remota, así como consolidar información para mejorar tiempos de respuesta y eficiencia operativa. 

Asimismo, desde la compañía remarcaron la importancia de entender los activos como sistemas dinámicos e interconectados, especialmente en contextos donde el almacenamiento introduce decisiones económicas en tiempo real y mayor complejidad en la operación. 

Visión integral del activo energético: desafío clave para mercados en crecimiento 

En línea con lo expuesto durante el panel, desde BLC Power Generation señalaron que esta evolución será determinante en mercados en expansión como Colombia, que podría incorporar hasta 9.500 MW de capacidad renovable en los próximos años. 

“Para que ese crecimiento se materialice, es fundamental combinar estabilidad regulatoria, desarrollo de infraestructura y capacidad de operar los activos de manera eficiente en el largo plazo”, indicaron. 

En este sentido, destacaron que la creciente complejidad de los sistemas eléctricos exigirá modelos de operación más integrados y profesionalizados, donde la digitalización, la centralización de activos y la operación remota jugarán un rol central. 

Finalmente, concluyeron que en la próxima etapa de crecimiento del sector energético el diferencial no estará dado únicamente por la incorporación de tecnología, sino por la capacidad de integrar información, experiencia y operación para maximizar el valor de los activos en el tiempo. 

, Redaccion EconoJournal

Vista Energy, la mayor productora independiente de Argentina, anunció la presentación formal de la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para el desarrollo del bloque Bandurria Norte, ubicado en la ventana de petróleo no convencional de Vaca Muerta. El proyecto contempla un plan de inversión estimado en US$ 5.800 millones.

Bandurria Norte cuenta con una superficie de 26.500 acres y es operado en un 100% por la firma presidida por Miguel Galuccio. El desarrollo prevé la perforación y completación de 332 nuevos pozos horizontales, con la meta de alcanzar una producción aproximada de 50.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d).

Dado que se trata de un área que actualmente no posee pozos en producción, la inversión contempla un importante despliegue de infraestructura de tratamiento y evacuación de petróleo y gas natural. Entre las obras principales Vista prevé la construcción de una batería con capacidad para procesar alrededor de 40.000 barriles de petróleo por día, una estación compresora de gas, y los tendidos de oleoductos y gasoductos de interconexión necesarios para transportar el fluido.

Hasta el momento, Vista ha invertido aproximadamente US$ 7.000 millones en la Argentina, produce más de 156.000 barriles equivalentes diarios y destina más del 70% de su oferta de crudo al mercado de exportación, lo que la posiciona como el principal operador independiente y máximo exportador del país. Además, este representará el primer desarrollo masivo de Vista ubicado fuera de su hub operativo tradicional encabezado por Bajada del Palo Oeste y Bajada del Palo Este.

En abril de este año, la petrolera había comunicado sus intenciones de solicitar al RIGI proyectos para desarrollar Bandurria Norte y Águila Mora con el objetivo de traccionar inversiones que, de otra manera, hubieran quedado relegadas en el cronograma de la compañía. Según había expresado Galuccio, el impacto del RIGI es determinante para mejorar las tasas de retorno en estos bloques no desarrollados. Sin estos incentivos fiscales, el desarrollo masivo de ambas áreas recién se habría priorizado cerca de 2030, pero el marco normativo permitirá acelerar el despliegue de capital.

Resultados

Días atrás Vista presentó los resultados correspondientes al segundo cuatrimestre de 2026 e informó ingresos totales por US$ 1.150 millones, un 89% más a los registrados en el segundo trimestre del año anterior. Además, reportó un incremento de la producción del 32% respecto del mismo período de 2025, impulsado por el desarrollo de los activos de la compañía en Vaca Muerta, como así también la consolidación de los activos que había adquirido a la noruega Equinor.

La petrolera conducida por Galuccio reportó un aumento de las exportaciones de petróleo por un 54% interanual, alcanzando los 8.6 millones de barriles durante el trimestre y representando el 72% del volumen total de ventas de petróleo de la compañía.

En abril de 2025, Vista había adquirido los activos de Petronas en La Amarga Chica, por un total de US$ 1340 millones. Esto le permitió hacerse de una de las áras estratégicas del principal hub de shale oil de Vaca Muerta y convertirse en el mayor exportador de crudo del país.

, Redacción EconoJournal

Con el propósito de congregar a los principales referentes de la industria, la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) anuncia la apertura de las inscripciones para el 9no. Seminario del Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® (PCRMA®), el cual se llevará a cabo el próximo 16 de octubre. El encuentro cuenta, como es habitual, con el respaldo del Consejo Internacional de Asociaciones de la Industria Química (ICCA).

Propiciar un canal sólido de articulación público-privada es el objetivo de esta novena edición, que se estructurará bajo las premisas de gobernanza responsable, compromiso y buenas prácticas. A través de las ponencias de autoridades gubernamentales, académicos y especialistas del ámbito corporativo, se buscará construir consensos y plantear propuestas frente a los desafíos de sustentabilidad, gestión ambiental, innovación y competitividad que marcan las demandas productivas actuales.

El PCRMA®, presente en más de 70 países y reconocido globalmente como “Responsible Care”, es una iniciativa voluntaria de la industria química y petroquímica que promueve la gestión segura y responsable de los productos químicos a lo largo de todo su ciclo de vida. En la Argentina, es liderado por la CIQyP® desde 1992, impulsando a las empresas adherentes a avanzar en la mejora continua en seguridad, salud ocupacional y medio ambiente, al tiempo que fomenta la transparencia y la confianza con la sociedad. Cabe destacar que el Programa está acreditado bajo la certificación IRAM-ISO/IEC 17067:2015, lo que le otorga un marco de excelencia y competitividad internacional.

Principales ejes

Entre los principales ejes temáticos y la agenda actual del sector, el seminario articulará sus debates en torno a paneles clave que abarcarán diversas temáticas, entre las que se destacan:

·         Relación con las comunidades: El rol de la transparencia en la gestión para construir y consolidar confianza con el entorno.

·         Mejora continua e indicadores: El valor estratégico de la estandarización para optimizar la competitividad y los procesos de la industria.

·         Seguridad en el transporte: La logística y el transporte de carga como aliados estratégicos de la reputación y la confiabilidad del servicio.

·         Economía circular: Experiencias corporativas y académicas orientadas a la conversión de residuos en recursos con valor agregado.

Durante la jornada, se llevará a cabo la tradicional ceremonia de entrega de las distinciones anuales mediante los “Premios PCRMA® Awards”, reconociendo a aquellas industrias y transportistas del sector que han registrado el mejor desempeño en materia de seguridad, ambiente y salud ocupacional durante el último período.

De esta manera, la CIQyP® continúa brindando a sus empresas socias y a la cadena de valor herramientas y conocimientos sobre temáticas de máxima relevancia local e internacional.

El encuentro es gratuito para los socios de la CIQyP®, mediante inscripción previa. Para más detalles contactarse a informacion@ciqyp.org.ar.

, Redaccion EconoJournal

Camuzzi presentó su séptimo Reporte de Sustentabilidad, en el que resume los principales resultados de su gestión durante 2025 en materia económica, social y ambiental. Elaborado bajo los estándares GRI, con indicadores específicos para el sector Oil & Gas y métricas SASB, el documento fue sometido a una verificación externa independiente realizada por Crowe.

La compañía señaló que 2025 representó un año de transformación, impulsado por la recuperación de la previsibilidad regulatoria y la entrada en vigencia de la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT), factores que, según indicó, permitieron consolidar una estrategia enfocada en la resiliencia operativa, la prevención de riesgos y la planificación de largo plazo.

Usuarios activos de Camuzzi

En el plano operativo, la distribuidora informó que alcanzó los 2.262.721 usuarios activos y que continúa prestando servicio en 370 localidades a través de una red de más de 52.400 kilómetros, que abastece al 45% del territorio nacional. Asimismo, destacó que, en el marco de la adecuación tarifaria, reforzó sus procesos comerciales mediante herramientas como las notificaciones digitales y los planes de pago, alcanzando una tasa de rehabilitación del 92,9% de los suministros suspendidos por mora y un récord en su nivel de cobrabilidad.

En materia financiera e institucional, Camuzzi Gas Pampeana volvió al mercado local de capitales con una emisión de Obligaciones Negociables destinada a financiar su plan de inversiones. Además, la empresa informó que, tras superar una auditoría integral realizada por el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) sobre sus tres décadas de operación, el organismo recomendó la prórroga de su licencia por otros 20 años.

Las inversiones de la distribuidora

Entre las inversiones destacadas figura la continuidad de las obras de repotenciación del Sistema Cordillerano Patagónico, un proyecto que demanda más de $51.800 millones y que apunta a incrementar la capacidad de abastecimiento de gas natural y habilitar nuevas factibilidades para la región.

El reporte también da cuenta del avance de la estrategia de transformación digital de la compañía. Durante 2025, la Oficina Virtual superó los 12 millones de visitas y el nivel de digitalización comercial alcanzó al 98,04% de los clientes. Además, se gestionaron más de 46.000 trámites mediante terminales de autogestión y el servicio de chat registró un índice de 0% de interrupciones por tiempo de espera.

