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

América Latina y el Caribe pierde, en promedio, cerca del 17% de la energía generada por las denominadas Pérdidas No Técnicas (PNT), un registro tres veces superior al promedio de los países de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE). Así lo planteó un estudio de la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de Latinoamérica (ADELAT), la Universidad de Chile, OLACDE y el BID, que reveló que la región registra niveles de ineficiencia que comprometen la sostenibilidad de sus sistemas en pleno proceso de transición energética.

El estudio «Recuperando Energía: Innovación y Estrategias para la Gestión de Pérdidas No Técnicas en América Latina y el Caribe» abordó un problema que el sector de la distribución eléctrica que los mercados enfrentan de manera estructural por la magnitud y que puede afectar tanto lo operativo de la calidad del servicio como los equilibrios financieros de las compañías.

La magnitud del fenómeno es severa. En términos físicos, las pérdidas que excedieron el límite referencial del 10% representaron 120 TWh, un volumen equivalente a la totalidad de la generación eólica y solar consolidada en la región durante ese mismo período. La problemática exhibe un carácter generalizado que afecta a 22 de los 26 países analizados por Adelat y el BID.

Existen casos extremos con mermas superiores al 25%, como sucede en Jamaica y Paraguay, junto a volúmenes absolutos de criticidad extrema en mercados como Venezuela y Honduras. Para las compañías distribuidoras, el impacto financiero anual consolidado se ubica en un rango que va de los US$9.600 millones a los US$16.600 millones, lo que representa entre un 0,19% y un 0,33% del Producto Interno Bruto (PIB) de la región.

Delimitación de variables y la intencionalidad humana

Al respecto, Joaquín Lazo, especialista técnico y regulatorio de ADELAT, precisó en diálogo con EconoJournal que la denominación responde a criterios operativos claros: «La denominación no técnicas radica en el componente de gestión y conducta humana, para diferenciarlas de las pérdidas técnicas que obedecen a variables físicas inevitables ligadas al comportamiento de las redes», delimitando la intencionalidad.

Mientras las deficiencias no intencionales responden a fallas operativas o administrativas internas, el nudo crítico del sistema se concentra en las acciones deliberadas de hurto. «Las pérdidas no técnicas intencionales en las cuales se enfoca el estudio son de parte de usuarios que intencionalmente buscan hurtar electricidad«, remarcó el especialista técnico de la entidad regional.

Según se desprende del relevamiento sectorial, las pérdidas globales en el segmento de transmisión -alto voltaje- promedian un acotado 5%, debido a que los tendidos están fuera del alcance directo del fraude. En contraposición, el promedio trepa de manera drástica en las redes de distribución domiciliaria, donde la vulnerabilidad del esquema y factores físicos de la baja tensión disparan las mermas técnicas al 6% y las no técnicas al 8% promedio regional.

Una de las principales innovaciones del documento radica en el desarrollo de una base de datos regional que sistematiza las mejores prácticas aplicadas. A través de «fichas de medidas» estandarizadas, el reporte recopila las lecciones aprendidas por los operadores en áreas críticas como la regularización de medidores, la gestión de cobranzas en zonas complejas y la calibración de penalidades, ofreciendo un repositorio para que las empresas de la región dejen atrás los esquemas de ensayo y error.

El estudio recopiló datos mediante un abordaje metodológico de seis etapas, procesando respuestas válidas de 24 distribuidoras y realizando 30 entrevistas extensas a directivos de áreas operativas. La muestra total integró la experiencia de 37 compañías distribuidoras en 14 países -con participación de firmas de la Argentina- junto a organismos de control y regulación de 11 estados de Iberoamérica.

Modelos de gestión y el nuevo mapa de acción operativa

La investigación permitió estructurar una taxonomía operativa orientada a los objetivos específicos de intervención, desplazando las clasificaciones tradicionales por naturaleza. Este nuevo diseño estratégico se articula en tres ejes interdependientes: Detección y Localización (transición hacia analítica avanzada por cliente y gestión del riesgo basada en datos), Desincentivo y Control (blindaje físico y fiscalización focalizada), y Regularización e Inclusión.

Con relación al comportamiento regional, el experto de ADELAT explicitó que las realidades geográficas determinan patrones estacionales específicos. En ese sentido, señló que «las distribuidoras son muy heterogéneas entre sí y a lo largo de América Latina son muy distintas las zonas más aún dependiendo de ciertas estaciones del año, ya sea en el Caribe o hacia el sur de América Latina, por lo que es muy difícil una solución ganadora».

Desde la perspectiva tecnológica, el documento concluye que herramientas como la medición inteligente, la telemedición o la analítica avanzada de datos resultan insuficientes si no se apoyan en procesos internos robustos y bases comerciales de clientes actualizadas. Ningún algoritmo analítico posee la capacidad de subsanar inconsistencias en registros comerciales obsoletos o desalineados.

Asimismo, la viabilidad de los planes de contingencia depende fuertemente de los incentivos tarifarios y de las regulaciones específicas de cada jurisdicción. Lazo explicó las asimetrías del marco normativo respecto al traslado de ineficiencias: «En muchos países se reconocen pérdidas por lo que se asume cierto porcentaje que se paga a través de la tarifa de todos los usuarios. Pero por encima de esas pérdidas reconocidas las tiene que asumir la distribuidora, y si está por encima de ese nivel la distribuidora tiene incentivos en reducirlas».

Finalmente, las experiencias operativas de firmas como EPM o UTE reafirman que la reducción sostenible de pérdidas en entornos de vulnerabilidad social e informalidad no se agota en medidas coercitivas, sino que requiere una integración urbana y social efectiva. La contención del fraude técnico se presenta, en consecuencia, como un imperativo financiero y un vector indispensable para garantizar la equidad en el acceso al servicio y la flexibilidad operativa que impone la transición energética en la Argentina y la región.

Tal como advirtió Lazo para concluir, el trasfondo del problema excede los balances financieros y comerciales de las prestatarias: «El problema del fraude en la electricidad termina siendo un problema social porque estas derivaciones ilegales impactan por un lado en la calidad del servicio, son las zonas de menos recursos las que hurtan más electricidad y eso provoca que esas zonas tengan una menor calidad del servicio y también muchos riesgos».

, Ignacio Ortiz

La petrolera YPF anunció este viernes que se completó con éxito en el Puerto de Quequén la carga de cadenas y anclas destinadas a la futura operación offshore del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), en Punta Colorada, Río Negro. El consorcio acelera las obras para poder iniciar la carga del primer crudo a fines de año.

Las tareas logísticas permitieron embarcar 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.

Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, señaló que “el desarrollo de Vaca Muerta requiere infraestructura a la altura de los grandes proyectos globales. Cada etapa que completamos refuerza nuestra visión de construir una plataforma exportadora de clase mundial”.

El fondeo constituye un componente esencial para la futura operación offshore, ya que permitirá fijar la posición de las dos monoboyas que integran este sistema en altamar. Con la finalización de la operación de carga en Quequén, el proyecto avanza hacia la fase de instalación offshore que permitirá la carga de buques de 2 millones de barriles de capaciadd.

“Este hito representa un avance en la infraestructura offshore, orientada a consolidar la exportación de petróleo y posicionar a la Argentina en el mercado global”, destacó Gustavo Chaab, CEO de VMOS, el consorcio que reúne a ocho grandes compañías que llevan adelante el proyecto de unos US$3.000 millones.

Los materiales movilizados en esta primera campaña son seis anclas tipo High Holding Power (HHP), de aproximadamente 42 toneladas cada una, y seis cadenas de fondeo de 400 metros de longitud, con un peso cercano a 72 toneladas por unidad.

, Redacción EconoJournal

“Si alcanzara solo con promover inversiones, habría cien países desarrollados en el mundo”, sostiene Martín Alfie, uno de los fundadores de Misión Productiva, red de profesionales que busca aportar una mirada de largo plazo sobre los desafíos económicos que enfrenta la Argentina. En diálogo con EconoJournal, este economista que también se desempeña como jefe del área de Desarrollo Federal del Consejo Federal de Inversiones, destaca las virtudes del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), pero también sus limitaciones, poniendo foco especialmente en la falta de una política de desarrollo de proveedores locales, los excesivos beneficios fiscales y en la fragmentación económica que se está consolidando en un país donde solo un puñado de sectores productivos, con la minería y los hidrocarburos a la cabeza, parecieran estar en condiciones de escaparle a la crisis.

“El riesgo de apostar excesivamente a la minería y Vaca Muerta y no darle tanto espacio a otros sectores productivos que podrían desarrollarse, nos acerca más a una economía como la peruana y menos a economías como las de Canadá y Australia que utilizan sus recursos naturales como una base para desarrollar el resto de los sectores”, sostiene. “Incluso en el escenario más optimista no va a alcanzar solamente con exportar recursos naturales para los 50 millones de argentinos. Hay que desarrollar algo más”, agrega. El próximo martes 2 de junio Misión Productiva organiza en la Facultad de Ciencias Económicas de la Universidad de Buenos Aires el Segundo Congreso Productivo para el Desarrollo, con la intención de poner en debate estos temas sobre los que Alfie aceptó conversar a modo de adelanto.   

–Misión Productiva se presenta como una red de profesionales que busca promover el desarrollo productivo porque no hay una mejora sostenible en las condiciones de vida sin producir más y mejor, ¿los incentivos que otorga el gobierno de Javier Milei para promover la inversión a través del RIGI van en esa dirección?

En cierto sentido sí y en otro no. Era necesario un régimen que incentive las inversiones, sobre todo teniendo en cuenta el historial de Argentina y las restricciones macroeconómicas. Establecer un incentivo que otorgue seguridad jurídica era necesario. Ahora bien, nosotros lo que vemos es que hay algunos puntos, en particular lo que tiene con el desarrollo de proveedores, que limitan que ese incremento de la producción de minería, hidrocarburos y otros sectores tenga otro tipo de derrame sobre la economía. ¿Cómo aprovechamos el boom de la minería y Vaca Muerta para desarrollar toda la economía y no solamente ciertos enclaves productivos? Por otro lado, lo que nos parece preocupante es que se consolida una tendencia a la fragmentación porque vamos a tener pocos sectores con mucho dinamismo en exportaciones y en producción, mientras que todo el resto del entramado productivo va a seguir con las mismas dificultades que ya viene arrastrando, como la falta de acceso al crédito, una estructura impositiva distorsiva, problemas de logística y acceso a la energía. Las inversiones son súper necesarias, pero con eso sólo no alcanza.

–¿El gobierno confunde promover inversiones con promover desarrollo?

Claramente no es lo mismo. Vamos a un caso cercano. Perú recibe miles de millones de dólares de inversión en minería y no está transitando un camino hacia el desarrollo. Lo mismo ocurre con otros países de la región. En Argentina tuvimos tantos años de falta de crecimiento y falta de dólares, que generar dólares y exportaciones, nos parece correcto, pero hay que plantear este problema. No es solo con estas inversiones que Argentina va a ir hacia el desarrollo. Tenemos numerosos ejemplos de países que tienen una macroeconomía estable, exportan recursos naturales, la economía crece, pero bajo ningún punto de vista uno podría decir que se están desarrollando. Hay algo más que tenemos que discutir, sobre todo en un país como Argentina que tiene un entramado productivo industrial y de servicios. Hay que aprovechar eso y no soltarle la mano porque sino es una oportunidad que se pierde. Si alcanzara solo con promover inversiones, habría cien países desarrollados en el mundo.

