El directorio de YPF aprobó el ingreso de la compañía al megaproyecto para industrializar líquidos del gas de Vaca Muerta, en Neuquén y Bahía Blanca, que los accionistas de TGS presentaron hace dos meses en el Argentina Week realizado en la ciudad de Nueva York. La decisión de la petrolera de acompañar este proyecto de infraestructura greenfield aceleró los tiempos para que la transportista presente en los próximos días la iniciativa al Régimen de Incentivo de Grandes Inversiones (RIGI).

El acuerdo anticipado por el presidente y Ceo de YPF, Horacio Marín, y el CEO de TGS, Oscar Sardi, tras la inauguración de las obras de ampliación de Compañía Mega en su planta de Bahía Balnca, se concretará durante la semana que comienza. Los directivos explicaron que YPF no ingresa como accionista al proyecto que demandedará una inversión de US$3.000 millones, sino como productora y cargadora del fluido de sus operaciones en Vaca Muerta.

La iniciativa resulta estratégica para los productores que aspiran a alcanzar una meta de 1,5 millones de barriles de petróleo, ya que permite gestionar el gas asociado que, de otro modo, limitaría la producción de crudo no convencional. La nueva infraestructura representa la primera planta de procesamiento de gran escala que se construye en el país en los últimos 25 años, sumándose a los complejos existentes de Cerri de TGS y Compañía Mega. 

El acuerdo vinculante compromete el abastecimiento de gas por un plazo de 15 años, por alrededor del 50% del gas que podrá procesar la nueva infraestructura, y el esquema comercial incluye el pago de una tarifa de procesamiento en Neuquén y la venta de los líquidos resultantes a TGS. La transportista a cargo del proyecto también negocia el mismo esquema con las operadoras Pluspetrol, Chevron y Pampa Energía, que podrían sumarse en similares condiciones para completar la oferta de gas natural.

«El directorio de YPF aprobó ingresar al proyecto, así que la semana que viene vamos a firmar con TGS la construcción de otra Mega en Bahía Blanca, una gran noticia para la ciudad y para el país. Somos los primeros que vamos a firmar, pero atrás vienen otros«, anunció Marín. En ese sentido, agregó que este paso permitirá «impulsar un nuevo desarrollo para la generación de valor en la economía y para poner el gas en especificación para consumo que es generación de valor para mercado interno en un polo petroquímico que va a seguir creciendo«.

Productos de exportación y adhesión al RIGI: las características del proyecto

El megaproyecto de separación, transporte y fraccionamiento de líquidos del gas natural o NGLs, diseñado por TGS prevé generar productos de exportación por un valor aproximado de US$1.300 millones anuales. Se trata de butano, propano y gasolina natural cuya demanda en el mercado local está actualmente abastecida, y que tendrán fácil colocación comercial en el exterior.

El desarrollo se fundamenta en las características singulares del shale gas de la cuenca neuquina, cuyo contenido de componentes licuables (gases húmedos) supera ampliamente la media de la industria. Al respecto, Sardi detalló la ventaja comparativa al explicar que «un gas natural estándar tiene un 10% normalmente de componente licuable. El de Vaca Muerta tiene entre el 25 y el 30% y esta riqueza calórica exige un tratamiento segregado desde la boca de pozo para maximizar la eficiencia en la recuperación de polímeros y combustibles líquidos».

La viabilidad de toda esta infraestructura se encuadrará bajo el RIGI, mediante la constitución de dos vehículos societarios que funcionarán en paralelo a TGS. Al respecto, Sardi aclaró la división de los activos en «uno vinculado al transporte y procesamiento en Neuquén, y el otro vehículo que incluye el transporte hasta Bahia Blanca, el fraccionamiento y el almacenamiento».

El CEO de la empresas de midstream explicó el rol que asumirá la petrolera en el proyecto: «El proyecto es 100% TGS en el cual YPF ingresa como un productor de gas, y lo que va a hacer es contratarle a TGS el transporte de gas para poder llegar a Tratayén. Allí, la sociedad anónima conformada para el primer VPU va a cobrar una tarifa para procesamiento y posteriormente el productor obtiene un líquido».

Una vez extraídos los elementos licuables, el metano y el etano residuales volverán a la corriente comercial de YPF para su colocación en el mercado interno a través de las redes troncales de gasoductos.

Los cambios que prevee la segunda etapa del proyecto

En el segundo bloque de la infraestructura, la relación contractual mutará hacia un esquema de compraventa en firme de los hidrocarburos líquidos generados para simplificar la logística de exportación, por el cual TGS se encargará de la comercialización a través del segundo de los VPU.

El proyecto procesará un volumen nominal en boca de pozo de 34 millones de metros cúbicos diarios de gas natural, aunque Sardi precisó la corrección técnica que se aplica al fluido según su poder calórico. «Cuando se mida es un volumen que no tiene en cuenta la calidad del gas, pero cuando se relaciona a 9.300 kilocalorías, está en un volumen de 43 millones«. Con esta escala de operación respaldada por acuerdos en firme con YPF, Pluspetrol y Chevron, el megaproyecto cubrirá el 70% de su capacidad instalada.

La traza de un nuevo poliducto de 600 kilómetros culminará en la ciudad de Bahía Blanca, con la construcción de una planta de fraccionamiento green field y una terminal de almacenamiento y despacho en Puerto Galván. Este complejo permitirá separar el flujo en propano, butano y gasolina natural. Según las proyecciones de la empresa, la operación comercial plena se alcanzará en un plazo de 45 meses, estimando una producción de 3 millones de butano, propano y gasolina narural.

, Ignacio Ortiz

El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, se despidió el sábado de la conducción de Juntos Somos Río Negro, el partido provincialista que fundó en 2015, con un multitudinario acto en el Alto Valle que dejó varios mensajes políticos para el 2027.

El encuentro cumplió con el objetivo formal de entregar los certificados a las autoridades que conducirán el partido por los próximos cuatro años con el actual intendente de Cipolletti, Rodrigo Buteler, como nuevo presidente del espacio.

Pero también fue una demostración de fuerzas para el actual gobernador, quien, a priori, buscará su reelección el año que viene, pero guarda una carta con su exministro de Gobierno, a quien ayer le prometió «libertad» para ejercer el liderazgo del espacio.

«Esto no es un maquillaje. Esto es en serio. Tanto Rodri, como la mesa, como la asamblea, como los presidentes de las mesas locales, saben que tienen toda la libertad para llevar a Juntos al lugar que tiene que ser. No tienen que consultar nada. Sean disruptivos, sean transgresores», afirmó Weretilneck.

El acto se realizó en el salón de una chacra en Cipolletti, bastión del mandatario, y reunió a militantes, intendentes y legisladores que llegaron de toda la provincia para acompañar la asunción de autoridades y escuchar a los únicos tres oradores. También hubo dirigentes aliados de la Unión Cívica Radical y de la Coalición Cívica ARI que participan del armado y socios nuevos como el intendente de Bariloche, Walter Cortés.

El primero en hablar fue Weretilneck, quien se explayó durante casi dos horas sobre el rumbo de la provincia, el impulso a nuevas actividades económicas y el futuro del partido.

«Nosotros sintetizamos, más allá de un proyecto político, un proyecto provincial», afirmó y destacó que su gobierno se puso como objetivos una provincia «integrada», «federal» y «normal».

«Los únicos que garantizamos la normalidad, el futuro y el crecimiento de Río Negro somos nosotros. No hay nadie, no hay ningún partido político o sector que les pueda garantizar normalidad. Que tenga los funcionarios que tenemos nosotros, nadie que pueda demostrar gobernabilidad como lo hacen los intendentes», describió.

El mensaje se leyó como una advertencia para el 2027 y la necesidad de mantener «estabilidad política» frente a las inversiones que ya está recibiendo Río Negro, pero que se van a incrementar conforme avanzan los proyectos asociados al nuevo hub exportador de Vaca Muerta y a la minería.

Por eso destacó que Río Negro y Neuquén fueron las únicas provincias que crearon empleo privado en los últimos dos años y medio.

«Estoy convencido de que el año que viene, cuando tengamos que elegir intendentes, concejales, legisladores y el futuro gobierno provincial, ningún rionegrino va a querer perder todo lo que hemos conquistado, Nadie va a querer retroceder», aseguró.

«Esto nunca fue un campo de concentración»

La previa al acto político de Juntos Somos Río Negro en Cipolletti estuvo marcada por el anuncio de dos diputados provinciales, los barilochenses Marcela González Abdala y Daniel Sanguinetti, de dejar el partido tras advertir un «rumbo equivocado».

Weretilneck no los aludió directamente en su discurso, pero afirmó que el partido «nunca fue un campo de concentración».

Defendió que el proceso electoral interno, que concluyó con una lista de consenso encabezada por Buteler, fue «totalmente transparente» y que «quienes tenían o tienen un proyecto partidario distinto a este tuvieron todas las oportunidades».

«No hay excusa. El que se siente afuera está afuera porque siempre estuvo afuera. Y el que no está acá es porque siente que no tiene nada que aportar a este gobierno», dijo en lo que también lució como una respuesta a la ausencia del vicegobernador y fundador de Juntos, Pedro Pesatti, hoy prácticamente sin diálogo con Weretilneck.

El gobernador también hizo énfasis en la renovación dirigencial para dejar atrás «la etapa fundacional». «Estamos saliendo del personalismo para dar paso a una construcción colectiva, estamos saliendo de la AW con sus aciertos y errores», planteó.

Críticas a los partidos nacionales

El jefe del bloque en la Legislatura, Facundo López, quien quedará al frente de la Asamblea partidaria, ponderó el liderazgo Weretilneck y su «grandeza» para dejar la conducción en manos de nuevas figuras.

También fue el encargado de lanzar críticas a la oposición que responde a partidos nacionales: «Acá estamos quienes no tenemos jefes en Buenos Aires», definió.

«Acá estamos quienes sabemos que para conducir Río Negro no se necesita tener linaje, ni de tener un apellido para creerse con derecho a gobernar la provincia», planteó.

Afirmó que la provincia tampoco necesita «ningún outsider de la política porque ellos no la conocen, no conocen su su gente» y tampoco «un Mesías o alguien que se sienta un enviado de Dios».

Entre los posibles adversarios del oficialismo de Weretilneck el año que viene se cuentan la peronista María Emilia Soria, el exPRO Aníbal Tortoriello y el libertario Enzo Fullone.

Buteler apostó a la reelección de Weretilneck

El flamante presidente de Juntos, Rodrigo Buteler, llamó a construir un partido «más moderno, más participativo, más cerca de la gente» y aseguró que buscarán reforzar la participación a través de las mesas locales distribuidas en todo el territorio.

El partido cuenta hoy con unos 14.000 afiliados y es el tercero más numeroso de la provincia detrás de la UCR y el PJ.

El intendente de Cipolletti también llamó a pensar «el Río Negro de 2035» con una visión a largo plazo. «No el de la próxima elección, no el del próximo año, el de la próxima generación», sostuvo.

En un contacto posterior con la prensa, dijo a EN/CLAVE que aún «falta mucho» para pensar en las candidaturas para el año que viene y analizó que «Juntos siempre se caracterizó por definir sus candidaturas mediante el diálogo y el consenso, así como las autoridades partidarias también».

«Después los partidos tienen su vida institucional y si alguien quiere plantear una interna, está en su derecho de hacerlo», dijo, pero reconoció que espera que Weretilneck vaya por la reelección, algo con lo que también coincidió su ministro de Gobierno, Agustín Ríos.

Buteler, de 41 años y buena imagen en su ciudad, puede repetir mandato en 2027, aunque podría ser una de las cartas del gobernador en caso de necesitar una figura más fresca para disputar la Provincia el año que viene.

, Andrea Durán

Las grandes disputas energéticas del siglo XX giraron alrededor del petróleo y del gas. Ahora, en el siglo XXI, una parte creciente de la competencia entre las principales potencias económicas se concentra en recursos mucho menos visibles: las llamadas tierras raras.

En pocas palabras, se trata de un grupo de 17 elementos químicos metálicos indispensables para el funcionamiento de numerosas tecnologías vinculadas a la transición energética y la digitalización de la economía. Por ejemplo, el neodimio se utiliza en los imanes de los motores eléctricos y los auriculares; el lantano forma parte de baterías para vehículos híbridos y equipamiento óptico; o el europio que es clave para pantallas LED, monitores y televisores.

¿Qué son las tierras raras y cómo es su explotación?

A pesar de su denominación, las tierras raras no son tierras ni tampoco particularmente escasas. Se encuentran distribuidas en distintos puntos de la corteza terrestre y en muchos casos son relativamente abundantes. El principal desafío radica en que en escasas oportunidades aparecen concentradas en volúmenes suficientemente altos como para justificar económicamente su explotación.

Por esa razón, su desarrollo requiere procesos mineros complejos y costosos que podrían simplificarse en tres grandes pasos.

1. La producción comienza con la extracción y trituración de las rocas que contienen los minerales.
2. Posteriormente, el material es sometido a procesos de concentración mediante flotación, una técnica que separa los minerales útiles utilizando agua y reactivos químicos.
3. Finalmente, se aplica la lixiviación para disolver los metales y recuperarlos en forma pura.

La complejidad técnica de estas etapas explica por qué son pocos los países que lograron desarrollar una industria integrada de tierras raras.

Tierras raras: ¿Por qué China domina la industria y cuál es la estrategia de EE.UU.?

China es hoy el actor dominante de la industria mundial de tierras raras. El país asiático posee alrededor de 44 millones de toneladas métricas de reservas, equivalentes a cerca del 48% del total global.

Pero su liderazgo no se limita a la disponibilidad de recursos. China controla aproximadamente el 70% de la producción mundial y cerca del 90% de las capacidades de refinado y procesamiento.

Ese último eslabón constituye el principal cuello de botella de la cadena de valor. Tener acceso al mineral no garantiza la producción de tecnologías avanzadas. El verdadero desafío consiste en transformarlo en metales y componentes aptos para la industria automotriz, electrónica, energética y de defensa. A lo largo de las últimas décadas, China logró construir una estructura industrial integrada que le permitió dominar prácticamente todas las etapas del proceso.

La dependencia de Occidente respecto de esa cadena de suministro se transformó en una preocupación creciente, especialmente en un contexto de tensiones comerciales y estratégicas entre Beijing y Washington. Frente al avance chino, Estados Unidos comenzó a desplegar una estrategia orientada a reconstruir cadenas de suministro alternativas para los llamados minerales críticos.

Una de las herramientas más recientes es la implementación de mecanismos de apoyo económico -como la política de precios mínimos- destinados a garantizar la rentabilidad de proyectos mineros considerados estratégicos. La lógica es reducir el riesgo de inversión frente a la volatilidad de los precios internacionales y acelerar el desarrollo de capacidades propias o asociadas a países aliados.

Detrás de esta política existe una preocupación estructural. Durante décadas, la economía estadounidense profundizó su especialización en servicios y trasladó parte importante de su capacidad manufacturera hacia Asia. En cambio, China consolidó una integración industrial que le permite capturar gran parte del valor agregado de las cadenas productivas.

En ese contexto cobra relevancia el concepto de “friend-shoring”, una estrategia implementada bajo la administración Trump que busca reorganizar las cadenas de suministro críticas entre países considerados socios políticos y económicos confiables. La meta es reducir la dependencia de Asia y fortalecer la producción dentro de un bloque de naciones aliadas, es decir, que comparten valores políticos y económicos.

América Latina entra en escena

Es precisamente en esa estrategia en donde América Latina ocupa un lugar cada vez más importante. Brasil aparece como uno de los actores más relevantes. El país concentra cerca del 23% de las reservas mundiales de tierras raras y es considerado uno de los principales candidatos para convertirse en un proveedor alternativo a China.

Sin embargo, las autoridades brasileñas ya dejaron en claro que buscarán priorizar el interés nacional. El asesor presidencial para asuntos internacionales, Celso Amorim, sostuvo recientemente que Brasil pretende exportar únicamente los excedentes y preservar estos recursos para sus necesidades estratégicas.

Chile, Bolivia y la Argentina también cuentan con recursos identificados, aunque en una escala menor. Aun así, el interés de las grandes potencias por diversificar el abastecimiento de minerales críticos colocó a toda la región bajo una nueva mirada geopolítica.

Qué lugar ocupa Argentina en el mapa emergente de Tierras Raras

Argentina forma parte de ese mapa emergente. Según estimaciones del Servicio Geológico Minero Argentino (Segemar), el país tendría identificadas más de 190.000 toneladas de tierras raras y un potencial que podría superar los 3,3 millones de toneladas, equivalentes a alrededor del 2,7% de los recursos mundiales.

Los estudios geológicos señalan la presencia de estos minerales en provincias como Salta, Jujuy, Santiago del Estero, San Juan, San Luis, Córdoba y Buenos Aires. Entre los elementos identificados aparecen el cerio, el lantano y el neodimio, todos ellos fundamentales para aplicaciones industriales vinculadas a la electrificación y la transición energética.

El interés estadounidense por estos recursos quedó reflejado en el acuerdo firmado entre ambos países a comienzos de 2026. Bajo el denominado “Instrumento Marco para el Fortalecimiento del Suministro en Minería y Procesamiento de Minerales Críticos”, Washington manifestó su intención de impulsar inversiones en exploración, producción y procesamiento de tierras raras, litio, cobre y otros minerales estratégicos presentes en territorio argentino.

A pesar de las expectativas, Argentina todavía no produce tierras raras a escala comercial. Existen estudios geológicos, campañas de exploración y recursos identificados, pero todavía no hay proyectos en producción ni una industria local desarrollada para el procesamiento de estos minerales.

Esa realidad abre una discusión de largo plazo sobre el rol que el país pretende ocupar en la nueva economía de los minerales críticos. El desafío no pasa únicamente por extraer recursos, sino también por evaluar la posibilidad de desarrollar capacidades industriales capaces de agregar valor dentro del territorio nacional.

Mientras tanto, las tierras raras continúan consolidándose como uno de los activos estratégicos más importantes del nuevo escenario energético global. Junto con el litio, el cobre y el cobalto, constituyen la base material sobre la que se apoya la expansión de los vehículos eléctricos, las energías renovables, la digitalización y buena parte de las tecnologías que definirán la economía de las próximas décadas.

La pregunta de fondo ya no es si estos minerales serán relevantes para la geopolítica mundial. La disputa entre China y Estados Unidos demuestra que esa etapa ya comenzó. La incógnita es qué lugar logrará ocupar la Argentina dentro de esa nueva carrera por los recursos críticos.

, Loana Tejero

Néstor Marcelo Lamboglia sorprendió el lunes pasado al presentar la renuncia a la presidencia del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENREGE) cuando ni siquiera había cumplido un mes al frente del organismo. Su salida evidenció un conflicto interno que escaló hasta un nivel inédito en poco tiempo, pero también expuso las fallas en el proceso de selección de los directores y las limitaciones de un diseño institucional que ahora condiciona la búsqueda de una salida.

El nuevo ente fue creado por la Ley de Bases en julio de 2024. El decreto 452/25 de julio del año pasado constituyó formalmente al organismo y en octubre se realizó la convocatoria para integrar su directorio. El comité evaluador se oficializó en noviembre y propuso a tres candidatos para cada puesto. Finalmente, a mediados de enero Energía, Economía y Presidencia seleccionaron a los cinco postulantes: Lamboglia para la presidencia, Vicente Serra como vice, y Marcelo Alejandro Nachón, Griselda Lambertini y Héctor Sergio Falzone como vocales.

Si bien la propuesta debía elevarse al Congreso, el trámite era meramente formal ya que la opinión del Poder Legislativo no es vinculante. Por lo tanto, desde comienzos de año el futuro directorio comenzó a tener las primeras reuniones informales y ya por entonces quedó claro que la convivencia iba a ser difícil.

Pelea por la sede y el ninguneo como estrategia de desgaste

Una de las primeras disputas surgió por la futura sede del nuevo organismo. Lamboglia, que por entonces se desempeñaba como interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) propuso las oficinas de esa entidad, ubicadas en Madero al 1092, pero Marcelo Nachón, que era interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), dijo que prefería que fuera en la sede que Enargas tiene en Suipacha 636. Ambos querían empezar jugando de local y cerca de su propia tropa. Ninguno se bajó de su propuesta y al final se terminó votando y se impuso la sede de Madero.

Ese choque inicial fue solo una pequeña muestra de lo que vendría después. Operó casi como un efecto mariposa. Nachón se mostró molesto por la elección de la sede. Insistió con que las oficinas de Madero estaban mal mantenidas, en particular se quejó del estado de las alfombras. Incluso varias veces, cuando Lamboglia convocó a reuniones de trabajo, argumentó que estaba muy ocupado y le pidió al resto que se acercara a la sede del Enargas en Suipacha para conversar allí. Ni siquiera solían ponerse de acuerdo sobre el horario de los encuentros. Ese ninguneo permanente provocó un malestar creciente en Lamboglia. De hecho, en la reunión que tuvo lugar el jueves 28 de mayo para tratar el aumento de las tarifas de junio, Nachón no fue.

Con el diario del lunes, no parece haber sido una gran idea seleccionar para el directorio del nuevo ente regulador a los dos interventores de los organismos que iban a ser fusionados, pero es necesario aclarar que, cuando se los eligió, Nachón todavía no había asumido al frente del Enargas. Lo hizo recién a fines de enero, luego de que Carlos Casares renunciara a su cargo como interventor. 

Si bien Lamboglia iba a ser el presidente del nuevo ente y Nachón un vocal, este último nunca terminó de subordinarse a las decisiones del primero y en los hechos pareció que había dos presidentes.

Polémica por la renovación de los contratos

Uno de los mayores desencuentros se produjo cuando ya faltaba poco para que los directores asumieran formalmente sus cargos. En una reunión que mantuvieron el miércoles 8 de abril, Lamboglia opinó que lo mejor sería no renovar ningún contrato, incorporar personal ni promover ascensos hasta que estuviese en funciones el ENREGE –como la sigla inicial del organismo era prácticamente impronunciable, el directorio decidió recientemente, con un poco de sentido común, agregar una E entre la R y la G–.

El pedido de Lamboglia fue una sugerencia dirigida puntualmente al interventor del Enargas y buscaba que no se condicione de entrada a la futura conducción. Nachón no objetó nada en ese encuentro, pero el 22 de abril, apenas 15 días después de la reunión, ordenó la renovación por seis meses de 73 contratos. Además, días antes había promovido el pasaje de planta transitoria a permanente de Marcela Paula Valdez, integrante del cuerpo asesor del ex interventor Casares, del que también había formado parte Nachón.

Lamboglia interpretó aquella decisión como una afrenta personal, sobre todo porque no había ninguna urgencia, ya que los contratos vencían recién el 30 de junio. Además, varias de las personas a las que se le extendió el vínculo laboral también habían integrado el cuerpo de asesores de Casares.

En la reunión siguiente a los nombramientos, Nachón defendió su postura y dijo que lo volvería a hacer. Ese hecho terminó de dinamitar la convivencia dentro del directorio, cuando todavía ni siquiera se había conformado formalmente. De hecho, el 4 de mayo el presidente Javier Milei firmó el decreto oficializando los nombramientos y en ese momento la relación entre Lamboglia y Nachón ya estaba rota.

Dos secretarías para un solo directorio

Apenas entró en funciones, el directorio informó que no habría ningún cambio en las estructuras hasta que no se hiciera una evaluación detallada del funcionamiento de todas las dependencias. Por lo tanto, el directorio comenzó a funcionar con dos secretarías, las que pertenecían al ENRE y al Enargas.

Cada secretaría de directorio está integrada por un pequeño grupo de personas que van preparando las resoluciones para que luego las firmen los directores. En este caso, se decidió que la ex secretaría del ENRE preparara los temas de electricidad, mientras que la otra se ocuparía de los trámites referidos a la regulación del gas.

Eso generó un nuevo cortocircuito porque Lamboglia solía darle el visto bueno a lo que venía del área del ex Enargas, mientras que Nachón argumentaba que tenía que analizar cada documentación, lo que demoraba la publicación de algunas decisiones. Lamboglia estaba convencido de que esas demoras desgastaban innecesariamente su gestión.

Diferencias salariales

Otro de los temas que nadie pareció tomar en cuenta al momento de avanzar con la creación de un ente unificado, fueron las diferencias salariales entre los trabajadores provenientes del ENRE y los del Enargas. En el ENRE los sueldos más altos llegan a 8,5 millones brutos, mientras que en el Enargas hay varios que cobran más de 30 millones de pesos.

Varias fuentes aseguraron a EconoJournal, por ejemplo, que el gerente de Recursos Humanos y Relaciones Institucionales del ahora ex Enargas, Eric Salomone Strunz, cobra 32 millones de pesos brutos, el triple que los miembros del directorio del nuevo ente regulador unificado.