Gobernanza y capital humano

En términos de gobernanza, la distribuidora informó que finalizó el ejercicio sin multas ni sanciones vinculadas con incumplimientos regulatorios, ambientales o comerciales. También incorporó nuevas herramientas de debida diligencia para contratistas con el objetivo de fortalecer la gestión de riesgos en su cadena de valor.

Respecto de su capital humano, la empresa indicó que cuenta con una dotación de 1.685 colaboradores, registró una rotación voluntaria cercana al 1%, alcanzó una tasa de retención del 100% tras licencias parentales y logró un nivel de participación del 98,44% en la plataforma colaborativa Workvivo. Asimismo, durante el año se impartieron más de 12.400 horas-persona de capacitación, principalmente en Seguridad y Medio Ambiente, y la compañía cerró el período sin registrar fatalidades laborales.

Eje ambiental y comunidades

En el eje ambiental, Camuzzi informó que concluyó la construcción de su Inventario Corporativo de Gases de Efecto Invernadero mediante el relevamiento de emisiones de Alcance 1, 2 y 3, como paso previo al cálculo de su huella de carbono corporativa.

En cuanto al vínculo con las comunidades, la empresa señaló que desarrolló 25 iniciativas de inversión social que beneficiaron de manera directa a más de 10.000 personas a través de programas de empleabilidad, promoción cultural, bienestar comunitario y prevención. También destacó la continuidad de su apoyo a cuerpos de Bomberos Voluntarios mediante donaciones y la creación, en Bahía Blanca, del primer equipo de Primeros Auxilios Emocionales destinado a brindar contención a rescatistas en situaciones críticas.

«El 2025 representó un punto de inflexión para Camuzzi. La recuperación de un escenario de mayor previsibilidad nos permitió fortalecer nuestra capacidad de planificación, impulsar inversiones estratégicas y seguir evolucionando hacia una gestión cada vez más resiliente, eficiente y sostenible. Este reporte refleja ese recorrido y nuestro compromiso permanente con la transparencia y la generación de valor para las comunidades donde estamos presentes», afirmó Rodrigo Espinosa, director de Relaciones Institucionales de Camuzzi.

El séptimo Reporte de Sustentabilidad se encuentra disponible para su consulta en el sitio web de la compañía.

, Redaccion EconoJournal

Un conflicto entre los municipios mendocinos de San Rafael y General Alvear por el acceso a la capacidad disponible de un gasoducto recién construido generó un nuevo enfrentamiento dentro del directorio del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (Enrege). El presidente Javier Milei oficializó a comienzos de mayo la designación de la conducción del organismo y apenas un mes después su flamante titular Marcelo Lamboglia renunció en medio de una fuerte interna que ni siquiera esa salida ayudó a descomprimir y que resurge cada vez que se debate un tema relevante.  

La disputa en esta ocasión es por la capacidad remanente que el Gasoducto Sur incorporó al sistema y que aún no está comprometida. El municipio de San Rafael fue el impulsor de la obra, concretada con fondos aportados mayoritariamente por el Estado Nacional, y quiere forzar a su vecino General Alvear a realizar un aporte económico que compense parte de esa inversión antes de que pueda tener acceso a esa capacidad remanente.

El directorio del organismo avaló, en los hechos, la posición de San Rafael a través de una nota enviada a Distribuidora Gas Cuyana (Ecogas), operadora del gasoducto, el 18 de junio. En ese texto le indica que no avance con el otorgamiento de factibilidades a General Alvear, paso previo indispensable para que ese municipio se conecte a la red, sin antes acordar un procedimiento con la municipalidad de San Rafael.

El primer vocal del Enrege, Marcelo Alejandro Nachon, votó en contra de esa decisión, generando un cortocircuito con sus pares. En una nota que pidió insertar como anexo del acta de la última reunión del directorio, Nachon cuestiona la decisión y expone detalles de una reunión de trabajo en la cual se discutió esa nota que finalmente fue enviada a la distribuidora. La carta forzó al vicepresidente del ente a cargo del organismo, Vicente Serra, a tener que responder con otra nota que también figura como anexo del acta de directorio.

Nachon fue el que más se enfrentó con Lamboglia y ahora parece haber encontrado en Serra a un nuevo oponente.

La historia de la obra

El 18 de noviembre de 2020 la Secretaría de Energía y el Municipio de San Rafael firmaron un convenio para avanzar con la construcción del Gasoducto Sur destinado a potenciar el abastecimiento de gas natural en ese municipio mendocino y en la localidad vecina de General Alvear. El proyecto contemplaba la construcción de una interconexión entre el gasoducto GasAndes, que transporta gas a Chile, y la ciudad de San Rafael, con sus correspondientes instalaciones de superficie complementarias.

El financiamiento corrió por cuenta en su gran mayoría del Estado Nacional en concepto de aporte no reintegrable, conforme a los parámetros establecidos en la resolución 268/2007 del ex Ministerio de Planificación Federal.

Aquella norma había sido diseñada por el entonces ministro Julio De Vido cuando las tarifas de gas estaban congeladas y se decidió girarle dinero a los municipios para que hicieran las obras que, en un contexto de normalidad, deberían haber sido realizadas por las distribuidoras.

Entonces se hizo valer la figura del “tercero interesado”, contemplada en la ley 24.076 que regula el mercado del gas, que habilita a un sujeto distinto al distribuidor a realizar una obra de expansión o mejora del servicio cuando el responsable directo no la está llevando adelante.

El acuerdo inicial preveía un desembolso de 1500 millones de pesos. En junio de 2021 se firmó una adenda para elevar esa cifra a 2133 millones y en noviembre de 2023 se firmó una nueva adenda de actualización presupuestaria por un monto adicional de 4402 millones.

Apenas asumió, el gobierno de Javier Milei se negó a girar los fondos pendientes, situación que llevó a la municipalidad de San Rafael a interponer en abril de 2024 una medida cautelar en la Justicia para que cumpliera con los pagos.   

Luego de perder en primera y segunda instancia y de que la Corte Suprema le denegara un recurso extraordinario, el gobierno nacional desembolsó el dinero pendiente y en abril de 2025 acordó con San Rafael aportar otros 5200 millones de pesos para finalizar el gasoducto, que por ese entonces tenía un grado de avance del 90%.

El origen de la pelea entre los municipios

La obra finalmente se inauguró en junio de este año, pero la disputa entre los municipios surgió cuando General Alvear se presentó ante Ecogas, encargada de operar el gasoducto, para solicitar que le otorgue factibilidad, es decir, que certifique que existe capacidad disponible en la red para abastecer un nuevo consumo. Ese es el paso previo a habilitar nuevas conexiones a la red de gas natural.

San Rafael se opuso y le envió una carta a Enrege el 12 de junio en la que solicitó que intervenga para que no se le otorguen factibilidades a General Alvear con el argumento de que no llevó adelante la obra ni realizó ningún aporte económico posterior.

Enrege reaccionó rápido y el 18 de junio le envió una carta a Ecogas advirtiéndole que no avance hasta no coordinar con San Rafael “un procedimiento para el otorgamiento de dichas factibilidades y su registro para contabilizar las mismas hasta lograr el agotamiento total de la capacidad resultante”

“El cumplimiento de dicho deber en cabeza de la Distribuidora, debe entenderse como un instrumento de coordinación destinado a preservar los derechos derivados de la inversión realizada por el Municipio en carácter de tercero interesado”, agregó en la nota, que fue avalada por el área de legales del ex Enargas.

Las críticas de Nachon

Nachon no estuvo de acuerdo con la decisión del ente y forzó una votación que terminó perdiendo 3 a 1. Luego pidió dejar sentada su disidencia por escrito en una nota que se adjuntó al acta de la última reunión de directorio realizada a fines de junio.  

En ese texto revela que el directorio discutió el tema en una reunión realizada el 17 de junio en la que también participaron Silvana Onorati, Marina Suarez y Matías Tau de la Unidad Legal del ex Enargas, Fabián Bello y Alejandro Hassan de la Unidad de Desempeño y Economía del ex-Enargas y Guillermo Lanzillotti de la Unidad de Distribución de ex Enargas.

Sostiene que, según revelaron Bello y Hassan, el gobierno nacional realizó un aporte financiero para la construcción del gasoducto que, a valores constantes, puede ser estimado en un porcentaje superior al 90% de la obra.

Luego afirma que los derechos del municipio de San Rafael deben ser proporcionales a su aporte, que no llegó al 10 por ciento. “Una interpretación contraria, es decir, que amplíe los derechos de MSR (Municipalidad de San Rafael) más allá de su efectivo aporte, implica la extensión de un privilegio, lo que es contrario al principio de acceso abierto que debe prevalecer en toda interpretación del regulador”, subraya en su nota.

Luego afirma que los representantes de la Unidad Legal manifestaron en esa reunión no recordar si enotra resolución del ex Enargas se le otorgó un reconocimiento de derechos en forma explícita a un eventual tercero interesado, queriendo dejar en claro que lo que decidió la mayoría del directorio es inédito.

“Las demás personas que trabajaron en el ex Enargas, tampoco recordaron que hubiera una resolución del organismo autorizando el inicio de obras con este reconocimiento hacia el tercero interesado (en este caso San Rafael), lo cual es coherente con el Régimen de Acceso Abierto. Esta circunstancia de una resolución que autoriza el inicio de obras apartándose del Régimen de Acceso Abierto permite caracterizar este caso como excepcional”, agregó queriendo exponer a Vicente Serra, Griselda Lambertini y Sergio Falzone, los tres directores que votaron a favor.