–El ministro de Economía, Luis Caputo, destacó en algún momento el caso peruano. ¿No terminan de ver esas limitaciones o no les importan?

Para ser justos, lo que destaca Caputo y los que ven de manera positiva el modelo peruano, es la cuestión macroeconómica. Perú es un país que de la mano de una política macro prudencial y, sobre todo, una fuerte independencia del Banco Central, logró estabilidad macroeconómica y baja inflación. Los presidentes cambian, van presos, y el riesgo país y la macroeconomía siguen bien. Lo que yo planteo es la otra parte del modelo peruano, que es su modelo productivo y social. El modelo productivo de Perú muestra un alto crecimiento de ciertas actividades, sobre todo la minería, pero un 80% de informalidad laboral y una estructura social que está muy fragmentada.  No hay una calidad de vida que nos lleve a decir que es un modelo a seguir. En nuestro caso, el riesgo de apostar excesivamente a la minería y Vaca Muerta y no darle tanto espacio a otros sectores productivos que podrían desarrollarse, nos acerca más a una economía como la peruana y menos a economías como las de Canadá y Australia que utilizan sus recursos naturales como una base para desarrollar el resto de los sectores.

–¿Lo que usted sostiene es que apostar por el desarrollo hidrocarburífero y minero no necesariamente nos convierte en una economía de enclave, sino que eso depende de cómo se lleve adelante esa apuesta?

Exactamente. Nosotros lo que planteamos es que en la medida en que Vaca Muerta y la minería crezcan, que es algo súper positivo, se abren dos caminos. El camino de la Argentina extractiva, con una economía fragmentada que combina actividades basadas en recursos naturales que crecen mucho y el resto de las actividades cayendo, que es lo que pasó el año pasado y lo que está pasando ahora, o el camino de los países que en base a sus recursos naturales pueden desarrollar otros sectores y otras actividades. Además, es importante señalar algo: cuando uno ve los números de exportaciones, incluso las proyecciones más optimistas, se puede ver que Argentina va a exportar muchos recursos naturales, pero va a estar lejos de los niveles de Arabia Saudita o incluso de Australia. Esto lo plantean muy bien los estudios de Juan Carlos Hallak y Andrés López de la UBA. Incluso en el escenario más optimista no va a alcanzar solamente con exportar recursos naturales para los 50 millones de argentinos. Hay que desarrollar algo más.

–El RIGI se anunció originalmente para promover inversiones en actividades donde no las había, como el cobre o la exportación de GNL, pero ahora los beneficios se extienden a actividades productivas con altísimas tasas de ganancia como la extracción de petróleo no convencional. ¿Qué opinan sobre esa medida?

Es un punto muy importante el que señala, porque cuando uno promueve ese tipo de regímenes con tantos beneficios, siempre tiene que estar viendo dónde se está generando adicionalidad. Es decir, dónde se están dando beneficios y qué van a aportar. En el caso de la promoción del upstream, no está claro que esos beneficios estén disparando nuevas inversiones. Me parece que es una cuestión a discutir. El arte de la política productiva siempre es encontrar el equilibrio entre los beneficios que se otorgan y lo que se exige a cambio. Nosotros creemos que esa cuenta en el upstream no da del todo bien y que debería revisarse.

–Si el gobierno actual finalmente aprueba esos RIGI, el incentivo es por 30 años. ¿Qué herramientas puede tener un gobierno de otro signo político que asuma en el futuro para revertir esos beneficios sin arriesgarse a ser demandado en un tribunal internacional?

Es una pregunta más para un abogado que para un economista. Argentina tiene que apuntar a sostener los contratos, a no romper reglas de juego y después se verá qué margen de acción hay. Siempre hay márgenes de acción que tienen que ver con plantear mecanismos de diálogo y articulación. Cuando se observan los casos de Australia, Canadá y Noruega, hay muchas políticas para desarrollar proveedores sin exigencias de compre local, sino planteando articulación. Incluso a las mismas empresas les interesa porque si un proveedor local puede garantizar precio, calidad y servicios de postventa, lo van a preferir ya que la cercanía es algo positivo. ¿Qué mejor para una empresa que tener un proveedor cerca en tiempos de guerra? Lo que tenemos que discutir es cómo generamos las condiciones para que esos proveedores estén y eso es lo que hoy no se está discutiendo. Las cámaras de proveedores nacionales plantean que en la actualidad están jugando con la cancha inclinada, no tienen acceso al crédito y tienen problemas para proyectar. Es importante plantear también que la torta de la minería y de la energía va a ser muy grande en los próximos años. Va a haber espacio para todos. Para las operadoras, para los proveedores locales, para los proveedores nacionales y para que el Estado recaude impuestos. Tenemos que pensar cómo ensanchamos la base de los que pueden acceder a esos beneficios y no cómo quitar beneficios o romper contratos, que no sería el camino ideal.

–Milei le permitió a quienes ingresaron al blanqueo pagar por adelantado Bienes Personales correspondiente a varios años futuros con una alícuota reducida y congelar su situación tributaria. Eso supone otro condicionamiento para un futuro gobierno y son pocos los que parecen preocuparse por ese tipo de medidas.

Sí, hay medidas que establecen una especie de irreversibilidad, por lo menos en el corto y medio plazo. Son decisiones que fueron aprobadas por el Congreso. La discusión de la cuestión tributaria hay que pensarla de manera más integral, respetando las condiciones que se establecieron, hay que tener una estructura tributaria menos distorsiva, más amigable con la producción y más redistributiva. Es un tema clave, sobre todo pensando en la cuestión productiva y en qué hay que hacer para que los sectores que no están recibiendo beneficios por el RIGI también pueden tener una estructura impositiva más adecuada, porque sino, estamos reconociendo que los impuestos son un problema y le damos solución sólo a ciertos sectores. Discutamos cómo podemos modificar eso.

–El gobierno sostiene que heredó una situación macroeconomía muy complicada, con inflación muy alta, déficit fiscal y un Estado sobredimensionado. ¿Coincide con ese diagnóstico?

Los diagnósticos en torno a los problemas macroeconómicos y la falta de eficiencia del gasto del Estado, e incluso su tamaño, eran diagnósticos correctos y compartidos por la mayoría de los que seguimos las discusiones económicas y políticas en el país. Hay que generar ciertos consensos en tormo a cuestiones básicas, como un escenario fiscal sostenible, una macroeconomía estable y la necesidad de no tener inflación porque la inflación es un problema enorme para los negocios, para los trabajadores y para la gente en general. Ahora bien, hay que discutir cómo se hacen esos arreglos porque en la actualidad la actividad económica crece, pero se destruyen empleos y se destruyen empresas permanentemente. Hay que discutir qué costos está teniendo esa estabilización macro en términos de actividad. Nosotros siempre ponemos el foco en lo productivo, sin perder de vista la macroeconomía, pero entendiendo que la estructura productiva no es neutral a lo que pase con esa macroeconomía.

–¿A qué sectores cree usted que se debe incentivar más allá de aquellos en los cuales el país ventajas comparativas naturales?

En todos los sectores, incluso en los que uno cree que Argentina no tiene tantas ventajas, tenemos empresas de primer nivel que pueden competir en el mundo y que en otro contexto podrían ser jugadores muy importantes. Pero más allá de esto, hay algunos sectores en particular que deben incentivarse y que tienen que ver con el entramado industrial. Por ejemplo, Argentina tiene una industria farmacéutica que es muy destacada a nivel regional y global, que produce, que invierte, que innova y que tiene un potencial muy grande. También está todo lo que es el entramado de bienes de capital, como maquinaria agrícola y proveedores de oil&gas y minería. Argentina tiene muchas empresas que exportan, que son muy intensivas en ingeniería, en conocimiento y que tienen mucho potencial para seguir creciendo. También destaco al sector automotor argentino. Hay muchos sectores competitivos, pero a mí lo que me interesa plantear es lo siguiente: no queremos desde Misión Productiva plantear la vuelta al pasado, la vuelta a la sustitución de importaciones, la vuelta a la protección indefinida. Los sectores los tenemos que pensar con una lógica competitiva, exportadora, con empresas dinámicas. Ese es el foco. Y hay veces no es tanto elegir sectores, si bien obviamente uno prioriza sectores, sino establecer las condiciones para que las empresas que pueden competir en el mundo, más allá de los sectores, lo puedan hacer mejor. Hay que pensar más en tipos de empresas y de comportamientos empresariales.

–Lo que falló muchas veces en el caso argentino fue la estrategia de la zanahoria y el palo. Corea del Sur en su momento otorgó fuertes incentivos para apuntalar el desarrollo, pero cuando las empresas no cumplían se los retiraba. En Argentina los incentivos terminaron siendo independientes de los resultados y terminaron sirviendo para proteger a empresas ineficientes por tiempo indeterminado.

Sí, es así. Muchas veces la política industrial sostuvo regímenes que no tenían resultados positivos, pero por una cuestión de intereses políticos o de inercia, del Estado sosteniendo por sostener, no se revisaron. Lo que nosotros planteamos desde Misión Productiva es que tiene que haber una política industrial moderna, y la política industrial moderna implica un control estricto de qué beneficios se otorgan y a cambio de qué requisitos. Hoy con la inteligencia artificial eso se podría hacer de una manera mucho más eficiente que antes. También planteamos que hay que saber aceptar cuando algo salió mal y dejarlo ir. Muchas veces es difícil eso, y es una discusión importante para dar, una discusión difícil pero importante para dar, porque muchas veces los que hicieron política industrial no lo tuvieron en consideración.

–El gobierno acaba de anunciar un Súper RIGI para incentivar el desarrollo de energías renovables, infraestructura digital, inteligencia artificial, semiconductores y biotecnología avanzada. ¿Lo ven como algo positivo?

Es un exceso la cantidad de beneficios que tiene, y no termina de estar del todo claro cuál es la verdadera búsqueda. Como hablábamos antes, están yendo a encontrar nichos y atajos y a fomentar esa fragmentación de la economía. Algunos pocos sectores o empresas con grandes beneficios y con mucho potencial de crecimiento, y el 80% o 90% del resto de la economía, que son las pymes, que siguen con los mismos problemas que venían arrastrando antes. En ese sentido, es un paso más hacia la consolidación de una fragmentación económica. Ahora bien, como decía al principio, sí creo que los incentivos a la inversión, y sobre todo en sectores que obviamente necesitan cierta estabilidad jurídica para invertir, son necesarios. La estabilidad cambiaria y el acceso al MULC tienen sentido, pero los beneficios fiscales son más controversiales: discutamos cuánto. Además, que no haya políticas para el desarrollo de proveedores, es una oportunidad perdida.