Lamboglia había propuesto otorgar una suba salarial de 30% para los trabadores del ex ENRE con el objetivo de ir reduciendo la brecha, pero no todos estaban de acuerdo y la pelea con Nachón dificultó todavía más esa coordinación. Finalmente, la decisión quedó aplazada y es probable que ahora se avance con la restructuración del organismo antes de concretar la equiparación salarial. Quien deberá ponerse al frente de ese proceso es Vicente Serra, vicepresidente del ENREGE, que quedó a cargo del organismo hasta que se elija un reemplazante de Lamboglia por concurso.  

A ese concurso público para presidente del ente podrá presentarse cualquier profesional que lo desee, incluso los cuatro miembros actuales del directorio. Por lo tanto, es probable que ese termine siendo otro motivo de rivalidad dentro del organismo.

El dilema del diseño institucional

Fuentes oficiales dejaron trascender a EconoJournal su malestar por el modo en que se manejó Nachón durante su convivencia con Lamboglia y evalúan incluso sugerirle que también renuncie si continúa generando conflictos. Nachón fue electo por concurso como primer vocal y su mandato es por tres años. Por lo tanto, si no está dispuesto a dar un paso al costado, como hizo Lamboglia, no será sencillo desplazarlo.

El artículo 7 del decreto 452/25 dice que los miembros del directorio “solo podrán ser removidos de sus cargos por acto fundado del Poder Ejecutivo Nacional”. El procedimiento es igual al que se siguió para los nombramientos. El gobierno debe comunicar los fundamentos a una comisión bicameral del Congreso integrada por los presidentes y vicepresidentes de las comisiones que cada una de las cámaras determine en función de su incumbencia.

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

Una vez transcurridos 30 días corridos desde el envío de esa comunicación, el Ejecutivo queda habilitado para avanzar. Está claro que nadie quiere llegar a esa instancia y menos habiendo transcurrido solo un mes desde las designaciones. Ya la salida de Lamboglia evidencia una falla en el proceso de selección porque se optó para presidir el ente a un profesional que no aguantó ni siquiera un mes.   

Esta situación expone un dilema ya clásico del diseño institucional. La lógica detrás de un directorio colegiado, con mandatos relativamente estables y selección por concurso, es evitar que el regulador quede completamente subordinado al gobierno de turno.

En teoría, un ente regulador independiente puede tomar decisiones más técnicas y previsibles, especialmente en sectores como energía y gas donde las inversiones son de largo plazo. Esa independencia le otorga al ente mayor credibilidad frente a empresas e inversores, pero también tiene costos. Por ejemplo, si los directores entran en conflicto, como viene ocurriendo hasta ahora, la capacidad de gestión puede resentirse. Y si los mecanismos para removerlos son rígidos, el Poder Ejecutivo podría tener que resignarse a convivir con una conducción ineficiente.

, Fernando Krakowiak

(Bahía Blanca) Compañía Mega, el mayor procesador de líquidos del gas natural de la Argentina, concretó este viernes la inauguración de su nuevo tren de fraccionamiento en el Polo Petroquímico de Bahía Blanca, un proyecto estratégico que demandó una inversión de US$ 250 millones. Se trata de la primera etapa de un plan integral diseñado para acompañar la creciente disponibilidad de gas no convencional y consolidar la capacidad exportadora del país en los mercados internacionales.

Con la inauguración, la compañía ratificó su liderazgo en el sector, donde procesa de manera estimada el 40% del gas generado en la Cuenca Neuquina, afianzándose como el principal exportador de GLP y gasolina natural, y como el proveedor clave de etano para el complejo petroquímico local. El total de la obra prevé inversiones por US$ 650 millones para incrementar en total un 50% la capacidad de tratamiento.

En una jornada de fuerte neblina que apenas dejaba divisar dentro de la planta las nuevas torres de fraccionamiento, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, encabezó la recorrida de las nuevas obras junto al CEO de Mega, Tomás Córdoba, el intendente de Bahía Banca, Federico Susbielles, y directivos de Petrobras y Dow, empresas accionistas del complejo que financiaron la obra construida hace 25 años.

Mega presentó en abril un proyecto de US$ 360 millones bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), destinado a la etapa dos del proyecto, en este caso para ampliar la capacidad de separación y transporte de líquidos del gas natural, fortaleciendo la infraestructura para acompañar el crecimiento de Vaca Muerta.

La segunda fase prevé obras en Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires, incluyendo 2 nuevas plantas de rebombeo, ampliaciones de infraestructura y mejoras operativas que permitirán incrementar un 27% la producción de propano, butano y gasolina natural de la compañía e incorporar más de 500.000 toneladas anuales adicionales de NGLs.

Los dos polos de agregado de valor del gas

Durante el encuentro, Marín, ratificó el rol estratégico de la ciudad como «el polo petroquímico y de industrialización del mercado interno«, diferenciándolo de Río Negro, que se consolidará como «el nodo exportador» de gas natural licuado y los líquidos asociados. «Está bueno que en la Argentina tengamos dos polos. Con el diario del lunes, creo que hubiese sido muy difícil hacer acá algo de la magnitud de lo que estamos haciendo en Río Negro«, dijo.

Marín destacó la transformación tecnológica de la planta con las obras en marcha pero planteó incoporar un Real Time Inteligence Center (RTIC) que permitirá darle mayor eficiencia a la producción de líquidos del gas natural que se realiza en la planta. También adelantó los próximos pasos de la compañía bajo el régimen de incentivos para grandes inversiones: «Con la segunda etapa y el impulso del RIGI, vamos a poder procesar entre 40 y 42 millones de metros cúbicos diarios de Vaca Muerta, lo que representa un verdadero valor agregado para el gas».

Finalmente, el presidente de YPF confirmó la incoporación de la petroelra en una inversión clave para la región del sur bonaerense al anunciar que el directorio aprobó el ingreso a un nuevo proyecto conjunto. «La semana que viene vamos a firmar con TGS para armar otra mega acá en Bahía Blanca«, reveló Marín sin dar otras precisiones. El presidente de la petrolera concluyó que el desarrollo del gas asociado a la producción de petróleo permitirá que «a mayor exportación, la energía sea mucho más barata en la Argentina, lo que hará más competitivas a todas las industrias».

La obra inaugurada y la continuidad del proyecto

Córdoba remarcó durante el encuentro que este primer desembolso de US$ 250 millones formó parte de una estrategia de crecimiento de largo plazo vinculada al desarrollo de sus empresas accionistas: YPF (38%), Petrobras (34%) y Dow (28%). El directivo argumentó que «esta articulación empresarial permitió apuntalar el desarrollo de Vaca Muerta mediante las instalaciones requeridas para procesar el shale gas y el asociado a la producción de petróleo.

«Esta ampliación -agregó- es uno de los hitos más importantes de nuestros 25 años de historia y refleja la confianza de nuestros accionistas en las oportunidades concretas que ofrece la Argentina en materia energética. Y, sobre todo, nos permite estructurar el próximo ciclo de crecimiento de la compañía, acompañando la expansión de Vaca Muerta con más capacidad y eficiencia para seguir dando valor a la producción».

Desde la perspectiva de la ingeniería, la reconfiguración técnica resultó indispensable debido a las propiedades del fluido proveniente del yacimiento no convencional, cuyo contenido de etano y propano triplicó los valores históricos. El nuevo módulo se edificó como un sistema en espejo respecto de las tres columnas preexistentes, pero con dimensiones y tecnología optimizadas para capturar el excedente líquido de la cuenca.

La puesta en marcha de la nueva unidad aportó un incremento inmediato del 20% en la producción de líquidos del gas natural, con una capacidad inicial de tratamiento de 2.500 toneladas diarias de productos. No obstante, las proyecciones indican que el potencial final del tren alcanzará un incremento total del 50% en la capacidad de fraccionamiento, una vez que se concluyan las obras complementarias de transporte hidrocarburífero.

De este modo, los volúmenes de despacho proyectados por la empresa se elevaron a un techo de 7.200 toneladas diarias, articuladas a través de su poliducto de 600 kilómetros que vincula directamente a la provincia de Neuquén con el puerto de Bahía Blanca.

Para complementar este incremento de capacidades, Compañía Mega tiene aprobada el RIGI por US$ 360 millones para el período 2026-2028. Esta etapa se centrará en la instalación de nuevas plantas de rebombeo en el poliducto, necesarias para suministrar el caudal requerido para llenar la capacidad del nuevo tren de fraccionamiento.

El impacto de estas obras se traducirá en un incremento directo de las ventas externas y un aporte a la balanza comercial energética. De acuerdo con las proyecciones de la empresa, el 80% de la producción incremental se destinará a la exportación, lo que representaría un aporte de entre US$ 200 y US$ 250 millones adicionales a los US$ 400 millones que ya se obtienen de comercio exterior.

, Ignacio Ortiz

Nucleoeléctrica Argentina (NASA) realizó su primera comercialización internacional de componentes desarrollados por la empresa para reactores nucleares CANDU. La operación comercial se concretó tras la modificación del estatuto de la empresa generadora estatal para instaurar una nueva unidad de negocio enfocada en la comercialización de servicios y componentes para centrales nucleares en el extranjero.

La empresa fabricó y exportó tapones de blindaje de salida con restrictor de flujo (FROSP). Son componentes utilizados para optimizar condiciones operativas y de seguridad en los canales de combustibles de las centrales nucleares de diseño CANDU.

La venta fue realizada a Candu Energy, empresa de AtkinsRéalis, en una operación concretada por un valor superior al millón de dólares, según pudo saber EconoJournal.

Cómo se desarrollaron los primeros componentes exportados por Nucleoeléctrica

La generadora estatal desarrolló los componentes junto con Conuar y la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA). Su desarrollo fue como consecuencia del proyecto de extensión de vida de la central nuclear de Embalse, un reactor tipo CANDU, proceso que concluyó en 2019.

Los tapones comercializados son utilizados en reactores nucleares de ese tipo. Se trata de una solución tecnológica desarrollada y validada por equipos técnicos de Nucleoeléctrica, a partir de la experiencia operativa acumulada en Embalse.

NASA tiene un sello distintivo entre las compañías generadoras que operan centrales nucleares en el mundo, que son sus capacidades de ingeniería, construcción, puesta en marcha y operación de reactores.

Son capacidades que desarrolló y robusteció al asumir el project management de la finalización de Atucha II en 2014 y la extensión de vida de Embalse. La empresa también finalizará en 2027 la extensión de vida de Atucha I. Esta particularidad le confiere a la empresa la capacidad de fabricar componentes tanto para centrales CANDU (uranio natural y agua pesada) como PWR (uranio enriquecido).

Exportaciones nucleares

La operación representa la primera venta en la nueva estrategia de Nucleoeléctrica orientada a consolidar una unidad de negocios enfocada en la exportación de servicios y componentes nucleares. La iniciativa además está en sintonía con los lineamientos de la nueva política nuclear impulsados por la Secretaría de Asuntos Nucleares para potenciar las exportaciones nucleares.

El secretario Federico Ramos Napoli presentó los lineamientos el domingo en el acto por la celebración del 76° aniversario de la creación de la CNEA. “Es importante que entendamos que si nos cerramos únicamente en lo que el sector nuclear hace en el ámbito público nos vamos a estar perdiendo, probablemente, la oportunidad más importante que este siglo le ofreció a la Argentina en materia nuclear”, dijo.

, Nicolás Deza

Aluar, la principal productora de aluminio de la Argentina, comenzó la construcción de un nuevo Parque Solar Fotovoltaico en la localidad bonaerense de Abasto, en el marco de su estrategia de diversificación y fortalecimiento de su matriz energética con fuentes renovables.

El proyecto contempla la instalación de 44.550 módulos fotovoltaicos sobre un predio de 55 hectáreas. Una vez operativo, el parque tendrá una potencia de aproximadamente 30 MW y aportará más de 55.200 MWh anuales de energía renovable al sistema eléctrico.

Nuevo parque solar

La nueva planta estará conectada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), lo que permitirá inyectar energía limpia a la red nacional y contribuir a mejorar la estabilidad y eficiencia del sistema eléctrico. Según estimaciones de la compañía, la generación del parque será equivalente al consumo de más de 20.400 hogares.

Además del aporte energético, el emprendimiento tendrá un impacto ambiental significativo. Aluar calculó que la producción de energía renovable evitará la emisión de más de 11.000 toneladas de dióxido de carbono (CO₂) por año, en línea con los objetivos de descarbonización que impulsan tanto el sector industrial como el energético.

La iniciativa se suma a otros proyectos estratégicos que la empresa viene desarrollando en los últimos años. Entre ellos sobresale el Parque Eólico Aluar, que este año completará su quinta etapa de expansión tras una inversión acumulada de 745 millones de dólares, y la Planta de Ósmosis Inversa que permitirá desalinizar agua de mar para abastecer a la ciudad de Puerto Madryn.

Como parte de su plan de crecimiento, la compañía también continúa evaluando nuevas inversiones vinculadas a energías renovables y sistemas de almacenamiento energético en distintas regiones del país. La construcción del parque solar de Abasto ya se encuentra en marcha y la empresa prevé finalizar las obras en diciembre de este año.

, Loana Tejero

Pan American Energy apunta a concretar desde Vaca Muerta sus primeras exportaciones de gas natural interrumpible al Brasil en la segunda mitad de este año. El Country Manager de PAE en Brasil, Alejandro Catalano, detalló el contexto y las oportunidades que están desarrollando en el mercado brasileño en materia de generación y comercialización de gas natural y electricidad, en diálogo con EconoJournal durante el CAMBRAS Business Day.

Catalano participó en un panel sobre integración energética regional en el evento anual que organiza la Cámara de Comercio, Industria y Servicios Argentino Brasileña (CAMBRAS) en Buenos Aires, en donde subrayó la importancia de la colaboración entre los países. “Tenemos que dejar de pensar en modelos competitivos y pasar a modelos más colaborativos. Cuando se miran las necesidades y los recursos de Brasil y de Argentina hay mucha más complementariedad que competencia”, explicó.

Exportaciones de gas y los planes de Pan American en Brasil

La petrolera elevó en mayo a la Secretaría de Energía tres solicitudes de exportación de gas en formato interrumpible a Brasil a través de Bolivia. Las solicitudes, que son renovaciones de pedidos de exportaciones vigentes pero que estaban por vencer, son por un total de 2,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), de los cuales unos 500.000 metros cúbicos diarios tienen origen en la Cuenca Marina Austral. Todas las solicitudes son para el período que va entre el 1 de mayo de 2026 y el 10 de abril de 2028.

La expectativa en PAE es concretar sus primeras exportaciones interrumpibles al Brasil en la segunda mitad de este año, una vez finalizado el período invernal. Además, la empresa proyecta que podría hacer efectiva alguna exportación en firme en 2027. “Hay que poner a girar la rueda mientras quedan un montón de cosas por hacer para mejorar la competitividad del gas argentino en Brasil”, graficó Catalano sobre el desafío exportador.

-¿Qué negocios y proyectos esta desarrollando Pan American en Brasil?

-Pan American entró en Brasil hace casi cinco años. Como empresa teníamos que estar allí para avanzar en nuestra expansión regional e internacional. Lo evaluamos y entramos al mercado eléctrico, que a diferencia de otros países está muy desarrollado comercialmente, tienen un mercado regulado y un mercado libre. La escala para el ingreso fue una discusión, pero era importante entrar con algo que tenga peso y lo hicimos con el complejo eólico Novo Horizonte.

Además del activo operativo, tuvimos que desarrollar capacidades, sobre todo en la comercialización de la energía. Eso nos ayudó para en paralelo desarrollar un equipo de comercialización de gas natural. Pasamos a una etapa de estabilización de ese negocio inicial, con un crecimiento grande en nuestro equipo de trading de energía y gas. Ahora el objetivo es terminar de impulsar el crecimiento de la comercialización para llevar nuestro gas de Vaca Muerta a Brasil.

-¿Cómo ves el panorama en el mercado eléctrico brasileño para avanzar con nuevos proyectos?

-El mercado eléctrico brasileño es bastante diferente al argentino. En términos de capacidad instalada, este año hicieron una licitación de reserva de capacidad, sobre todo termoeléctrica. La generación eléctrica de base argentina es con gas, mientras que en Brasil es al revés, usan el gas para atender los picos de demanda. Esa subasta de térmicas, que tienen que estar disponibles pero solamente se despachan cuando se necesitan, requieren una operación muy compleja.

Son operaciones que hacen que sean en un modo interrumpible, entonces dificulta hacia atrás establecer todos contratos firmes. Pero es un esquema muy interesante y que necesitan implementarlo en los próximos cuatro años, porque las grandes fuentes de electricidad de Brasil, que son de las renovables, tienen estacionalidad a lo largo del año y a lo largo del día también.

Hubo un crecimiento muy fuerte en la energía solar distribuida en el último tiempo, eso le sacó espacio en el cortísimo plazo al crecimiento de renovables, sobre todo solar que está en stand by. Pero el crecimiento de todo lo que tiene que ver con data centers e inteligencia artificial, si es sostenido y rápido, haría que todos nos quedemos de vuelta cortos en capacidad y tendríamos que construir proyectos. Entonces, hoy el foco de Brasil está más en el gas natural para cubrir esos picos de demanda y las energías renovables por ahora están en un proceso de wait and see.

-Pensando en ese tipo de demanda de gas para generación en Brasil, en clave de la integración gasífera con la Argentina, ¿es una demanda viable por sí sola para desarrollar exportaciones argentinas en firme o se necesita agrupar esa demanda con la de clientes industriales?

-La clave es planificar mirando el largo plazo. Las fuentes de gas natural que hoy tenemos pueden ser diferentes en el futuro. Está el ejemplo del declino de Bolivia, que fue una fuente de abastecimiento de Brasil muy importante. Brasil tiene que reemplazar ese gas y tiene proyectos como Raia y Sergipe, que inyectarán al mercado entre veinte y treinta millones de metros cúbicos día, pero que requieren una inversión inicial muy fuerte.

Si en el medio tiempo desarrollamos alternativas para ir cubriendo esas necesidades, y al mismo tiempo demostramos que ese modelo de negocio es competitivo y sustentable, tal vez algunas otras alternativas offshore más caras en Brasil se empiecen a demorar en el tiempo, porque dejan de hacer sentido económico.

Entonces, con todo ese esquema y pensando en una visión de largo plazo, por donde tenemos que empezar es con exportaciones más chicas e ir mejorando. Hay que poner a girar la rueda mientras quedan un montón de cosas por hacer para mejorar la competitividad del gas argentino en Brasil. Desde el lado de la producción, tenemos que producir de manera más eficiente. Del lado del transporte argentino tiene que haber oportunidades. También trabajar en los impuestos, tasas y derechos en los 3 países. Esta el derecho de exportación, que hay que trabajarlo para hacerlo más eficiente.

Al mismo tiempo, se necestia trabajar en el costo del transporte boliviano y transporte brasileño. Después están las particularidades, por ejemplo, que el gas de Bolivia tiene una exención impositiva en Brasil y el gas de Argentina no. Y sobre todo esto, lo que nos falta a nivel regional es establecer condiciones de seguridad jurídica y de estabilidad.

-En Brasil se sancionó en 2021una nueva ley del mercado del gas para generar competencia en un mercado con un histórico predominio de Petrobras. ¿Cómo se esta dando esa apertura y qué oportunidades aparecen en materia de comercialización?

-Del punto de vista de la demanda, para las distintas industrias y compañías, cuanto más fuentes de abastecimiento tengan mejor será para ellos porque ponen a la oferta a competir. Del lado de la industria veo mucho impulso por parte de ellos para hacer acuerdos chicos, de sentarse a conversar algo interrumpible y chico, para tener diferentes alternativas. Ellos tienen claro que hay que construir esas alternativas, que no van a suceder un día para el otro.

También la industria brasilera tiene una gran oportunidad de crecimiento en el consumo de gas, que hoy es relativamente bajo. Ellos hablan de una demanda reprimida, que está latente y que yo creo que no avanza por el costo que el gas tiene para ellos, tanto de producción como de transporte interno.Por eso están estos proyectos de Gas Release, donde tienden a reducir los costos de transporte al aumentar la competencia y la oferta.

Creo que todas las instituciones que están alrededor del mercado de gas natural saben que hay que avanzar en ese sentido, incluido Petrobras. Veo que Petrobras hace esfuerzos en cierto modo para apoyar y sostener esa apertura de mercado. Brasil tiene como caso exitoso el mercado eléctrico, que lo ha hecho muy bien, y tiene que seguir ese mismo camino con el gas natural.

-¿Cómo funciona la comercialización y el acceso al transporte en Brasil respecto de la Argentina?

-Somos una comercializadora de gas natural que estamos inscriptos en la Agencia Nacional de Petróleo. Tenemos permiso para importar gas, comercializarlo y transportarlo, y tenemos acuerdos de transporte firmados con TBG, que es la operadora del Gasbol, con TAG y con NTS, así que tenemos acceso.

El sistema de transporte en Brasil es diferente al argentino. No se paga por tramos, sino que es por punto de entrada y por punto de salida, algo que acá en Argentina se está evaluando si es un modelo a copiar. Creo que tiene sus cosas positivas. Después como todo, siempre que vos tenés un jugador dominante, desarmar esos esquemas llevan tiempo y es natural que sea así.

-El portafolio de PAE incluye también el proyecto de GNL de Southern Energy. ¿Hay algunas demandas específicas dentro de Brasil que se pueden atender con GNL y otras por gasoducto?

-Estoy convencido que la manera más eficiente de llegar a Brasil es vía gasoducto. También puede ser vía GNL, pero si vos lográs un flujo constante con gasoductos tiene que ser sí o sí más competitivo que el GNL y a éste dejarlo para exportar al resto del mundo. De todas formas, el objetivo de PAE es producir energía abundante, sustentable y competitiva. Además, tenemos que encontrar los mercados y los medios para vender.

La idea es desarrollar la exportación tanto por GNL como por gasoductos, sin descuidar el mercado interno. También están el mercado chileno, que tenemos contratos que cumplir, y el mercado de Uruguay. Entonces no es una elección por una vía o por la otra. Los proyectos siempre compiten por recursos y hay que encontrar el timing adecuado, pero la idea es desarrollar las dos.

-Se habla mucho sobre la competitividad en el mercado brasileño de gas. ¿Cómo internalizan en la estrategia de PAE los cambios en los marcadores utilizados en los contratos?

-Es un factor a tenerlo en cuenta. Básicamente, lo que sea que esté como fuente disponible en el mundo de gas natural para llegar a Brasil, nosotros tenemos que llegar con un precio más barato. Tengo claro que podemos trabajar mucho en la reducción del costo de producción, porque cuando aumentás y ganás escala, claramente tenés beneficios de reducción de costo.

Entonces, independientemente del marcador, ya sea JKM, Brent, Henry Hub u otro, lo importante es ser competitivo respecto de tu competidor de molécula. Pero si bien en la relación comercial con los clientes el gran componente es el precio hay otras cosas también a contemplar, como quién es tu contraparte, qué seguridad jurídica te ofrece, qué garantía te ofrece, cuál es el marco de ese contrato. No es solamente el precio.

, Nicolás Deza

La brasileña Raízen formalizó este jueves la venta de su negocio de downstream en la Argentina a la suiza Mercuria Energy Group, uno de los traders de materias primas más relevantes del planeta, en una transacción valuada en US$ 1.420 millones.

La operación incluye la refinería de Dock Sud, una planta de lubricantes en la Ciudad de Buenos Aires, dos aeroplantas en Aeroparque y Ezeiza, terminales de combustibles en Arroyo Seco y Santa Fe y una red de 894 estaciones de servicio Shell distribuidas en todo el país.

Sin embargo, lo que se anunció formalmente esta semana constituye apenas la primera etapa de un proceso más amplio que todavía tiene varios capítulos por delante.

La instancia que quedó cerrada ahora es lo que los propios involucrados denominan la fase 1 de la transacción: la adquisición de los activos argentinos de Raízen por parte de Mercuria. La fase 2, en cambio, consistirá en la incorporación de socios locales a la estructura accionaria que controlará definitivamente el negocio de Shell en la Argentina.

Según indicaron a EconoJournal fuentes directamente vinculadas con el proceso, esa segunda etapa debería concluir dentro de los próximos 40 a 60 días y contempla la conformación del esquema societario definitivo que administrará uno de los activos más relevantes del mercado energético local.

La estructura que se encuentra hoy bajo análisis prevé que Mercuria conserve una participación cercana al 60% del capital accionario. El 40% restante quedaría distribuido entre socios argentinos.

De acuerdo con las fuentes consultadas, José Luis Manzano, principal accionista de Integra Capital, mantendría a título personal una participación cercana al 15% del negocio.

Tal y como adelantó EconoJournal, el porcentaje restante —entre un 20% y un 25%— quedaría en manos de Edenor, la mayor distribuidora eléctrica del país, controlada por la sociedad que también integra José Luis Manzano junto a Daniel Vila y Mauricio Filiberti, principal productor de cloro del país.