Luego sostuvo que la nota enviada por el Enrege a Ecogas es “inadecuada e inconveniente porque se solicita a la distribuidora que acredite haber implementado un procedimiento, cuando no

depende exclusivamente de ella sino que debe ser acordado con la MSR (Municipio de San Rafael), otorgando potestades que no corresponden dentro del marco normativo vigente, y requiriéndose esa acreditación en forma previa a que la distribuidora otorgue factibilidades”.

Por último, el primer vocal del Enrege sostiene que la posición del ente viola el principio de acceso abierto al gas natural y menoscaba los objetivos del Estado Nacional como aportante principal de la obra.

La respuesta del vicepresidente del Enrege

La crítica de Nachon forzó al vicepresidente del Enrege, Vicente Serra, a responder a través de una carta que también fue inserta en el acta de la última reunión de directorio. Lo que argumenta Serra es que Nachon parte de una “premisa falsa” como ser considerar que el derecho reconocido a la Municipalidad de San Rafael respecto de la capacidad resultante debe limitarse proporcionalmente al porcentaje de recursos propios aportados por ese municipio. “Dicha regla de proporcionalidad no surge del Convenio Marco, de sus Adendas, de la naturaleza jurídica del aporte no reintegrable ni del artículo 10 de la resolución Enargas N° 70/21”, respondió.

Luego agrega que cuando esa resolución 70 hace referencia al “aporte respectivo” del municipio “refiere al recurso que obtenía San Rafael en ese momento (el aporte no reembolsable)”. Es decir, a la totalidad de los fondos que le giró la Nación y no a lo que eventualmente terminó aportando San Rafael como recurso propio para terminar la construcción. “Por lo tanto, incorporar una distribución porcentual de la capacidad según el origen económico de los fondos implica introducir una condición que el acto administrativo vigente no estableció nunca, mediante ningún documento de vinculación jurídica”, agrega.

Serra sostiene que no se encuentra cuestionado el hecho de que la obra haya tenido como finalidad mejorar las condiciones generales del sistema y producir beneficios sobre distintas localidades. “Sin embargo, el beneficio técnico derivado de una infraestructura no convierte automáticamente a todos sus beneficiarios indirectos en titulares jurídicos de derechos sobre la capacidad incremental.El Convenio Marco y los instrumentos posteriores identificaron una relación jurídica concreta: Secretaría de Energía de la Nación – Municipalidad de San Rafael. General Alvear no fue parte contractual, no recibió fondos, no asumió obligaciones de ejecución, no debió rendir cuentas ante la Secretaría de Energía ni asumió responsabilidad alguna vinculada con la culminación del proyecto”, subrayó.

Serra dice que “la Secretaría de Energía no ejecutó directamente una obra pública nacional ni contrató una obra en beneficio de distintos municipios.  El mecanismo utilizado fue un aporte no reintegrable otorgado a un sujeto determinado -la Municipalidad de San Rafael- bajo obligaciones específicas de aplicación, ejecución y rendición”.

Luego agrega que, si la voluntad del gobierno nacional hubiera querido transformar ese aporte no en una participación económica divisible sobre la capacidad futura generada, podría haberlo hecho celebrando convenios con otros municipios, estableciendo obligaciones concurrentes, determinando porcentajes de participación o reservando derechos sobre capacidad futura, pero nada de eso no ocurrió.

“Durante más de veinte años, los aportes no reintegrables otorgados por el Estado Nacional han sido instrumentados atendiendo al sujeto beneficiario del aporte y responsable de su cumplimiento, no generando derechos autónomos en cabeza de terceros indirectamente beneficiados por la finalidad pública perseguida. Interpretar lo contrario implicaría desnaturalizar la figura del aporte no reintegrable y modificar retroactivamente la lógica administrativa bajo la cual fueron ejecutados numerosos proyectos, que le constan al organismo”, remarcó.

Por último, Serra insiste con que Ecogas deben acordar con el municipio de San Rafael un procedimiento para el otorgamiento de factibilidades ya que “cualquier consideración en contrario a lo establecido en el presente representaría un enriquecimiento sin causa tanto para la distribuidora como para terceros ajenos al municipio de San Rafael”.

, Fernando Krakowiak

El 7 de marzo de 2025 el complejo industrial de líquidos derivados del gas natural que Transportadora Gas de Sur tiene en General Cerri, a solo 15 kilómetros de Bahía Blanca, quedó anegado bajo un volumen de agua equivalente al doble de las Cataratas del Iguazú.

Fue un hecho sin precedentes que obligó durante casi dos meses a parar la planta donde se producen más de un millón de toneladas por año de etano, propano, butano y gasolina natural. Cuáles fueron los daños, cómo se recuperaron las instalaciones y de qué se trata el Plan de Adaptación Climática que se puso en marcha.

«Se fortalecieron los planes de emergencia y revisaron los escenarios de respuesta ante eventos climáticos extremos frente a desafíos que, producto de la variabilidad climática, podrían repetirse”, informó la empresa a EconoJournal.

El día de la tragedia

Aquel día cayeron más de 290 milímetros en menos de doce horas sobre Bahía Blanca y su zona de influencia: un evento excepcional con un período de recurrencia superior a los 100 años, según el Servicio Meteorológico Nacional.

Los arroyos Saladillo García y el Saladillo Chico desbordaron y cuatro cursos más convergieron en una sola corriente que alcanzó 1.700 metros de ancho al cruzar la Ruta Nacional 3 Sur, justo frente al complejo de TGS, antes de ingresar a General Cerri, localidad ubicada sobre la Ría de Bahía Blanca y cuya población estuvo entre las más afectadas.

Profesionales del INTA, la Universidad Nacional del Sur (UNS) y el Centro de Recursos Naturales Renovables de la Zona Semiárida (CERZOS, UNS-CONICET) hicieron un diagnóstico del daño y calcularon el caudal del volumen de agua que ingresó a esa zona en particular: 3.675 metros cúbicos por segundo.

“Un volumen que se asemeja al de un gran río nacional en régimen de crecida y equivale a más del doble del flujo promedio de las Cataratas del Iguazú. Esta comparación permite tomar dimensión de la escala del fenómeno, que transformó por un tiempo limitado a una cuenca rural en un sistema fluvial activo de altísimo caudal, con un potencial destructivo considerable sobre infraestructuras, suelos y viviendas”, señalaron en un informe.

El complejo de TGS quedó “completamente anegado”, informó TGS, lo que interrumpió la producción de líquidos del gas natural y redujo temporalmente la capacidad de transporte. Además de costos económicos relevantes, asociados a los propios daños, la interrupción operativa y los gastos de recuperación: la pérdida económica registrada en el ejercicio 2025 fue de 54,3 millones de pesos, parcialmente compensada por cobros de seguros, según informó la empresa en su reporte Ambiente, Social y Gobernanza 2025.

A su lado, sobre el kilómetro 704 de la misma Ruta Nacional 3 Sur, la Termoeléctrica Guillermo Brown (TGB), con 580 MW de potencia instalada, dos turbinas a gas en ciclo abierto y utilizando principalmente gas como combustible, sufrió impactos de magnitud similar y también tuvo que detener sus operaciones.

Recuperación, pérdidas y seguros

La recuperación fue una carrera para TGS. El 14 de marzo, a los siete días de la inundación, se puso en marcha la Planta Compresora Fiat para garantizar el transporte de gas. Diez días después se logró la energización parcial y entró en servicio la Planta Solar. Luego arrancó el primer tren de la Planta Criogénica, con producción de GLP y gasolina. A los 59 días el complejo volvió a operar al 100%. Trabajaron equipos técnicos de TGS llegados de distintos puntos del país junto a más de 150 proveedores y contratistas.

Desde TGS señalaron a EconoJournal que la reconstrucción fue una oportunidad para fortalecer los planes de emergencia: “Se impulsaron estudios específicos de riesgo hídrico junto con la Universidad Nacional del Sur y otros organismos especializados. Estos trabajos permitieron comprender con mayor profundidad el comportamiento de las cuencas y sistemas que confluyen sobre Cerri, identificando medidas para aumentar la resiliencia de las instalaciones y del entorno”.

En términos operativos, el complejo incorporó mejoras en los sistemas de drenaje, redundancias eléctricas y elevación de salas críticas. Todas esas acciones se integran ahora en un Plan de Adaptación Climática 2026-2028, señalaron desde la compañía, alineado con estándares y recomendaciones de la Task Force on Climate-related Financial Disclosures (TCFD), un marco internacional de reporte de riesgos climáticos.

Creado en 2015 por el Consejo de Estabilidad Financiera a pedido del G20, se trata de un marco para que las empresas divulguen de manera transparente cómo el cambio climático puede afectar su desempeño financiero.

El objetivo es organizar esa divulgación en gobernanza, estrategia, gestión de riesgos y métricas y si bien se disolvió en 2023, las recomendaciones fueron absorbidas por nuevos estándares internacionales de reporte de sostenibilidad de la Fundación IFRS, un organismo internacional con sede en Londres que establece normas de reporte financiero y siguen siendo referencia para empresas de todos los sectores, incluido el energético.

La experiencia dejó una lección que va más allá de Bahía Blanca y General Cerri: en un territorio donde la infraestructura energética y la ocurrencia creciente de eventos climáticos extremos conviven, la pregunta que deja un hecho así tal vez no sea si puede llegar a repetirse, sino cuándo.