, Fernando Krakowiak

En la antesala del invierno, el momento de mayor demanda gasífera del año, referentes de toda la cadena se reunirán para analizar la inversión en infraestructura como ventana de oportunidad y la nueva realidad que atraviesa el mercado del gas natural en la Argentina. La convocatoria es el eje de la nueva edición del Midstream & Gas Day, un encuentro organizado por EconoJournal, que se realizará el miércoles 10 de junio, desde las 8, en el Salón Dorrego del Hípico Alemán, en la ciudad de Buenos Aires.

La jornada cobra especial relevancia ante la necesidad de debatir sobre el abastecimiento y los desafíos del sistema frente al inminente pico de consumo. La apertura del evento estará a cargo de la Secretaria de Energía, María Tettamanti, quien trazará los lineamientos oficiales para el sector, en un mano a mano con Nicolás Gandini, director de EconoJournal.

Inmediatamente después, el foco se trasladará a los líquidos del gas natural con el panel «NGL’s, el próximo step de Vaca Muerta». Este bloque contará con la participación de Oscar Sardi (CEO de TGS) y Tomás Córdoba (CEO de Cía. MEGA), para evaluar los proyectos de industrialización del gas natural en la cuenca neuquina.

La infraestructura de transporte de hidrocarburos tendrá su espacio en el bloque de «Midstream & Infraestructura de Petróleo: ¿Qué está en marcha y qué falta?». El panel reunirá a directivos de primer nivel como Ricardo Hösel (CEO de Oldelval), Pablo Brottier (Director Ejecutivo de SACDE), Gustavo Chaab (CEO de VMOS) y Eduardo Carranza (Director Comercial de Otamérica), quienes discutirán el estado de las grandes obras de ductos y terminales marítimas.

Posteriormente, se abordará el potencial exportador en la mesa «Exportaciones de LNG, un anhelo cada vez más cercano», que contará con la presencia de los invitados Rodolfo Freyre (CEO de SESA) y Santiago Martínez Tanoira (Executive Vice President Gas & Power de YPF), moderados por Gabriela Aguilar (ATCC).

Estrategias comerciales y desregulación

La visión de las compañías operadoras se verá reflejada en el bloque dedicado a «Precios cambiantes y el futuro post-Plan Gas». En este panel, los productores analizarán las estrategias comerciales en un escenario de desregulación. El debate estará integrado por Leopoldo Macchia (Chief Commercial Officer de Tecpetrol), Mariano D’Agostino (Vicepresidencia Marketing & Comercial de Harbour Energy), Santiago Patrón (Director de Comercialización y Midstream de Pampa Energía) y Victoria Sabbioni (VP Comercial de CGC), con la moderación de Daniel Nuñez (MEGSA).

Hacia la mitad de la mañana, se discutirá «La puesta en valor del segmento regulado de gas natural: horizonte de mediano plazo y sinergias con nuevos negocios». Esta mesa de análisis técnico y regulatorio reunirá a Horacio Pizarro (CEO de TGN), Gerardo Gómez (CEO de Naturgy) y Gerardo Zmijak (Director Comercial de Trafigura).

Tras un breve coffee break y networking de los cientos de invitados que se aguardan, la actividad se reanudará con una perspectiva analítica internacional enfocada en el upstream, donde Andrew McConn (Head of Global Research de Enverus) disertará sobre cómo sostener la productividad de Vaca Muerta.

La integración energética con los países vecinos ocupará un lugar destacado a través de dos paneles consecutivos. El primero contará con la visión de Alejandro Larrive (Chile Managing Director de Methanex Corporation), Luis Le-Fort (Gerente de Gestión de Energía de Colbún) y Santiago Romero Oneto (CEO de Gas Andes). El segundo bloque sumará la perspectiva hacia el mercado brasileño con Jorge Hijjar (Presidente de TGB) y Luciano Rojas (Director Comercial Total Austral de TotalEnergies).

Las nuevas tecnologías y las demandas emergentes globales también formarán parte de la agenda del Midstream & Gas Day. El panel «Inteligencia Artificial y Data Centers: nuevas demandas para el gas natural» explorará el impacto de la revolución digital en el consumo energético, con las exposiciones de Paulo Castro (Business Development Manager de Wärtsilä) y Hugo Bertini (Consultor Senior de PS Advisoring), moderados por Tomás Ocampo (CEO de Unblock).

A su vez, se analizará la estrategia de las grandes industrias de gas para gestionar un mercado distinto, con la participación de Bruno Brunetti (Grupo Arcor), Dolores Brizuela (Dow) y Mauricio Roitman (Energeia), bajo la moderación de Nadia Sager (Geinsa).

El cierre de las exposiciones estará dedicado a los desarrollos tecnológicos apalancados por el gas natural. En este último tramo, expondrán Emilio Weber (Director Comercial de Galileo Technologies), Camilo Rincón Ramírez (Regional Business Manager Latam de Insight M a Zeitview Company), Jorge Argat (Gerente de Cotizaciones Técnicas de Palmero) y Rerison Otoni (Smart Manufacturing Director de Stefanini Group).

, Redacción EconoJournal

Por primera vez en casi dos décadas —desde que en 2008 la Argentina empezó a importar GNL en invierno para cubrir el pico de consumo residencial— el Estado encontró un camino para no tener que subsidiar el costo del gas importado. Únicamente financiará en seis cuotas el costo incremental del GNL consumido por las distribuidoras, que recién se trasladará a tarifas desde noviembre bajo el mecanismo de Diferencias Diarias Acumuladas (DDA), tal como adelantó EconoJournal. A su vez, acordó con Trafigura un mecanismo para garantizar el abastecimiento de gas a centrales termoeléctricas en escenarios críticos.

Las tres subastas realizadas este miércoles bajo la órbita del Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) —una empresa que funciona dentro de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires— para revender y colocar por anticipado entre privados los cargamentos de Gas Natural Licuado (GNL) que importó la estatal Enarsa para julio reforzaron la estrategia impulsada por la Secretaría de Energía que encabeza María Tettamanti

Al igual que hace dos semanas, en las subastas de ayer el Ejecutivo consiguió que distribuidoras, industrias, comercializadoras y generadoras privadas compren por anticipado el gas importado y asuman el costo real del GNL, que como resultado de la guerra en Medio Oriente hoy es sustancialmente más elevado que el precio del gas producido localmente.

La iniciativa del área energética del gobierno de testear, bajo el paraguas del MEGSA, el interés de actores privados por asegurarse el GNL al costo real de importación —incluyendo además los costos de regasificación y logística de la terminal de Escobar— terminó mostrando mayor receptividad de la prevista y disipó el escepticismo mayoritario que existía dentro del mercado gasífero.

Resultados

Las subastas realizadas este miércoles replicaron, en buena medida, lo que ya había sucedido hace tres semanas con los cargamentos de junio: Enarsa logró revender la totalidad de los 10 cargamentos que había licitado para abastecer la demanda de julio y la primera semana de agosto.

Otra vez fue determinante el rol de Trafigura, uno de los principales traders de materias primas del planeta y operador de la marca de combustibles Puma, que volvió a quedarse con buena parte del volumen de GNL ofrecido y consolidó así un rol central dentro del abastecimiento gasífero del sistema durante el bimestre más crítico del año.

Para el Gobierno se trata de una señal relevante porque, en los hechos, el Estado no tendrá que subsidiar los más de US$1.000 millones que demandará la importación de GNL durante el invierno. Ese costo será absorbido directamente por actores privados del mercado.

El tender (pliego) presentado por MEGSA para la subasta de este miércoles incluyó una cláusula para que las empresas privadas que compren el GNL deban pagar por anticipado un 25% del valor total de la factura correspondiente a ese gas. El 75% restante se abonará una vez que el producto sea efectivamente regasificado. Teniendo en cuenta que los 10 cargamentos licitados tienen un costo cercano a los US$500 millones, el Estado se asegura así el ingreso inmediato de más de US$125 millones para afrontar la importación.

Mecanismo para abastecer a centrales térmicas

La estrategia de trasladar a privados el costo del GNL obligó al Gobierno a ir ajustando distintas derivadas operativas y regulatorias asociadas al funcionamiento del sistema energético. Una de ellas fue acordar con Trafigura un mecanismo para garantizar el abastecimiento de gas a centrales termoeléctricas en escenarios críticos.

En concreto, se estableció que Cammesa —la compañía encargada del despacho del sistema eléctrico mayorista, que es controlada por el Estado— podrá solicitarle a Trafigura que entregue gas a centrales térmicas consideradas críticas para la operación del sistema, aun en casos donde esas usinas no logren cerrar un acuerdo comercial directo con la trader.

Para eso deberá existir una fundamentación técnica vinculada a la seguridad operativa del sistema eléctrico. También se contempló otro escenario: que Trafigura no pueda comercializar determinados volúmenes de gas por debilidades financieras del comprador o por cuestiones vinculadas al área de compliance.

En esos casos, la empresa resignará esos volúmenes y se los cederá a Enarsa, que será quien finalmente entregue el gas a Cammesa para abastecer a la central térmica en cuestión.

Una de las lógicas detrás de la decisión es evitar situaciones de especulación comercial o reventa de GNL a precios fuera de mercado en escenarios de estrés operativo del sistema energético durante el invierno.

Fuentes cercanas al Gobierno indicaron que la decisión de buscar mecanismos alternativos para que actores privados absorban el costo del GNL importado —evitando que Enarsa siga funcionando como proveedor de última instancia— está mostrando niveles de eficacia superiores a los esperados inicialmente.

Más allá de las idas y vueltas regulatorias y de la desprolijidad que implicó dejar sin efecto, a último momento, la adjudicación a Naturgy como agregador comercial —pese a que la empresa española había ganado la licitación por precio—, allegados al Gobierno indicaron que la decisión de buscar mecanismos alternativos para que actores privados absorban el costo del GNL importado —evitando que Enarsa siga funcionando como proveedor de última instancia de gas— está mostrando niveles de eficacia superiores a los esperados por la mayoría.

Corrigen la prima de Enarsa

Uno de los aspectos que llamó la atención entre las empresas que participaron de las subastas fue la reducción de la prima (premio) definida por Enarsa para calcular el costo de regasificación y logística del GNL importado en la terminal de Escobar.

En las primeras subastas realizadas en MEGSA para revender los cargamentos de junio, Enarsa había fijado una prima de US$ 5,16 por millón de BTU, un valor que dejaba en una posición incómoda al Gobierno porque resultaba más elevado que la oferta que había presentado Naturgy para actuar como agregador comercial durante todo el invierno. La empresa española había ofertado una prima de 4,51 dólares.

Sin embargo, en esta nueva ronda de subastas para julio, Enarsa definió una prima de US$ 3,90 por millón de BTU, lo que dejó al Ejecutivo en una posición mucho más consistente desde el punto de vista económico para justificar por qué finalmente desistió de contratar un agregador comercial.

¿Cuál es el negocio de los privados en comprar GNL?

De las subastas realizadas este miércoles participaron cuatro grandes grupos de actores: distribuidoras, industrias, generadoras eléctricas y comercializadores.