También participa de la operación Claudio Belocopitt, titular de Swiss Medical, aunque todavía no terminó de definirse la distribución final de participaciones entre los socios locales.

“Lo que concluyó ayer fue la fase 1. El step 2 (fase 2) es la incorporación de socios locales y la definición de la estructura accionaria definitiva. Es un esquema parecido al que se utilizó años atrás para estructurar la adquisición de Telefé”, explicó a EconoJournal una fuente que participa directamente del proceso.

Otras fuentes vinculadas a la transacción mencionaron la posibilidad de sumar algún empresario adicional a la estructura accionaria. Sin embargo, cerca de Integra Capital descartaron esa alternativa y aseguraron que el esquema de socios ya se encuentra definido.

Mercuria y la adquisición de un activo estratégico

La magnitud de la operación explica por qué el cierre definitivo todavía demanda una serie de aprobaciones corporativas y regulatorias.

Además de las autorizaciones habituales en materia de defensa de la competencia, el proceso requiere validaciones de los acreedores de Raízen en Brasil, dado que la compañía atraviesa actualmente un proceso de reestructuración de deuda corporativa superior a los US$ 3.000 millones.

Raízen es hoy el segundo jugador del mercado argentino de combustibles, con una participación cercana al 18% en la comercialización de naftas y gasoil y una fuerte presencia en el segmento premium de clientes, donde la marca Shell conserva uno de los mayores niveles de fidelización del mercado.

Existe un acuerdo cerrado con la casa matriz de la petrolera anglosajona para mantener el uso de la marca bajo un esquema de royalties por un plazo de diez años, a cambio de pagos estimados en torno a los US$ 450 millones durante la vigencia del acuerdo.

Manzano: El puente entre Mercuria y la Argentina

La relación entre Mercuria y José Luis Manzano no es nueva.

De hecho, fue el empresario mendocino quien impulsó el desembarco del trader suizo en el mercado energético argentino a través de Phoenix Global Resources, una de las operadoras de hidrocarburos con mayor crecimiento de los últimos años.

Actualmente, Mercuria controla aproximadamente el 94% de Phoenix, mientras que Integra Capital conserva una participación minoritaria cercana al 6%.

La petrolera posee activos en Neuquén y Río Negro y produce más de 30.000 barriles diarios de petróleo, con áreas como Mata Mora y Confluencia Norte, donde logró extender la frontera productiva de Vaca Muerta hacia nuevas zonas de desarrollo.

Esa experiencia conjunta constituye uno de los antecedentes que explican la confianza construida entre Mercuria y Manzano y que ahora desemboca en la adquisición de los activos de Shell Argentina.

Las sinergias a futuro: el rol de Edenor

Fuentes cercanas a los compradores señalaron que la incorporación de Edenor se explica fundamentalmente por una visión estratégica de largo plazo ligada al desarrollo de la electromovilidad en la Argentina.

Aunque el mercado de vehículos eléctricos todavía es incipiente, tanto por la falta de infraestructura como por la ausencia de un marco regulatorio específico, la red de 894 estaciones de servicio Shell aparece como una plataforma natural para desplegar cargadores eléctricos y nuevos servicios asociados a la movilidad eléctrica.

Dentro de esa estrategia también se analiza la incorporación de soluciones de generación distribuida mediante paneles solares —solar roof— en estaciones de servicio, edificios vinculados a la operación comercial y puntos de almacenamiento de energía.

Edenor podría tener además un rol relevante en el impulso del marco regulatorio vinculado a la electromovilidad, el almacenamiento de energía y nuevas formas de intercambio eléctrico entre privados, segmentos que todavía se encuentran en una etapa muy temprana de desarrollo en la Argentina y donde gran parte de las reglas de funcionamiento aún están por definirse.

Si los plazos previstos se cumplen, la denominada fase 2 de la operación debería quedar concluida a más tardar a mediados de agosto, momento en el que quedará formalmente definida la composición accionaria del grupo que controlará uno de los activos más importantes del mercado energético argentino.

, Nicolas Gandini

La provincia de Neuquén, a través de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), implementará nuevos requisitos en la compulsa para quedarse con alguna de las 15 nuevas áreas de Vaca Muerta, en un proceso de licitación internacional que comenzó en mayo y que en agosto permitirá conocer a las empresas en carrera. La iniciativa del gobierno de Rolando Figueroa apunta a atraer inversiones para la exploración, desarrollo y eventual explotación de nuevos bloques ubicados en la periferia de la formación geológica, con el fin de ampliar la superficie de desarrollo y fomentar la presencia de nuevos jugadores independientes.

Una de las principales novedades que tiene esta nueva ronda es la fórmula polinómica que aplicará la provincia a la hora de evaluar las ofertas. A diferencia de otros procesos anteriores, esta convocatoria denominada Ronda 1/2026 creará un sistema de puntaje entre las empresas que compitan para obtener un ranking de las mejores ofertas.

El proceso formal considera, en primer lugar, evaluar los antecedentes técnicos y financieros de cada empresa para, posteriormente, analizar en una segunda instancia las ofertas económicas. La presentación de sobres se realizará el próximo 19 de agosto mientras que la apertura de las ofertas económicas será ese mismo día en la sede de GyP.

¿De qué se trata la nueva fórmula?

La metodología propuesta por GyP incluye la valoración de cuatro variables por las que se obtiene un sistema de puntaje que la provincia usará para comparar y rankear las propuestas. Quien más puntaje sume, ganará el bloque. Sin embargo, la particularidad del diseño es que no hay una sola forma de ganar: el oferente puede armar su estrategia combinando distintas palancas operativas y financieras.

El algoritmo de evaluación responde a la siguiente ecuación:

Valoración de la oferta = (0,7 x WI GyP + 1,15 x incremento de regalías, ‘X’) x actividad propuesta + (bono de acceso incremental/5.000).

El primer elemento será el Working Interest (WI) en carry para GyP que variará obligatoriamente entre el 10% y el 20% del bloque. Es decir, la empresa oferente que participe del concurso deberá ofrecer una participación a la petrolera neuquina bajo la modalidad de carry, lo que le permite a la provincia obtener una porción del activo sin asumir costos ni riesgos económicos durante la etapa exploratoria. El máximo de participación podrá ser el 20 por ciento.

La segunda variable estará definida por las regalías. La licitación tomará como referencia el 15% aunque las empresas que compitan podrán elevar hasta un máximo de tres puntos, llegando a un techo del 18%. Esta es la variable con el coeficiente lineal más alto de la fórmula y que permite mejorar el score con cada punto de regalía aumentado.

Este punto en particular es observado con atención por algunos especialistas del sector ya que al obtener el efecto multiplicador por unidad más alto, la fórmula podría premiar a aquella operadora que proponga pagar un monto más alto de regalía, corriendo el riesgo de que una compañía con espalda financiera pero menor know-how técnico pueda compensar un plan exploratorio austero subiendo regalías al techo permitido.

Para neutralizar ese riesgo, la provincia pensó una tercera variable que en concreto apunta a medir el compromiso de inversión, creando una unidad de medición (work units) valuada en US$ 5.000 cada una y que tasa cada pozo o metro cuadrado de exploración sísmica con un parámetro de ciertas unidades fijas. Por ejemplo, un pozo de 2.000 metros de rama lateral equivale a 800 WU. De esta forma, la fórmula asegura que a mayor cantidad de pozos e inversión real comprometida, más se potencia el score de las variables anteriores.

Por último, las empresas pueden ofrecer un bono en efectivo por encima del mínimo obligatorio estipulado para cada bloque (el cual varía según un coeficiente K técnico). Este bonus tiene un tope mínimo que, según cada área, puede ser de 500.000, 750.000 o de 1 millón de dólares. Este último monto, solo se aplicó para el área Pampa de las Yeguas Noreste, la mejor ranqueada de los 15 bloques.

La mirada del mercado

Según un análisis hecho acerca de las condiciones establecidas para esta Ronda 1/2026, la consultora especializada internacional Rystad Energy concluyó que “los términos propuestos permiten una estructura de licitación justa y flexible para decidir sobre el compromiso de trabajo en relación con la toma de la empresa provincial o los dólares de bonificación de la oferta”.

Por otro lado, analizando la potencialidad del play en relación a otros campos no convencionales del mundo, la consultora afirmó que “el acuerdo base no es demasiado oneroso dado el entorno de precios de los productos básicos y otras alternativas en todo el mundo”.

, Laura Hevia

NEUQUÉN.- “Queremos que el mundo nos mire, por eso estas licitaciones son muy importantes para que lleguen otras empresas. Creemos que la llegada de Continental Resources va a permitir desembarcar a nuevas compañías de servicios y estamos trabajando y colaborando con la industria para que esto suceda”, decía el mes pasado en Houston el gobernador de Neuquén Rolando Figueroa, previo a oficializar la Ronda 1/2026.

No fue casualidad que el mandatario eligiera EE.UU. para hacer el anuncio. La novedad de la apuesta de Harold Hamm “el rey del fracking” a Vaca Muerta y la caída en el rendimiento de algunos pozos de la Cuenca Pérmica, motivó que otros productores del shale estadounidense miraran con buenos ojos la posibilidad de expandirse hacia nuevos horizontes.

Hacía casi siete años que Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) no realizaba una licitación masiva para otorgar bloques en Vaca Muerta y ampliar el horizonte explorado. En 2019, la provincia había avanzado con sus últimos procesos que resultaron en la adjudicación de Parva Negra Oeste a la local Capex y de Águila Mora Noreste a la noruega Equinor. Sin embargo, la firma europea finalmente decidió devolver el área tiempo después en el marco de su reconfiguración global de activos. Ahora, ese mismo bloque volvió al inventario estatal y forma parte de la nueva oferta.

Aprovechando el creciente interés internacional que despertó la entrada de Continental Resources, un escenario de precios internacionales más favorables y el paraguas normativo del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), la administración de Figueroa leyó que era el momento oportuno para poner lanzar al mercado estos 15 bloques.

Las 15 áreas ofrecidas están distribuidas en las ventanas del crudo, pesado, liviano y gas condensado y abarcan realidades técnicas muy distintas entre sí: algunos lindan con áreas de alta productividad comprobada, mientras que otros se ubican en zonas con escasa actividad de perforación o poseen limitaciones de infraestructura significativas.

El clúster noroeste: una extensión del hub norte

Los cuatro bloques del noroeste son Corralera Sur, Corralera Noreste, Corralera Noroeste y Curamhuele. Se perfilan como los de mayor atractivo en la licitación, ya que los tres primeros están posicionados en la ventana de crudo más oleoso, en una zona muy cercana al hub norte de Vaca Muerta. Se ubican linderos a El Trapial (Chevron), Bajo del Choique (Pluspetrol) y Los Toldos II Oeste, donde Continental Resources acaba de desembarcar adquiriendo el 90% de la operatoria a la firma estatal.

La reciente jugada de la compañía de Harold Hamm podría reforzar el magnetismo de esta zona. Además, otra de las condiciones que posiciona mejor a estos bloques en el ránking sectorial tiene que ver con su cercanía a la infraestructura de evacuación existente: la zona está próxima a Puesto Hernández y Rincón de los Sauces, nodos clave donde convergen los sistemas de transporte de Oldelval y OTASA hacia Chile.

La excepción dentro del grupo es Curamhuele, un bloque posicionado en la ventana de gas condensado a gas seco y muy cercano al frente de la Cordillera de los Andes. Esta proximidad geográfica podría representar un desafío mayor para el desarrollo de una fase exploratoria.

El noreste y sus desafíos geológicos

Los cuatro bloques del noreste son Águila Mora Noreste, La Tropilla I, Cerro Avispa Sur y Cerro Avispa Norte. Están todos dentro de la ventana de petróleo, lindando con Bajo del Toro Norte y Águila Mora, operados por Vista Energy.

Si bien la cercanía con los bloques de la firma de Miguel Galuccio los hace tentadores, dos de ellos –La Tropilla I y Águila Mora Noreste– presentan una complejidad geológica particular por su cercanía al complejo volcánico Auca Mahuida.

Un informe de la consultora Rystad Energy advirtió un detalle sobre Cerro Avispa Sur y Cerro Avispa Norte: más del 50% de su superficie queda fuera del límite geológico oriental de Vaca Muerta. Esto despierta interrogantes entre las operadoras, dado que la superficie económicamente útil para el no convencional podría ser sustancialmente menor a la sugerida.

El bloque mejor ranqueado

Pampa de las Yeguas Noreste es el bloque más pequeño, pero el mejor puntuado por la provincia en esta ronda. Cuenta con una superficie útil de apenas 52 km², pero tiene la ventaja competitiva de estar rodeado de áreas en producción ya que limita al sur con El Orejano, el bloque emblemático de shale gas de YPF, y al norte con Rincón de la Ceniza, adquirido por YPF tras la salida de TotalEnergies.

Este bloque, identificado con el número 13, está ubicado en la ventana de transición de gas condensado a petróleo. Al ser el activo de menor riesgo exploratorio de la lista, GyP le asignó el coeficiente técnico más alto y le fijó un tope de bonus incremental de US$ 1.000.000, el más elevado de toda la serie.

Bloques de gas al sur de Vaca Muerta

El clúster sureste está conformado por Cerro Partido Este, Chasquivil Sur, Santo Domingo II y El Corte. Posee el perfil más gasífero de la ronda, aunque presenta la mayor complejidad estructural debido a su ubicación tectónica.

Según detalló Rystad Energy, el bloque El Corte se encuentra directamente dentro del frente de deformación de la cuenca, una zona donde las fallas geológicas complican la interpretación de la sísmica 3D y la trayectoria de las ramas horizontales de los pozos: “Esta transición se asocia con un marco estructural más complejo en relación con el núcleo de la cuenca. Actualmente, solo hay un pozo vertical exploratorio perforado en Cerro Partido”, señala el estudio. Los bloques de referencia más próximos en la zona son Las Tacanas (YPF) y El Mangrullo (Pampa Energía).

Por último, la ronda se completa con las dos áreas más alejadas hacia el sur: Totoral Este y La Hoya, ubicadas en una extensión aislada donde no existe ningún desarrollo comercial en las inmediaciones. En el caso de La Hoya, posee un único pozo exploratorio vertical antiguo con una producción acumulada marginal. Totoral Este, en tanto, no cuenta con perforaciones. Ambos bloques se ubican en la ventana de petróleo volátil y, debido a su condición de frontera, son los que demandan menores requisitos de actividad mínima por parte de GyP.

, Laura Hevia

El Movimiento Popular Neuquino convocará a internas este mes para elegir a la conducción que deberá encarar su salida de la crisis, tras la derrota electoral del 2023.

El partido que gobernó durante 60 años la provincia de Neuquén cumplió este 4 de junio su 65° aniversario entre reflexiones sobre su presente y la reivindicación de un pasado que forjó una identidad política que todavía persiste en este territorio de la Patagonia Argentina.

Los mandatos de la actual conducción, que tiene a los exgobernadores Omar Gutiérrez y Jorge Sapag a cargo de la presidencia de la Junta de Gobierno y de la Convención, respectivamente, vencerán el 9 de septiembre. El llamado a elecciones partidarias se hará este mes con una fecha que aún no está definida, pero será en agosto.

El MPN tiene actualmente 88.666 afiliados en Neuquén, un 16% del padrón electoral. Es su marca más baja de las últimas décadas: supo tener casi 120.000 en el 2003 y se habló durante años del «piso psicológico» de los 100.000. Ese número se quebró en 2016 y empezó a declinar conforme lo hicieron sus desempeños electorales.

Uno de los que se fue es Marcelo Rucci, líder de Petroleros Privados, quien presentó su baja el año pasado para conformar su partido, Fuerza Neuquina y Federal. Otros dirigentes también armaron espacios por fuera del MPN, como el propio Figueroa o el intendente de la capital, Mariano Gaido, pero ambos conservan su afiliación.

«Para gobernador no está la fortaleza»

«El mejor homenaje que se le puede hacer hoy creo que es mirar para adelante y ver la mejor manera de generar un nuevo periodo de inspiración», definió Sapag a EN/CLAVE y habló de la necesidad del partido de «fortalecerse, modernizarse, de buscar más unidad y preparación para poder bajar otra vez a competir».

«Lo veo compitiendo por diputaciones, intendencias, comisiones de fomento. Para gobernador no está la fortaleza ni la unidad», analizó sobre el 2027.

El partido que nunca perdía o que, al decir de Sapag, «se había acostumbrado a ganar», se quedó por primera vez sin las riendas de la provincia con el triunfo de un experimento aliancista encabezado por uno de los suyos, Rolando Figueroa. Pero el hoy gobernador conservó los preceptos básicos del partido: una mirada provincialista con independencia económica y política de los gobiernos centrales.

El jefe de la bancada emepenista en la Legislatura, Gabriel Álamo, reveló que uno de los criterios que buscan para la nueva conformación del partido «es que el MPN se encolumne con el proyecto provincial que conduce Rolando Figueroa».

El diputado es uno de los dirigentes de mayor sintonía con el gobernador, tiene a Sapag como «hombre de consulta» y viene trabajando junto a intendentes y referentes como Carlos Saloniti (San Martín de los Andes) y Hugo Gutiérrez (Chos Malal), para construir una lista de unidad que evite la competencia en agosto.

«No creo que sea momento de tener una elección partidaria, me parece que la prioridad hoy es otra. Estamos viendo un contexto difícil en lo político a nivel nacional y el esfuerzo tiene que estar puesto en llegar a un consenso», afirmó Álamo.

Estabilidad y apoyo a Figueroa, las claves

Sobre las eventuales candidaturas, sugirió que podrán salir de quienes hoy ejercen cargos electivos, como diputados e intendentes, pero también de quienes ocupan lugares en el Ejecutivo de Figueroa.

Los criterios para armar la propuesta, según planteó el diputado, son dos: no tensionar la relación con el actual gobierno para «cuidar» la gobernabilidad de la provincia y preservar las inversiones en Vaca Muerta, y que la nueva conducción del MPN se comprometa a trabajar «en futuras alianzas para acompañar al actual gobernador».

Es una mirada con la que coincidió Sapag. «La provincia de Neuquén necesita, más que nunca, tener estabilidad y gobernabilidad porque es una provincia que es vital para la República. Nunca fue tan importante Neuquén como ahora», sostuvo. 

«Yo creo que el respaldo o no a una reelección (de Figueroa) tiene que venir de una decisión de las nuevas autoridades partidarias. Pero creo que lo que hay que asegurar es, como lo están haciendo hoy los diputados del MPN, los intendentes y concejales, la gobernabilidad», dijo Sapag.

El partido tiene una Junta de Gobierno, una Convención y 22 seccionales distribuidas en el territorio que demandan la cobertura de 662 candidatos en las listas, además de apoderados y revisores de cuentas. Mucho para repartir.

En paralelo, otros dirigentes con menos representación como el exintendente de Villa El Chocón, Nicolás Di Fonzo, o sectores del gutierrismo residual salen a moverse para pedir que haya competencia.

Cómo se fundó el MPN

El MPN se fundó el 4 de junio de 1961 en la ciudad de Zapala, en el centro de la provincia, como alternativa política frente a la proscripción del peronismo.

Si bien el compromiso inicial era volver a las filas del PJ cuando se levantara la prohibición, sus dirigentes optaron por afianzar un espacio provincial, en momentos donde Neuquén se sentía relegada del reparto que hacían los gobiernos nacionales. «Pobres en una tierra rica», al decir del cinco veces gobernador Felipe Sapag.

«El MPN fue una construcción colectiva en defensa de la autonomía, de los recursos naturales, en defensa del federalismo, pero con una impronta que es defender el desarrollo y el progreso», afirmó su sobrino, el también exgobernador Jorge Sapag. 

«En el año 61, sus fundadores se plantaron de pie para mirar de frente a un gobierno central y decirle: ‘Bueno, aquí hay que construir un federalismo. Hay que buscar la propia identidad neuquina y hacerla respetar’ y así surgió el artículo 124 de la Constitución Nacional con la reforma del 94, que es clave», planteó.

Con un presente atravesado por el desarrollo de Vaca Muerta, Sapag destacó que «Neuquén en los últimos 12 años creció el 92% y la República creció el 3%». «Creo que ahí está la clave de qué es lo que tiene que hacer la República: crecer, crecer en su economía. No basta con arreglar las cuentas fiscales, no basta con tener superávit y con frenar la inflación». 

«El MPN mostró una estrategia de gobernanza de un partido provincial a la República y le dijo ‘mire, de esta manera se puede’. 100 años manejó la Nación los recursos naturales del gas y del petróleo. En estos 20 años hemos demostrado que las provincias somos capaces de fortalecer a la República», defendió.

, Andrea Durán

La brasileña Raízen, controlada por el grupo Cosan y Shell, anunció este jueves la venta de la totalidad de su negocio de downstream en la Argentina a la firma suiza Mercuria Energy Group, uno de los mayores traders independientes de energía y materias primas del mundo.

La transacción fue valuada en US$ 1.420 millones y representa una de las operaciones más relevantes de los últimos años en el mercado local de refinación y comercialización de combustibles. El acuerdo contempla la transferencia de todos los activos y participaciones societarias vinculados al negocio de downstream que Raízen posee en el país.

El paquete incluye la refinería de Dock Sud, una de las plantas de procesamiento de crudo más importantes de la Argentina; una planta de lubricantes ubicada en la Ciudad de Buenos Aires; dos aeroplantas en Ezeiza y Aeroparque; terminales de almacenamiento y despacho de combustibles en Arroyo Seco y Santa Fe; y una red de 894 estaciones de servicio que operan bajo la marca Shell.

La operación confirma las negociaciones que se venían desarrollando desde fines del año pasado y que, según había anticipado EconoJournal, habían ingresado en su etapa final tras varios meses de due diligence y conversaciones entre las partes.

Qué implica para Raízen la venta del negocio de Downstream

Para Raízen, la venta constituye un paso central dentro de su estrategia de optimización de activos y fortalecimiento financiero. La compañía explicó que los recursos obtenidos serán destinados a la gestión de su estructura de capital, en un contexto en el que el grupo busca reducir su nivel de endeudamiento y concentrar inversiones en mercados considerados estratégicos.

«La transacción está alineada con la estrategia del grupo Raízen de optimizar su portafolio de activos, simplificar su estructura operativa y promover una asignación disciplinada de capital, con foco en mercados y geografías prioritarias», señaló la empresa a través de un comunicado

El cierre definitivo de la operación aún depende del cumplimiento de las condiciones habituales para este tipo de transacciones, entre ellas la aprobación de los organismos regulatorios y judiciales correspondientes. La expectativa es que el proceso concluya durante el actual año zafra 2026/27.

El desembarco de Mercuria y la continuidad de la marca Shell

La adquisición marca un salto significativo para Mercuria en el mercado argentino de combustibles. Fundada en Ginebra en 2004, la compañía se consolidó como uno de los principales actores independientes del comercio global de energía, con operaciones en más de 50 países y una facturación anual superior a los US$ 140.000 millones.

La firma participa en toda la cadena de valor energética, incluyendo petróleo, combustibles refinados, gas natural, GNL, electricidad, energías renovables y metales. En América Latina mantiene una presencia creciente mediante actividades de producción, almacenamiento, logística y comercialización de hidrocarburos.

Con la incorporación de los activos de Raízen, Mercuria pasará a controlar una de las principales redes de refinación y comercialización de combustibles del país, además de una infraestructura logística estratégica para el abastecimiento del mercado doméstico.

Uno de los aspectos más sensibles de la negociación estuvo vinculado a la continuidad de la marca Shell en la Argentina. Fuentes del sector habían señalado que la cesión de la licencia constituía una condición indispensable para concretar la operación. Ese proceso quedó finalmente resuelto luego de obtener el aval de la casa matriz.

, Loana Tejero

Unas 6.000 industrias de todo el país sufrirán una fuerte suba en el costo de la energía que deberán afrontar a partir de mayo como resultado del encarecimiento de los combustibles utilizados para generar electricidad en un contexto internacional atravesado por la guerra en Medio Oriente.

Según Cammesa, la compañía encargada del despacho de energía eléctrica que es controlada por el Estado, el precio de la electricidad en el mercado spot trepó en mayo por encima de los US$ 105 por megawatt hora (MWh) consumido. El número final se terminará de definir esta semana. Se trata de un valor que prácticamente duplica el precio promedio registrado en abril, cuando la energía en el mercado spot se ubicó en torno a los US$ 58 por MWh.

Así lo adelantaron en el último capítulo de Dínamo, un streaming de energía que produce EconoJournal, Nadia Sager, titular de la comercializadora Geinsa; Diego Werner, de la desarrolladora y consultora Ayres Renewables; y Juan Bosch, presidente de Saesa Energía.