, María Eugenia Rodríguez

La Secretaría de Energía realizará la Consulta Ambiental y Social para el proyecto AMBA 1 este miércoles 22 de julio. La convocatoria responde a los requerimientos del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), que actuará como garante financiero del canon estatal a la adjudicataria. Tras meses de postergación, este paso busca destrabar la licitación de una obra estratégica de US$ 1.100 millones para el sistema metropolitano.

El proceso para reconfigurar el sistema de transporte eléctrico en el nodo de mayor consumo de la Argentina suma una etapa administrativa necesaria con el encuentro abierto que se llevará a cabo de manera presencial en el municipio de Marcos Paz y mediante canales virtuales para receptar observaciones de la ciudadanía.

La activación de esta instancia responde al marco regulatorio y a las salvaguardas socioambientales que impone el BID. Para que el organismo multilateral ratifique su participación en la obra, resulta ineludible que el Estado nacional someta a revisión pública el EIAS, garantizando la evaluación socioambiental de las trazas y los planes de mitigación correspondientes.

El rol del BID en esta licitación trasciende la figuta de dador de crédito de fomento. La arquitectura financiera posiciona a la entidad multilateral como un garante de última instancia ante la empresa o consorcio privado que resulte adjudicatario de la construcción y operación. Esta figura apunta a blindar la cobrabilidad de la futura contratista.

El Poder Ejecutivo oficializó en los últimos días de diciembre un cambio estructural en la gestión de la infraestructura energética al habilitar el régimen de concesión de obra para la ampliación del sistema de transporte de electricidad. Si bien la medida ya era contemplada por la Ley de Bases, requería un decreto reglamentario correspondiente.

Cómo actuará la garantía del BID sobre el canon

Si la administración pública incurriera en retrasos en la liquidación del canon, aplicara procesos de pesificación o alterara los esquemas de actualización previstos, el BID responderá como garante financiero para asegurar el flujo de fondos.

El mecanismo busca reducir el riesgo soberano e incentivar la presentación de ofertas internacionales en un proyecto que demanda una inversión global cercana a los US$ 1.100 millones, estructurada con un tramo relevante de financiamiento y avales del propio multilateral.

En el plano técnico y territorial, el EIAS elaborado para AMBA 1 abarca la intervención en más de diez municipios del oeste y sur del conurbano bonaerense como Marcos Paz, General Rodríguez, Las Heras, Cañuelas y Esteban Echeverría.

El núcleo de la obra comprende la construcción de la nueva Estación Transformadora (ET) Plomer en 500/220 kV, la ampliación de la ET 25 de Mayo y el tendido de más de 300 kilómetros de líneas de alta y extra alta tensión para interconectar nodos críticos como Atucha, Ezeiza y Zappalorto.

El diagnóstico ambiental identifica que el principal desafío constructivo radica en la apertura de las franjas de servidumbre de paso y la afectación temporal del suelo durante la hincada de torres y el tendido de conductores.

Al atravesar áreas de interfaz periurbana y periurbana-rural, los estudios hicieron foco en la caracterización del uso de la tierra, la preservación de la cubierta vegetal nativa en cruces de cursos de agua (como las cuencas de los ríos Luján y Reconquista) y la gestión del ruido y polvo en la fase de obra civil.

El Plan de Manejo Ambiental y Social

La evaluación socioambiental contempla un Plan de Manejo Ambiental y Social (PMAS) específico para mitigar las interferencias con la infraestructura existente y el tránsito local.

Para esto se incluyeron protocolos para el despeje de vegetación sin uso de defoliantes químicos, medidas de protección para el avistamiento de avifauna mediante la instalación de desviadores de vuelo en los cables de guardia y un programa de reasentamiento o indemnización por servidumbre en los predios privados requeridos para la traza.

Desde la perspectiva operativa, la fundamentación ambiental del proyecto subraya que la ejecución de AMBA 1 generará un impacto neto positivo de escala regional. La red actual opera al límite de su capacidad física durante los picos de demanda estacionales, forzando la quema de combustibles fósiles en centrales térmicas de menor eficiencia ubicadas dentro del nodo de consumo para sostener la tensión en los alimentadores.

La incorporación de las nuevas líneas de 500 kV y la descongestión del anillo metropolitano permitirán desplazar de la matriz la generación distribuida más costosa y contaminante, reduciendo las emisiones globales de gases de efecto invernadero (GEI) en el Gran Buenos Aires. A su vez, la obra resolverá el riesgo de colapso en cadena ante fallas simples en la infraestructura existente, que hoy abastece 14 millones de usuarios.

La realización de la consulta en Marcos Paz permitirá elevar al directorio del BID el expediente ambiental consolidado para habilitar el tratamiento del crédito y los avales. Cumplido este requisito en Washington, el Gobierno nacional quedará en condiciones de publicar los pliegos de la licitación pública internacional, una convocatoria diferida desde el año pasado que el mercado eléctrico considera prioritaria para el desarrollo de la infraestructura de transporte.

, Ignacio Ortiz

El gobierno de Neuquén inició este lunes un road show con inversores en Nueva York para presentar lo que será la primera emisión de bonos de la gestión de Rolando Figueroa y un regreso a los mercados internacionales para la provincia tras casi una década. La búsqueda de financiamiento es por un monto de hasta 500 millones de dólares, de los cuales un 70% deberá tener como destino la obra pública.

Neuquén llega a esta instancia con el impulso de Vaca Muerta y tras un proceso de reordenamiento de su deuda pública que le permitió reducir el stock en más de un 40% desde el inicio de la gestión. El mes pasado, Fitch Ratings elevó la calificación de la provincia como emisora de largo plazo de CCC- a B-, una mejora que valoró la mayor capacidad para afrontar sus vencimientos, resultados fiscales «equilibrados» y el crecimiento de los ingresos propios.

Este lunes, la calificadora informó oficialmente que asignó la calificación esperada a largo plazo de B-(EXP) a los bonos propuestos por Neuquén por un monto de hasta 500 millones de dólares. 

Los bonos tienen denominación dólares y pagarían una tasa de interés fija que se determinará al momento de la emisión. Según pudo saber EN/CLAVE de fuentes del gobierno provincial, está previsto que el jueves se realice el «pricing» para fijar el valor de venta de los títulos.

Por ahora se supo que tendrán una estructura de amortización con tres pagos anuales en 2032, 2033 y 2034 y no tendrán garantía, pese a que la provincia ha utilizado las regalías en emisiones anteriores. Los intereses se pagarán semestralmente y los bonos vencerán en un plazo máximo de ocho años.

Fitch ratificó que el perfil crediticio individual actual de Neuquén es B-, «lo que indica un riesgo de refinanciamiento relativamente bajo». «La provincia ha mantenido resultados fiscales equilibrados y un crecimiento en sus ingresos propios en un entorno geopolítico global favorable. Persiste la incertidumbre a mediano plazo, ya que los indicadores clave de calificación dependen en gran medida del sector de petróleo y gas en comparación con sus pares nacionales», aclaró en el informe.

TiPDeN, los bonos de Rolando Figueroa

El gobierno de Rolando Figueroa obtuvo 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 Títulos Públicos de Infraestructura y Pago de Deuda del Neuquén (TIPDeN), a 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.

Según se indicó desde el gobierno, se buscará un plazo de amortización máximo de ocho años para esta colocación.

La legislación detrás de este programa establece que, por lo menos el 70% del monto que se obtenga de la emisión deberá ser utilizado para obra pública, mientras que el 30% restante podrá aplicarse a la amortización de la deuda.

Neuquén tiene vencimientos este 2026 por más de 300 millones de dólares, la mayoría denominados en moneda extranjera. El aumento de las regalías de gas y petróleo por efecto de la Guerra en Medio Oriente le viene dando oxígeno al gobierno este año para cubrir los pagos.

Desendeudamiento y vuelta al mercado

Esta es la primera emisión en el mercado de Neuquén desde el 2017, cuando la gestión de Omar Gutiérrez colocó los bonos Tideneu que debió salir a reestructurar apenas tres años más tarde. El sucesor de Rolando Figueroa tomó deuda por más de 900 millones de dólares en sus dos mandatos, lo que generó un cúmulo de capital e intereses que a la administración actual le tocó gestionar.

Además de los bonos Tideneu, Neuquén tiene en circulación los Ticade, garantizados con regalías, ambos con vencimiento en abril y mayo del 2030 y por los que la Provincia paga una tasa del 6,875% y del 8,625%, respectivamente. El stock actual por estos instrumentos supera los 300 millones de dólares.

Neuquén también tiene pendiente de amortización la última etapa del préstamo del Credit Suisse que tomaron las gestiones de Gutiérrez y de Jorge Sapag, del que queda un remanente de 50 millones de dólares con vencimiento el año que viene. Ese crédito, que se tomó para afrontar desequilibrios de caja tras los incrementos salariales otorgados en la previa a disputas electorales, paga una tasa de interés del 7,3%.

Hasta ahora, el gobierno de Figueroa había evitado recurrir al mercado para hacerse de recursos, iniciando un proceso de desendeudamiento que achicó el stock de la provincia en más de un 40%. «Muchas eran letras tomadas para pagar gastos corrientes, con tasas elevadas de interés”, había salido a cuestionar el mandatario, quien defendió el cambio propuesto por su gestión: «Ordenar las cuentas con una administración austera y responsable, transformando las arcas de la provincia para poder avanzar en las obras que la gente necesita».