Las distribuidoras compraron GNL para garantizar el abastecimiento del pico de consumo residencial; las industrias buscaron asegurarse gas alternativo para evitar cortes e interrupciones durante los días de frío; y las generadoras eléctricas avanzaron en la compra de GNL porque, en determinados contextos operativos, resulta más conveniente que generar con gasoil importado, cuyo costo hoy es todavía más alto.

Por último, aparecieron comercializadores como Trafigura, que buscan posicionarse como jugadores relevantes dentro del abastecimiento del sistema durante los meses críticos del invierno. La estrategia expansiva de Trafigura se explica por transformaciones de fondo del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) impulsadas por el gobierno.

Desde la salida de la convertibilidad en 2001 y hasta fines del año pasado, el sistema eléctrico estuvo altamente intervenido por el Estado. En noviembre de 2025 el Ejecutivo lanzó una reforma eléctrica gradual que comienza a abrirse espacios para que actores privados desarrollen estrategias propias de compra de combustible y recontractualización entre privados.

La Resolución 400/25 de la Secretaría de Energía habilitó, por ejemplo, a los generadores a contratar su propio combustible y dejar de depender de Cammesa como proveedor de gas para sus centrales térmicas. Además, les permite declarar hasta un 25% adicional sobre el costo del combustible dentro del CVP (Costo Variable de Producción) que informan cada 15 días para definir el orden de despacho de las usinas.

En términos simplificados, si el costo del GNL ronda actualmente los US$ 20 por millón de BTU, un generador puede declarar un costo de hasta US$ 25, obteniendo así una renta adicional que funciona como incentivo económico para que el mercado vuelva gradualmente a contractualizar combustible entre privados.

En esa clave, Trafigura fue mucho más agresiva que los generadores que participaron de las subastas —como Pampa Energía, Central Puerto e YPF Luz— y ofreció pagar un spread o premio cercano a US$ 1 por millón de BTU para asegurarse un volumen de 300 millones de metros cúbicos de gas, relegando a Central Puerto y Pampa Energía, que ofertaron una prima mucho menor, del orden de los 20 centavos de dólar por millón de BTU.

Ambas compañías terminaron prorrateándose el volumen remanente que dejó Trafigura luego de haber presentado exactamente la misma oferta económica. YPF Luz, en cambio, quedó fuera de la compulsa por haber ofertado una prima todavía más baja. «En el fondo, la comercialización de GNL para generación esconde cómo se reparte esa renta adicional del 25%, que en realidad cuando se descuentan costos financieros termina siendo menor, pero que aún así funciona como incentivo para que los privados asuman el riesgo de contratar su propio combustible», explicaron desde una generadora.

, Nicolas Gandini

El boom productivo de Vaca Muerta se refleja también en los salarios de los trabajadores que se desempeñan en la industria petrolera. Un informe de la consultora Adecco detalló cuánto cobran de acuerdo a su categoría y los valores oscilan entre un mínimo de 2,7 millones de pesos para un oficial instrumentista de una firma pequeña y un máximo de 10 millones de pesos para un ingeniero en proyectos de una compañía grande.

Los salarios de acuerdo al puesto de trabajo

Un puesto de oficial instrumentista requiere estudios técnicos completos con un sólido conocimiento teórico práctico de equipos e instrumentos de medición y comunicaciones. A su vez, entre sus responsabilidades se destaca el desarrollo de soluciones aplicadas a operaciones dependientes de instrumentación analógica y digital. Ese perfil hoy percibe en una firma chica o mediana un mínimo de 2,7 millones de pesos y un máximo de 4,7 millones de pesos, mientras que en una compañía grande el mínimo es de 3,6 millones y el máximo de 6,3 millones de pesos.

En el caso de los maquinistas deben tener conocimiento demostrable en conducción de vehículos, pilotaje y manipulación de la máquina, mecánica, electricidad, hidráulica y neumática aplicada al mantenimiento de máquinas. Su tarea consiste en la operación de maquinaria especializada utilizada para la manipulación de paletas y cargas en obra, levantamiento y elevación de elementos constructivos y tolvas, pequeños desplazamientos de tierras y levantamiento de personal mediante plataformas de trabajo móviles. Para este segmento los salarios oscilan en una firma pequeña o mediana entre un mínimo de 3,2 millones y un máximo de 5,9 millones de pesos, mientras que en una compañía grande esos valores van de 5,2 millones a 7,4 millones de pesos.

Por último, los ingenieros de proyectos deben tener estudios universitarios completos en Ingeniería, preferentemente en Petróleo. Sus tareas abarcan desarrollo de proyectos de obras de Ingeniería y análisis e interpretación de planos de proyectos, efectuando los cálculos y realizando cómputos métricos y memorias descriptivas, a fin de aportar la información necesaria para el desarrollo. También suelen coordinar ocasionalmente grupos de trabajo para la ejecución de proyectos asignados, elaboran y presentan informes técnicos de las actividades realizadas. El salario de estos profesionales en firmas pequeñas y medianas oscila entre 4,3 millones y 7,4 millones de pesos, mientras que en una compañía grande esos valores van de 6,5 millones a 10 millones de pesos.

Las diferencias salariales por región

En Vaca Muerta es donde mejor se pagan estas tareas. Si bien el informe presentado este jueves por Adecco no compara con otras regiones, en la Guía Salarial que publicaron a fines de 2025 ese detalle figura por región y ahí pueden verse las diferencias, más allá de que las cifras quedaron desactualizadas.

Un ingeniero de proyectos de una firma chica o mediana cobraba el año pasado en la Patagonia entre 56% y 71% más que en el NEA y NOA y en las firmas grandes esa brecha iba de 70% a 127%. Si la comparación es con la región de Cuyo, en una firma chica o mediana, la diferencia oscilaba entre 36% y 41% y en las firmas grandes entre 29% y 45%.

Si se compara con lo que cobra ese mismo profesional en Buenos Aires, en una firma chica o mediana la brecha se ubica entre 8% y 16%, mientras que en las compañías grandes varía entre 18% y 28%, siempre a favor de los salarios de la Patagonia.

Qué factores explican esos salarios

Carlos Stegmann, Key Account Manager de la división Oil&Gas de Adecco aseguró que hay tres causas que explican ese nivel de salarios en Vaca Muerta: alto poder de negociación de los sindicatos, mayor costo de vida de la Patagonia y el tipo de tarea que se realiza.

“Es un tipo de trabajo exigente desde el punto de vista físico y la mayoría de las personas que trabajan en los campos lo hacen de manera diagramada. Si hacen permanencia, suelen trabajar uno por uno. Es decir, hacen un día de trabajo y un día de descanso. En general, los diagramas son de 7 por 7. Están 7 días en el campo y luego tienen 7 días de descanso o 14 por 14. Naturalmente, bajo este esquema hay un montón de componentes que hacen que los salarios sean más altos”, remarcó Stegmann.

La falta de recursos humanos calificados también presiona los salarios al alza. El ejecutivo destacó que, según un informe de IAPG, para 2030 se necesitarían entre 30.000 y 43.000 puestos de trabajo directos adicionales en la industria para acompañar el incremento de la producción, solo para perforación, condicionamiento de pozos y operaciones.  

En ese escenario, la falta de recursos humanos calificados es uno de los principales cuellos de botella que enfrenta la industria, junto con los déficits de infraestructura. “Si una compañía decide invertir en un yacimiento, contratan a una empresa de servicio que necesita entre 40 y 60 personas para gestionar cada equipo torre. Ahí es cuando empiezan a aparecer las restricciones de recursos humanos porque la capacitación de personal puede demandar entre 3 y 6 meses y eso supone una inversión muy alta”, sostiene Stegmann.

Ante la falta de recurso humano calificado, las empresas antes solían traer empleados de sus filiales de otros lugares del mundo, pero ahora no resulta tan conveniente. “Pasaba sobre todo con empresas de servicios como Schlumberger –hoy SLB-, Halliburton, Weatherford o Baker, pero en la actualidad los salarios en Argentina son carísimos en dólares para lo que se está cobrando en Estados Unidos. Entonces a las empresas no les conviene o les conviene mucho menos traer recursos de afuera”, destacó.

, Fernando Krakowiak

Pan American Energy (PAE) anunció este jueves que presentará la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para un nuevo desarrollo del área de Cerro Dragón, en la provincia de Chubut, basado en un proyecto de recuperación terciaria que incluye la construcción de 22 plantas de inyección de polímeros. Se trata del primer proyecto que se presenta para recursos convencionales.

La compañía anticipó que la iniciativa buscará acelerar y comprometer inversiones por casi US$680 millones para alargar la vida útil de una cuenca madura como la de Golfo San Jorge. La recuperación terciaria con inyección de polímeros demostró su viabilidad para revertir el declino natural de muchos bloques.

El anuncio, realizado en el Palacio de Hacienda, fue encabezado por el Ministro de Economía, Luis Caputo; el Group CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni; y el Gobernador de Chubut, Ignacio Torres; junto al Secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González.

PAE ya venía desarrollando en modo piloto la inyección de polímeros en pozos muy puntuales para testear si la recuperación terciaria permitía maximizar el efecto de recobro de la secundaria en Cerro Dragón. La habilitación del RIGI para el upstream le permitió a la empresa escalar esa experiencia y trabajar en modo factoría.

Cómo se implementará la reuperación terciaria

El proyecto contempla la construcción de las 22 plantas de inyección de polímeros, la preparación de 220 pozos inyectores y alrededor de 650 pozos productores, que en toda su vida útil podrán producir 24 millones de barriles de petróleo acumulados de producción incremental, equivalentes a más de 11.300 barriles de petróleo por día en su pico, esto es sobre la producción proyectada.

A la vez, este proyecto sumará mayores ingresos a la provincia por las regalías asociadas a la producción incremental y significará una mayor actividad en la cuenca ya que se podrán desarrollar nuevas zonas que anteriormente no eran económicas.

La recuperación terciaria es una técnica que se aplica una vez agotadas las etapas de recuperación primaria (flujo natural y bombeo) y secundaria (inyección de agua de formación para mantener la presión y desplazar petróleo), con el objetivo de movilizar el petróleo remanente atrapado en el yacimiento y maximizar su recuperación.

Estos proyectos, integrados a pozos de inyección de agua, transforman el polímero sólido en una solución lista para ser inyectada en el yacimiento con la finalidad de aumentar la viscosidad del fluido y desplazar una mayor cantidad de petróleo hacia los pozos productores.

Del encuentro también participaron el Ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce; el Secretario General del Sindicato del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables del Chubut, Jorge Ávila; y el Secretario General del Sindicato Petrolero Jerárquico de la Patagonia Austral, José Lludgar.

Por parte de PAE, además, estuvieron presentes el Upstream Managing Director, Fausto Caretta; el Vicepresidente Corporativo de Relaciones Institucionales, Daniel Felici; el Vicepresidente de Relaciones Laborales, Sergio Faraudo;y el Vicepresidente de Operaciones en Golfo San Jorge, Tomás Catzman.