La situación impactará especialmente sobre los Grandes Usuarios de Distribuidora (GUDI) y, en particular, sobre aquellas industrias que optaron por comprar energía mes a mes en el mercado spot en lugar de contractualizarse y fijar un precio de abastecimiento con anticipación.

Reforma eléctrica

A partir de la reforma eléctrica que comenzó a instrumentar el Gobierno en noviembre del año pasado mediante la Resolución 400/2025 de la Secretaría de Energía, el nuevo esquema de despacho diseñado por Cammesa prevé que los GUDI se abastezcan fundamentalmente de la energía generada en las centrales termoeléctricas que no tienen contratos dolarizados con la administradora del mercado. Ese universo de usinas es conocido dentro del sector como las “máquinas viejas”.

Durante buena parte del año esas centrales generan electricidad utilizando gas natural extraído localmente. Sin embargo, durante el invierno, cuando la oferta doméstica de gas es redireccionada para abastecer la demanda prioritaria residencial, deben recurrir a combustibles alternativos como GNL importado, gasoil y, en menor medida, fueloil, todos considerablemente más caros que el gas producido localmente.

Bajo el paraguas del Plan Gas, el gas natural tiene un costo cercano a los US$ 3,50 por millón de BTU. Por eso, el propio diseño del mercado ya anticipaba que durante el invierno se produciría un incremento en los precios de la energía para los grandes usuarios industriales que compran en el mercado spot. Lo que no estaba previsto era que ese salto fuera tan pronunciado como el que finalmente se está registrando a raíz de la escalada de precios internacionales provocada por el conflicto en Medio Oriente.

El GNL importado supera actualmente los US$ 20 por millón de BTU, mientras que el gasoil continúa operando con primas elevadas por la tensión geopolítica y las restricciones en distintos mercados energéticos internacionales.

Por todo eso, Cammesa había proyectado a principios de años que en mayo el precio monómico de la energía rondaría los US$ 65 por MWh. Sin embargo, las estimaciones más recientes indican que el valor efectivo superará los US$ 105 por MWh.

Existe, además, un elemento adicional que complejiza todavía más la situación para las industrias. Incluso aquellos GUSI’s que sí decidieron contractualizarse y comprar energía mediante contratos anuales con generadores o comercializadores podrían no terminar accediendo a esa energía a los precios originalmente pactados, que en muchos casos se ubicaban por debajo de los US$ 60 por MWh.

La razón es que buena parte de los contratos firmados este año, una vez puesta en marcha la reforma eléctrica impulsada por el Gobierno, incluyen cláusulas que autorizan a las generadoras a no entregar energía cuando sus centrales no resulten despachadas por Cammesa como consecuencia de un incremento de sus Costos Variables de Producción (CVP).

Ese escenario aparece hoy como altamente probable debido al fuerte encarecimiento del GNL importado y del gasoil, los dos combustibles que terminan definiendo el costo marginal de generación durante los meses de invierno.

Industrias sin cobertura

En términos prácticos, esto significa que muchos contratos no contemplan una obligación estricta de deliver or pay por parte de los generadores. Por lo tanto, existe la posibilidad de que parte de esos acuerdos queden suspendidos o pierdan efectividad durante los períodos de mayor estrés del sistema.

Si eso ocurre, incluso los usuarios que decidieron contractualizarse para protegerse de la volatilidad del mercado y asegurarse previsibilidad en sus costos energéticos podrían verse obligados a salir a comprar energía en el mercado spot, justamente en el momento en que los precios registran sus niveles más elevados del año.

La situación podría agravarse aún más durante junio y julio, los meses de mayor severidad climatológica. Según estimaciones privadas, el precio monómico de la energía podría ubicarse en una banda de entre US$ 130 y US$ 150 por MWh.

Si a ese valor se le suma el cargo de potencia que deben afrontar los GUDI —que ronda entre US$ 15 y US$ 20 por MWh—, el costo final de la energía para las industrias durante el próximo bimestre podría resultar hasta tres veces superior al registrado en abril.

El impacto en las fábricas será diferente en cada caso porque dependerá de la incidencia que tiene la energía en la matriz insumo-producto de los distintos sectores.

El delay de la facturación: un problema adicional

Un problema adicional para el universo de los GUDI, que agrupa a usuarios con consumos superiores a los 300 kilowatts por mes, es que la facturación de la energía se realiza con un retraso temporal. En la práctica, las facturas llegan a las industrias aproximadamente 75 días después del período efectivamente consumido. Eso significa que la energía utilizada durante mayo recién comenzará a facturarse a fines de julio o durante agosto.

La consecuencia es que muchas empresas tendrán escaso margen de reacción para corregir consumos, redefinir estrategias de contratación o ajustar presupuestos energéticos. Cuando las facturas comiencen a llegar, buena parte del invierno ya habrá transcurrido y una porción relevante de los mayores costos energéticos ya se habrá consumado.

, Nicolas Gandini

El CEO de Meitner Energy, Teófilo Lacroze, subrayó la importancia que la iniciativa del Súper RIGI tendrá para las inversiones en reactores modulares pequeños (SMR) como el reactor ACR-300 en la Argentina. En el evento FIRST, Lacroze también brindó detalles sobre el diseño del reactor de 300 MW de potencia eléctrica y el avance de su desarrollo en el país, en lo que constituye la primera presentación pública de la empresa constituida por INVAP y un grupo inversor estadounidense.

La exposición de Lacroze, quien fue acompañado por el secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, cerró la primera jornada del taller regional del programa “Infraestructura Fundacional para el Uso responsable de la tecnología de reactores modulares pequeños” (FIRST), llevada a cabo el martes en el hotel Sheraton en Buenos Aires.

Además de Meitner Energy, en las jornadas del taller participaron representantes de empresas internacionales y nacionales como Westinghouse, NANO Nuclear Energy, EXCEL, Conuar y Dioxitek.

El diseño en el país de reactores SMR

Ante una audiencia conformada principalmente por funcionarios de países de la región y representantes de la industria nuclear, el CEO de Meitner ponderó la importancia de las políticas que promueven estabilidad jurídica y económica para las inversiones nucleares, como el Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) y el proyecto de ley del Súper RIGI.

«Nuesta misión es desarrollar soluciones nucleares limpias, sostenibles y escalables. Hacer eso en la Argentina, aprovechando el ecosistema nuclear argentino, y también sin dudas el contexto macroeconómico, la estabilidad y reglas muy claras de largo plazo aseguradas a través de programas como el RIGI o el proyecto del Super RIGI, que sin dudas es muy relevante para nuestra industria«, explicó.

El gobierno nacional la semana pasada envió al Congreso el proyecto de ley del Súper RIGI, un programa con beneficios fiscales y cambiarios para proyectos en nuevas actividades económicas sin existencia previa o en un estadio piloto en el país. Fuentes gubernamentales señalaron que podrían calificar proyectos de procesamiento de minerales críticos, plantas de GNL en tierra y reactores SMR, entre otros.

Lacroze asumió el mando de Meitner Energy tras cerrar el año pasado una carrera de 30 años en Shell Argentina y Raízen. Ahora desde Meitner Energy, liderará la misión de desarrollar un producto para atender la creciente demanda de energía de base libre de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), impulsada principalmente por la industria de datacenters y de inteligencia artificial.

La industria de datacenters demanda actualmente 82 GW de potencia eléctrica. La empresa conjunta entre INVAP (40%) y el Grupo Ansari (60%) esta observando un mercado con un potencial crecimiento de 137 GW de nueva potencia hacia 2030, de los cuales 70 GW están vinculados con proyectos de datacenters para inteligencia artificial.

«La energía nuclear, dicho por alguien que estuvo más de 30 años en la industria del Oil&Gas, es la única fuente libre de carbono probada y escalable«, apuntó.

Avanza el desarrollo del ACR-300

Meitner Energy cuenta ya con un equipo de 120 profesionales en la Argentina desarrollando el ACR-300, con la mirada estratégica puesta en construir su primer reactor (FOAK en la jerga de la industria) en la Argentina. La empresa concluyó con la ingeniería conceptual y ya esta trabajando en la ingeniería básica del diseño del reactor, con dos revisiones críticas internacionales superadas con éxito.

El ACR-300 es un reactor SMR de 300 MW de potencia eléctrica. Conceptualmente, se trata de un reactor de agua presurizada (PWR por sus siglas en inglés) compacto, lo que en la industria se considera un reactor de tercera generación plus (generación III+). De hecho, varios diseños SMR en el mundo son conceptualmente reactores de agua presurizada.

Tres cuartas partes de los reactores para generación eléctrica en el mundo son grandes reactores PWR, generalmente de 1000 MW. Pero el renovado interés por la energía nuclear esta empujando al desarrollo de reactores SMR con el objetivo de disminuir el costo económico de los proyectos nucleoeléctricos.

Justamente, Lacroze destacó que la principal fortaleza del ACR-300 estará en la combinación justa entre innovación «donde realmente importa» y tecnologías ya probadas para el funcionamiento del reactor. «El 11% de los componentes de un reactor generan el 67% de los costos, es ahí donde enfocamos, en temas como configuración horizontal, que hace que nuestros componentes y la construcción de los reactores sean un 40% más pequeña que otros SMR», explicó.

El diseño contempla la utilización de sistemas de circulación natural pasiva para el apagado seguro del reactor sin la necesidad de intervención humana o de sistemas de energía auxiliares. El reactor utilizará agua liviana en el circuito primario, pero la refrigeración será por aire, otorgándole versatilidad al ACR-300 para su instalación en zonas sin acceso hídrico. Esto supone una diferencia crucial con los PWR convencionales.

«No es un micro reactor, pero el diseño es compacto, ocupa aproximadamente 10 hectáreas. Al no tener que utilizar agua para enfriar el reactor le da una versatilidad para montarlo en cualquier parte del mundo», dijo el CEO de Meitner.

En el desarrollo del reactor también participan la CNEA, Conuar, Nucleoeléctica e INVAP mediante acuerdos de servicios. «El año pasado contratamos a 15 de los 17 ingenieros egresados del Instituto Balseiro», contó.

La empresa licenciará el ACR-300 ante la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN) para poder avanzar con el FOAK en el país. También buscará licenciarlo en la Comisión Reguladora Nuclear (NRC) de los EE.UU. y en otras jurisdicciones pensando en futuros proyectos.

Programa FIRST

La cuarta edición del taller regional anual para América Latina y el Caribe del programa FIRST se esta llevando adelante desde el martes en Buenos Aires.

El programa FIRST es una iniciativa del gobierno de los Estados Unidos para promover el despliegue responsable de reactores SMR, en la que ya participan unos 50 países entre los cuales están la Argentina, Canadá, Japón, Corea del Sur y el Reino Unido. El taller es organizado por el Departamento de Estado de los EE.UU., con respaldo de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA).

La apertura de las jornadas estuvo a cargo de Ramos Napoli, el subsecretario de Estado para Control de Armas y No Proliferación de los Estados Unidos, Christopher T. Yeaw, y el consejero político de la Embajada de Canadá, Jonathan Sauvé. Durante la apertura, se proyectó, además, un saludo y la bienvenida del canciller Pablo Quirno.

“Las tecnologías de energía nuclear de los Estados Unidos y de nuestros socios en esta sala siguen siendo las más seguras y avanzadas del mundo, y es por eso que creemos que somos el socio de preferencia para los países que buscan expandir sus programas nucleares civiles”, afirmó Yeaw.

“Argentina cuenta con más de setenta años de experiencia en el uso pacífico de la energía nuclear y nos enorgullece compartir esa experiencia con nuestros socios de toda la región. Este taller refleja nuestro compromiso de trabajar junto a los Estados Unidos y nuestros aliados para impulsar una tecnología nuclear segura, protegida y responsable que promueva el desarrollo y la seguridad energética en todas las Américas”, declaró Ramos Napoli.

El presidente de la CNEA, Martín Porro, destacó que “la experiencia de la CNEA en gestión de proyectos, servicios de ingeniería y formación de recursos humanos especializados constituye un activo estratégico para apoyar a los programas nucleares emergentes de América Latina”.

El taller, que se extenderá hasta el jueves 4 de junio, reúne a representantes de Chile, Costa Rica, Ecuador, El Salvador, Jamaica, México, Paraguay, Perú y República Dominicana. Asimismo, participan delegaciones de los países contribuyentes de la iniciativa. Las actividades del miércoles incluyen una visita y recorrida por el complejo nuclear de Atucha.

, Nicolás Deza

La empresa Terra Ignis Energía cerró el ejercicio 2025 con una ganancia de $40.711,8 millones, un resultado que refleja un fuerte fortalecimiento de la situación financiera de la compañía y que estuvo impulsado principalmente por la incorporación de activos hidrocarburíferos provenientes de YPF.

Así surge de la Memoria y Balance correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2025, presentada por el Directorio ante la Asamblea General Ordinaria de accionistas. Según el documento, durante el año la sociedad obtuvo ingresos ordinarios por $18.859,2 millones, cifra que representó un incremento del 523% respecto del ejercicio anterior.

La mejora estuvo vinculada principalmente a las tareas desarrolladas en el marco de la Emergencia en el Sistema de Servicio Eléctrico de Ushuaia y a la incorporación de un stock de petróleo crudo acordado con YPF como parte de la operación sobre las áreas hidrocarburíferas Lago Fuego, Los Chorrillos y las fracciones A, B, C, D y E del área Tierra del Fuego.

A esos ingresos se sumaron $26.407,6 millones registrados como ingresos extraordinarios derivados de la contraprestación acordada entre ambas compañías en el marco de dicha operación. En contraste, los gastos operativos totalizaron $4.652,5 millones, explicados mayormente por el alquiler de generadores y equipos destinados a sostener la generación eléctrica de emergencia en Ushuaia.

El saldo del acuerdo con YPF

El balance muestra además un significativo fortalecimiento patrimonial. El patrimonio neto de la empresa se ubicó en $41.848,2 millones, mientras que los activos totales alcanzaron los $43.187,1 millones. La mayor parte de esos activos corresponde a cuentas a cobrar a YPF y a hidrocarburos incorporados al inventario de la compañía.

YPF transfirió a Terra Ignis derechos de exploración y explotación, instalaciones, bienes muebles, vehículos, materiales y un stock de hidrocarburos almacenados en la Terminal Cruz del Sur. Además, la compañía recibió una contraprestación económica de US$28 millones.

A cambio, Terra Ignis asumió la continuidad de contratos de servicios vinculados a las áreas, la incorporación de personal desvinculado por YPF y parte de las responsabilidades ambientales asociadas a la explotación de los yacimientos. No obstante, quedaron excluidos del acuerdo diversos activos considerados de alta complejidad ambiental.

En paralelo a la actividad hidrocarburífera, la empresa continuó desarrollando iniciativas vinculadas a la generación eléctrica. Hasta diciembre de 2025 mantuvo la operación asociada a la Central Térmica de Ushuaia y posteriormente obtuvo la adjudicación para proveer equipamiento de generación destinado a la ciudad de Tolhuin, cuya puesta en marcha se completó durante febrero de 2026.

La memoria también revela que Terra Ignis avanzó en negociaciones con Austral Gas y Petróleo para la eventual construcción y explotación de dos centrales térmicas de ciclo combinado de 60 megavatios cada una, proyectadas para Ushuaia y Río Grande.

La compañía anticipó que continuará explorando oportunidades en generación eléctrica y evaluando proyectos vinculados a energías renovables, en línea con la estrategia provincial de diversificación de la matriz energética y fortalecimiento de la infraestructura energética fueguina.

, Redacción EconoJournal

En el marco de la inauguración de la ampliación de la Estación Transformadora de Ezeiza, el CEO de PCR, Martín Brandi, brindó definiciones sobre el acceso al financiamiento para proyectos de infraestructura y el avance del primer proyecto de generación renovable aprobado bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Además, se refirió a la situación del negocio petrolero convencional en la Argentina y a la necesidad de adecuarlo al contexto actual.

En ese sentido, y en charla con periodistas, Brandi consideró que varias provincias comenzaron a entender que el desarrollo del convencional requiere condiciones específicas para seguir atrayendo inversiones. PCR mantiene activos en Mendoza y otros proyectos de exploración y producción. Frente a esto, el ejecutivo sostuvo que “hay un trabajo muy importante de algunas provincias para interpretar que el convencional necesita condiciones adecuadas para seguir siendo competitivo. Si no se generan esas condiciones, la producción va a seguir cayendo”,

“Mendoza entendió muy bien que menos puede ser más. Si las condiciones son razonables, hay inversión, actividad y producción. Si la carga es excesiva, no hay inversión y terminás con cero producción”, sostuvo.

Brandi remarcó que muchas áreas convencionales operan hoy con estructuras heredadas de épocas de mayor producción y enfrentan desafíos económicos crecientes. “Hay campos que tienen regalías altas y costos asociados a niveles de producción que ya no existen. Si no se adapta el esquema económico, esas áreas inevitablemente entran en declino”, señaló.

En ese sentido, valoró también medidas recientes como la reducción temporal de retenciones para el sector. “Son señales que ayudan a sostener la actividad. La producción convencional genera empleo, produce petróleo para el mercado interno y para exportación. Había actividades que no tenían capacidad para absorber determinadas cargas y eso se fue entendiendo”, aseveró.

PCR y Vaca Muerta: la complejidad de hallar el desafío correcto

Brandi indicó que PCR tiene tres áreas en producción en Ecuador y otras dos áreas exploratorias con potencial. “Este año vamos a completar estudios y permisos ambientales. Probablemente no sea el año que viene, pero sí el siguiente cuando estemos perforando nuestras áreas exploratorias”, adelantó.

Respecto a Vaca Muerta, reconoció que la compañía analiza permanentemente oportunidades, aunque por ahora no encontró un proyecto que encaje dentro de su estrategia. “Siempre analizamos Vaca Muerta, pero requiere inversiones muy importantes. Tiene que aparecer el proyecto adecuado, en el momento adecuado y con una escala que tenga sentido para la compañía”, explicó.

Por ahora, la prioridad de PCR seguirá puesta en completar el proyecto renovable de Olavarría y avanzar con sus en la Argentina y Ecuador, mientras evalúa nuevas oportunidades de inversión de largo plazo.

Ampliación de la Estación Transformadora de Ezeiza

La obra inaugurada este miércoles forma parte de un proyecto más amplio que contempla la construcción de un parque eólico en Olavarría y nuevas inversiones en infraestructura de transporte eléctrico. “Es un parque eólico de 185 MW que para poder inyectar la energía al sistema incluyó obras de ampliación del transporte. Una parte son los capacitores que instalamos en Ezeiza y otra parte son los que se van a reemplazar en la estación transformadora de Olavarría”, señaló Brandi.

Según detalló, las obras sobre el sistema de transmisión demandan una inversión de aproximadamente US$ 40 millones y permitirán incrementar en unos 440 MW la capacidad de transporte eléctrico.

“El proyecto completo suma US$ 275 millones. Incluye el parque eólico de Olavarría, esta obra en Ezeiza y la ampliación de la estación transformadora de Olavarría. Todo debería estar operativo en enero del año que viene”, indicó.

Financiamiento con IFC

Brandi expuso que el desarrollo se financia a través de una combinación de capital propio y un crédito liderado por IFC, la corporación financiera internacional del Grupo Banco Mundial. “IFC es el brazo privado del Banco Mundial. Es una institución que financia proyectos de largo plazo y nos permite acompañar inversiones de infraestructura que tienen horizontes de 20 o 30 años”, afirmó.

El esquema contempla además la participación de bancos comerciales. “Es una estructura que tiene un tramo financiado por IFC y otro por bancos comerciales. La presencia de IFC ayuda a que otros actores también se sumen al financiamiento”, marcó.

En cuanto a las condiciones del mercado financiero argentino sostuvo que todavía existe un amplio margen para el desarrollo del crédito. “La Argentina sigue siendo un país con bajo nivel de crédito sobre producto. Las compañías tienen poca deuda, los individuos tienen poca deuda y prácticamente no existe crédito hipotecario. Hay mucho espacio para crecer”, aseguró.

Aun así, advirtió que para proyectos de gran escala las empresas continúan necesitando acceder a los mercados internacionales. “Cuando hablás de proyectos de US$ 500 millones o más, generalmente tenés que salir a buscar financiamiento afuera”, indicó.

, Loana Tejero

El jefe de relaciones bilaterales de cooperación para América Latina de la Unión Europea, Olivier Luyckx, afirmó que la minería en la Argentina figura como «el sector número uno» para el bloque y que el país se encuentra en la primera liga desde el punto de vista estratégico europeo. En ese sentido y durante su disertación en el marco de la Semana de la Ingeniería, el funcionario destacó que la iniciativa Global Gateway busca consolidar inversiones estructurantes de largo plazo en cooperación con el sector privado y el sistema financiero.

Durante el evento, la mesa dedicada al financiamiento y las inversiones se convirtió en un espacio central para debatir la viabilidad de los millonarios proyectos mineros anunciados por distintas corporaciones en el país. Las deliberaciones contaron con la participación de Federico Elewaut, del CITI; Luyckx, de la Unión Europea; y Silvina Bellantig, del Banco San Juan.

Los analistas coincidieron en que la estabilidad macroeconómica y el actual contexto geopolítico global colocan a la Argentina en una posición sumamente ventajosa para captar los capitales necesarios para la industria minera. Durante su exposición, Luyckx hizo hincapié en el drástico giro estratégico que implementa el bloque europeo en sus relaciones internacionales.

El funcionario explicó detalladamente este proceso al señalar que “antes de hablar de finanzas tenemos que hablar de geopolítica. El mundo actual tiene un panorama tan complejo, tan conflictivo, a veces hostil. Se hizo una gran apuesta en Europa desde 2023 de volver a acercar los dos bloques. Porque América Latina, en ese mundo tan complejo y conflictivo, es la zona, la región del mundo más eurocompatible”.

La prioridad para la UE en la Argentina es la minería

En esta misma línea, Luyckx remarcó la relevancia que tiene la Argentina dentro de las prioridades del continente europeo y cómo se instrumentan los nuevos esquemas de inversión pública y privada. “En este acercamiento estratégico Argentina figura en la primera liga desde el punto de vista europeo”, afirmó, para luego precisar que este compromiso se traduce en la iniciativa Global Gateway.

Esa política, dijo, busca «dejar atrás una vieja filosofía un poco desarrollista o tercermundista para avanzar hacia un modelo que incluye desde cero la institucionalidad, la provincia, el estado, el sector privado y el sector financiero”.

El representante de la Unión Europea especificó que la meta es consolidar proyectos que dejen un valor real y permanente en el territorio nacional, diferenciándose de otras dinámicas comerciales de carácter puramente extractivo. “No es un montaje financiero. Es un approach o una filosofía integral, o sea, una inversión que sea realmente estructurante, que con el sector privado, con la banca, aporta capital, aporta tecnología».

«La idea es que se agrega valor aquí, no como otros que compran y se van, enriquecen unos pocos, pero poco dejan detrás. Eso es la gran apuesta”, aseveró. Respecto de las herramientas de financiamiento disponibles para la región y la fuerte competencia sectorial, Luyckx reveló los detalles de la cartera que administra la Comisión Europea y las innovaciones técnicas que están considerando.

“Cuando la presidenta Úrsula Von der Leyen de la Comisión Europea anunció hace 3 años la iniciativa Global Gateway, el price, el cheque que venía eran de 300.000 millones de euros. De los cuales 45.000 eran para América Latina y el Caribe”, puntualizó, y concluyó que actualmente se están “considerando nuevos mecanismos para entrar en Equity en el capital que para desde una institution pública como la UE es nuevo”.

La mirada de la banca sobre el sector minero

Por el lado del sector bancario comercial internacional, Federico Elewaut, CEO de Citibank Argentina, analizó la viabilidad técnica y financiera para concretar los desembolsos anunciados en la Argentina. Con un marcado optimismo sobre los niveles actuales de financiamiento, detalló la estructura que requieren estas operaciones de gran escala que ya se anticipan en los proyectos aprobados y en análisis presentados al RIGI.

“No todos esos US$100.000 millones del RIGI se van a hacer con deuda. Estos proyectos necesitan equity y deuda, y típicamente en un proyecto de estos tiene un tercio que es equity. Son accionistas los que van a tener que poner el capital inicial como para empezar los proyectos. Y después vienen las deudas” con el sector financiero.

Asimismo, el ejecutivo del CITI ponderó el impacto del actual panorama de conflictividad internacional como «un elemento dinamizador para la atracción de inversiones hacia el mercado local», minimizando el impacto de las variables de riesgo domésticas.

“Hoy en día hay una coyuntura internacional que es triste, pero que beneficia mucho a Argentina. Todas estas guerras que están habiendo y las empresas globales que están decidiendo, vamos a diversificar las fuentes de abastecimiento que tenemos para a nuestros productos”, remarcó Elewaut, quien además aseguró que “el que el riesgo país esté en 500 puntos básicos no implica que no sean financiables estos proyectos”.