Esta emisión es la primera de Figueroa en el mercado, aunque no es su primera toma de crédito. El gobierno firmó acuerdos con organismos internacionales como el BID y la CAF para financiar obras de infraestructura que está ejecutando, principalmente, en rutas del interior del territorio.

, Andrea Durán

En los procesos industriales, la calidad de un análisis depende en gran medida de que la muestra obtenida represente fielmente las condiciones reales de operación. En ese contexto, el diseño del sistema de toma de muestras se convierte en un factor determinante para garantizar resultados confiables y preservar la seguridad durante la operación.

Con ese objetivo, ABAC desarrolla soluciones de ingeniería para sistemas de toma de muestras, acompañando a sus clientes desde la definición técnica hasta la fabricación de los equipos. La empresa diseña y fabrica paneles para líquidos y gases, adaptados a las características de cada instalación y a los requerimientos específicos de cada proceso.

¿En qué consisten los paneles toma muestras?

Los paneles toma muestras son sistemas concebidos para extraer una muestra representativa de un líquido o gas desde una tubería, un tanque o un equipo de proceso, y conducirla de manera segura hasta un recipiente destinado a su posterior análisis. Su implementación permite verificar las condiciones de operación, realizar controles de calidad sobre el producto y mejorar la confiabilidad de los resultados obtenidos en laboratorio.

Entre las principales ventajas de estos sistemas se destacan la obtención de muestras representativas, el incremento de la seguridad para los operadores, la reducción de emisiones y pérdidas de producto, la disminución del riesgo de contaminación de la muestra y la posibilidad de realizar procedimientos de muestreo rápidos, seguros y repetibles. Estos aspectos contribuyen a mejorar la precisión de los análisis y la toma de decisiones en los procesos industriales.

Diseño de los paneles

El diseño de cada panel se realiza en función de las características particulares de la aplicación. Para ello, se consideran variables como el tipo de fluido —líquido o gas—, las condiciones de presión y temperatura de operación, la compatibilidad química de los materiales, los requerimientos de purga y acondicionamiento, el tipo de muestreo (continuo o puntual), el recipiente de recolección, los materiales constructivos, la necesidad de enfriamiento de la muestra y las normas técnicas aplicables al proyecto.

Desde la empresa señalan que cada sistema se desarrolla contemplando las condiciones específicas de operación y las necesidades del laboratorio, con el objetivo de ofrecer soluciones confiables, eficientes y aptas para operar en entornos industriales de alta exigencia.

De esta manera, la ingeniería aplicada al diseño de los paneles toma muestras busca responder a los desafíos particulares de cada proceso, priorizando la seguridad operativa, la confiabilidad del sistema y la obtención de resultados consistentes para cada aplicación.

, Redaccion EconoJournal

La Asociación de Industriales de Neuquén (ADINEU), a través de su Comisión de Comercio Internacional, realizará el próximo 13 de agosto la segunda edición de la Jornada COMEX Norpatagónica (JCN26), un encuentro orientado a empresarios, directivos, profesionales y actores del ecosistema productivo de Neuquén y Río Negro con el objetivo de analizar las oportunidades y desafíos que presenta el comercio internacional para la región.

El evento se desarrollará en el Centro de Convenciones Domuyo, en la ciudad de Neuquén, y contará con once bloques temáticos integrados por más de quince especialistas que abordarán cuestiones vinculadas a la inserción internacional, la competitividad empresarial, la logística, la regulación y las herramientas disponibles para facilitar las operaciones de exportación e importación.

La jornada COMEX

La iniciativa se enmarca en un contexto de crecimiento del comercio exterior de la Norpatagonia, impulsado principalmente por el desarrollo energético, la actividad industrial y la producción agroalimentaria. Según datos difundidos por la organización, durante 2025 las exportaciones de Neuquén superaron los USD 6.300 millones, con un incremento cercano al 30% interanual. Ese desempeño representó aproximadamente el 50% de las exportaciones de la Patagonia y el 7,2% del total nacional.

Desde ADINEU señalaron que el objetivo de la jornada es acercar a las empresas herramientas prácticas, información estratégica y espacios de vinculación que les permitan fortalecer su competitividad en un escenario internacional en constante transformación.

«La inserción en los mercados internacionales permite generar empleo, atraer inversiones, incorporar innovación y mejorar la productividad, mientras que las importaciones estratégicas facilitan el acceso a maquinaria, tecnología e insumos que fortalecen la capacidad competitiva de las empresas», sostuvo Natalia Muguerza, vicepresidenta de la entidad.

La convocatoria

La convocatoria cuenta con el respaldo del Gobierno de la Provincia del Neuquén, Centro Pyme ADENEU, Zona Franca Zapala, Depósito Fiscal y Aduanero, la Federación de Cámaras del Sector Energético del Neuquén (FECENE), la Federación Argentina de Comercio Internacional (FACI), la Cámara de Exportadores de la República Argentina (CERA), el Centro Despachantes de Aduana (CDA), la Universidad Nacional de Río Negro (UNRN), la Universidad Patagonia Argentina y empresas vinculadas a la cadena de valor del comercio internacional.

Reconocimiento académico

La edición 2026 también recibió reconocimientos del ámbito universitario. La Universidad Patagonia Argentina declaró al encuentro de Interés Académico, destacando su aporte al desarrollo económico y productivo regional, mientras que la Universidad Nacional de Río Negro lo declaró de Interés Institucional por su contribución a la formación en comercio exterior y a la articulación entre el sector productivo y el sistema universitario.

Según los organizadores, estas distinciones refuerzan el perfil de la Jornada COMEX Norpatagónica como un espacio de articulación entre empresas, Estado y universidades para promover la internacionalización y el desarrollo de capacidades en la región.

Una agenda enfocada en la competitividad

La apertura estará a cargo de autoridades provinciales de Neuquén y Río Negro, quienes expondrán sobre las estrategias de desarrollo productivo y de internacionalización para la Norpatagonia.

Uno de los paneles centrales estará dedicado al contexto internacional y será encabezado por Marcelo Elizondo, quien analizará los cambios geopolíticos, la evolución de las cadenas globales de valor y las oportunidades que estos procesos generan para Argentina.

La infraestructura logística será otro de los ejes del encuentro. Representantes de puertos argentinos y chilenos del corredor bioceánico sur, junto con referentes de la Zona Franca Zapala y del Depósito Fiscal y Aduanero de Neuquén, debatirán sobre las alternativas para fortalecer la conectividad con los océanos Atlántico y Pacífico y mejorar la competitividad regional.

La agenda también incluirá paneles sobre normativa aduanera e impositiva, regulación bancaria vinculada al comercio exterior, acceso a divisas, pagos internacionales y aspectos operativos para exportadores e importadores.

Durante la tarde, especialistas presentarán herramientas relacionadas con la digitalización de procesos, facilitación comercial, seguros internacionales, gestión de riesgos, inteligencia comercial, identificación de mercados, búsqueda de proveedores e incorporación de tecnología para optimizar las operaciones de comercio exterior.

Los expositores de la jornada

Entre los expositores confirmados se encuentra Fernando Landa, presidente de la Cámara de Exportadores de la República Argentina (CERA), quien expondrá sobre los desafíos para ampliar la base exportadora argentina y fortalecer la inserción internacional del país.

La jornada concluirá con un panel dedicado a los costos logísticos y la eficiencia operativa, además de la presentación de experiencias de empresas exportadoras e importadoras que compartirán casos concretos sobre los desafíos y oportunidades que enfrentan en el escenario actual.

La segunda edición de la Jornada COMEX Norpatagónica se realizará el jueves 13 de agosto, de 8.30 a 17 horas, en el Centro de Convenciones Domuyo de Neuquén. El evento será de carácter arancelado, con cupos limitados y beneficios para instituciones adheridas. La inscripción y la información sobre el programa completo se encuentran disponibles en el sitio web de ADINEU.

, Redaccion EconoJournal

Halliburton pondrá en marcha en Vaca Muerta en los próximos meses sus servicios de fracturación eléctrica bajo la tecnología Zeus. Así lo confirmó Hernán Carbonell, gerente de desarrollo de negocios de la compañía en el país, durante una nueva edición de Aguas Arriba, el ciclo de EconoJournal enfocado en la cadena de valor del sector energético.

“Se trata de una inversión pesada, propia de una tecnología muy nueva, que la escala actual de Vaca Muerta empieza a justificar con el avance del VMOS, los proyectos de LNG, y los récords que se rompen día a día en la cuenca», detalló Carbonell.

El anuncio fue uno de los ejes centrales de una mesa técnica que reunió también a Luis Lanziani, Supplier Development Director de Tecpetrol; Alberto Piwien, socio gerente de Plotec; y Sabina Trossero, consultora especializada en energía y minería, bajo la conducción de Nicolás Gandini, director de EconoJournal. El objetivo fue poner el foco en el desarrollo de la cadena de valor del sector energético para apuntalar a los proveedores locales, en un momento clave en el que el negocio empieza a crecer y a marcar el terreno para los próximos años.