, Ignacio Ortiz

La Unión Industrial Argentina (UIA) y la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), con el apoyo del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y la Unión Europea (UE), presentaron el estudio técnico “Oportunidades para la cadena de valor minera en Argentina”. El informe expone un mapa detallado sobre la demanda proyectada, las brechas tecnológicas y las oportunidades operativas para el entramado proveedor local ante el despliegue de proyectos metalíferos y de litio.

La hoja de ruta sectorial busca consolidar un canal de abastecimiento competitivo en un escenario donde se prevén desembolsos por US$55.000 millones hacia comienzos de la próxima década. El análisis discrimina la evolución de los dos vectores principales de la minería metalífera y de elementos de transición energética en la Argentina.

Así, se proyectan inversiones ya anunciadas y en distintas etapas de implementacción por US$15.000 millones para el segmento del litio, con el objetivo de alcanzar una producción de 400.000 toneladas de LCE hacia 2030. Por otro lado, US$40.000 millones destinados al cobre, estimando una capacidad instalada teórica de 1,25 millones de toneladas, lo que demandará una fuerte base de soporte de ingeniería y obra civil.

El presidente de la UIA, Martín Rappallini, expresó en la apertura de la presentación que «será necesario trabajar en el desarrollo de proveedores con mucho diálogo de las empresas mineras y la cadena de valor para poder tener la mayor cantidad de empresas industriales argentinas, con la mayor productividad y eficiencia posible para estar a la altura de ese desafío del sector que va a crecer fuertemente».

El presidente de la CAEM, Roberto Cacciola, advirtió sobre la necesidad de «armar experiencia, capacitar recursos humanos y lograr consensos en esta nueva etapa». El directivo remarcó que «el trabajo de campo lo van a tener que hacer las empresas, y las provincias que tienen industrias para trabajar rápidamente en los clusters de energía y minería y convencer a quienes vienen a invertir de que tienen disponibilidad en el país».

Finalmente, el presidente del Departamento Minero de la UIA, Franco Mignacco, al citar como ejemplo a industria de servicis mineros de Australia, afirmó que «el verdadero valor agregado no solo está en los proyectos, sino también cuando alrededor de la minería se desarrolla una red competitiva de tecnología, servicio e ingeniería que puedan innovar y hacer crecer al sector».

Cómo venderle a las mineras durante la construcción y la operación

El trabajo de la UIA-CAEM aborda la estrategia de abastecimiento de las compañías operadoras que se segmenta a través de una estructura de cuatro anillos geográficos, bajo la premisa de que «sin territorio no hay minería». El primer anillo prioriza el área primaria de influencia directa del yacimiento, expandiéndose luego al resto de la provincia (segundo anillo) y al territorio de la Argentina (tercer anillo), dejando el resto del mundo y las importaciones como la última instancia de provisión.

Francisco Abramovich, jefe del Departamento Minero de la UIA, y Nadav Rajzman, Economista Jefe de la CAEM, explicaron que en los segmentos críticos, el proceso de adjudicación responde a sistemas de compras transparentes, auditables y completamente digitales, donde la competencia se dirime de forma global en materia de tecnología y estándares de calidad, pero intensiva a nivel local en lo que respecta a precio, logística, servicios de posventa y respuesta en tiempo real.

Durante la fase de desarrollo y montaje físico del yacimiento, las mineras delegan el gerenciamiento y la ejecución masiva en contratistas principales bajo la modalidad EPC (Ingeniería, Procura y Construcción). En esta instancia, la selección de proveedores está fuertemente condicionada por la exigencia de tecnologías validadas e internacionales, buscando soluciones probadas que reduzcan el riesgo de ejecución bajo la máxima de que «cada atraso cuesta millones».

En el encuentro se explicó que las presiones financieras son muy elevadas debido a los altos costos de capital (CAPEX) y los compromisos de deuda asumidos, lo que obliga a las empresas a agilizar la compra de materiales y el montaje para evitar sobrecostos financieros antes de alcanzar la etapa de generación de ingresos.

Al ingresar en el régimen de operación continua, el foco del abastecimiento cambia hacia la eficiencia de costos, el control de márgenes en mercados globales de precios internacionales y la continuidad permanente del suministro, sintetizado en el principio de que «el desafío es no parar nunca».

Las prioridades operativas exigen un esquema logístico bajo parámetros de just-in-time para consumibles críticos, reactivos químicos y repuestos, garantizando que el flujo de materiales e insumos no detenga la planta. La competitividad de los contratistas en esta fase ya no depende del volumen de obra civil, sino de su confiabilidad técnica, la disponibilidad de stock local, talleres de asistencia cercanos y el estricto cumplimiento de estándares internacionales auditables.

Oportunidades para la cadena de valor nacional, desafíos y brechas

El diagnóstico de base realizado por los equipos técnicos identificó una plataforma productiva diversa y preexistente en la Argentina, logrando relevar una oferta nacional concreta en 73 de los 91 rubros de demanda minera mapeados, distribuidos a lo largo de 16 provincias.

El estudio destaca que el país cuenta con activos industriales consolidados y empresas con experiencia en cadenas de valor de alta exigencia -como la industria nuclear, automotriz y de oil & gas– que poseen certificaciones internacionales y conocimiento territorial.

Este entramado demuestra capacidades inmediatas para cubrir la demanda de estructuras metálicas, tanques, módulos habitacionales, cemento, cableado eléctrico, indumentaria de seguridad y ciertos insumos químicos básicos.

Por el contrario, el semáforo de oportunidades detecta brechas operativas y segmentos críticos que carecen de oferta local en el corto plazo. Las principales ausencias se concentran en instrumental especializado de exploración, maquinaria de perforación, neumáticos OTR pesados y equipos móviles de gran porte como camiones de carga, excavadoras o bulldozers.

Las oportunidades de inserción para la industria local se diferencian según la etapa del proyecto minero, permitiendo a las empresas trazar un mapa de ruta claro para sus planes de negocios. En la fase de construcción, las ventajas competitivas de los proveedores locales radican en el conocimiento del terreno, los vínculos de confianza con las firmas de ingeniería y la capacidad de ofrecer servicios de instalación especializados con atención cercana al cliente, enfocados en obra civil, montajes y logística general.

En la etapa de operación, la proximidad geográfica de los proveedores argentinos se convierte en un vector clave, ya que permite ofrecer menores plazos de entrega (lead times) en comparación con competidores de Asia o Europa, optimizando los costos logísticos globales y garantizando un servicio posventa rápido mediante talleres en cercanía.

A pesar de estas ventajas de localización, el sector proveedor local enfrenta desafíos técnicos y de escala para consolidar su participación comercial. Las empresas locales deben adaptarse a altos requisitos en materia de calidad, seguridad, normativas ambientales y certificaciones específicas (como homologaciones en soldadura o materiales especiales bajo normas ASME, API o ISO).

La falta de economías de escala y las lógicas curvas de aprendizaje iniciales penalizan la competitividad en precios frente a la oferta internacional, a lo que se suma la dificultad para acceder a información técnica de los fabricantes globales (OEM) para la provisión de partes de repuesto y mantenimiento de alta complejidad.

Para superar estas limitaciones, el estudio concluye que el desarrollo de la cadena de valor no ocurrirá de forma automática, sino que requerirá una estrategia planificada de coordinación entre la oferta y la demanda para anticipar cronogramas y especificaciones técnicas. Es indispensable estructurar esquemas de financiamiento competitivo que apalanquen las inversiones de las pymes y promover la integración temprana entre las compañías mineras y los proveedores industriales.

, Ignacio Ortiz

La tercera edición de la Argentina Energy Week (AEW) se realizará del 8 al 10 de septiembre de 2026 en Buenos Aires, organizada por IN-VR, junto con The Net Zero Circle & The Energy Circle. El evento convoca a operadores, desarrolladores midstream, doce gobiernos provinciales, prestamistas multilaterales, proveedores de capital y autoridades federales dentro de la ventana de 24 meses que está reescribiendo la economía del upstream argentino y el ritmo del build-out renovable del país.

AEW 2026 expande la arquitectura federal de las ediciones anteriores. Doce provincias participarán institucionalmente: Neuquén, Mendoza, San Juan, Jujuy, Catamarca, Salta, Río Negro, La Pampa, Chubut, Santa Cruz, Córdoba y Buenos Aires , frente a las ocho de 2025. La agenda está construida alrededor de los cambios estructurales que reorganizaron el stack energético argentino: aplicaciones de RIGI por más de USD 33.000 millones en capital comprometido, AlmaGBA adjudicando 667 MW de almacenamiento sobre un objetivo de 500 MW, puesta en marcha de VMOS proyectada para fines de 2026, y FID del proyecto Argentina LNG esperado para el H2 2026 con YPF, Eni y ADNOC.

Un país que ejecuta

La edición 2026 responde a una brecha estructural en el ecosistema energético argentino. Nuevos dueños de activos emergieron de una ola de adquisiciones upstream en los últimos tres años — Pluspetrol desde ExxonMobil, Vista Energy desde Equinor, Harbour Energy desde Shell, GeoPark y Continental Resources ingresando vía las desinversiones de Pluspetrol. Nuevas vías de financiamiento: RIGI, MATER, AlmaGBA, reemplazaron el marco de política previo. AEW 2026 es la sala de trabajo donde estos nuevos jugadores se coordinan: operadores dimensionando sus próximos cinco años, capital aterrizando con socios locales, provincias diseñando licitaciones y compañías de servicios encontrándose con los compradores con los que van a operar hasta 2030.

La capa provincial

En Argentina, las autoridades provinciales emiten permisos, definen regalías y estructuran el marco regulatorio tanto para proyectos de hidrocarburos como renovables. El mapa federal expandido de AEW 2026 trae a ministros de energía provinciales y compañías de energía provinciales: JEMSE (Jujuy), EMESA (Mendoza), EPSE (San Juan), EPEN (Neuquén), EPEC (Córdoba) y EJESA, a la misma sala de trabajo que los operadores nacionales. La misma autoridad provincial que permite un pad de shale permite un parque solar; el formato de AEW 2026 traduce esa lógica federal en la mesa de trabajo.

Del almacenamiento como licitación al almacenamiento como procurement

AlmaGBA cerró con 667 MW adjudicados sobre un objetivo de 500 MW, 3x sobresuscripto, convirtiendo el almacenamiento por baterías de piloto en procurement en un solo ciclo licitatorio. El rollout nacional AlmaSADI continúa, con el diseño de referencia AMBA informando las próximas tandas. CAMMESA, el operador del sistema que estructuró el contrato alrededor de servicios de red, participará en la sesión Power Transmission, Energy Market & Infrastructure. La privatización de Transener y la entrada de jugadores como Genneia en el segmento de transmisión completan el cuadro de transformación de la infraestructura eléctrica.

La plataforma exportadora

VMOS, el ducto troncal que conecta Vaca Muerta con el Atlántico, proyecta puesta en marcha para fines de 2026. El proyecto Argentina LNG, anclado por YPF, Eni y ADNOC por aproximadamente USD 20.000 millones, se espera que alcance FID en el H2 2026. Estos dos hitos transforman Vaca Muerta de una historia de oferta doméstica en una plataforma de exportación. La sesión Gas & LNG, Production, Infrastructure & Exports del Día 2 está construida alrededor de esa transición.