El financiamiento de los proveedores y subcontratistas

A su turno, Silvina Bellantig, Gerenta General del Banco San Juan, aportó la perspectiva de la banca regional. “Estas grandes obras, estos grandes proyectos tienen una infraestructura visible, pero hay una infraestructura invisible que es la financiera para acompañar la llegada en tiempo y forma de proveedores, subcontratistas, proveedores de proveedores que se van desarrollando en un territorio y que necesitan cubrir estándares globales”, definió.

La ejecutiva alertó sobre las fuertes dificultades patrimoniales que sufren muchas pymes locales para calificar a créditos tradicionales. Para subsanar esta barrera de acceso al crédito, Bellantig presentó el instrumento financiero diseñado por la entidad sanjuanina para integrar y respaldar a los subcontratistas locales de la minería.

“Hemos integrado una sociedad de garantía recíproca, es la primera del país que está enfocada en el sector minero. Y de ahí buscamos estratégicamente ofrecer al ecosistema minero un vehículo que nos permita colaborativamente en alianza trabajar juntos en favor del desarrollo de los proveedores y del acceso al crédito y de la inclusión financiera también”, puntualizó.

Finalmente, la directiva del Banco San Juan instó a las operadoras multinacionales y a los estructuradores a diseñar mecanismos contractuales previsibles que permitan blindar el financiamiento a largo plazo. “Es muy importante diseñar los mecanismos, diseñar el esquema de contratos, diseñar esa previsibilidad que necesita el proveedor desde las grandes empresas hacia los proveedores para que los actores que vamos a financiar podamos contar con previsibilidad, con instrumentos que puedan ser banqueables, y puedan trabajarse en el largo plazo”, concluyó.

, Ignacio Ortiz

PCR y ArcelorMittal Acindar inauguraron este miércoles las obras de ampliación de la Estación Transformadora de Ezeiza. Se trata de un proyecto que busca fortalecer la confiabilidad del sistema eléctrico nacional y aliviar las restricciones de capacidad que presenta uno de los corredores de transmisión más importantes del país.

La obra incluyó la energización de nuevos capacitores Shunt que permitirán aumentar la capacidad de transmisión y distribución de energía en 500 kV a lo largo del corredor troncal Comahue-Buenos Aires, que integra el Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Según informaron las compañías, la ampliación equivale a una capacidad de abastecimiento similar al consumo de unos 600.000 hogares y contribuirá a reducir las limitaciones que se registran durante los períodos de máxima demanda.

Obra de la Estación Transformadora de Ezeiza

La inversión destinada a esta etapa ascendió a US$ 40 millones y forma parte de un proyecto integral de US$ 275 millones que contempla también la expansión de la Estación Transformadora de Olavarría, la construcción del Parque Eólico Olavarría y una línea eléctrica de 25 kilómetros para vincular el nuevo complejo renovable con el sistema interconectado nacional.

El parque contará con una capacidad instalada de 185,6 MW y estará equipado con 29 aerogeneradores. La puesta en marcha definitiva de todo el proyecto está prevista para enero de 2027. Durante la etapa de construcción se emplearán unas 350 personas.

Iniciativa privada

La iniciativa adquiere además relevancia por tratarse de una inversión privada destinada a ampliar la capacidad de transporte eléctrico del país que será incorporada al SADI. Asimismo, constituye una pieza central del primer proyecto de generación eólica aprobado por el Gobierno nacional bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

La aprobación del régimen otorgó al proyecto eólico de Olavarría la posibilidad de avanzar con la construcción de las obras de ampliación en las estaciones transformadoras de Ezeiza y Olavarría, necesarias para incrementar la capacidad de transmisión sobre la línea de alta tensión de 500 kV que une Bahía Blanca con Ezeiza. Además, habilita a las empresas a desarrollar en el futuro otros 260 MW de capacidad de generación renovable, según informaron desde PCR.

Durante el acto de inauguración, el CEO de PCR, Martín Brandi, destacó la importancia de la obra para el sistema energético nacional. «Nos sentimos muy orgullosos de que nuestro proyecto haga realidad una obra de ampliación de la capacidad de transporte, lo que permitirá integrar mayor generación renovable al SADI. Esta obra viene a mejorar la situación de uno de los principales cuellos de botella que pueden restringir el crecimiento del país. A través de este tipo de acciones, seguimos reafirmando el compromiso de PCR con el bienestar general de la población, además de ser un impulso al desarrollo energético y productivo de la Argentina», aseguró.

Ampliación de infraestructura eléctrica

Por su parte, el CEO de ArcelorMittal Acindar, Federico Amos, vinculó la inversión con la estrategia de sustentabilidad de la compañía. «Con esta nueva fase, desde ArcelorMittal Acindar, consolidamos una visión de largo plazo alineada a nuestra estrategia de descarbonización, liderando la transición energética en la industria nacional y en nuestro país. Esta ampliación no solo representa un paso decisivo hacia una matriz energética más limpia y diversificada, sino que también refuerza la fuerte inversión en el país y una visión colectiva de sostenibilidad, a la vez que desarrollamos una industria más competitiva y sustentable», señaló.

En el acto estuvieron presentes la secretaria de Energía, María Tettamanti; el secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González; y el gerente general de Cammesa, Juan Luchilo.

En la jornada González expresó: “Es un placer acompañar a empresas que invierten. Como Gobierno creemos que nuestro trabajo consiste en crear condiciones para que se hagan esas inversiones. Tenemos un sistema eléctrico en estrés permanente que tiene necesidades en todos los eslabones de su cadena. Esta es una obra que viene a ayudar a alguno de esos eslabones. El sector privado está preparado para generar estos proyectos. Nuestro rol no es invertir. El RIGI está dando resultados concretos”.

La ampliación de la infraestructura de transporte aparece como uno de los aspectos clave para habilitar nueva generación renovable en el país. “Las obras impulsadas por PCR y ArcelorMittal Acindar buscan aportar capacidad adicional en una zona donde las limitaciones de transmisión venían condicionando la incorporación de nuevos proyectos eléctricos y el aprovechamiento de recursos renovables en la provincia de Buenos Aires”, destacaron desde las empresas.

, Loana Tejero

Las principales operadoras de Vaca Muerta comenzaron en los últimos años a modificar sus estrategias de abastecimiento y a priorizar el uso de arena premium proveniente de Entre Ríos para la fractura hidráulica (fracking), desplazando en gran medida a la arena de cercanía utilizada durante la primera etapa de fuerte expansión del shale. La actividad demanda actualmente cerca de 7 millones de toneladas de arena por año, pero el crecimiento de la producción elevaría esa cifra a 9 millones en 2028. Frente a este escenario, empresas y especialistas advierten que la capacidad instalada arenera, la logística y la infraestructura podrían ser un problema en el corto plazo para el desarrollo del shale.

Cuando se perfora un pozo en la roca de esquisto (shale), se inyecta a alta presión una mezcla de agua, arena y aditivos químicos para generar pequeñas fracturas en la roca. La función de la arena es actuar como agente sostén (proppant): una vez que la presión disminuye, la roca tiende a cerrarse nuevamente, pero los granos de arena quedan atrapados en las fracturas y las mantienen abiertas. De ese modo, el petróleo y el gas pueden fluir con mayor facilidad hacia el pozo. Es por eso que constituye un insumo clave para la actividad.

La apuesta por la arena de Entre Ríos

La elección de la arena proveniente de Entre Ríos estuvo impulsada principalmente por YPF a partir de la llegada de Horacio Marín a la dirección, aunque la decisión fue precedida por un trabajo colaborativo de la industria. A través de un consorcio de arenas, impulsado por la petrolera de bandera nacional, once operadoras compartieron experiencias, analizaron muestras y compararon el desempeño de arenas de cercanía y de Entre Ríos. Roberto Lino Blanco, consultor del sector y especialista en logística de arena para shale, participó de ese proceso técnico que terminó validando que las arenas entrerrianas ofrecían mejores resultados en productividad y rendimiento de los pozos.

“La arena de cercanía ayudó mucho a bajar costos en un momento donde el foco estaba puesto en la eficiencia inmediata, pero hoy las operadoras empiezan a mirar el ciclo completo del pozo. Perder millones de dólares en producción de petróleo para ahorrar en arena no resultaba lógico”, señaló a EconoJournal el especialista.

Aunque algunas compañías todavía mantienen esquemas “blend”, mezclando arena premium de Entre Ríos con arena de cercanía para reducir costos, la gran mayoría comenzó a abandonarla progresivamente. Actualmente la arena de Entre Ríos es la preferida por la industria, abasteciendo al 87% del mercado debido a su pureza (95-98% de cuarzo vs. 70% en la arena de cercanía), granulometría, esfericidad y redondez, resistencia a la compresión, turbidez y densidad, factores que evitan una pérdida de productividad de hasta el 20% en los pozos a largo plazo.

En esta decisión también entran en juego los estándares internacionales, ya que algunos referentes de la industria sostienen que las arenas entrerrianas son las que mejor cumplen con estándares internacionales como API 19C e ISO 13503:2.

El problema reside en que la mejora técnica tiene un costo logístico enorme. La arena debe extraerse en Entre Ríos, secarse, procesarse y luego recorrer más de 1.200 kilómetros hasta Neuquén, principalmente mediante transporte de carga por la Ruta Nacional 5. Y ese esquema empieza a mostrar señales de saturación.

Los cuellos de botella en la ruta de la arena

Con el crecimiento de la actividad de fractura, distintas empresas del sector comenzaron a advertir sobre la capacidad para abastecer de arena a Vaca Muerta.

El shale argentino consume actualmente alrededor de 7 millones de toneladas de arena por año, pero las proyecciones del sector anticipan un fuerte salto en la demanda a medida que se aceleren las etapas de fractura en Vaca Muerta.

Datos de la industria demuestran que hacia 2028 el desarrollo no convencional podría requerir más de 32.000 etapas de fractura anuales, en gran medida impulsado por la puesta en marcha del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur, lo que implicaría movilizar cerca de 9 millones de toneladas de arena, según Blanco.

En este contexto, el especialista plantea tres cuellos de botella para el sector: capacidad de producción y procesamiento, infraestructura vial y ferroviaria y disponibilidad de flota de camiones.

Las empresas productoras de arena consultadas por EconoJournal aseguraron que el primer punto estaría controlado. Santiago Lawson, director de San Marcos Trading S.A. a cargo de la cantera La Milagrosa, afirmó que la industria de las areneras “está preparada para abastecer, tiene arena y maquinaria suficiente”.

De igual forma se pronunció Maximiliano Corbella, director de la empresa Delta Arenas Industriales S.A, y anunció que la compañía ya está ampliando su capacidad de producción, despacho y secado de arena húmeda en Añelo, y que incluso recientemente incorporó el servicio de entrega de arena en su depósito de Rincón de los Sauces para abastecer el Hub Norte de Vaca Muerta.

Esto deriva en el segundo cuello de botella: las limitaciones en la infraestructura logística, que los empresarios areneros confirman como el talón de Aquiles para abastecer las demandas proyectadas.

Rutas saturadas y un sistema ferroviario insuficiente

La mayor parte del abastecimiento de arena depende en la actualidad casi exclusivamente del transporte por camión. Con la expansión proyectada de Vaca Muerta, fuentes del sector afirman que ingresarán 10.000 camiones mensuales a la Cuenca Neuquina, de los cuales 5.000 serían exclusivamente para arena.

Es acá donde el sistema empieza a mostrar límites, ya que el incremento de viajes entre Entre Ríos y Neuquén presionaría las rutas nacionales, sumado a una flota logística que podría no alcanzar para sostener el crecimiento esperado.

Sobre este último cuello de botella, Blanco menciona que en los próximos años Vaca Muerta competirá por fletes con los sectores de agro y minería (los cuales también proyectan crecimiento), así como con el sector de la construcción en el caso de una reactivación en la obra pública.

El ferrocarril aparece como una alternativa parcial, aunque todavía insuficiente. Actualmente existe un corredor ferroviario que conecta parte de la cadena logística, pero referentes de la industria cuestionan su velocidad, capacidad operativa y falta de infraestructura complementaria.

Frente a esta complicación, Blanco sostiene que una de las alternativas que comenzó a discutirse dentro del sector consiste en desarrollar un corredor logístico multimodal basado en transporte fluvial, enlace ferroviario y última milla con bitrenes impulsados a GNL. Según el especialista, la propuesta permitiría reducir costos y mejorar la eficiencia del abastecimiento de arena, aunque por el momento no existe un proyecto formal ni definiciones concretas sobre su implementación.

Según Blanco, para destrabar un debate que hoy aparece estancado será necesario conformar una mesa de diálogo integrada por todos los actores de la cadena, no solo operadoras, sino también transportistas, areneras y representantes del Estado nacional y provincial. “Es un problema de todos”, resumió.

, Redaccion EconoJournal

Matías Kulfas, ex ministro de Desarrollo Productivo de la Nación; Horacio Rodríguez Larreta, ex Jefe de Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires; Mara Ruiz Malec, ex ministra de Trabajo de la provincia de Buenos Aires y Luciano Laspina, ex diputado nacional y actual director ejecutivo de CIPPEC debatieron sobre el modelo productivo en un escenario atravesado por restricciones macroeconómicas, necesidad de divisas, demanda de inversión y urgencia por recomponer el empleo. El intercambio tuvo lugar en el Segundo Congreso Productivo organizado por Misión Productiva este martes en la Facultad de Ciencias Económicas de la Universidad de Buenos Aires.

“Necesitamos pensar cómo el desarrollo de exportaciones puede traccionar empleo en Argentina. y que los recursos nacionales estén al servicio del desarrollo. En 2025 por primera vez la economía creció y destruyó empleo.”, advirtió Matías Kulfas.

En la misma línea, Horacio Rodriguez Larreta aseguró que Argentina necesita un plan productivo propiamente dicho. “No tengo dudas de que el Estado tiene que acompañar el desarrollo mediante infraestructura, I+D, educación para el trabajo, acompañamiento a empresas para cumplimiento de estándares”, detalló

El debate giró en torno al modelo productivo que necesita la Argentina en esta etapa, se hizo un balance de las últimas medidas oficiales, cuáles podrían sostenerse y cuáles deberían corregirse o revertirse. “Tenemos una oportunidad enorme que nos está dando el cambio tecnológico, la geopolítica, para aprovecharlo necesitamos acuerdos sobre algunas cuestiones básicas”, sostuvo Luciano Laspina y agregó: “El diálogo es necesario y si podemos quebrar la idea de dos Argentinas enfrentadas vamos a poder administrar mejor esta transición”.

Por su parte, Mara Ruiz Malec aseguró que el desafío es crecer y distribuir al mismo tiempo. “Es importante que nos pongamos de acuerdo con qué objetivos buscamos en la política productiva, que tienen que ver con el buen vivir, y con qué estado necesitamos para ello”, explicó.

Empleo y producción

Desde el inicio, el Congreso planteó una mirada clara: el desarrollo productivo no es una discusión técnica ni sectorial, sino una conversación urgente sobre las condiciones materiales del futuro argentino. En un contexto marcado por la caída de la actividad industrial, la tensión sobre el empleo y los cambios tecnológicos que redefinen la producción global, los primeros paneles pusieron en común diagnósticos, diferencias y propuestas sobre los desafíos que enfrenta el país.

El primer panel, “Empleo, producción y realidad social”, contó con la participación de Daniel Schteingart, Director de Desarrollo Productivo en Fundar y fundador de Misión Productiva, y Lucía Cirmi Obón, referenta de Futuros Mejores, quienes abordaron el vínculo entre la estructura productiva, el mercado de trabajo y la situación social. La conversación dejó planteada una idea central: no hay mejora sostenible de las condiciones de vida sin una estrategia productiva capaz de generar empleo, capacidades y oportunidades a largo plazo.

“Las industrias extractivas son una locomotora de dólares, pero no está arrastrando vagones” sostuvo Daniel Schteingart y agregó que “ya hay vagones en la Argentina, más de 10.000 empresas proveedoras de petróleo y gas están listas para engancharse a la locomotora si empezamos a fortalecer proveedores con políticas industriales”, durante el panel “Empleo, producción y realidad social”.  Por su parte, Lucía Cirmi Obón, destacó que “en un contexto donde van a primar tareas automatizables y el cuidado no va a estar resuelto por las familias y mujeres, la economía del cuidado sólo va a crecer”. De hecho, agregó, “la mayoría de los países están construyendo sistemas nacionales vinculados al cuidado”.

La segunda parte del encuentro comenzó con la presentación del Manifiesto por un industrialismo del siglo XXI, a cargo de Martín Alfie y Sol González de Cap, una intervención que propuso actualizar la agenda industrial argentina y romper con el péndulo entre las miradas puramente liberales y las visiones sustitutivas tradicionales. Desde Misión Productiva plantearon que la industria no es el único sector relevante para el desarrollo, pero sí una pieza central por su impacto en el empleo, los encadenamientos productivos, la innovación, la inversión en I+D y las exportaciones.

Luego, el panel “La industria argentina frente a una nueva etapa” reunió a Daniel Herrero, presidente de Prestige Auto (Mercedes-Benz); Javier Viqueira, presidente de Adox y vicepresidente 1ro de ADIMRA; Marysol Rodríguez, directora de Sinteplast; y Diego Coatz, fundador y director ejecutivo de I+D (Industria y Desarrollo). El intercambio abordó la situación actual de la industria argentina en un contexto marcado por cambios macroeconómicos, regulatorios, tecnológicos y globales, y puso sobre la mesa una pregunta clave: cómo sostener y transformar el entramado industrial evitando procesos de deterioro productivo.

“La industria automotriz va a tener cambios violentísimos en los próximos años, y si uno quiere sobrevivir tiene que ser competitivo”, aseguró Herrero. “Para adentro tenemos que entender que latinoamérica tiene una productividad que no ha crecido en relación al resto del mundo. Y lo otro es la I+D a la que los empresarios tenemos que subirlos: si hay una política estatal podemos crecer con IA, robótica, pero alguien tiene que darnos esa materia prima”, destacó el presidente de Prestige Auto.

A su turno, Viqueira destacó que “es imposible que Vaca Muerta absorba el entramado del conurbano” y pidió nivelar la cancha frente al capital extranjero. “Hoy no tenemos las mismas condiciones para el local que para el extranjero, tenemos condiciones peores”, advirtió. En la misma línea, Marysol Rodríguez sostuvo que “cuando perciben que hay una oportunidad, los empresarios industriales nacionales son los primeros que invierten”, y acotó que hoy están invirtiendo en nuevas fábricas en el país y en el exterior. “Nosotros trabajamos en 5 países, y hoy por hoy la mano de obra acá es la más cara de los 5 países donde trabajamos. No obstante, la gente no llega a fin de mes y los anticipos de sueldo se dispararon en los últimos meses”, detalló.

Por su parte, Diego Coatz advirtió que en el último año se perdieron 125.000 puestos de trabajo en la industria, que fueron a la informalidad. “Eso es menos clase media”, graficó. El principal problema de las empresas, según Coatz, es que no hay demanda y falta crecimiento. “Hoy si se saca a los sectores extractivos de recursos naturales la economía está cayendo. Por eso, lo principal es crecer”, sostuvo.

Inteligencia artificial y transformación productiva

Otro de los momentos destacados del cierre fue la exposición de Sergio Kaufman, ex presidente de Accenture para Argentina y Sudamérica, quien brindó una keynote sobre inteligencia artificial y transformación productiva. Su presentación abordó el potencial de la IA para generar nuevas empresas, transformar procesos productivos, impulsar la productividad y modificar las habilidades requeridas en el futuro del trabajo. También advirtió sobre el impacto desigual que la tecnología puede tener entre sectores, empresas y trabajadores si no se acompaña con capacidades, formación y estrategia.

“La inteligencia artificial no destruye la carrera laboral, sino que destruye los primeros peldaños. Los primeros uno, dos y tres escalones ya no están y hacen muy difícil a los jóvenes empezar su carrera laboral”, aseguró Sergio Kaufman. Si bien históricamente las revoluciones industriales generaron otros empleos, esta es distinta. “El proceso de IA nos obliga a repensar en la manera de resolver los problemas de las últimas décadas”, acotó.

El último panel de la jornada estuvo dedicado a “Los nuevos motores exportadores de Argentina”, con la participación de Manuel Ron, cofundador de Bio4; Alejandra Cardona, directora ejecutiva en la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM); Matías Baglietto, vicepresidente de la Cámara Argentina de Proveedores Mineros (CAPMIN) y director de Minetech y Pirca; Nicolás Arceo, director de la consultora Economía y Energía; y Verónica Asla, EY GDS Latam Leader y vicepresidenta de Argencon. Allí se analizó el potencial de sectores como energía, minería, agroindustria, biocombustibles y economía del conocimiento para generar divisas, empleo, proveedores, innovación y capacidades locales.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno envió al Congreso a fines del mes pasado el proyecto de ley denominado «Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones en Nuevas Industrias», conocido como “Súper RIGI”. Según promete el oficialismo, apunta a promover exclusivamente actividades económicas que hoy no existen en el país o cuyo grado de desarrollo es experimental: inteligencia artificial, semiconductores, biotecnología avanzada, industrialización de minerales y otros recursos naturales, e infraestructura digital estratégica. Sin embargo, un informe de la consultora Audemus, que conduce el ex ministro de Producción Matías Kulfas, sostiene que no cumple con los objetivos declamados.

“No se observa ninguno de los elementos clave que aparece en cualquier estrategia de desarrollo productivo vinculada a esos sectores (inversión en centros tecnológicos, generación de capacidades, recursos humanos y científicos), no exige inversiones en I+D local, ni encadenamiento productivo, ni empleo calificado mínimo; entrega estabilidad fiscal por 30 años sin contrapartidas verificables; y cede la jurisdicción para resolver conflictos a tribunales arbitrales internacionales”, remarca el informe.

Luego se afirma que “la evidencia regional de los últimos cuatro años muestra con claridad que los sectores que el Súper RIGI busca atraer no se relocalizaron en América Latina allí donde hubo mejores incentivos fiscales, sino donde había política industrial activa, empresa estatal como ancla y condiciones estructurales previas. Argentina no tiene ninguna de esas tres cosas en los sectores de frontera, y el Súper RIGI no las construye”.

Los puntos débiles del Súper RIGI

El informe de Audemus advierte sobre tres puntos débiles del proyecto.

• La exención de derechos de importación se limita a los bienes de capital necesarios para montar el proyecto, pero no alcanza a los insumos utilizados en la producción. Por ejemplo, una ensambladora de autos eléctricos podría importar su planta sin aranceles, pero seguiría pagando los aranceles del Mercosur por las baterías, motores y demás componentes que importe para fabricar cada vehículo.
• La estabilidad de 30 años con arbitraje internacional es la más extensa del hemisferio —Brasil ofrece 5 años con renovación, Uruguay 10 años.
• El proyecto no incluye ninguna contrapartida obligatoria: cero requisito de I+D en universidades locales, encadenamiento productivo o porcentaje de capacidad para el mercado interno, energía renovable o eficiencia hídrica, elementos presentes en otros programas de países vecinos.

Además, se remarca que, si bien figura una exigencia de desembolsar el 20% en los primeros dos años del proyecto, ese requisito también está presente en el RIGI y en la práctica su ejecución ha sido flexibilizada y terminó siendo un porcentaje del monto mínimo de inversión y no del proyecto total, lo cual explica por qué a pesar de la gran cantidad de proyectos y montos anunciados, hasta el momento el ingreso de divisas ha sido tan limitado. “En tal sentido, el RIGI se ha convertido más en una suerte de seguro a futuro para los proyectos que en un incentivo de inversión a corto plazo, lo cual evidencia un problema de diseño y ejecución por parte del gobierno”, se subraya en el documento.

¿A qué sectores busca beneficiar?