«El Zeus es un set 100% eléctrico. Esa electricidad la vamos a generar en el sitio, y esto se viabilizó logrando que la tecnología de generación venga con los sets eléctricos. De otra manera, hubiese sido necesario generar una infraestructura eléctrica hasta el set de fractura”, dijo Carbonell.

Un spread completo de fractura suele requerir entre 20 y 30 MW de potencia eléctrica, y las configuraciones de mayor capacidad rondan los 30 MW. Esa cifra equivale a la potencia instalada de un parque solar pequeño o de una ciudad de unos 30.000 hogares.

“Es tanta la necesidad, entre 20 y 30 MW, que lo necesito generar ahí. Así como está desarrollado el proyecto, lo que necesito es llegar con el commodity –el gas natural-, si es gas comprimido lo tengo que descomprimir y si es licuado lo tengo que gasificar», agregó. Es decir, en lugar de llevar electricidad al equipo, van a llevar gas y generarán la electricidad en el lugar donde se realiza la fractura.

–En un escenario optimista, si sale bien lo que están planificando, ¿van a tener un equipo 100% eléctrico y cuántos duales? –le preguntó Nicolás Gandini.

–Cuando uno ve Vaca Muerta no puede dejar de ver lo que sucede en Permian donde la tecnología eléctrica fue lo que más creció y todas las otras tecnologías son intermedias. Son las que están camino a una tecnología como esta. Nosotros vemos un crecimiento grande de los equipos eléctricos, pero va a haber proyectos en los que tengas menos escala o no tengas tanta continuidad o volumen y en esos casos se van a justificar las otras tecnologías, que son bombas 100% a gas o bombas duales gas-diésel.

Luis Lanziani de Tecpetrol arriesgó un número sobre el impacto que puede tener este proceso de electrificación e hibridización sobre el consumo de diésel del sector: «De acá a cuatro años el consumo de diésel en fractura se puede reducir en un 60%, siendo conservador».

«Para mí lo que se viene en materia energética es una forma distinta de pensar el negocio gracias a la escala», complementó Lanziani. «La variable que moverá las inversiones es el costo unitario, que tiene que ser muy bajo. Por ejemplo, en la fractura hoy el diésel es un componente que carga muchísimo el precio y entonces hay que pasar a gas o eléctrico, y hay que elegir según las soluciones que hay. Eso no estaba en el pasado. Vamos a pasar a un modelo muy americano donde en realidad conviven muchas tecnologías y se va a usar la que sea más costo-eficiente en cada caso», agregó.

Sobre la dinámica actual entre operadoras, Lanziani contó que ya hay al menos siete proyectos de estaciones de carga a granel de GNC en marcha en la cuenca neuquina, dos de ellos en construcción y tres más cristalizándose, producto de que «todos los actores principales estamos empezando a compartir y ecualizar esfuerzos para bajar los costos y hacer sustentable el negocio sin cargarlo de ineficiencias”.

La necesidad de gas en minería: el proyecto de Plotec en la Puna

Mientras la industria del shale discute cómo electrificar sus equipos, en la Puna ya hay una mina de litio que funcionará desde esta semana con GNL traído en camión desde Chile. Del proyecto se encarga Plotec, la empresa de Alberto Piwien.

Ante la falta de oferta local de GNL, la solución fue importarlo desde Chile hasta que exista producción nacional. El gas llega licuado a la terminal chilena de Mejillones y desde ahí baja a los tanques de un pool de empresas del que participa YPF como operador y comprador del commodity. Plotec se encarga de la tecnología, el transporte y el diseño y construcción de la planta, además de operar como almacenador —una figura que, contrario a lo que su nombre indica, reemplaza a una distribuidora o transportista de gas—.

Las dos plantas previstas ya están operativas, y una de ellas debería empezar a generar energía eléctrica con GNL el 22 de julio. Las plantas apuntan a la pequeña o media escala. Las plantas generan 8 MW de energía eléctrica de forma permanente, con una capacidad de reserva adicional de 4 MW. A eso se suman las calderas —dos por planta, más un calentador de agua en una de ellas— que también consumen gas. En total, el proyecto demanda unos 6.000 m³ diarios de gas natural.

La elección del GNL por sobre el GNC respondió a dos variables: la altura de las minas, a 4.000 metros sobre el nivel del mar, y el estado de los caminos de acceso, sin rutas pavimentadas. “El primer chasis que llevó GNL hasta la zona se destruyó en un solo viaje. Hubo que reforzarlo para poder sostener el transporte”, aseguró.

Cuánta demanda de gas puede traccionar la reconversión

¿Es posible estimar cuánta demanda adicional de gas generaría una transformación completa del equipamiento de fractura? «La respuesta rápida es no», aseguró Lanziani. Explicó que todas las operadoras ya reforzaron sus áreas comerciales para explorar nuevos consumos, en un contexto en el que la producción de petróleo no convencional viene de la mano de gas asociado que necesita encontrar salida. Por ahora, dijo conocer sólo dos proyectos de generación eléctrica con termoeléctricas a GNL. Para el ejecutivo, la clave no es tanto el volumen sino el plazo: «Estamos muy acostumbrados a que todo se tiene que resolver en un mandato presidencial y eso es muy complicado. Ahora todos pusimos el foco en, al menos, diez años».

El GNL que se licúe en Río Negro para exportación no tendrá ventana hacia el mercado interno. «Ese gas que se va a licuar en un barco o en dos barcos en el futuro va a ser exclusivamente para exportación», afirmó Piwien.

La demanda doméstica, coincidieron, crecerá por otro lado: proyectos de menor escala como el que Triar prevé instalar en San Nicolás, consumos industriales de 6.000 a 10.000 m³ diarios —similares a los de la minería— y el transporte vehicular, donde desde 2027 todo colectivo nuevo en la ciudad de Buenos Aires deberá ser a gas o eléctrico.

La logística de arena de fractura

La mesa dejó planteado otro debate para una futura edición de Aguas Arriba: la reconversión a gas de la logística de arena de fractura, un insumo clave para cada pozo que hoy se transporta mayormente con camiones a diésel.

Según adelantó Lanziani, el desafío tiene dos tramos distintos. Está la milla corta, el recorrido final desde un punto de acopio cercano al yacimiento hasta el pozo, con camiones preparados para el terreno irregular de Vaca Muerta. Y la milla larga, el trayecto de cientos de kilómetros que trae la arena desde su origen —muchas veces por asfalto— hasta la cuenca neuquina, donde el reemplazo del diésel por gas apunta menos a un ahorro directo que a ganar competitividad de escala y ordenar la logística como si fuera una línea de producción.

, Redaccion EconoJournal

Pampa Energía anunció la aprobación del Final Investment Decision (FID) por US$ 2.700 millones para la construcción de una planta de producción de urea granulada en el Polo Industrial Bahia Blanca, proyecto que ya fue presentado a mediados de abril al Régimen de Incentivo de Grandes Inversiones (RIGI).

El holding del empresa Marcelo Mindlin explicó que con este desembolso la compañía construirá la planta de producción de urea granulada más grande de la región y una de las de mayor envergadura a nivel mundial, la cual prevé alcanzar su fase operativa hacia fines de 2029 con una capacidad estimada en 2,1 millones de toneladas anuales.

Este decisión de inversión permitirá a Pampa entrar a un negocio inédito para la empresa y abrirá una nueva fuente de generación de divisas estimado en unos u$s1.000 millones anuales. Este beneficio a la balanza comercial será producto tanto por la sustitución de importaciones actuales como por el saldo exportable que generará el complejo petroquímico.

La producción de la futura planta apuntará principalmente a abastecer el mercado de Brasil, un socio comercial clave que actualmente demanda la importación de entre 7 y 8 millones de toneladas de urea al año. Para apuntalar la viabilidad de la iniciativa, el proyecto espera la aprobación de su adhesión al RIGI.

El complejo se emplazará sobre una superficie de 80 hectáreas dentro del área portuaria, con una conexión directa a los gasoductos troncales de Vaca Muerta. Las instalaciones incluirán 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 automatizados para camiones y buques.

Hasta el momento la única planta de producción de urea granulada que opera en la Argentina es la de la empresa Profertil. Tras una operación valuada en u$s1.200 millones, la empresa cambió de dueños y ahora está controlada en un 90 % por Adecoagro y en un 10 % por la Asociación de Cooperativas Argentinas (ACA). Los nuevos dueños tienen prevista la ampliación de la planta que permitrá duplicar su capacidad.

Quiénes tendrán a cargo la ingeniería y la obra

Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía, afirmó que la de hoy «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, más previsible y competitivo, y podrá exportar a la región y al mundo. Permitirá generar divisas, conquistar nuevos mercados y conectar el gas de Vaca Muerta con uno de los sectores más importantes de la economía argentina, como es el campo”, agregó el empresario.

Con un plazo de ejecución estimado de tres años y medio, el proyecto impulsará la generación de empleo y desarrollo para Bahía Blanca y su región. Durante la etapa de construcción demandará más de 3.500 puestos directos en su pico de obra, además de miles de empleos indirectos asociados a la cadena de valor.

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. Asimismo, ofrecerá oportunidades de incorporación a colaboradores de la compañía de otras áreas que deseen sumarse a este nuevo proyecto.