La ventana de 24 meses

Los 24 meses entre mediados de 2025 y mediados de 2027 concentran las decisiones que van a fijar las posiciones del sector energético argentino para las próximas dos décadas. FID del LNG, puesta en marcha de VMOS, rollout de AlmaSADI, próximo ciclo de RIGI y la extensión del régimen de promoción renovable hasta 2046, todos caen dentro de la misma ventana. AEW 2026 está diseñada para que las conversaciones que estructuran esas posiciones ocurran en un mismo formato y en la misma sala.

Capital Internacional en la sala

La edición 2026 confirma la participación institucional de capital internacional. La Corporación Financiera Internacional (IFC) participará representada por Luis Medina, Senior Investment Officer para Infraestructura y Energía, Cono Sur. La Bolsa de Toronto (TMX / TSX) participará representada por Guillaume Legaré, Head of South America, más de 150 propiedades mineras y energéticas argentinas cotizan actualmente en Toronto. La Comisión Europea participará representada por Ilse Couge, Head of Cooperation. La presencia de banca multilateral, mercados de capital y cooperación internacional refleja la maduración del marco regulatorio argentino para la inversión cross-border.

Una sala curada de 200 tomadores de decisión

AEW 2026 está construida como una convocatoria a puertas cerradas, por invitación, para tomadores de decisión senior en upstream, midstream, renovables, transmisión, EPC, mercados de capital y gobierno. El programa abre el 8 de septiembre con un VIP Icebreaker Reception, seguido por dos jornadas completas de conferencia. El Día 1 cubre Policy, Capital & Growth; Power Transmission, Energy Market & Infrastructure; y Oil & Gas Market Evolution. El Día 2 cubre Renewables in Argentina y Gas & LNG, cerrando con la sesión Energy in the Provinces: Operations and Projects Showcase. Un Networking Executive Dinner el primer día extiende las conversaciones del Día 1 hacia deal flow off-site.

Oradores Confirmados

Tristan Socas (Presidente y Gerente General, ENARSA) · Gustavo Báez (Team Leader, CAMMESA) · Lucas Estrada (Presidente, EPSE San Juan) · Dr. Exequiel Lello (Presidente, JEMSE) · Mauricio Pinti (Gerente General, EMESA) · Matías Tosso (Secretario de Energía y Minería, La Pampa) · Florencia Castagnani (Coordinadora General, CADER) · Alfredo Bonatto (CEO, Petróleos Sudamericanos) · Nicolás Berson (Managing Director, TotalEnergies Renovables Argentina) · Nicolás González Rouco (Country Manager, Martifer Renewables) · Luis Medina (Senior Investment Officer, IFC) · Guillaume Legaré (Head of South America, TMX / TSX) · Ilse Couge (Head of Cooperation, Comisión Europea).

Quienes deseen participar pueden completar su registro aquí.

, Redaccion EconoJournal

Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), realizó este miércoles la apertura de sobres técnicos de la licitación AlmaSADI, la compulsa para instalar centrales de almacenamiento con baterías para reforzar el abastecimiento en nodos críticos del sistema eléctrico del país. En total, 37 empresas nacionales e internacionales presentaron 235 ofertas por más de 8.300 MW, es decir, 12 veces más que los 700 MW que se habían establecido como potencia objetivo en la licitación.

Las empresas que más cantidad de ofertas presentaron para instalar centrales de almacenamiento fueron MSU Energy (28); Secco (27), Luz de Tres Picos, subsidiaria de PCR (22); Genneia (15); DQD Energy (13); Aluar (11); Teslacom Energía (10); Energética del Norte (10); Vientos la Genoveva II (9); Sixa Energy (9); Central Puerto (8); Sulliar Argentina (7); Windearth Patagonia (7); 360 Energy (6); YPF Energía Eléctrica (5); y Coral – Corven (5).

La potencia ofertada promedio fue de 35,4 MW, según destaca el informe de la consultora AIRES Renewables, dirigida por Diego Werner. Hubo 78 ofertas que presentaron proyectos hasta 20 MW y 90 que presentaron iniciativas entre 20 MW y 40 MW. Además, 50 proyectos son de hasta 50 MW, mientras que 17 ofertas propusieron centrales de almacenamiento con capacidad entre 75 MW y 150 MW.

La inversión estimada por el gobierno a partir de los proyectos que se adjudicarán en la compulsa es de alrededor de 700 millones de dólares. Se presentaron ofertas en 18 provincias. Las centrales de almacenamiento se instalarán en los nodos críticos del NOA, NEA, Centro, Litoral, Cuyo y de la provincia de Buenos Aires, sin el AMBA. El año pasado gobierno llevó adelante la licitación AlmaGBA para instalar baterías en las áreas de Edenor y Edesur.

Las distribuidoras que más recibieron ofertas de almacenamiento fueron Secheep (Chaco) con 42, luego siguen Transba con 37 ofertas, Enersa (Entre Ríos) 32, Trasnoa 22, Trasnea 20, Transener 12 y Apelp (La Pampa) 10.

Cuál es el cronograma de AlmaSADI

El cronograma de la licitación AlmaSADI continúa el próximo 9 de junio, cuando se realice la evaluación de los sobres “A”, y el 16 del mismo mes Cammesa hará la calificación de esas ofertas. La apertura y evaluación de los sobres “B” con las ofertas económicas será el próximo 24 de junio. El 8 de julio está previsto que se concrete la adjudicación de las ofertas ganadoras de la licitación.

La convocatoria para la provisión de baterías será por al menos cuatro horas consecutivas y tendrá un valor máximo de adjudicación de 12.500 dólares por megawatts por mes (US$/MW-mes).

La convocatoria para instalar almacenamiento con baterías la impulsa la Secretaría de Energía y se instrumenta a través de Cammesa. La intención es sumar respaldo al sistema eléctrico del país y mejorar su respuesta ante situaciones de alta exigencia como los picos de consumo para intentar evitar cortes masivos de electricidad.

El gobierno ya había lanzado una convocatoria similar el año pasado bajo el nombre de AlmaGBA, la primera licitación que realizó la Argentina para instalar baterías (BESS, por sus siglas en inglés), en las jurisdicciones de Edenor y Edesur.

“El almacenamiento con baterías de última generación permite responder rápidamente ante variaciones de demanda, aportar flexibilidad al despacho y sumar reservas para operar con mayor seguridad, reduciendo la probabilidad de cortes y mejorando la calidad del servicio”, señalaron desde la Secretaría de Energía.

, Roberto Bellato

Tango Energy Argentina, la compañía creada por Pablo Iuliano, informó a la Comisión Nacional de Valores (CNV) la adquisición del 7% del paquete accionario de la ex empresa Aconcagua Energía, lo que le permite controlar el 100% de la compañía.

Como parte del reordenamiento estratégico y societario iniciado en julio de 2025, Tango Energy Argentina S.A. informó la salida definitiva de la sociedad de Diego Trabucco y Javier Basso, fundadores de Petrolera Aconcagua Energy (PAESA).

La desvinculación total de los ex directivos se materializó mediante la transferencia de la totalidad de sus acciones, equivalente al 7% del capital social y de los votos de la sociedad, a favor del accionista controlante, Tango Energy S.A.U. Por medio de este acto administrativo, la nueva compañía da por cerrado el esquema de transición corporativa y el traspaso definitivo de la gestión institucional y operacional de Aconcagua.

La adquisición de Aconcagua por parte de Tango inició el año pasado a través de un proceso por el que Vista Energy y AR Energy Resources —subsidiaria de Trafigura—, principales acreedores de PAESA, reestructuraron la compañía que había caído en un default financiero. Posteriormente, Tango inyectó unos US$36 millones al capital social de la empresa con el objetivo de reestructurar la deuda que rondaba los US$229 millones.

Esta reestructuración le permitió a Tango hacerse del 90% de las acciones de Aconcagua, un proceso que se da por finalizado con el Hecho Relevante elevado a la CNV el pasado 22 de mayo y que completa la adquisición del porcentaje restante del paquete accionario.

«Deriskear» el lado rionegrino de Vaca Muerta para aplicar al RIGI

Tango Energy acaba de obtener tres concesiones no convencionales (CENCH) en Río Negro en las áreas Jarilla Quemada, Charco del Palenque y Entre Lomas, donde buscará evaluar el potencial del lado rionegrino de Vaca Muerta.

Pablo Iuliano detalló en el programa El Fondo del Pozo los planes para aplicar al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) con un proyecto que contempla invertir US$3.000 millones y perforar 250 pozos, con el objetivo de producir 60.000 barriles de petróleo diarios sumando la producción en sus áreas de Río Negro, Mendoza y Neuquén.

“Vimos que estas tres áreas tienen potencial para un proyecto de shale. Nos movimos rápidamente, planteamos un piloto a la provincia de Río Negro para avanzar en una concesión de explotación no convencional con una inversión de 66 millones a completar en 5 años”, aseguró el CEO de Tango.

Estas tres áreas estaban en poder de Vista Energy y posteriormente fueron cedidas a Tango, que luego solicitó las CENCH. En este sentido, Iuliano afirmó que el plan es comenzar a perforar en julio de este año para avanzar rápidamente en el plan piloto.

, Redacción EconoJournal

NEUQUÉN. -Un artículo del proyecto de ley que modifica el régimen de Zona Fría en el país y que fue poco advertido durante el tratamiento en la Cámara de Diputados de la Nación abrirá un nuevo debate entre el gobierno y sus aliados de las provincias en el Senado. 

Se trata de una modificación que deja en manos del Poder Ejecutivo y/o de la autoridad de aplicación el monto de subsidio a otorgar a los usuarios de la Patagonia, Malargüe y la Puna, porcentaje que ahora está fijado por ley en un 50%.

La senadora de La Neuquinidad, Julieta Corroza, mano derecha del gobernador Rolando Figueroa, calificó esa facultad como «preocupante» y anticipó que pedirán cambios en ese aspecto cuando se abra el debate en comisiones.

Durante la discusión en la Cámara Baja, los principales cruces entre la oposición y la bancada oficialista se dieron en torno al principal objetivo de la ley: retrotraer el esquema al vigente hasta 2021, antes de que se extendieran los beneficios a gran parte de Buenos Aires, el centro y sur de Córdoba, el sur de Santa Fe, Mendoza y casi la totalidad de San Luis.

Esa incorporación fue la que elevó a unos 4 millones de usuarios el alcance del régimen de Zona Fría, aún cuando se cuestionó que muchas de esas regiones tienen climas templados y mayor densidad poblacional que las contempladas originalmente.

El gobierno intentó revertir esa ampliación con la sanción de la Ley de Bases y luego con el proyecto de Presupuesto 2026, pero fracasó en las dos ocasiones.

La media sanción aprobada por la Cámara de Diputados cosechó ahora 132 votos a favor, entre los que se contaron los representantes de provincias beneficadas por el régimen como Mendoza, Chubut y Neuquén.