El proyecto de ley define «nuevas actividades económicas» como todo proyecto industrial, tecnológico o de servicios vinculados a infraestructura tecnológica y digital estratégica, con impacto transformador en la estructura productiva, que a la fecha de sanción no se desarrolle en el país o cuyo grado de desarrollo resulte experimental o piloto. Bajo este paraguas, los sectores con mayores posibilidades de aplicar son cinco:

• Data centers de IA. El informe destaca que es el sector con mayor actividad anunciada en la región. “La demanda global de infraestructura de computación crece a tasas que duplican la Ley de Moore. El consumo eléctrico de data centers de IA se proyecta en 945 TWh para 2030 —más del doble que en 2024”, agrega. Hasta ahora es el único sector donde existe un anuncio formal concreto con el proyecto Stargate (OpenAI-Sur Energy), que es una carta de intención, no una inversión en curso. “Si avanzara, generaría empleos de construcción por 2 a 3 años (estimados de manera muy optimista en 3.000-5.000 en el pico) y entre 150 y 500 empleos operativos permanentes en el escenario optimista”, destaca Audemus.
• Hidrógeno verde. Audemus afirma que es el sector donde el argumento del régimen especial tiene mayor sustento económico, pero falta aún un régimen específico sectorial que determine con mayor precisión sus alcances, tal como ocurrió en Brasil. El Súper RIGI no resuelve el problema de fondo: la ausencia de contratos de offtake firmes con compradores europeos, de financiamiento estructurado y de una ley sectorial con secuencia de pilotos.
• GNL / Plantas de licuefacción. Audemus subraya que es el caso donde la expectativa es más sólida. Argentina LNG (YPF-Eni-XRG) ya está en desarrollo bajo el RIGI original y tiene JDA firmado, pero el Súper RIGI podría cubrir proyectos adicionales. “Si este proyecto avanza, lo hará principalmente porque tiene los tres elementos que el Súper RIGI no provee: empresa estatal activa (YPF), recurso natural comprobado (Vaca Muerta) y demanda internacional estructural. El Súper RIGI podría facilitar proyectos adicionales de licuefacción”, dice el informe.
• Semiconductores. El incentivo podría favorecer al ensamble, testeo y empaque porque la fabricación avanzada de chips (front-end) es inviable en el horizonte cercano. No hay precedente de ninguna inversión superior a US$1000 millones en fabricación de chips en América Latina. “El 97% de las nuevas capacidades mundiales de fabricación de semiconductores fue a China entre 2020 y 2025”, dice el informe.
• Biotecnología avanzada y farmacéutica de innovación. Es otro de los sectores que podría aprovechar el beneficio, pero el informe advierte que las probabilidades son bajas en el corto plazo dado que ningún proyecto de esta escala se concretó en la región en el período reciente. Las grandes farmacéuticas están concentrando inversiones manufactureras en EE.UU. por la política industrial de la administración Donald Trump.

El informe menciona después otros dos sectores que también podrían ser incluidos en el listado, pero actualmente es más difícil esperar novedades.  

• Electromovilidad. La electromovilidad es el sector donde la región registra el mayor número de inversiones ejecutadas por encima del umbral de US$1.000 millones en el período analizado, con los casos de BYD y Great Wall Motor en Brasil y BMW y General Motors en México como ejemplos concretos. Sin embargo, el informe advierte que esas inversiones se produjeron donde había cadenas automotrices preexistentes de décadas, política industrial activa con condicionalidades explícitas —el programa MoVer en Brasil— y mercados internos de gran escala. “El Súper RIGI podría facilitar la instalación de una planta de ensamble, pero no resuelve ninguna de esas carencias estructurales. Y una planta de ensamble poco sofisticada tiene requerimientos de inversión muy por debajo del monto mínimo previsto en el Súper RIGI”, agrega el documento.
• Industrialización del cobre. La refinación de cobre es una actividad que Argentina no desarrolla, pero que tiene relevancia estratégica creciente en el contexto de la transición energética: el cobre es insumo crítico para cables eléctricos, motores, transformadores y baterías. Para Argentina, que tiene yacimientos de cobre en San Juan, Catamarca y Salta, aún en etapas tempranas de desarrollo, la refinación es una aspiración de largo plazo que requiere primero consolidar la minería de base y luego construir la capacidad de transformación industrial, pero el informe señala que el régimen no ofrece ningún instrumento para esa secuencia.

Antecedentes regionales

El informe destaca cinco patrones estructurales a partir de las inversiones que se han ido concretando en la región (ver cuadro 2):

• Concentración geográfica abrumadora. Brasil y México concentran prácticamente la totalidad de las inversiones ejecutadas o en ejecución. Ambos países tienen cadenas industriales profundas, mercados internos grandes, política industrial activa y marcos regulatorios sectoriales consolidados.
• La brecha anuncio/ejecución es sistémica. De los proyectos identificados, menos del 35% están efectivamente ejecutados o en construcción. El 65% restante son compromisos, cartas de intención o anuncios sin final investment decision (FID) confirmada. En semiconductores avanzados, biotecnología, data centers de escala e hidrógeno verde no hay ningún proyecto ejecutado.
• Las inversiones ejecutadas tienen en común al menos uno de tres elementos: cadena industrial preexistente (automotriz en Brasil/México), empresa estatal activa como ancla (Codelco, YPF, BNDES), o política industrial con condicionalidades explícitas (MoVer, programa litio CORFO, ReData). Sin embargo, el Súper RIGI no ofrece ninguno de los tres.
• Los incentivos fiscales son irrelevantes para la decisión de localización. El estudio más riguroso disponible sobre 770 data centers en 93 condados de EE.UU. concluye que durante 20 años en instalaciones hyperscale los incentivos fiscales representan apenas el 2% de la inversión total. Lo que determina la localización es la disponibilidad de energía, tierra y conectividad.

Aspectos a ser revisados por el Congreso

El informe de Audemus recomienda introducir mejoras en seis puntos.

• Incorporar contrapartidas. Audemus destaca que Brasil, con ReData para data centers, plantea exigencias específicas: 100% de energía renovable, eficiencia hídrica medible, 2% de las compras invertido en I+D en universidades nacionales, y 10% de la capacidad para el mercado interno. “El argumento de que Argentina necesita ofrecer condiciones más generosas que Brasil para competir carece de sustento”, remarca el texto.
• Reducir el horizonte de estabilidad. El informe remarca que ningún país de la región con instrumentos similares ofrece más de 10 años de estabilidad irrevocable en sectores de alto dinamismo tecnológico donde el impacto energético, hídrico y laboral es difícil de anticipar. Ofrecer 30 años compromete la capacidad regulatoria del Estado por un período demasiado extenso, en un escenario mundial absolutamente imprevisible.
• Revisar el mecanismo de resolución de disputas. “El acceso irrestricto al CIADI sin necesidad de agotar instancias administrativas previas, para cualquier disputa sin distinción de monto o naturaleza, es inusualmente generoso”, dice el informe. El modelo brasileño mantiene la jurisdicción doméstica como instancia inicial. Sin embargo, el esquema del Súper RIGI prácticamente extrae los conflictos del sistema judicial argentino desde el primer día.
• Incorporar umbrales para fase piloto. El umbral de US$1.000 millones excluye las inversiones de demostración tecnológica que son el paso necesario para escalar. El hidrógeno verde requiere pilotos de US$ 30-100 millones para generar la evidencia técnica que permita obtener contratos de offtake y financiamiento para la escala comercial. “Sin cubrir los pilotos, la secuencia se corta en el origen”, dice el texto.
• Revisar el impacto sobre la adhesión provincial. La condición de acceso que exige a las provincias renunciar a nuevos gravámenes, limitar Ingresos Brutos, eliminar Sellos, regalías y cánones genera una competencia fiscal interjurisdiccional que puede erosionar bases tributarias subnacionales de manera no coordinada. “Una vez más, es mucho a cambio de posibles proyectos de muy bajo impacto local”, advierte Audemus.
• Establecer mecanismos de encadenamiento local vinculantes. GWM en Brasil se comprometió a un 60% de integración local en componentes para 2026 y a la instalación de un Centro de I+D de más de 15.000 m2. Ese compromiso fue condición negociada de acceso a los incentivos del programa MoVer. El Súper RIGI no tiene ningún mecanismo equivalente. “La diferencia entre un enclave productivo y una inversión transformadora no es el monto: es si genera capacidades industriales y tecnológicas locales”, concluye el informe.

, Fernando Krakowiak

El gobierno envió al Congreso a fines del mes pasado el proyecto de ley denominado «Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones en Nuevas Industrias», conocido como “Súper RIGI”. Según promete el oficialismo, apunta a promover exclusivamente actividades económicas que hoy no existen en el país o cuyo grado de desarrollo es experimental: inteligencia artificial, semiconductores, biotecnología avanzada, industrialización de minerales y otros recursos naturales, e infraestructura digital estratégica. Sin embargo, un informe de la consultora Audemus, que conduce el ex ministro de Producción Matías Kulfas, sostiene que no cumple con los objetivos declamados.

“No se observa ninguno de los elementos clave que aparece en cualquier estrategia de desarrollo productivo vinculada a esos sectores (inversión en centros tecnológicos, generación de capacidades, recursos humanos y científicos), no exige inversiones en I+D local, ni encadenamiento productivo, ni empleo calificado mínimo; entrega estabilidad fiscal por 30 años sin contrapartidas verificables; y cede la jurisdicción para resolver conflictos a tribunales arbitrales internacionales”, remarca el informe.

Luego se afirma que “la evidencia regional de los últimos cuatro años muestra con claridad que los sectores que el Súper RIGI busca atraer no se relocalizaron en América Latina allí donde hubo mejores incentivos fiscales, sino donde había política industrial activa, empresa estatal como ancla y condiciones estructurales previas. Argentina no tiene ninguna de esas tres cosas en los sectores de frontera, y el Súper RIGI no las construye”.

Los puntos débiles del Súper RIGI

El informe de Audemus advierte sobre tres puntos débiles del proyecto.

• La exención de derechos de importación se limita a los bienes de capital necesarios para montar el proyecto, pero no alcanza a los insumos utilizados en la producción. Por ejemplo, una ensambladora de autos eléctricos podría importar su planta sin aranceles, pero seguiría pagando los aranceles del Mercosur por las baterías, motores y demás componentes que importe para fabricar cada vehículo.
• La estabilidad de 30 años con arbitraje internacional es la más extensa del hemisferio —Brasil ofrece 5 años con renovación, Uruguay 10 años.
• El proyecto no incluye ninguna contrapartida obligatoria: cero requisito de I+D en universidades locales, encadenamiento productivo o porcentaje de capacidad para el mercado interno, energía renovable o eficiencia hídrica, elementos presentes en otros programas de países vecinos.

Además, se remarca que, si bien figura una exigencia de desembolsar el 20% en los primeros dos años del proyecto, ese requisito también está presente en el RIGI y en la práctica su ejecución ha sido flexibilizada y terminó siendo un porcentaje del monto mínimo de inversión y no del proyecto total, lo cual explica por qué a pesar de la gran cantidad de proyectos y montos anunciados, hasta el momento el ingreso de divisas ha sido tan limitado. “En tal sentido, el RIGI se ha convertido más en una suerte de seguro a futuro para los proyectos que en un incentivo de inversión a corto plazo, lo cual evidencia un problema de diseño y ejecución por parte del gobierno”, se subraya en el documento.

¿A qué sectores busca beneficiar?

El proyecto de ley define «nuevas actividades económicas» como todo proyecto industrial, tecnológico o de servicios vinculados a infraestructura tecnológica y digital estratégica, con impacto transformador en la estructura productiva, que a la fecha de sanción no se desarrolle en el país o cuyo grado de desarrollo resulte experimental o piloto. Bajo este paraguas, los sectores con mayores posibilidades de aplicar son cinco:

• Data centers de IA. El informe destaca que es el sector con mayor actividad anunciada en la región. “La demanda global de infraestructura de computación crece a tasas que duplican la Ley de Moore. El consumo eléctrico de data centers de IA se proyecta en 945 TWh para 2030 —más del doble que en 2024”, agrega. Hasta ahora es el único sector donde existe un anuncio formal concreto con el proyecto Stargate (OpenAI-Sur Energy), que es una carta de intención, no una inversión en curso. “Si avanzara, generaría empleos de construcción por 2 a 3 años (estimados de manera muy optimista en 3.000-5.000 en el pico) y entre 150 y 500 empleos operativos permanentes en el escenario optimista”, destaca Audemus.
• Hidrógeno verde. Audemus afirma que es el sector donde el argumento del régimen especial tiene mayor sustento económico, pero falta aún un régimen específico sectorial que determine con mayor precisión sus alcances, tal como ocurrió en Brasil. El Súper RIGI no resuelve el problema de fondo: la ausencia de contratos de offtake firmes con compradores europeos, de financiamiento estructurado y de una ley sectorial con secuencia de pilotos.
• GNL / Plantas de licuefacción. Audemus subraya que es el caso donde la expectativa es más sólida. Argentina LNG (YPF-Eni-XRG) ya está en desarrollo bajo el RIGI original y tiene JDA firmado, pero el Súper RIGI podría cubrir proyectos adicionales. “Si este proyecto avanza, lo hará principalmente porque tiene los tres elementos que el Súper RIGI no provee: empresa estatal activa (YPF), recurso natural comprobado (Vaca Muerta) y demanda internacional estructural. El Súper RIGI podría facilitar proyectos adicionales de licuefacción”, dice el informe.
• Semiconductores. El incentivo podría favorecer al ensamble, testeo y empaque porque la fabricación avanzada de chips (front-end) es inviable en el horizonte cercano. No hay precedente de ninguna inversión superior a US$1000 millones en fabricación de chips en América Latina. “El 97% de las nuevas capacidades mundiales de fabricación de semiconductores fue a China entre 2020 y 2025”, dice el informe.
• Biotecnología avanzada y farmacéutica de innovación. Es otro de los sectores que podría aprovechar el beneficio, pero el informe advierte que las probabilidades son bajas en el corto plazo dado que ningún proyecto de esta escala se concretó en la región en el período reciente. Las grandes farmacéuticas están concentrando inversiones manufactureras en EE.UU. por la política industrial de la administración Donald Trump.

El informe menciona después otros dos sectores que también podrían ser incluidos en el listado, pero actualmente es más difícil esperar novedades.  

• Electromovilidad. La electromovilidad es el sector donde la región registra el mayor número de inversiones ejecutadas por encima del umbral de US$1.000 millones en el período analizado, con los casos de BYD y Great Wall Motor en Brasil y BMW y General Motors en México como ejemplos concretos. Sin embargo, el informe advierte que esas inversiones se produjeron donde había cadenas automotrices preexistentes de décadas, política industrial activa con condicionalidades explícitas —el programa MoVer en Brasil— y mercados internos de gran escala. “El Súper RIGI podría facilitar la instalación de una planta de ensamble, pero no resuelve ninguna de esas carencias estructurales. Y una planta de ensamble poco sofisticada tiene requerimientos de inversión muy por debajo del monto mínimo previsto en el Súper RIGI”, agrega el documento.
• Industrialización del cobre. La refinación de cobre es una actividad que Argentina no desarrolla, pero que tiene relevancia estratégica creciente en el contexto de la transición energética: el cobre es insumo crítico para cables eléctricos, motores, transformadores y baterías. Para Argentina, que tiene yacimientos de cobre en San Juan, Catamarca y Salta, aún en etapas tempranas de desarrollo, la refinación es una aspiración de largo plazo que requiere primero consolidar la minería de base y luego construir la capacidad de transformación industrial, pero el informe señala que el régimen no ofrece ningún instrumento para esa secuencia.

Antecedentes regionales

El informe destaca cinco patrones estructurales a partir de las inversiones que se han ido concretando en la región (ver cuadro 2):

• Concentración geográfica abrumadora. Brasil y México concentran prácticamente la totalidad de las inversiones ejecutadas o en ejecución. Ambos países tienen cadenas industriales profundas, mercados internos grandes, política industrial activa y marcos regulatorios sectoriales consolidados.
• La brecha anuncio/ejecución es sistémica. De los proyectos identificados, menos del 35% están efectivamente ejecutados o en construcción. El 65% restante son compromisos, cartas de intención o anuncios sin final investment decision (FID) confirmada. En semiconductores avanzados, biotecnología, data centers de escala e hidrógeno verde no hay ningún proyecto ejecutado.
• Las inversiones ejecutadas tienen en común al menos uno de tres elementos: cadena industrial preexistente (automotriz en Brasil/México), empresa estatal activa como ancla (Codelco, YPF, BNDES), o política industrial con condicionalidades explícitas (MoVer, programa litio CORFO, ReData). Sin embargo, el Súper RIGI no ofrece ninguno de los tres.
• Los incentivos fiscales son irrelevantes para la decisión de localización. El estudio más riguroso disponible sobre 770 data centers en 93 condados de EE.UU. concluye que durante 20 años en instalaciones hyperscale los incentivos fiscales representan apenas el 2% de la inversión total. Lo que determina la localización es la disponibilidad de energía, tierra y conectividad.

Aspectos a ser revisados por el Congreso

El informe de Audemus recomienda introducir mejoras en seis puntos.

• Incorporar contrapartidas. Audemus destaca que Brasil, con ReData para data centers, plantea exigencias específicas: 100% de energía renovable, eficiencia hídrica medible, 2% de las compras invertido en I+D en universidades nacionales, y 10% de la capacidad para el mercado interno. “El argumento de que Argentina necesita ofrecer condiciones más generosas que Brasil para competir carece de sustento”, remarca el texto.
• Reducir el horizonte de estabilidad. El informe remarca que ningún país de la región con instrumentos similares ofrece más de 10 años de estabilidad irrevocable en sectores de alto dinamismo tecnológico donde el impacto energético, hídrico y laboral es difícil de anticipar. Ofrecer 30 años compromete la capacidad regulatoria del Estado por un período demasiado extenso, en un escenario mundial absolutamente imprevisible.
• Revisar el mecanismo de resolución de disputas. “El acceso irrestricto al CIADI sin necesidad de agotar instancias administrativas previas, para cualquier disputa sin distinción de monto o naturaleza, es inusualmente generoso”, dice el informe. El modelo brasileño mantiene la jurisdicción doméstica como instancia inicial. Sin embargo, el esquema del Súper RIGI prácticamente extrae los conflictos del sistema judicial argentino desde el primer día.
• Incorporar umbrales para fase piloto. El umbral de US$1.000 millones excluye las inversiones de demostración tecnológica que son el paso necesario para escalar. El hidrógeno verde requiere pilotos de US$ 30-100 millones para generar la evidencia técnica que permita obtener contratos de offtake y financiamiento para la escala comercial. “Sin cubrir los pilotos, la secuencia se corta en el origen”, dice el texto.
• Revisar el impacto sobre la adhesión provincial. La condición de acceso que exige a las provincias renunciar a nuevos gravámenes, limitar Ingresos Brutos, eliminar Sellos, regalías y cánones genera una competencia fiscal interjurisdiccional que puede erosionar bases tributarias subnacionales de manera no coordinada. “Una vez más, es mucho a cambio de posibles proyectos de muy bajo impacto local”, advierte Audemus.
• Establecer mecanismos de encadenamiento local vinculantes. GWM en Brasil se comprometió a un 60% de integración local en componentes para 2026 y a la instalación de un Centro de I+D de más de 15.000 m2. Ese compromiso fue condición negociada de acceso a los incentivos del programa MoVer. El Súper RIGI no tiene ningún mecanismo equivalente. “La diferencia entre un enclave productivo y una inversión transformadora no es el monto: es si genera capacidades industriales y tecnológicas locales”, concluye el informe.

, Fernando Krakowiak

El Ente Nacional Regular del Gas y la Electricidad (ENRGE) realizará este miércoles a partir de las 10 horas la audiencia pública virtual para analizar el pedido de ampliación y acceso a capacidad de transporte eléctrico que formuló Vicuña, el proyecto minero que llevan adelante en San Juan la australiana BHP y la canadiense Lundin Mining. Otras mineras que operan en la provincia se oponen al pedido y también expondrán en la audiencia.

Vicuña propuso repotenciar y poner en operación en 500 kV una infraestructura que hoy funciona en 132 kV entre Nueva San Juan y Rodeo, y a partir de allí extender la red hacia su complejo minero.

El plan contempla también una línea de alta tensión (500 kV) de 167 kilómetros de extensión entre el nodo de la ET Rodeo hacia el norte hasta la nueva ET Chaparro y una nueva línea de 220 kV que conectará al sitio del proyecto con la red troncal del SADI. Además, necesitará construir dos estaciones transformadoras más: una en la localidad de Chaparro y otra dentro del yacimiento Josemaría.

Una vez hecha la obra de ampliación, Vicuña busca tener prioridad en el uso del 90% de la capacidad de transporte incremental de la nueva infraestructura, pero distintas compañías mineras que también tienen activos en San Juan rechazan que se le otorgue esa habilitación.

Allegados al proyecto Vicuña indicaron a EconoJournal que “la prioridad para disponer de la capacidad nueva está dentro del marco regulatorio nacional”. “Se necesita mucha energía con un mallado fuerte, se necesita fortalecer al sistema para la gran demanda del proyecto”, añadieron.

Lo que Vicuña necesita son 260 MW para abastecer el complejo minero a cielo abierto Josemaría, que corresponde a la etapa 1 del proyecto.

Además, subrayaron que “si hay capacidad remanente de transporte eléctrico para un proyecto minero nuevo, ese desarrollo tendrá que pedir la solicitud de acceso al ente nacional, como lo hizo Vicuña”.

Las obras de infraestructura de Vicuña cuentan con el visto bueno de Transener y Cammesa y tiene el aval ambiental y regulatorio del ENRGE. El último paso pendiente es la audiencia pública de este miércoles.

Quiénes expondrán en la audiencia

En la audiencia pública expondrán 13 personas. En representación de Vicuña lo hará Marcos Rizzato Lede, gerente de Energía, quien contará con 15 minutos para defender la postura de la empresa. También expondrá Carlos García, director general de Transener. 

La nómina se completa con Roberto Ferrero, por el Ente Provincial Regulador de la Electricidad (EPRE); Alfredo Pedrali, en representación de la Secretaría de Energía de La Rioja; Héctor Hugo Pérez, de Naturgy; los intendentes de Jáchal e Iglesia, Matías Espejo y Jorge Espejo; Gerardo Rabinovich, del Instituto Argentino de la Energía General Mosconi; Juan Pablo García Diez, por Minas Argentinas (proyecto Gualcamayo); Miguel Federico Gil Pugliese, por Los Azules; Ariadna Rodríguez, en representación de Barrick y Minera Andina del Sol; Sonia Delgado, de Golding Mining; y Mario Herrero.

RIGI y la Decisión Final de Inversión

Vicuña tiene previsto obtener este año la adhesión al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) bajo la categoría de Proyectos de Exportación Estratégica de Largo Plazo (PEELP).

Si bien desde Vicuña prefirieron no dar detalles sobre el monto de inversión presentado al RIGI, el último informe de Jefatura de Gabinete al Congreso detalla que el desembolso comprometido es por un total de US$9.712 millones.

Por último, Vicuña prevé que para la segunda mitad del año deberá tomar la decisión final de inversión (FID, por sus siglas en inglés) para comenzar la etapa de construcción a comienzos de 2027. La primera producción del megaproyecto está prevista para 2030. Para esto, la obra de infraestructura eléctrica deberá estar operativa en 2029.

, Roberto Bellato

La empresa Saesa formalizó una iniciativa privada con valor económico e industrial ante el Estado nacional con el objetivo de recuperar la Planta Industrial de Agua Pesada (PIAP), ubicada en la localidad neuquina de Arroyito. El proyecto contempla un desembolso superior a los US$120 millones para modernizar las instalaciones y revertir una parálisis productiva de casi una década. La meta es posicionar al complejo tecnológico ante la fuerte demanda del mercado global a mediano plazo.

Los detalles de la propuesta comercial y los alcances técnicos de la inversión fueron expuestos por Juan Bosch, presidente de Saesa una comercializadora de energía, durante su participación en el Capítulo 6 de Dínamo Stream, el ciclo de streaming de EconoJournal. En este espacio audiovisual dedicado al debate del sector energético, el directivo detalló las gestiones administrativas iniciadas el pasado 19 de mayo y fundamentó la viabilidad del plan mediante la transformación del recurso gasífero en un bien industrial de alto valor.

Bosch abordó la situación patrimonial de la PIAP, un activo estratégico perteneciente a la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA). Durante el diálogo se analizaron las dificultades históricas para reactivar la planta, los antecedentes de comercialización y la estructura de costos operativos donde el gas natural y el suministro eléctrico representan los insumos fundamentales para sostener el proceso fabril.

Bosch argumentó que la iniciativa busca capitalizar el actual superávit de recursos hidrocarburíferos para generar exportaciones no tradicionales hacia mercados de alta exigencia tecnológica. «Argentina tiene la planta industrial de agua pesada más grande del mundo. Es la única del hemisferio sur y es capaz de exportar agua pesada al mundo. El agua pesada es gas y energía; es Vaca Muerta transformada en valor agregado, en trabajo, desarrollo y exportaciones», definió el titular de Saesa para precisar el impacto macroeconómico de la propuesta.

El agua pesada es un componente central en el ciclo del combustible nuclear que abastece a las centrales atómicas Atucha I, Atucha II y Embalse. Estos reactores utilizan uranio natural como combustible y requieren del agua pesada como moderador y refrigerante para mantener la reacción en cadena de manera segura y eficiente.

Bosch también dentificó un incremento sostenido en la demanda internacional motivado por nuevos desarrollos científicos. «El agua pesada también se usa para la salud. Se usa para medicamentos, para inteligencia artificial, como semiconductores, microchips y para estudios de resonancia magnética. Hay una demanda creciente y un consenso global de que hay un faltante en las industrias vinculadas con el pharma, la salud y la biotecnología«, especificó Bosch.