El proyecto estará a cargo de Tecnimont, parte de la Business Unit E&C Solutions de MAIRE, y SACDE. Tecnimont, líder global en ingeniería y ejecución de grandes proyectos industriales, se enfocará en las actividades de ingeniería y procurement, mientras que SACDE estará a cargo de la construcción.

MAIRE combina las capacidades de ingeniería de proyectos de clase mundial de Tecnimont con el portafolio tecnológico líder de Nextchem -al frente de la Business Unit STS de MAIRE- para desarrollar proyectos industriales de gran escala a nivel global. Tecnimont cuenta con 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.

, Redacción EconoJournal

La empresa de servicios petroleros para desarrollos no convencionales DLS Archer anunció este viernes la incorporación de un equipo de perforación Súper High Spec de última generación que operará para YPF a partir del primer trimestre de 2027. La decisión es parte de la necesidad que se advierte en la industria por ampliar la capacidad operativa en Vaca Muerta.

Esta incorporación representa el tercer equipo que la compañía de servicios petroleros levanta para Vaca Muerta en un período de alrededor de seis meses, lo que ratifica su plan estratégico de inversiones frente al incremento de la demanda de servicios de alta performance.

La disponibilidad de torres de perforación se presenta como uno de los principales cuellos de botella para el crecimiento del sector upstream. En un escenario donde resulta urgente elevar la actividad de perforación de pozos para abastecer la infraestructura de transporte proyectada como el Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y la ya incorporada a partir de las ampliaciones de Oldelval.

La compañía precisó que el nuevo perforador DLS-177 integra tecnología MPD (Managed Pressure Drilling o perforación con presión controlada), una herramienta de alta especificidad que permite elevar los estándares de eficiencia, innovación y seguridad en pozos complejos.

Proveedores y servicios aceleran el salto de escala

«YPF lidera la industria y en DLS Archer estamos para acompañar ese crecimiento. La llegada del DLS-177 refuerza nuestro compromiso con la excelencia operativa y expande nuestra presencia en el mercado no convencional de Vaca Muerta», afirmó Gerardo Molinaro, VP de Land Drilling de DLS Archer.

El directivo enfatizó que la unidad «consolidará una relación estratégica que transforma la industria y garantiza productividad y seguridad en cada operación». La puesta en marcha de la unidad fortalecerá el contrato de largo plazo vigente entre DLS Archer e YPF. Esta alianza combina la experiencia global con el objetivo de dotar de mayor competitividad a las operaciones del upstream en el sector.

La velocidad en la respuesta de las empresas de servicios petroleros anticipa parte de los debates que cruzará la agenda sectorial en las próximas semanas. El rol de los proveedores es, de hecho, el eje central del lema del Supplier Day de EconoJournal, el encuentro clave enfocado en la cadena de valor que se desarrollará el próximo 11 de agosto.

Allí se analizará en profundidad cómo el entramado de empresas proveedoras y de servicios técnicos debe acelerar y acompañar el inminente salto de escala de la industria, impulsado por la puesta en marcha de las megaobras de transporte de hidrocarburos.

Los nuevoe equipos que están llegando

Los equipos integran servicios de Perforación Controlada por Presión (MPD). Este sistema permite optimizar los tiempos de ejecución garantizando resultados seguros. Es un proceso mediante el cual la presión ejercida por el fluido de perforación en el pozo se controla a través de la contrapresión superficial que surge del sellado de la tubería en la superficie por un cabezal giratorio y un colector de estrangulamiento.

Esto permite una perforación ininterrumpida a través de estrechas ventanas de presión de fractura de poro. El control de la presión se mantiene mediante una combinación de densidad del fluido, fricción circulante y ajustes de presión de superficie.

, Redacción EconoJournal

El gobierno de Rolando Figueroa comenzó esta semana a reconstruir su relación política con Plottier, una ciudad clave para la provincia por su cercanía a la capital y su crecimiento poblacional, pero asediada en las últimas décadas por malas administraciones y cimbronazos institucionales.

A poco más de dos meses de la renuncia del intendente Luis Bertolini, la Provincia desembarcó con su gabinete en la ciudad para comprometer un paquete de obras a Malena Resa, la concejal que asumió en reemplazo, a cambio de un alineamiento al «pacto de gobernanza» propuesto por la gestión.

«Decidimos acompañar al gobierno provincial en el lineamiento de ordenar las cuentas para poder redistribuir, y que cada peso de los habitantes de la localidad esté en el lugar dónde corresponde, para poder llegar a ellos con mayores obras y servicios», afirmó el lunes tras la firma.

El convenio acordado entre las partes incluye el traspaso del tramo de la Ruta 22 que pasa por la ciudad a manos de la municipalidad. Seguirá bajo el dominio de Vialidad Provincial, pero el municipio se deberá hacer cargo de su mantenimiento.

Además, el gobierno comprometió la realización del proyecto ejecutivo para un paseo costero, el prefinanciamiento de unas 100 cuadras de asfalto, una nueva comisaría y un centro deportivo, según se anticipó.

La Provincia también está financiando en la localidad una nueva escuela técnica para una matrícula de 833 estudiantes.

El pacto de gobernanza, implica, entre otras cosas, el compromiso del municipio al ordenamiento de sus recursos y gastos, armonización y transparencia tributaria para que la Provincia mantenga los convenios de financiamiento de obras con las ciudades.

«Es una herramienta fundamental a través de la cual el gobierno provincial establece valores en gestión pública. Los intendentes adhieren y ponen en marcha acciones que les permiten hacer obras y gestiones de competencia municipal. Luego, la provincia colabora articulando acciones para que los municipios puedan hacer lo que la población les requiere», planteó Juan Luis «Pepé» Ousset, jefe de Gabinete de Figueroa. 

Plottier en el mapa electoral

La ciudad de Plottier, vecina a Neuquén capital y conectada por la Ruta 22, es la segunda más poblada de la provincia. El Censo 2022 le computó más de 52.000 habitantes, igualmente lejos de la primera en el ranking que tiene unos 300.000.

En las elecciones a gobernador del 2023, le aportó al armado de Rolando Figueroa uno de sus triunfos más contundentes: logró aventajar a su principal adversario, Marcos Koopmann, por más de 20 puntos.

Esa casi duplicación de votos le permitió compensar, por ejemplo, el resultado en la ciudad de Zapala, donde el MPN había obtenido una amplia ventaja, y otras del interior en las que el partido de gobierno era fuerte.

Con la desintegración de la alianza política con el partido Desarrollo Ciudadano de Gloria Ruiz que lo había acompañado en esa campaña, el oficialismo ahora busca reposicionarse en la ciudad de cara a la elección del 2027.

Y como sucede a nivel provincial, el principal activo que mostrará el gobierno como plataforma electoral el año que viene será el de las obras.

Plottier, por otro lado, es una de las ciudades que mayor crecimiento experimentaron en los últimos años por ser una alternativa a la capital con condiciones más accesibles para la vivienda. El gobierno apunta ahora a que esa característica de «ciudad dormitorio» para Vaca Muerta pueda complementarse servicios de calidad e infraestructura, que es su principal deuda pendiente.

Rolando Figueroa y su historia con Plottier

El vínculo de Rolando Figueroa con Plottier fue clave en la elección del 2023. De allí surgió su vicegobernadora, Gloria Ruiz, por entonces intendenta de la ciudad bajo el sello Desarrollo Ciudadano. Era una dirigente que se había enfrentado abiertamente al gobierno del MPN y le aportó a la fórmula un toque de «rebelión» y cercanía que se tradujo en un buen resultado en las urnas.

Figueroa también le cedió ese año la elección del candidato para sucederla en la ciudad, Luis Bertolini, quien arrasó meses más tarde en los comicios municipales. Esa negociación para contener su alianza con Ruiz implicó sacrificar la candidatura de Julieta Corroza, oriunda de la ciudad y quien estuvo a muy pocos votos de ganar en 2015.

En cambio, el espacio le aportó a Bertolini una lista colectora encabezada por Malena Resa, muy cercana a la actual senadora.

Ese entramado de alianzas, sin embargo, se sostuvo apenas hasta el 2024. El inicio de una investigación iniciada por la fiscalía de Delitos Económicos de Neuquén contra la entonces vicegobernadora por supuesto enriquecimiento ilícito y desmanejos en la Legislatura le valió su destitución por «inhabilidad moral» en noviembre de ese año. La votaron los diputados con una mayoría de 30 votos sobre 35.

La investigación judicial salpicó también a Bertolini por contrataciones en la municipalidad cuando era secretario de Obras Públicas y, a partir de allí, se inició un espiral de especulaciones que terminaron finalmente con una formulación de cargos en abril de este año por los delitos de defraudación, negociaciones incompatibles con la función pública e incumplimiento de los deberes de funcionario público.

Bertolini renunció ese mismo día, cuando el Concejo Deliberante votaba su suspensión, denunciando «una estrategia que busca disciplinar a quienes se animan a ejercer la política con independencia».

«Desde el poder provincial utilizaron las instituciones de la Justicia para torcer la voluntad popular de una ciudad que eligió libremente su propio camino», cuestionó.

, Andrea Durán

La producción de Vista alcanzó los 156.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d) en el segundo trimestre, un incremento de 32% respecto del mismo período de 2025, informó la compañía.

El crecimiento estuvo impulsado por el desarrollo de los activos de la empresa en Vaca Muerta, como así también la consolidación de los activos de Equinor a partir de mayo. La producción de petróleo fue de 135.000 barriles por día, con un crecimiento interanual del 33 por ciento.