El impacto en Neuquén

El proyecto fue girado el martes a las comisiones de Energía y de Presupuesto del Senado, aunque todavía no hay fecha para el inicio del tratamiento. Consultada por EconoJournal, Corroza defendió que la redacción deja a Neuquén incluida en el régimen de subsidios a la Zona Fría, pese a que limita el beneficio a la «materia prima», es decir, el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST).

Los otros dos componentes de la tarifa, que son el Valor Agregado de Distribución (VAD) y el costo del transporte troncal del gas natural no tendrían más el subsidio, aunque la senadora justificó que no son los que hacen una diferencia significativa en la factura.

Según los análisis que llegaron a su bancada, con la modificación del régimen tal como llegó de Diputados, los incrementos para los usuarios de Neuquén irían de unos 4.300 pesos a 5.200 en la categoría R1 y llegarían a unos 14.000 a 17.000 pesos en la R4, es decir, los grandes consumidores.

«Lo más preocupante del proyecto es que queda a discrecionalidad del Poder Ejecutivo mantener el subsidio del 50% sobre la materia prima», evaluó y anticipó que será el principal punto a trabajar en el Senado: «Que garanticen que el porcentaje no se va a tocar», planteó.

La posición marca una diferencia respecto del lugar en el que se paró La Neuquinidad en la Cámara Baja durante el debate de la ley. La representante de Figueroa en Diputados, Karina Maureira, votó a favor, aunque no está claro si fue parte de la estrategia de negociación o bien el artículo pasó inadvertido para la legisladora y el propio gobierno provincial.

El gobernador compartió el mismo día de la votación una reunión con los ministros de Economía, Luis «Toto» Caputo, y de Interior, Diego Santilli, quienes firmaron las contragarantías de Nación para los financiamientos del Banco Mundial y del BID que tiene en trámite la provincia.

Qué dice el artículo

En concreto, el artículo 2° de la ley con media sanción en Diputados sustituye el artículo 3º de la ley 27.637 y establece que los beneficios para las regiones y departamentos alcanzadas por el régimen de Zona Fría «serán determinados por el Poder Ejecutivo nacional, por sí o a través de la autoridad de aplicación de la presente ley, con las modalidades que considere pertinentes». 

La redacción original establecía que tales beneficios «serán equivalentes al 50% de los cuadros tarifarios plenos establecidos por el Enargas».

Este punto fue consultado a la secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti, cuando expuso en la comisión de Energía de Diputados el 13 de mayo. La funcionaria justificó que, para el gobierno, racionalizar los subsidios implicaba apuntar a «lo que en la factura refleja el mayor consumo, que es el metro cúbico, no el cargo fijo». También añadió que buscan tener «flexibilidad» en caso de que los precios del gas bajen a partir de la mayor producción que se espera en los próximos años.

«Hay altas chances de que el gas, una vez finalizado el Plan Gas, se vaya a un precio de 2 dólares o 3 dólares, y quizás no tendría sentido seguir subsidiando el 50%. Es para mantener los subsidios en el mismo nivel pero no necesariamente mantener la ayuda en términos de cantidad de pesos que se subsidian estables», expuso.

Cruce libertario por las tarifas eléctricas

El senador neuquino de La Libertad Avanza, Pablo Cervi, dijo a este medio que el objetivo de la bancada oficialista será sancionar la ley «como está». Una eventual modificación en la Cámara Alta obligaría al gobierno a volver a dar la discusión en Diputados, lo que demandaría más tiempo y lo pondría frente a la necesidad de volver a negociar con los gobernadores que hicieron su aporte en la primera vuelta.

Los libertarios necesitan 37 votos para convertir en ley la modificación del régimen de Zona Fría, pero solo cuentan con 21 miembros «orgánicos».

Cervi, uno de los mileístas más críticos de la gestión de Rolando Figueroa, defendió el proyecto enviado por el gobierno y planteó que, de necesitar alguna aclaración para el punto cuestionado, se podría trabajar en la reglamentación. «Ese artículo tiene que ver con lo que ya se empezó a hacer con la Ley Bases y que apunta a ir hacia un mercado más desregulado», afirmó.

El senador y excandidato a gobernador aprovechó el debate para reclamar «una discusión más amplia sobre los precios de la energía en Neuquén» y poner sobre la mesa el costo de la electricidad. 

Planteó que el EPEN, la empresa provincial de energía, «encabeza el ranking nacional de tarifas residenciales más caras del país» y que un comerciante de Neuquén capital «paga 270.000 pesos más por mes que uno de Río Negro con el mismo consumo».

, Andrea Durán

Como parte del proyecto de reducción de los subsidios por Zona Fría, la Cámara de Diputados le dio media sanción la semana pasada a un artículo que habilitaba al Estado a aplicar un esquema de compensación cruzada para cerrar el conflicto con las distribuidoras eléctricas, con Edenor y Edesur a la cabeza, por una deuda millonaria.

Si el proyecto finalmente se aprueba en el Senado, el Ejecutivo deberá calcular los ingresos que dejaron de percibir las distribuidoras durante la vigencia de las leyes de emergencia tarifaria, cuando el Estado no cumplió con los términos de contrato de concesión, y habilitarlas a que usen ese crédito para compensar deudas que tienen con Cammesa, a cambio de que renuncien a reclamos judiciales.

Según el último informe de gestión que presentó el jefe de Gabinete, Manuel Adorni, en el Congreso, la deuda de las distribuidoras que está siendo regularizada a través de un plan de pagos de 72 cuotas a una tasa equivalente al 50% de la del Banco Nación firmado el año pasado, sumaba al 28 de febrero de este año 2,58 billones de pesos, unos 1800 millones de dólares.

El beneficio alcanza sólo a aquellas compañías que hayan firmado acuerdos para regularizar sus deudas con Cammesa, la empresa controlada por el gobierno que se encarga del despacho de las centrales eléctricas. De este modo, se deja afuera a un puñado de distribuidoras que no pagan la energía ni aceptaron un plan de pagos, como la cooperativa de Villa Gesell o de Puerto Madryn, contra las cuáles se seguirá la vía judicial.

Este mismo esquema ya estaba previsto en el capítulo XI del Presupuesto 2026 que fue rechazado por la Cámara de Diputados en diciembre del año pasado porque el apartado además incluía la derogación de la Ley de Financiamiento Universitario y de la Ley de Emergencia en Discapacidad.

¿Por qué se les ofrece esa posibilidad?

La pregunta clave es por qué se les ofrece este beneficio a las distribuidoras si ya vienen cancelando sus deudas. El argumento oficial es que, pese a ese acuerdo, el conflicto con las compañías sigue abierto porque durante los años en que rigieron sucesivas leyes de emergencia no se respetaron las tarifas previstas en los contratos.

Por eso ahora se busca avanzar con esta compensación cruzada sujeta a la declinación por parte de las distribuidoras “de la totalidad de los reclamos judiciales o administrativos relacionados con los efectos de las emergencias declaradas”.

A su vez, el proyecto oficial afirma que el eventual crédito que surja a favor de las distribuidoras se destinará “a la cancelación exclusiva de las obligaciones que las distribuidoras del servicio público de electricidad tuvieran con Cammesa y hasta el límite de las referidas obligaciones, según corresponda, por la compra de energía eléctrica en el Mercado Eléctrico Mayorista”. Es decir, una vez cancelada esa deuda no les quedará un crédito a favor, que podrían aplicar a otro gasto, si el pasivo que mantiene el Estado con las distribuidoras termina siendo mayor al rojo que esas mismas firmas tienen con Cammesa.

Una de las críticas de la oposición es que de este modo las distribuidoras evitan pagar la deuda que ya se habían comprometido a saldar y el beneficio para el Estado no está del todo claro porque no hay ningún fallo judicial que obligue al gobierno a compensar a las empresas por el atraso tarifario.

Ni siquiera un fallo a favor de las distribuidoras en el CIADI obligaría al Estado a indemnizar a las compañías. De hecho, el Estado acumula decenas de fallos en contra en ese tribunal internacional y nunca cumplió con esas sentencias.

En el gobierno nacional reconocen esa situación, pero sostienen que la medida apunta a sanear los balances de las distribuidoras de modo tal de convertirlas en sujetas de crédito para que estén en condiciones de conseguir financiamiento bancario y firmar contratos de compra de energía directamente con empresas generadoras.

Además, sostienen que la compensación cruzada beneficiará al Estado porque la deuda que mantiene con algunas distribuidoras por el atraso tarifario es mayor al pasivo que esas firmas tienen con Cammesa.

¿Por qué entonces esas distribuidoras aceptarían? Porque saben que la posibilidad de obtener un fallo a favor llevaría mucho tiempo y no hay certezas siquiera de que el Estado cumpla con ese fallo, como puede verse en los casos resueltos por el CIADI.

¿Quién calcula la deuda con las distribuidoras?

El proyecto establece que será la subsecretaría de Energía Eléctrica la encargada de determinar las diferencias de ingresos, quedando habilitada para definir la metodología, decidir qué conceptos incluir o excluir y establecer el procedimiento. No intervendrá el Congreso, la Auditoría General de la Nación ni un organismo técnico independiente.

, Fernando Krakowiak

El Club Atlético Vélez Sarsfield inauguró un parque solar fotovoltaico en el estadio José Amalfitani desarrollado por Coral Energía, empresa perteneciente a Grupo Corven. El proyecto puso en marcha un sistema de generación distribuida que permitirá al club cubrir parte de su demanda eléctrica con energía renovable y avanzar hacia un esquema de mayor eficiencia energética.

La obra contempló una inversión de US$150.000 y la instalación de 210 paneles solares bifaciales sobre una superficie de 1.250 metros cuadrados. Según precisaron desde la compañía, la planta proyecta generar aproximadamente 180 MWh anuales, volumen que permitirá abastecer el 25% del consumo energético del club.

Además, el sistema está diseñado para inyectar excedentes a la red eléctrica de Edesur, permitiendo que parte de la energía generada pueda ser utilizada también por usuarios conectados a esa red.

https://www.instagram.com/reel/DYuOtDNNv-x/?igsh=MXg5OGN2bXVqdmdmeQ=

Un parque solar en un estadio de fútbol

Desde Coral Energía remarcaron el carácter innovador del proyecto dentro de la infraestructura deportiva argentina. “Asumir el desafío de convertir al Amalfitani en el primer estadio de fútbol de primera división en autogenerar su energía es un orgullo y una enorme responsabilidad para Coral Energía. No solo estamos trayendo tecnología de punta a una infraestructura histórica, sino que estamos creando un modelo de gestión eficiente y sostenible que, estamos convencidos, marcará el camino a seguir para el resto de los clubes e instituciones de la región», señaló Maximiliano Gonella, gerente Operativo de Coral Energía.

Por parte del club, destacaron tanto el impacto ambiental como el ahorro económico que implica la iniciativa. “Es un hecho sin precedentes para el Club y queremos realizar algo similar en la Villa Olímpica, no solo para el cuidado del medioambiente sino para que signifique un ahorro para el Club”, expresó Nelson Pugliese, vicepresidente tercero de Vélez. A su vez, el dirigente agregó: “A lo que apostamos es que haya un esquema más sustentable y también un ahorro económico”.