El plan integral de obras para la PIAP

Para materializar el proyecto, Saesa conformó una alianza estratégica con la firma de ingeniería Spark, especialista en la reactivación de infraestructura energética compleja. El plan integral de obras contempla un horizonte de ejecución estimado en 36 meses para alcanzar la plena operatividad de las instalaciones, aunque los técnicos evalúan la posibilidad de habilitar de forma anticipada la primera de las dos líneas de producción con las que cuenta el complejo industrial.

El procedimiento administrativo de la iniciativa privada resguarda la titularidad pública del complejo tecnológico neuquino, el cual será gestionado bajo un formato de concesión operativa. «Tiene que haber una licitación pública, probablemente nacional e internacional, para quien quiera ser el concesionario de este activo que es público. La planta va a seguir siendo propiedad del Estado nacional; solamente va a ceder la operación y la comercialización del producido«, aclaró Bosch respecto al encuadre legal del concurso.

La estrategia comercial de las empresas impulsoras ya cuenta con un avance institucional mediante el interés de corporaciones internacionales. El titular de Saesa confirmó que ya se firmaron memorandos de entendimiento con off-takers del exterior, quienes solicitaron acelerar los tiempos para asegurar la provisión del insumo. De cumplirse las proyecciones técnicas, la reactivación industrial permitiría la creación de 200 puestos de trabajo directos en la provincia de Neuquén.

El principal desafío percibido por los promotores de la oferta no se vincula a factores financieros o de suministro de insumos. «Lo que me preocupa es vencer la inercia, la tarea de evangelización y convencer de que esto es posible y que es bueno para todos. Tenemos los compromisos de inversión, de provisión de gas y de compra del agua pesada; con foco y determinación, en menos de tres años podemos estar en el top five del mundo», concluyó Bosch.

La reactivación de la PIAP, inaugurada originalmente en 1993 y sin producción comercial continua desde 2017, abriría un nuevo canal de vinculación comercial para la Argentina con los mercados internacionales. El análisis de la propuesta quedó bajo la órbita de los equipos técnicos de la CNEA, quienes deberán evaluar la sustentabilidad del proyecto técnico y los pliegos licitatorios correspondientes para reactivar un activo que arrastra años sin generar valor para el sistema energético nacional.

, Redacción EconoJournal

Hay, por ahora, una sola certeza en la estrategia de Rolando Figueroa para fijar la fecha de las elecciones en Neuquén: no será concurrente con la presidencial, pese a los esfuerzos de Javier Milei para unificar el calendario del 2027.

El mandatario que está parado encima de Vaca Muerta seguirá la receta tradicional que venía usando el Movimiento Popular Neuquino para evitar interferencias de los partidos nacionales en la definición del modelo provincial. 

Esa decisión implicará, necesariamente, un adelantamiento de los comicios antes de octubre y ya abrió una negociación con el intendente de la capital, Mariano Gaido, por el mes elegido para dar la competencia.

Según pudo saber EN/CLAVE, Figueroa tiene una preferencia para realizar la elección cerca de agosto, aunque esa fecha está supeditada a la efectiva suspensión o eliminación de las Primarias Abiertas Simultáneas y Obligatorias (PASO). En La Neuquinidad no tienen ningún interés en mantener ese sistema de internas partidarias y apoyarán al gobierno nacional para que logre su objetivo de liberar ese mes en el calendario electoral.

El gobernador explicó en una reunión que realizó a fines de mes con intendentes que, de suceder, se podría estirar la convocatoria hasta los primeros días de ese mes, aunque sin descartar que pudiera ser antes. Por ejemplo, en junio, una fecha que la provincia ya utilizó en 2007 y 2011, las dos veces que fue electo Jorge Sapag.

Todas las elecciones anteriores en la provincia, desde el reinicio de la democracia hasta entonces, se habían realizado entre septiembre y octubre, casi siempre desacopladas de las presidenciales. Pero fue a partir del 2015 cuando el adelantamiento de los comicios se aceleró, con convocatorias que oscilaron entre abril y marzo. 

Fue una estrategia del MPN, en ese entonces bajo la conducción del sapagismo, para limitar el tiempo de organización de sus rivales en momentos donde el caudal electoral del partido empezaba a declinar.

Y fue lo que llevó a que Figueroa afrontara una transición de casi ocho meses desde su triunfo hasta que pudo tomar posesión del cargo, en diciembre de 2023.

Septiembre no es simplemente otro mes

La preferencia de Rolando Figueroa por la fecha de la elección provincial, por ahora, no tiene acuerdo del intendente de la capital, Mariano Gaido. La ciudad de Neuquén concentra más del 40% del padrón provincial y tiene autonomía para hacer su propia convocatoria, aunque el pacto político entre ambos dirigentes implica agotar todos los esfuerzos por confluir en un mismo domingo.

Para el intendente, la fecha de preferencia es septiembre, por motivos políticos y hasta más sentimentales. El municipio encaró este año dos obras viales ambiciosas: el nuevo Acceso Norte para mejorar el tránsito en el ingreso a la ciudad desde la Ruta 7, y la transformación de la exRuta 22 o multitrocha en una avenida urbana.

Ambas obras, en particular la segunda que atraviesa el mapa de la ciudad de este a oeste, envolvieron a la capital en un caótico nudo vial. Gaido, quien ha definido esa empresa como «abrirse el corazón al medio», está convencido de que los vecinos necesitarán tiempo para ver terminada esa transformación, entenderla y disfrutarla antes de volver a las urnas.

«Les va a hackear la cabeza», en el buen sentido, asegura sobre la obra de la Gran Avenida. Para febrero del 2027 está planificada la finalización del asfaltado y la licitación del último tramo, el que llegará hasta el aeropuerto de Neuquén.

Hay otro factor para la preferencia de septiembre como mes electoral y es el componente anímico y estético: en el municipio evalúan que la ciudad, entre mayo y agosto, los meses más fríos, no ofrece su mejor cara, mientras que a partir de la primavera reverdecen los paseos costeros, vuelven las caminatas en la barda y mejora el humor general de la gente.

El último argumento es más personal. Gaido le guarda afecto porque fue el mes en el que ganó su primera elección como intendente en 2019. «En septiembre tú fuiste mía».

Si bien el dirigente no podrá repetir mandato, su objetivo es competir como primer candidato a concejal para impulsar a quien elija para su sucesión, posiblemente la actual jefa de Gabinete, María «Tana» Pasqualini.

Fruto del otoño

Cuando al gobernador se le consultó en una rueda de prensa la posibilidad de realizar la elección en septiembre, dijo que es un mes que no le gusta y lo descartó con un argumento casi poético: «el himno dice que Neuquén es fruto de otoño».

Figueroa suele echar mano repetidamente de esa interpretación de la canción Trabun Mapu para destacar que esta «es una provincia que crece en otoño como el piñón». «Cuando la adversidad va comenzando, más nos agrandamos y damos nuestros mejores frutos», afirmó el 1 de marzo durante su discurso de apertura de sesiones en la Legislatura.

Al gobernador tampoco le gusta septiembre porque la ve muy cercana a la nacional. La estrategia apunta a separarlas de manera de evitar el envión político que le podría dar a los cuadros locales una eventual candidatura a la reelección de Milei, pero sin que les dé aire suficiente para buscarse un triunfo en el inicio del calendario electoral.

Del mismo modo, estirar la convocatoria para no precipitar una elección en el verano apunta a llegar con unas 1.000 obras en marcha en todo el territorio y presentar a Neuquén como «un gran obrador». Terminará de tomar la decisión a fin de año, con encuestas de las principales ciudades en la mano.

Figueroa considera que una convocatoria en marzo, como evalúa su par rionegrino Alberto Weretilneck, podría resultar tentadora para que los libertarios posen su mirada en la provincia de Vaca Muerta. En cambio, una fecha más cerca de la disputa nacional, los encontrará apuntando todos sus recursos a garantizar su continuidad en la Casa Rosada.

, Andrea Durán

El intendente de Añelo, Fernando Banderet, presentó en la Legislatura de Neuquén un proyecto para declarar a la ciudad como municipio de primera categoría y abrió un debate por el cual autonomía política e independencia económica no necesariamente van de la mano.

El cambio, de aprobarse, le daría el máximo rango institucional a la localidad insignia de Vaca Muerta, pero no implicaría un aumento de los recursos que recibe de la coparticipación provincial.

Así lo advirtieron diputados cercanos a Rolando Figueroa y fuentes del ministerio de Economía consultados por EN/CLAVE en función de la ley 2148 que regula el reparto automático de recursos entre 29 municipios de Neuquén.

El proyecto que llevó Banderet a la Legislatura planteó que «Añelo ha dejado de ser aquella localidad rural de antaño para convertirse en el epicentro neurálgico del desarrollo energético del país» y señaló que el fenómeno productivo de Vaca Muerta trajo consigo una «transformación demográfica sin precedentes en la provincia».

En ese cambio poblacional, justamente, hace foco el proyecto para solicitar la recategorización del municipio: tanto los datos del Censo Nacional del 2022 como los últimos padrones electorales utilizados «demuestran que la población de Añelo estable ha superado ampliamente el piso constitucional de los 5.000 habitantes», indicó Banderet.

Pero el número real de habitantes sigue siendo una incógnita porque el último censo los ubicó en 6.477, mientras que los registros de electores superaron los 8.500 en 2023 y 2025, sin contar la población menor de 16 años.

Estructura y régimen electoral propio

Para Banderet, ese crecimiento «requiere una organización política institucional que esté acorde» a las necesidades que demanda la ciudad.

También ubicó la recategorización como una forma de «reconocer el esfuerzo de la comunidad y necesidad imperiosa de consolidar el arraigo», ayudar a una planificación urbana sostenible y darle autonomía municipal a «una de las ciudades más estratégicas del territorio neuquino y más prósperas del país».

¿Qué cambiaría? Añelo quedaría facultada para llamar a una elección de convencionales municipales y dictar su propia Carta Orgánica. Allí podrá definir su gobierno «sin más limitaciones» que las contenidas en la Constitución de Neuquén como, por ejemplo, la prohibición de reelecciones indefinidas.

Es decir, la ciudad podrá ajustar la integración de su Concejo Deliberante y crear otras figuras institucionales que hoy no tiene como una Junta Electoral y régimen de elecciones propio, un Tribunal de Faltas, Sindicatura o Defensoría del Pueblo. También le dará autonomía para el manejo de las tierras fiscales ubicadas en su ejido.

La provincia tiene, actualmente, 13 municipios de primera categoría: Neuquén capital, Centenario, Chos Malal, Cutral Co, Junín de los Andes, Plaza Huincul, Plottier, Rincón de los Sauces, San Martín de los Andes, San Patricio del Chañar, Senillosa, Villa La Angostura y Zapala.

El último en incorporarse había sido El Chañar, en 2003. A esa localidad rural que hoy también recibe el impacto de Vaca Muerta, el Censo 2022 le relevó una población de 10.888 habitantes.

¿Más gastos con iguales recursos?

El proyecto de ley ingresado a la Legislatura faculta en su artículo 2° al municipio y al Ejecutivo Provincial a «coordinar las acciones necesarias para la adecuación administrativa, presupuestaria y de coparticipación que correspondan a la nueva categoría institucional» a partir del próximo ejercicio fiscal.

Pero las fuentes consultadas por EN/CLAVE coincidieron en que la ley, de sancionarse, no habilitaría a Añelo a recibir más recursos de los que tiene actualmente.

«Es un error garrafal de muchos intendentes que piensan que les va a cambiar el índice de coparticipación cambiando de categoría», describieron desde un despacho de Economía.

La ley 2148 que aprobó el régimen de coparticipación de Neuquén es una ley convenio de principios de los 90 donde todos los municipios acordaron los coeficientes de distribución de recursos asignados a cada uno.

Modificar esos índices le implicaría al gobierno de Rolando Figueroa abrir una discusión política con los intendentes que hoy está fuera de agenda.

Añelo recibió, en lo que va del año, 2.300 millones de pesos por coparticipación provincial, un número por debajo de lo que obtuvieron Andacollo y Las Ovejas, dos localidades del Norte Neuquino alejadas de la presión demográfica y de infraestructura de Vaca Muerta.

La necesidad de mayores fondos es real, pero, de no mediar otro tipo de discusión, la recategorización podría dejarlo con iguales ingresos para los mayores gastos que demandará su nueva estructura institucional.

Para ejemplo, Senillosa: esta ciudad de la Confluencia tardó 30 años en dictar su propia Carta Orgánica y los convencionales elegidos para redactarla tuvieron que hacerlo ad honorem por falta de presupuesto.

El debate que viene

El intendente Fernando Banderet encaró la presentación del proyecto de ley como un hecho político de su gestión. Asistió a la Legislatura secundado por miembros de su gabinete y concejales de la ciudad y contó con el respaldo de la diputada del MPN y referente del gremio petrolero, Daniela Rucci.

Si bien la legisladora, y la bancada en general, actúa como aliada de Rolando Figueroa, su participación no infiere directamente un apoyo de La Neuquinidad en esta cruzada.

El proyecto deberá pasar primero por la comisión de Asuntos Municipales que preside Matías Martínez, de Comunidad, y luego seguirá curso por la de Asuntos Constitucionales.

En el oficialismo dijeron a este medio que la iniciativa «se va a evaluar», pero no anticiparon postura. Lo mismo hicieron desde el MPN, quienes revelaron que no hubo aún «línea política sobre si apoyarlo o no».

De aprobarse la ley para Añelo, otros municipios en similares condiciones podrían impulsar proyectos similares para pedir su recategorización como Aluminé y Las Lajas, en el centro de la provincia, que también cuentan con el requisito poblacional cumplido según el último registro censal.

, Andrea Durán

Chevron Argentina presentó una solicitud bajo el Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) para un nuevo proyecto de desarrollo petrolero en el área de El Trapial, con una inversión estimada de US$13.800 millones, informó la compañía este martes.

“Chevron reconoce los esfuerzos del gobierno argentino por los importantes avances logrados para el desarrollo de los recursos energéticos de Argentina. Marcos como el RIGI, que contribuyen a la previsibilidad regulatoria e incentivan las decisiones de inversión a largo plazo, son pasos clave para la industria energética de Argentina”, sostuvo la compañía a través de un breve comunicado.

La petrolera estadounidense opera y posee el bloque El Trapial, además de contar con una participación no operativa del 50% en las concesiones Loma Campana y Narambuena. Estas áreas son desarrolladas en asociación con YPF, la principal productora de hidrocarburos de Argentina.

El Trapial y Narambuena son desarrollos que fueron reevaluados en los últimos dos años en el marco de una reestructuración global de Chevron, que ubicó sus activos en Argentina dentro del Departamento de No Convencionales. En la práctica, esto implica que reportan al mismo equipo que lidera el desarrollo del Permian y otras formaciones shale en Estados Unidos.

La apuesta por Vaca Muerta

Chevron fue la primera gran petrolera en invertir en Vaca Muerta, junto con YPF en el año 2013.

Su CEO global, Mike Wirth, elogió en marzo en la apertura del CERAWeek las reformas que viene llevando adelante el gobierno de Javier Milei para impulsar la inversión y reafirmó siguen apostando por el desarrollo de Vaca Muerta.  “La geología es excelente. El problema histórico de Argentina ha estado sobre la superficie: el entorno de inversión. Ha habido rigideces laborales, restricciones a la importación de equipos y a la exportación de producción, pero con el presidente Milei esos obstáculos se están abordando de manera sistemática y estamos viendo avances reales”, remarcó en el evento del que participó EconoJournal.

Wirth aseguró que “en Argentina reestructuramos todos nuestros activos shale en una única organización operativa, lo que nos permite mover tecnología, mejores prácticas, personas y experiencia más rápidamente entre distintas cuencas. Estamos aplicando tecnologías como químicos avanzados para mejorar la recuperación, que ya probamos en Permian, y las estamos trasladando a otras áreas. Estamos viendo buenos resultados iniciales. Todo indica que seguiremos mejorando costos, eficiencia y productividad en todo el portafolio”.

–Mencionaste Argentina y Vaca Muerta. ¿Cómo la ves? –le preguntó entonces Daniel Yergin, es uno de los analistas de energía más influyentes del mundo.

–La geología es excelente. El problema histórico de Argentina ha estado sobre la superficie: el entorno de inversión. Ha habido rigideces laborales, restricciones a la importación de equipos y a la exportación de producción. Bajo el presidente Milei, esos obstáculos se están abordando de manera sistemática, y estamos viendo avances reales.

–La “invertibilidad” de Argentina está mejorando.

–Estamos muy conformes con la geología y esperamos que, con estas mejoras en el entorno, la producción del país continúe creciendo.

El ministro de Economía, Luis Caputo, había anticipado a comienzos de mayo por la red social X que la firma estadounidense estaba preparando esta presentación millonaria para el RIGI, que es la que acaba de oficializar hoy.  

, Redaccion EconoJournal

La provincia de Neuquén comenzó a implementar un nuevo esquema para cuantificar y reportar las emisiones de gases de efecto invernadero en el sector del Oil & Gas. El proceso se enmarca en la Ley 3454, y su actualización mediante la Resolución N.º 285/25, que establece criterios técnicos y metodológicos para la construcción de inventarios de emisiones en Vaca Muerta.

Santiago Nogueira, subsecretario de Cambio Climático de Neuquén, impulsó el diseño regulatorio en articulación con la Comisión de Emisiones del IAPG. Una de las principales conclusiones del trabajo fue que la gestión de emisiones ya no podía sostenerse sobre criterios dispersos o voluntarios.

“Hacía falta un marco común para que los reportes fueran comparables, trazables y conseguir una mejor calidad de datos incrementando gradualmente la complejidad metodológica para que estos sean útiles en la toma de decisiones públicas”, indica Nogueira.

La necesidad de mayores niveles de rigurosidad metodológica apareció especialmente en el tratamiento del metano. Existe un nivel de incertidumbre muy alto en los datos de emisiones de metano que se obtienen con niveles metodológicos básicos con granularidad baja y factores de emisión genéricos.

La AIE (International Energy Agency) plantea en sus informes de metano que las estimaciones presentadas por los diferentes países estarían siendo subestimadas en un 80% si se las compara con datos obtenidos a partir de mediciones.

Por eso el procedimiento de reporte de la provincia de Neuquén prevé un cronograma donde gradualmente las empresas incrementan la complejidad metodológica de sus estimaciones, desde esquemas de baja granularidad y factores de emisión genéricos hasta estimaciones por fuente y factores basados en mediciones hacia 2030.

El sistema establece cinco niveles de monitoreo, desde categorías generales de fuentes de emisión hasta metodologías avanzadas con identificación detallada de equipos y procesos, factores propios y validaciones mediante tecnologías top-down.

“La tecnología cumple un rol central porque mejora la calidad del dato. Hablamos de herramientas que nos permiten medir, reducen incertidumbre y mejoran la capacidad de control”, sostiene Nogueira: “El desafío no es solamente tener datos, sino construir información comparable y útil para identificar fuentes críticas, orientar decisiones de mitigación y mejorar el desempeño ambiental del sector”.

Nueva etapa en Neuquén: procedimiento de reporte

En abril, las autoridades presentaron formalmente el Procedimiento de Reporte de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) del Sector Hidrocarburífero. Se estableció un esquema progresivo que diferencia a pequeñas y grandes productoras. El primer reporte obligatorio correspondiente al inventario 2025 deberá presentarse en septiembre de 2026.

“El trabajo con la Comisión de Emisiones del IAPG fue muy importante en cuanto al conocimiento de la institución, lo que nos permitió desarrollar un procedimiento que fuera exigente, aplicable y realista”, explica Nogueira.

El procedimiento prevé auditorías por terceros y habilita a la Autoridad de Aplicación a solicitar documentación para re-verificar reportes auditados. “El valor de este proceso es pasar de una regulación del dato a una política de mitigación con fundamento técnico”, suma Nogueira.

El procedimiento adopta referencias internacionales como IPCC AR6, GHG Protocol, The Climate Registry, API Compendium y OGMP 2.0 para niveles avanzados de metano, adaptadas a la realidad productiva y regulatoria de Neuquén.

Para la provincia, la capacidad de medir, reportar y verificar emisiones empieza a formar parte de las condiciones de competitividad futura de Vaca Muerta. “En los próximos años va a pesar más la capacidad de medir bien, reducir incertidumbre, controlar metano y mostrar trazabilidad frente a mercados, financiamiento e inversión”.

La lectura oficial es que el futuro de Vaca Muerta no dependerá únicamente del crecimiento productivo, sino también de la capacidad de construir reglas claras, información comparable y sistemas robustos de monitoreo, reporte y verificación.

, Marianela Angarano, Svant

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, afirmó que la competitividad del gas asociado de Vaca Muerta reducirá drásticamente los costos locales de producción y ubicará a la Argentina al tope del podio global de precios bajos durante las próximas dos décadas. A su vez, remarcó que «Vaca Muerta no es para una sola compañía, necesita de otras empresas extranjeras».

El ejecutivo argumentó que la masificación del crudo no convencional generará tal volumen de gas asociado que el valor marginal del recurso se desplomará, permitiendo abastecer a la industria a valores inéditos y estructurar el negocio de exportación de gas natural licuado (LNG) con una gran rentabilidad.

Las definiciones de Marín se dieron durante la jornada de apertura de la Conferencia Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe (Arpel) que se realiza en Buenos Aires. En un diálogo con Nicolás Gandini, director de EconoJournal, el titular de YPF aseguró que «con el desarrollo que se está haciendo en Vaca Muerta, Argentina va a ser uno de los cuatro o cinco países con la energía más barata del mundo» .

«Ya cuando se exporta se está logrando un import parity y como el gas se lo necesita para la industria cuando tenés mucho gas asociado el valor marginal baja, por eso en los próximos años, en los 30 y los 40, la Argentina va a ser uno de los países con la energía más barata del mundo«, reafirmó el directivo al destacar que esa competitividad va a permitir otros desarrollos industriales.

Al analizar la magnitud del proyecto de GNL y la estructura de ingresos con la italiana ENI y la emiratí Adnoc, Marín detalló que «los revenues son la mitad gas y la mitad líquidos, y este desarrollo va a permitir duplicar el tamaño de YPF porque va a ser una compañía que produzca más de medio millón de barriles».

La consolidación de una Argentina exportadora

«Tenemos que lograr nuestro objetivo de ENI y XRG de empezar el proyecto en 2027 y trabajamos fuerte para lograrlo y Argentina va a ser un exportador de los primeros 6 o 7 a nivel mundial, e YPF va a estar entre los primeros 10 exportadores de NGLs del mundo, porque lo que tenemos es más del doble de un proyecto normal», enumeró Marín.

Marín tambien remarcó el hito que representa la articulación del sector para acelerar las obras de evacuación de petróleo y generar divisas en el corto plazo. «Logramos con toda la industria el primer oleoducto invertido por privados que puede llegar a los 800.000 barriles por día de exportaciones«, destacó, precisando que este proyecto estratégico permitirá viabilizar «más de 20.000 millones de exportaciones, y otros $10.000 millones entre Chile y Bahía Blanca».

A partir de la entrada en operación de la plataforma exportadora Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) prevista para comienzo del año próximo, el ramp up de producción de la compañía permitirá «este fin de año llegar a 250.000 barriles en Vaca Muerta y el año que viene va a sorprender la cifra con la que vamos salir en dicembre de 2027″.

Pero para cumplir con la armonización de los distintos proyectos, Marín se refirió a la gestión de los equipos de perforación (rigs) dentro de la empresa, para lo cual determinó una separación estricta de los recursos, «Para que cada área tenga su presupuesto y sus metas de actividad sin interferencias, dividimos cuatro proyectos distintos que son YPF oil, YPF gas mercado interno, YPF LNG e YPF exploración y nuevas áreas«.

Al analizar el rol de YPF en la economía, el directivo descartó que la compañía deba expandirse hacia otros eslabones productivos fuera de su actividad principal. «No podemos estar en todos los sectores de la economía, sería un error. El mayor valor que le puede dar YPF al país es desarrollar a pleno Vaca Muerta, no quedarse con todos los negocios y que otros privados inviertan en lo que está generando», argumentó.

En ese sentido, reconoció que la abudancia de gas a precios competitivos habilita a desarrollar proyectos aún de mayor valor agregado: «A mí me encantaría que haya inversores extranjeros, que tomen ventaja de lo que estamos haciendo y metan una petroquímica en Rio Negro, porque no te conviene exportar la materia prima sino el producto».

Los nuevos jugadores y las fronteras de Vaca Muerta

Sobre la llegada de nuevos jugadores al no convencional neuquino, el presidente de YPF afirmó que «Vaca Muerta no es para una sola compañía, necesita de otras empresas extranjeras y son las que se están yendo al límite, a Río Negro y están desafiando todo el mapa y son los que van a lograr con mas riesgo algo que sin ellos no se hubiera conseguido».