El costo de extracción (lifting cost) fue de 4,5 dólares por boe, un 4% menor en comparación con el mismo período de 2025.

El mayor exportador de crudo

Las exportaciones de petróleo de Vista aumentaron un 54% interanual, alcanzando los 8,6 millones de barriles durante el trimestre y representando el 72% del volumen total de ventas de petróleo de la compañía.

Desde la compra de los activos de Petronas en abril de 2025, Vista es el mayor exportador de crudo del país.

Más ganancias y más inversión

Los ingresos totales fueron de 1.150 millones de dólares, un 89% más a los registrados en el segundo trimestre del año anterior. Dicha suba fue impulsada por el incremento en la producción de hidrocarburos, como así también por el aumento en los precios internacionales. El EBITDA ajustado fue de 805 millones de dólares, un incremento interanual del 99 por ciento.

La utilidad neta alcanzó los 322 millones de dólares, un 37% superior a la registrada en el segundo trimestre de 2025 y un 199% por encima de la del trimestre anterior.

Las inversiones totalizaron en 467 millones de dólares, y fueron destinadas principalmente al avance de la actividad de perforación y completación de nuevos pozos. Vista conectó 27 pozos nuevos durante el trimestre.

, Redaccion EconoJournal

La Argentina-Texas Chamber of Commerce (ATCC) anunció la renovación de sus autoridades de conducción y Gabriela Aguilar asumirá la presidencia de la institución para el período 2026-2027. La empresa de reconocida trayectoria en el sector energético encabezará el Comité Ejecutivo que tiene nodos en Buenos Aires, Houston, Austin, Dallas y Neuquén con particular seguimiento de la formación Vaca Muerta.

La designación de la nueva mesa ejecutiva marca el inicio de una etapa orientada a consolidar a la ATCC como el principal catalizador de negocios entre la Argentina y el Estado de Texas. «La Cámara buscará robustecer los canales de diálogo técnico, regulatorio y comercial que beneficien a ambos ecosistemas empresariales«, resaltó la entidad.

Bajo la conducción de Aguilar, el Comité Ejecutivo implementará una agenda plurianual que pondrá especial foco en la transición y el desarrollo energético, buscando profundizar las alianzas operativas e industriales entre Vaca Muerta y la Cuenca Pérmica.

También se promoverá la innovación tecnológica y la economía del conocimiento para fomentar un puente directo entre los centros tecnológicos en expansión de Austin y el talento calificado del sector de software en Argentina. Como tercer pilar, la gestión buscará una mayor integración en el sector de la salud (healthcare).

El plan de acción inmediato incluirá misiones comerciales recíprocas, foros de inversión,rondas de negocios y mesas redondas sectoriales con decisores clave de los ámbitos público y privado en ambos territorios.
Sobre la ATCC.

, Redacción EconoJournal

Compañías de generación eólica están viendo con preocupación un proyecto de ordenanza que presentó en el Consejo Deliberante el intendente de Olavarría, Maximiliano Wesner, para crear una tasa de Seguridad e Higiene en el municipio que implicaría el cobro de US$ 5.200 por año por cada aerogenerador instalado. La Ley 27.191 de energías renovables otorgaba un marco normativo que protegía al sector y le garantiza estabilidad fiscal a los proyectos, pero venció el 31 de diciembre de 2025 y la prórroga en el Congreso todavía no se aprobó.

Fuentes del sector renovable consultadas por EconoJournal explicaron que el monto de la nueva tasa impacta en los márgenes de los parques eólicos y afecta a la seguridad jurídica del sector.

El proyecto del intendente Wesner, integrante de La Cámpora, fue presentado en junio ante el Consejo Deliberante, donde el oficialismo tiene una mayoría prácticamente automática de concejales, y aguarda el tratamiento en comisiones.

En un principio, el intendente de Olavarría quería aprobar una tasa de Seguridad e Higiene mucho mayor, que implicaba casi un 1,5% de los ingresos por facturación promedio de los parques eólicos, según cálculos que realizaron en el sector. Las empresas se negaron a aceptar que la tasa se aplicara sobre la facturación y luego de algunas semanas, Wesner bajó sus pretensiones. Finalmente, el proyecto que se presentó dice que se cobrarán US$ 5.200 anuales por cada aerogenerador, que representa un 0,5% de los ingresos por facturación.

Sin embargo, fuentes privadas advirtieron que el monto final de la tasa que quedó plasmado en el proyecto de ordenanza sigue siendo muy elevado y generará un impacto negativo en los proyectos. También explicaron que el monto de una tasa municipal de Seguridad e Higiene no puede establecerse sobre la facturación de los parques de energía eólica. Otras fuentes se mostraron más cautas y explicaron que el monto podría ser razonable porque “es un término medio” respecto a otras tasas que cobran otros municipios.

Una fuente del sector también comentó a EconoJournal que “el proyecto de ordenanza en Olavarría podría ser una avivada porque justo lo presentaron después que venció la ley y la prórroga todavía no se aprobó en el Congreso”. Este medio intentó comunicarse con el intendente de Olavarría, pero no obtuvo respuesta.

Hasta el momento hay cuatro parques eólicos en Olavarría que podrían verse afectados si el proyecto prospera. Suman 82 aerogeneradores:

-Parque Eólico Cementos Avellaneda: está operado por YPF Luz y la empresa productora de cemento homónima. Tiene 9 aerogeneradores.

-Parque Eólico Olavarría: lo llevan adelante PCR y ArcelorMittal Acindar. Se encuentra en etapa de construcción. Contará con 30 aerogeneradores y demandará una inversión de US$ 276 millones. Está bajo el paraguas del RIGI.

–P.E. Vientos de Olavarría: está operado por la productora de acero Ternium (Techint) y tiene 22 aerogeneradores operativos.

-P.E. La Rinconada, cuenta con 21 aerogeneradoresoperados por Tenaris (Techint).

Tasas municipales y estabilidad fiscal

Las compañías de generación eólica entienden que el proyecto de ordenanza, una suerte de “impuesto al viento”, también podría replicarse en otros municipios del país. Hay localidades que cobran una tasa de Seguridad e Higiene, como Bahía Blanca y General Torquinst, pero el monto es cercano a un 0,25% de la facturación de un parque renovable. Sin embargo, esto no es generalizado en la provincia de Buenos Aires ni en el resto del país, según detallaron las mismas fuentes.

En materia de seguridad eléctrica, los parques eólicos y solares están sujetos al control del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE), que tiene facultades para fiscalizar la construcción, operación y mantenimiento de instalaciones de generación, transporte y distribución, según detalla la Ley 24.065 que fijó el nuevo marco regulatorio en 1991. La Tasa de Fiscalización y Control financia la actividad regulatoria del organismo nacional.

Como antecedente, en 2020 el municipio de Puerto Madryn implementó un “impuesto al viento” que representaba casi un 5% de la facturación por la producción de energía de los parques eólicos. El grupo Nordex presentó un reclamo judicial y en 2022 la Justicia Federal frenó la implementación de la tasa.

Sin ley de energías renovables

El sector de energías renovables quedó sin cobertura legal sobre la estabilidad fiscal ya que la Ley 27.191 venció a fin de 2025, que estableció un régimen de fomento y un marco normativo para la generación renovable durante 20 años.

El artículo 17 de la ley afirma que “el acceso y la utilización de las fuentes renovables de energía no estarán gravados o alcanzados por ningún tipo de tributo específico, canon o regalías, sean nacionales, provinciales, municipales o de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, hasta el 31 de diciembre de 2025”.

La Ley 27.191, sancionada en 2015, permitió la instalación de alrededor de 6.500 MW de potencia renovable que demandaron inversiones por más de US$ 7.000 millones en parques eólicos, solares, de biogás y pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, entre otros, en todo el país.

El Poder Ejecutivo intentó habilitar en el Presupuesto 2026 una prórroga hasta 2047 del artículo 17 de la ley, pero finalmente ese apartado quedó excluido en las negociaciones en el Congreso.

Ahora el gobierno nacional apuesta a blindar a la generación renovable con una prórroga de la Ley 27.191 hasta 2045. El proyecto de ley también incluye otros temas sobre energía como la modificación del régimen de Zona Fría, compensaciones a distribuidoras eléctricas y la derogación del decreto 929 de 2013, conocido como “decreto Chevron”.

Ordenanza

La iniciativa del intendente de Olavarría prevé crear una “Tasa por Inspección de Seguridad e Higiene aplicable a Parques de Generación de Energía Eólica” para todos los parques que generen electricidad a partir del viento, sin importar la escala.

El proyecto, al que accedió EconoJournal, prevé el cobro de la tasa anual para todos los aerogeneradores instalados en los parques, estén o no operativos. Si la ordenanza avanza las compañías de generación renovables tendrán que presentar el comprobante de pago de la tasa para tener la renovación de la habilitación municipal para los parques eólicos.

Según establece el proyecto, el cobro anual de la tasa tendrá como retribución por parte del municipio de Olavarría los servicios de inspección, verificación, fiscalización, control y seguridad de cada aerogenerador.

El texto contempla una “garantía de previsibilidad tributaria” por un plazo de 10 años donde queda establecido que el Municipio de Olavarría no podrá incrementarla.

, Roberto Bellato