Al ser consultado sobre el futuro del mercado regional, Marín señaló que el LNG es el gran negocio, pero anticipó que los despachos a los países vecinos se repartirán entre varios jugadores. «Seguramente la Argentina va a exportar regionalmente, a distintos niveles de mercado, y va a ser más compartido entre todas las compañías con volúmenes menores para cada una de ellas, y después eso construirá la credibilidad que vayamos ganando», afirmó.

Al referirse al offshore, el directivo ratificó la apuesta por la exploración costa afuera y detalló los planes junto a la italiana ENI. «Vamos a perforar en Uruguay y tenemos que tener mala suerte que se dé en todos lados y en la Argentina no se dé. Va a ser muy exitoso e YPF va a tener en los años 30 un EBITDA gigante con un offshore que va a ser importante«, aseguró, al adelantar que «a fin de año se definirá con ENI si se pasa a perforación para principios de 2028, siendo conservadores».

Finalmente, el ejecutivo respaldó la marcha de la economía y aseguró que Vaca Muerta traccionará al resto de las industrias. «No me preocupa para nada el país, va en una dirección absolutamente correcta, totalmente de acuerdo sobre la economía y los incentivos adecuados que se están dando. La inversión que se va a hacer es muy importante, y beso nos está poniendo en todos los mapas», concluyó Marín.

, Ignacio Ortiz

La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) realizó su Asamblea General Ordinaria, en la que se definió la nueva conformación de las autoridades que integrarán la Comisión Directiva. Durante el encuentro, se resolvió por voto unánime la reelección de Edgardo Volosin, representante de Edenor, para presidir la entidad por un nuevo período.

La entidad informó este lunes que «la decisión ratifica una agenda de trabajo orientada al fortalecimiento del sistema de distribución eléctrica, el intercambio técnico entre empresas y el impulso de iniciativas vinculadas a la innovación, la eficiencia y el desarrollo sostenible de la actividad».

De esta manera, el nuevo mandato de Volosin apunta, según informaron, a dar continuidad a los ejes estratégicos planteados para optimizar el servicio en un contexto de constantes desafíos operativos y regulatorios. Bajo su conducción, se destacó, la cámara consolidó su posicionamiento institucional y promovió activamente el desarrollo tecnológico, así como el trabajo conjunto entre las operadoras de la Argentina.

Durante el último ejercicio, la entidad intensificó su agenda internacional mediante una labor coordinada con la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (Adelat). Entre las acciones conjuntas se destacó la difusión del documento «Innovación y Estrategias para la gestión de Pérdidas No Técnicas en América Latina y Caribe», una problemática central para la eficiencia de las redes en la región.

La nueva conducción de Adeera

Acompañarán a Volosin en las vicepresidencias Horacio Nadra (Edet), Juan Carlos Blanco (Edesur), Claudio Puértolas (Epec), Lisandro Peresutti (Epe) y Fernando Pini (Edes). Por su parte, las secretarías estarán a cargo de Ariel Palumbo (Edemsa) e Hilario José Bistoletti (Secheep), en tanto que Gustavo Piuma Justo (Edea) se desempeñará como prosecretario.

El esquema directivo se completa con Mario Moya (Epen) en el rol de tesorero y Alberto Velarde (Apeba) como protesorero. A su vez, el control y la fiscalización interna de la entidad estarán bajo la responsabilidad de Jorge Alegre (Energía de Misiones) y Pablo Cuenca (Dpec), quienes asumieron como integrantes de la Comisión Revisora de Cuentas. Con este equipo técnico y político sectorial, se buscará profundizar el debate sobre las inversiones necesarias para el parque de distribución nacional.

En la actualidad, Adeera agrupa a 50 distribuidoras de energía eléctrica de origen público, privado y cooperativo. En su conjunto, las empresas asociadas brindan servicio a 14,5 millones de clientes en todo el territorio de la Argentina, operan una red de 465.000 kilómetros y emplean a 60.000 personas de manera directa. Además, el volumen de operación supera los 132.000 GWh al año, lo que representa el 98% del total de la energía eléctrica consumida en el país.

, Redacción EconoJournal

La Cámara Federal de Apelaciones de Comodoro Rivadavia hizo lugar a los planteos formulados por la Procuración del Tesoro de la Nación y dejó sin efecto la suspensión de la modificatoria de la denominada Ley de Glaciares, en la provincia de Santa Cruz, informó el organismo nacional. La medida cautelar dictada por el Juzgado Federal de Río Gallegos había suspendido la aplicación de la Ley N.º 27.804, complementaria de la Ley N° 26.639 sobre el Régimen de Presupuestos Mínimos para la Preservación de los Glaciares y del Ambiente Periglacial.

La decisión constituye un respaldo a la postura del Estado Nacional que se manifestó «en defensa del modelo argentino de federalismo de concertación ambiental, en el que la Nación fija el estándar básico de protección del ambiente y las provincias complementan, aplican y ejercen el poder de policía dentro de sus competencias” tal como argumentó en la apelación presentada por los abogados del Estado en abril pasado.

Según creen en el gobierno nacional, la modificación del esquema de protección es uno de los puntos clave para destrabar inversiones millonarias, sobre todo en desarrollos de cobre. De la misma manera se valora la estabilidad e incentivos que brinda el Régimen de Incentivo de Grandes Inversiones (RIGI) y un contexto de demanda y precios internacional muy favorable.

La medida cautelar había sido promovida por autoridades del Municipio de El Calafate, concejales, legisladores provinciales y nacionales, quienes cuestionaban la constitucionalidad de la reforma arrogándose la representación de todos los habitantes de la provincia. El Juzgado Federal de Río Gallegos había hecho lugar a este pedido de manera provisoria suspendiendo los efectos de la ley antes de que existiera una decisión judicial sobre el fondo del asunto.

Los fundamentos de la Cámara Federal

Al resolver la apelación interpuesta por el Estado Nacional, la Cámara Federal de Comodoro Rivadavia receptó los agravios desarrollados por la Procuración del Tesoro y revocó la cautelar en un fallo dado a conocere esta tarde.

En ese sentido consideró que la cautelar «no contiene ninguna evaluación sobre las disposiciones de la ley que decide suspender; tiene por verificados los requisitos de verosimilitud del derecho y peligro en la demora en base a meras eventualidades descriptas por los recurrentes y decanta en una orden dirigida al Estado Nacional de confusas implicancias desconociendo los límites territoriales de actuación del propio juzgado.”

Asimismo, destacó que la sentencia apelada carecía de una fundamentación suficiente para justificar una medida de tal alcance, especialmente tratándose de una ley sancionada por el Congreso de la Nación, lo cual exige extremar la prudencia con la que la cuestión debe ser evaluada.

Respecto a la supuesta representación invocada por los demandantes la Cámara fue tambien contundente en su resolución: «El Intendente de El Calafate, la Presidenta de su Concejo Deliberante o los legisladores que suscribieron el escrito de inicio, no poseen legitimación para auto arrogarse la representación del pueblo de toda una Provincia en el sentido que aquí han pretendido”.

La Procuración del Tesoro expresó que continuará ejerciendo la defensa judicial del Estado Nacional y de la vigencia de la Ley 27.804 «frente a los distintos planteos promovidos para impedir la aplicación de una norma debatida y debidamente sancionada por el Congreso de la Nación«. Tal como sostiene la apelación presentada en esta causa «el Poder Judicial puede controlar la constitucionalidad, pero no reemplazar opciones regulatorias razonables por otras que considere, por el criterio de un juez, más prudente o más conveniente.”

Qué dice la nueva legislación cuestionada

A comienzos de abril el Congreso nacional aprobó la modificación a la Ley 26.639 de Presupuestos Mínimos para la Protección de los Glaciares y del Ambiente Periglacial, una norma sancionada en 2010. La modificatoria introdujo cambios que modifican la protección ambiental en zonas definidas como glaciares y periglaciares como reservas de agua dulce y habilita realizar actividades productivas como la minería.

El texto aprobado en el Congreso redefine el alcance de la Ley de Glaciares. Este aspecto es central porque uno de los debates sobre la norma durante los últimos 15 años refiere a la definición de periglaciar, que los describe de manera laxa como áreas de alta montaña con suelos congelados que actúan como reguladores hídricos. Sus críticos sostienen que es muy amplia y terminó afectando el desarrollo de la actividad.

Además, la norma aprobada modificó el principio precautorio, es decir, la prohibición automática de la actividad productiva en zonas periglaciares que establecía la ley de 2010 y le otorgó el poder de decisión a las provincias para habilitar un proyecto minero.

La Ley de Glaciares de 2010 establecía una prohibición absoluta por ubicación de los glaciares. La nueva normativa establece una exigencia «relevante» y «comprobable» –según el texto- en el aporte hídrico a una cuenca para cada área declarada como glaciar y periglacial.

, Ignacio Ortiz

La Secretaria de Asuntos Nucleares (SAN) definió una serie de nuevos lineamientos de política nuclear para potenciar el vínculo con el sector privado, en un contexto de incipientes oportunidades comerciales de exportación. Los lineamientos suponen también un redimensionamiento de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), en donde se explora otorgar en concesión el reactor multipropósito RA-10.

Sin embargo, la fuga de personal profesional y técnicos especializados por el deterioro salarial y el ajuste presupuestario complican la capacidad del organismo científico para cambiar hacia un esquema en el que pueda capitalizar nuevas oportunidades y generar verdaderos ingresos.

El acto de celebración por el 76° aniversario de la creación de la CNEA que se realizó este domingo en la sede central del organismo fue el contexto elegido por el secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, para presentar un documento con los nuevos lineamientos para la política nuclear argentina, con los cuales se pretende cimentar un nuevo rumbo para el organismo y el sector nuclear.

“Es importante que entendamos que si nos cerramos únicamente en lo que el sector nuclear hace en el ámbito público nos vamos a estar perdiendo, probablemente, la oportunidad más importante que este siglo le ofreció a la Argentina en materia nuclear”, dijo Ramos Napoli en el discurso de apertura del acto, acompañado por el presidente de la CNEA, Martín Porro, funcionarios de la Autoridad Regulatoria Nuclear y Cancillería Argentina, y directivos de Nucleoeléctrica, Conuar, INVAP y Dioxitek.

Justamente, directivos de estas y otras empresas como IMPSA y Meitner Energy participarán del taller regional de Infraestructura Fundamental para el Uso Responsable de la Tecnología de Reactores Modulares Pequeños (FIRST) que se realizará esta semana en Buenos Aires, según pudo saber EconoJournal. Se trata de una iniciativa creada por el Departamento de Estado de los Estados Unidos para apoyar a los países que exploran el potencial para reactores modulares pequeños (SMR).

Las empresas del sector buscan capitalizar oportunidades en la provisión de servicios para reactores de gran potencia y manufactura de componentes para reactores SMR. También en la cadena de suministro de combustibles nucleares. «No tenemos que conformarnos con minar uranio, tenemos que exportarlo con valor agregado», dijo Ramos Napoli.

Cuáles son los nuevos lineamientos para la política nuclear

El documento difundido por la SAN no propone un plan nuclear. En cambio, evalúa la historia de la política nuclear argentina y establece una serie de principios rectores y de criterios que guiarán las decisiones que se adoptarán. El principio más importante será la validación de los proyectos del sector nuclear sobre criterios comerciales, tanto para proyectos futuros como los existentes.

En ese sentido, el secretario ejemplificó que podrían otorgar en concesión la operación y gestión comercial del reactor multipropósito RA-10, a cambio del pago de un canon. El principal argumento para concesionar el RA-10 es la dificultad del organismo para desarrollar la cadena logística de conlleva la comercialización de radioisótopos médicos.

“La CNEA no está en condiciones de operar ese reactor. Vimos si podíamos reestructurar el ciclo del reactor para poder exportar todas las semanas 150 o 200 curies a Brasil. Las desinteligencias propias de la gestión de un organismo de ciencia y tecnología llevaron a que no se pueda correr el ciclo”, explicó Ramos Napoli en un diálogo posterior con EconoJournal y otros medios presentes.

El RA-10 es un reactor principalmente orientado a la producción de radioisótopos médicos e industriales y que puede brindar servicios nuevos en el país, como el dopaje de silicio. La primera criticidad del RA-10 se espera hacia diciembre o el primer trimestre del 2027. La ARN ya otorgó a CNEA la licencia de puesta en marcha, aunque aún se gestiona la licencia de operación.

Los interesados en operar el RA-10 deberán asumir el costo de invertir en la planta anexa para la separación y retiro de los radioisótopos médicos. Una eventual concesión no interferirá en la utilización del Laboratorio de Haces Neutrónicos, una instalación que se sirve de los neutrones que el reactor generará y que será utilizada por la CNEA para investigación nuclear.

Por otro lado, en materia de investigación científica y tecnológica, el criterio central es que las líneas en investigación tanto básica como aplicada deberán tener conexión con el sistema nuclear, ya sea por aplicación a una demanda sectorial verificable o por anticipación trazable. De lo contrario, no serán computadas dentro del presupuesto sectorial y se canalizarán “hacia los marcos institucionales del sistema científico nacional”.

Esto supondría la clausura de líneas de investigación e inclusive de departamentos completos, como el Departamento de Energía Solar, que diseña, fabrica y testea los paneles solares para los satélites argentinos. En rigor, la CNEA otorga y costea instalaciones para investigadores de otros organismos, como el CONICET y la CONAE, una situación que se busca ordenar.

La visión de la SAN y los reclamos de recomposición salarial en CNEA

Según la Secretaría de Asuntos Nucleares, el sector nuclear argentino debe alcanzar la sostenibilidad económica. En lo que respecta a la CNEA, esto supone reforzar la generación de ingresos adicionales al presupuesto que el Estado destina por año al organismo. Hacia adelante, los nuevos proyectos financiados por el Estado deberían reportarle ingresos al organismo. También se buscará la participación en las ganancias que generen las empresas en donde ya es accionista, como Nucleoeléctrica y Dioxitek.

Además, la institución busca reducir los gastos operativos por la gestión de instalaciones, como el futuro RA-10, o los generados por la conservación de instalaciones o proyectos parados, como la Planta Industrial de Agua Pesada (PIAP) y el reactor prototipo CAREM.

En ese sentido, la intención de concesionar o buscar un socio externo que inviertan en instalaciones como el RA-10 o la PIAP, a cambio del cobro de canones u otros esquemas de redituación económica, son señales de un redimensionamiento de la CNEA.

El rol del organismo como principal ejecutor y gestor comercial de grandes proyectos es un tema que motiva debates intrasectoriales, como los reflejados en un evento de la Fundación Balseiro que nucleó a más de 20 referentes del sector.

Otro indicio del redimensionamiento es la salida de profesionales y técnicos especializados. Los gremios APCNEAN, ATCNEA y ATE CNEA reiteraron el pedido por la recomposición de los salarios y un aumento presupuestario para proyectos, a través de un documento firmado por 556 trabajadoras y trabajadores del organismo, entre ellos 183 jefas y jefes.

Unas 300 desvinculaciones se produjeron en el organismo en algo más de dos años. En el horizonte inmediato aparece la finalización de unos 300 contratos el 30 de junio, que no serían renovados en su totalidad. Los gremios advierten que es imposible sostener el funcionamiento de los grupos de trabajo.

La salida de personal en los últimos años supuso dificultades incluso para el avance de proyectos priorizados por el gobierno, como el reactor RA-10. «Algunos de los operarios formados para la puesta en marcha del reactor dejaron la CNEA», dijo una fuente.

El ajuste presupuestario también supone una dificultad para encarar otras iniciativas, como la licitación de la Planta Industrial de Agua Pesada. Las autoridades de CNEA buscan negociar un convenio con los gremios para realizar el vaciado del amoníaco, un proceso que consideran necesario para evaluar el estado real del activo y dar garantías a las empresas interesadas en participar en la licitación de la planta en Arroyito, Neuquén.

La PIAP es operada y mantenida por ENSI, una empresa conjunta entre la CNEA (51%) y la provincia de Neuquén (49%). La intención sería firmar un nuevo convenio y contrato para el vaciado del amoníaco y la conservación de la planta hasta que se realice la licitación. Sin embargo, fuentes gremiales consideran que la iniciativa esta trabada por la falta de presupuesto para invertir en el procedimiento de extracción del amoníaco.

, Nicolás Deza

El proyecto oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) ya registra un nivel de ejecución de casi el 70% y ajusta su cronograma de obras con la meta de recibir el primer crudo para pruebas de llenado hacia el cierre de este año. En efecto y mientras se buscan resolver algunos problemas logísticos consecuencia de la guerra en Medio Oriente, la carga del primer barco exportador en la terminal marítima de Punta Colorada se mantiene para inicios de 2027.

La megaobra de infraestructura, que demanda una inversión de US$3.000 millones motorizada por un consorcio de las principales petroleras de la cuenca Neuquina, apunta a duplicar la capacidad de evacuación de la región. El avance se da en un escenario de fuerte aceleración de la actividad, luego de que la producción de crudo no convencional de la cuenca marcara en abril pasado un nuevo récord de 628.924 barriles diarios.

VMSO: Cronograma de obras y trabajo logístico

¿Cuál es la secuencia de entrega de obras? En diálogo con EconoJournal, Gustavo Chaab, CEO de VMOS, explicó: “Estamos en un grado de avance cercano al 70%. La cabecera de bombeo en Allen -que tiene previsto el fin de obras para octubre- ya tiene los dos tanques probados, en etapa de pintado y terminado. En paralelo, se está completando todo lo que es la estructura de bombeo».

«Eso tiene que estar listo el 31 de octubre -especificó Chaab-. El ducto ya está listo y esperamos recibirlo durante el mes de julio. Se están realizando ahora todas las pruebas que normalmente en la jerga llamamos precomisionado”.

A pesar de la previsibilidad en el ritmo de obra civil, la compañía monitorea el aprovisionamiento de componentes importados críticos debido a las tensiones internacionales en las rutas navieras por la Guerra en Medio Oriente.

«Hay que resolver algún tema logístico porque hay provisiones que vienen de la zona de conflicto, pero estamos confiados que a fin de año vamos a poder ingresar con petróleo y luego cargar el primer barco”, sostuvo Chaab sobre los potenciales desafíos que enfrenta la cadena de suministros.

En cuestión de plazos, el cronograma prevé completar la infraestructura troncal y las plantas de bombeo críticas antes del inicio de la próxima temporada estival, de modo que el sistema se encuentre operativamente apto para iniciar el precomisionado.

La terminal de almacenamiento y despacho ubicada en Punta Colorada, sobre el Golfo San Matías en la provincia de Río Negro, conforma el eslabón logístico más complejo del proyecto. En ese emplazamiento costero se localizan las unidades destinadas a la recepción y acopio del hidrocarburo, cuyas dimensiones duplicarán los estándares de la industria local con seis tanques de 120.000 metros cúbicos cada uno.

En paralelo, las tareas de vinculación hacia el sector marítimo ya comenzaron a desplegarse para asegurar la conexión con los puntos de amarre mar adentro. El consorcio informó incluso que ya fueron embarcados componentes críticos para el sistema de fondeo, que será instalado en el lecho marino por un buque especializado de la empresa noruega DOF Group ASA, dando inicio a una nueva etapa en el desarrollo del proyecto VMSO.

Punta Colorada, la mayor terminal portuaria del país

A pesar del desafío que representa en cuanto a su complejidad, según Chaab, Punta Colorada «tiene dos tanques bastante avanzados para estar listos también en octubre de este año. En este momento la terminal está en pleno montaje electromecánico -las cañerías, la electricidad y los cables de instrumento».

«Eso tiene que tener durante este año lo que llamamos terminación mecánica uno, porque nos permitiría arrancar a un caudal reducido de 180.000 barriles por día. Seguramente el primer barco lo estaremos cargando a principios del año que viene», precisó el directivo.

La terminal acaba de empezar la obra en el mar, «ahí se prevé desplegar un ducto que va desde la terminal, que está a 7 kilómetros de la costa, por otros 8 kilómetros más bajo el mar. El primer kilómetro se hace enterrado, entonces se está haciendo ese cruce dirigido y está empezando en estos días en la costa de Punta Colorada”, dijo el CEO de VMOS.

La infraestructura marina se completará con la incorporación de equipamiento de alta tecnología importado, clave para posibilitar el amarre y la operación simultánea de las embarcaciones de escala global. “Ese ducto va a llevar el petróleo a dos monoboyas que se están construyendo actualmente en Emiratos Árabes y esa infraestructura va a estar anclada con cadenas y seis anclas que en este preciso momento están llegando a Punta Colorada para ya instalarlas».

Las dos monoboyas van a trabajar en serie: mientras una esté cargando, la otra puede estar en maniobras de amarre. Al principio van a operar en backup, hasta que se llegue a los 550.000 barriles previstos a fines del 2027. La totalidad del crudo movilizado a través de la traza de VMOS tendrá como destino exclusivo el mercado externo.

A la espera de los mega petroleros VLCC

El puerto de aguas profundas fue diseñado bajo parámetros internacionales para recibir buques de tipo VLCC (Very Large Crude Carriers), capaces de transportar hasta dos millones de barriles por viaje, lo que otorgará ventajas competitivas en materia de fletes frente a las terminales actuales del país.

El atractivo del crudo tipo Medanito en el escenario internacional se vio reforzado por la necesidad de las refinerías globales de diversificar proveedores ante la inestabilidad geopolítica. Chaab describió las ventajas geográficas y de calidad que ofrece el proyecto: “Punta Colorada va a ser un buen lugar para venir a buscar petróleo, permite diversificar origen, algo que las refinerías clientes seguramente lo van a apreciar».

«Estamos a distancias muy competitivas tanto de la costa oeste de Estados Unidos como de Asia. Por la calidad del recurso, por la calidad de Vaca Muerta, la Argentina va a pasar a ser un exportador estructural, entonces vamos a estar en el mercado por mucho tiempo”, aseguró.

Más allá del impacto en la balanza comercial energética, la construcción civil está traccionando de manera directa el empleo y el desarrollo de proveedores en la provincia de Río Negro. La obra demanda actualmente el despliegue de unos 3.000 operadores en los distintos frentes de trabajo, abriendo camino a futuras capacidades locales para la instalación de infraestructura de escala similar en la región.

«Muchas de esas personas no eran personal capacitado, pero creamos la posibilidad de contar con recursos humanos capaces de construir grandes ductos, tanques e infraestructura para hidrocarburos de los futuros proyectos que se vienen», resaltó el directivo.

, Ignacio Ortiz

El presidente del flamante Ente Nacional del Gas y la Electricidad (ENRGE), Néstor Marcelo Lamboglia, designado al frente del organismo hace menos de un mes, renunció sorpresivamente este lunes en medio de una fuerte interna que mantenía dentro del directorio con Marcelo Nachón, vocal del organismo y hasta mayo interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas). En su lugar asume el vice Vicente Serra.

Lamboglia le comunicó este lunes por la mañana su renuncia al resto de los miembros del directorio y además envió un memo por el sistema GEDO oficializando su decisión.

Las internas que motivaron la renuncia de Lamboglia

EconoJounal había revelado en abril sobre la existencia de una fuerte interna entre estos funcionarios pese a que por entonces el organismo ni siquiera había terminado de constituirse.

Lamboglia, quien se antes de asumir en el ENRGE se venía desempeñando como interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), había suferido en una reunión realizada el pasado 8 de abril no renovar ningún contrato en los entes hasta que el ENRGE estuviese en funciones, pero Nachón desconoció ese pedido y pocos días después renovó por seis meses 73 contratos del Enargas que vencían el 30 de junio. Además, días antes había promovido el pasaje de planta transitoria a permanente de Marcela Paula Valdez, integrante del cuerpo asesor del ex interventor Carlos Casares.

También habían chocado porque Nachón quería conservar en el nuevo ente un cuerpo de asesores externos y Lamboglia decía que esas tareas debían ser cumplidas por personal de línea del organismo. 

Las nuevas oficinas del ENRGE se establecieron en la histórica sede del ENRE en Madero al 1000, pero Nachón se negaba a ir con el argumento de que no estaban dadas las condiciones edilicias para trabajar en ese lugar.

El jueves el directorio mantuvo una reunión para aprobar las subas de tarifas de junio y Nachón no fue lo que terminó de colmar la paciencia de Lamboglia, quien es diabético y no quiere que esta situación le termine afectando la salud.

Otro punto en el que no se ponían de acuerdo era el de la readecuación salarial dentro del organismo. Las disparidades entre los salarios del ex ENRE y el ex Enargas son muy marcadas. Por ejemplo, en el Enargas hay funcionarios que llegan a cobrar hasta 32 millones de pesos brutos, mientras que en el ENRE los sueldos más altos llegan a 8,5 millones brutos. La intención de Lamboglia era recomponer el ingreso de los que venían del ENRE, pero dentro de un plan de adecuación que involucraba a toda la plantilla del nuevo organismo. Sin embargo, el enfrentamiento con Nachón estaba haciendo inviable esa coordinación.

, Fernando Krakowiak