Inauguración del parque solar en el estadio de Vélez

Durante la inauguración participaron directivos, autoridades porteñas y representantes del ámbito deportivo, entre ellos Gustavo Inganni, jefe de Gabinete de la Secretaría de Deportes de la Ciudad; Luis Gustavo Lobo, subsecretario de Deportes; y Maximiliano Mosquera, presidente de la Comuna 9.

Desde Grupo Corven señalaron que el desarrollo forma parte de una estrategia vinculada al impulso de soluciones energéticas sostenibles. “Tenemos el claro propósito de acompañar la transición energética del país y la región, impulsando soluciones energéticas sostenibles que generen impacto positivo en las comunidades donde operamos”, afirmó Martín De Gaetani, director de Relaciones Institucionales de Grupo Corven.

Natalia Del Cogliano, gerente de Relaciones Institucionales de Coral Energía, destacó: “Esta obra nos llena de orgullo y se suma a los 17 parques solares y almacenamiento que Coral Energía desarrolla en provincias como Santa Fe, San Juan, Corrientes, Santiago del Estero, Córdoba y Buenos Aires. A través de iniciativas como esta, reafirmamos nuestro compromiso con la construcción de un futuro más sustentable y valoramos especialmente poder acompañar a la comunidad deportiva mediante proyectos concretos y de largo plazo”.

, Loana Tejero

Desde su fundación en 1996, Loginter evolucionó hasta consolidarse como un operador logístico integral con presencia en toda la Argentina, combinando capacidad operativa, excelencia operacional y soluciones tecnológicas de valor para la cadena de suministros. En un mercado que exige infraestructura robusta y mejora continua como pilares, cumplir tres décadas representa un hito de solidez y visión estratégica.

El origen y crecimiento de Loginter

“Con la convicción de transformase en ‘el mejor operador de servicios logísticos, portuarios y tecnológicos de la región’, la compañía desarrolló un ADN de trabajo en equipo y vocación de servicio que la impulsó a crecer con un firme compromiso hacia los objetivos de sus clientes, y la innovación permanente junto a un equipo de profesionales con pasión por la logística”, destacaron desde la empresa.

Hitos de Loginter

Estos son algunos de los principales hitos que marcaron las tres décadas de Loginter:

1996 – 2006

Consolidación inicial como actor clave en obras de energía fundamentales para la región, destacándose proyectos de gran escala como el Gasoducto Bolivia-Brasil y el proyecto Mega. En este período crecieron y consolidaron las operaciones del Centro Logístico Retiro, Puerto Madryn, Campana y Dock Sud.

2007 – 2016

Estos fueron los años de expansión de infraestructura con la inauguración de los centros logísticos Don Torcuato y Pilar. En el ámbito portuario, se ampliaron las capacidades operativas hacia los principales terminales del país, iniciando la descarga de graneles y productos siderúrgicos en San Nicolás, junto a la primera descarga de buques eólicos en Bahía Blanca. Además, Loginter obtuvo el sello CEDOL a las buenas prácticas de gestión de operadores logísticos.

2017 – 2026

Loginterdesarrolla su Red Nacional de Distribución con la apertura de bases operativas en el interior, permitiendo una mayor cobertura federal, alcanzando un alto nivel de posicionamiento en el E-commerce. Además, en los últimos años la compañía se transformó en el operador preferido para la descarga de proyectos eólicos, ferroviarios y de Oil & Gas a nivel nacional.

Innovación tecnológica

Por otra parte, el foco en innovación tecnológica y mejora continua permitió desarrollar soluciones de servicios de alto valor agregado como Supply Sync, Torre de Control, WMS, y TMS posicionando a la compañía a la vanguardia de la logística multicliente.

Finalmente, en 2025 Loginter se transformó en el único operador logístico integral con certificación cuatrinorma en la región, cumpliendo con los estándares internacionales de Calidad (ISO 9001), Medio Ambiente (ISO 14001), Seguridad de la Información (ISO 27001) y Salud y Seguridad Ocupacional (ISO 45001).

Treinta años después, la compañía continúa reforzando su apuesta por la innovación y la mejora continua, entregando soluciones logísticas, portuarias y tecnológicas de clase mundial. Aquella empresa que comenzó tres décadas atrás con,40 colaboradores, hoy presenta:

• Un equipo de más de 2.200 profesionales especializados, que aseguran la calidad y excelencia en cada operación.
• Más de 380.000 m²[SM1] [AC2]  de plataformas logísticas distribuidas en los principales puertos, provincias y ciudades del país.
• Una flota de vehículos de más de 2.250 unidades de distinto porte que consolida una Red de Distribución Nacional de amplio alcance.
• Y la gestión de más de 10,6 millones de cajas despachadas mensualmente, 4.000 contenedores y 2,6 millones de toneladas embarcadas por mes.

“Con una visión centrada en la mejora continua, la integración tecnológica y el desarrollo sostenible, la compañía se posiciona como un socio estratégico que potencia la competitividad de sus clientes.  De cara al futuro, Loginter se posiciona impulsando soluciones logísticas, portuarias y tecnológicas sostenibles, combinando infraestructura, tecnología y talento especializado para anticiparse a los desafíos del mercado cada vez más desafiante”, concluyeron desde Loginter.

, Redaccion EconoJournal

La ciudad de Buenos Aires volverá a reunir a los principales referentes de la industria petroquímica y química latinoamericana con la realización de la 46 APLA Anual en el Hotel Hilton Buenos Aires del 26 al 29 de octubre. Organizada por APLA, la Asociación Petroquímica y Química Latinoamericana, la reunión anual se consolidó a lo largo de más de cuatro décadas como uno de los encuentros ejecutivos más relevantes de la región para el desarrollo de negocios, el intercambio de conocimiento y la generación de vínculos estratégicos entre empresas y líderes de la industria.

En sus últimas ediciones, el evento convocó a más de 800 participantes de 280 empresas y 35 países, incluyendo CEOs, presidentes, vicepresidentes, directores, gerentes, especialistas técnicos y comerciales, proveedores y socios estratégicos de toda Latinoamérica. La 46 APLA Anual tendrá lugar en un contexto especialmente significativo para la región y particularmente para Argentina.

Proyectos energéticos y de infraestructura

El avance de proyectos energéticos y de infraestructura, el desarrollo de Vaca Muerta y las inversiones vinculadas a minería y logística están redefiniendo las cadenas de valor y abriendo nuevas oportunidades para la industria petroquímica y química regional. En este escenario, Buenos Aires se posiciona como una sede especialmente oportuna por su conectividad internacional, infraestructura, identidad cosmopolita y amplia oferta cultural y gastronómica, consolidándose como uno de los destinos más atractivos de Latinoamérica para la realización de encuentros internacionales de negocios.

La agenda de la 46 APLA Anual incluirá conferencias, paneles, seminarios y espacios de análisis sobre tendencias globales, geopolítica, competitividad industrial, transición energética, mercados internacionales, infraestructura y logística, junto con múltiples instancias orientadas al networking ejecutivo y al fortalecimiento de alianzas estratégicas. Además del programa técnico y comercial, el evento ofrecerá actividades sociales, culturales y deportivas especialmente diseñadas para promover el intercambio entre líderes y ejecutivos de toda la región en un entorno propicio para el desarrollo de nuevas oportunidades comerciales.

Los inscriptos podrán acceder a beneficios especialmente valorados por los participantes de APLA cada año, entre ellos:

Acceso a la plataforma y App de organización de reuniones

Participación en todo el programa de conferencias y actividades sociales

Hasta 70% de descuento en la inscripción para empresas socias de APLA

Descuentos por inscripción temprana y grupos

Tarifas preferenciales de alojamiento en el hotel sede, Hilton Buenos Aires

Espacios y herramientas especialmente pensados para potenciar el networking y las reuniones de negocios

La nueva edición de APLA Anual proyecta una destacada convocatoria regional e internacional, reafirmando el rol de la Asociación como facilitadora del desarrollo sostenible de negocios para la industria petroquímica y química de América Latina.

Más información e inscripciones aquí.

Email: reunionanual@apla.lat

, Redaccion EconoJournal

El gobierno nacional envió este martes al Congreso el proyecto de ley que establece un régimen de incentivos para grandes inversiones en nuevas actividades económicas, bautizado como Súper RIGI. El nuevo esquema será aplicable a proyectos en actividades sin antecedentes en el país y con un piso mínimo de inversión de US$ 1000 millones. El texto elaborado por el gobierno de Javier Milei no precisa qué actividades estarán incluidos en la iniciativa. Su redacción es laxa: sostiene que podrán acceder a los beneficios fiscales, impositivos y económicos previstos en el nuevo esquema aquellas industrias o rubros que no tengan desarrollo en el país.

EconoJournal consultó a fuentes de gobierno con la intención de detallar qué sectores podrán ingresar al nuevo esquema de promoción. De ese relevamiento se desprende que una de las actividades que apunta a traccionar el gobierno con el Súper RIGI es la producción de hidrógeno verde a partir de la generación de energía renovable. La Argentina cuenta con importantes recursos eólicos en la Patagonia para desarrollar esa tecnología, pero más allá de algunos anuncios puntuales —el más sonante fue el de la empresa Fortescue, que durante la gestión de Alberto Fernández comunicó una inversión US$ 8500 millones que nunca llegó a materializarse— y un proyecto piloto en Comodoro Rivadavia a cargo de Hychico aún no existe un proyecto de escala comercial en marcha.

El Super RIGI también apunta a impulsar la instalación de data centers que requiera la expansión de la Inteligencia Artificial. En ese punto, si bien la nueva ley que presentó ayer el gobierno no prevé que el procesamiento o la industrialización de gas ingrese en el nuevo esquema, la producción del fluido en Vaca Muerta sí se verá beneficiada indirectamente porque las empresas que instalen grandes data centers alimentados con energía generada con plantas termoeléctricas que quemen gas natural sí podrán requerir los beneficios.

Las fuentes consultadas por este medio indicaton, a su vez, que el texto de Ley también podría beneficiar a aquellas compañías que inviertan en la construcción de plantas en tierra (onshore) de licuefacción de Gas Natural Licuado (GNL). Los proyectos de GNL que ya están en construcción —como el de Southern Energy (SESA)— no podrán pedir una recategorización. «Lo importante es que sean proyectos greenfield (nuevos) y no ampliaciones de obras ya existentes o en curso de construcción», explicaron allegados al área energética del gobierno. «La lógica, además, es que si una actividad la podés realizar con RIGI, como por ejemplos los proyectos de GNL con terminales de licuefacción flotante (offshore), no corresponde que solicites un Super RIGI», agregaron.

Movilidad eléctrica y petroquímica del futuro

El nuevo régimen de promoción de inversiones está pensado, al mismo tiempo, para acelerar el crecimiento de la electromovilidad, un segmento muy relegado en la Argentina como consecuencia de problemas estructurales del país tanto en la macroeconomía —que impidieron la importación de tecnología — como en el segmento de distribución eléctrica, con redes que no están preparadas para acompañar un crecimiento explosivo de la venta autos eléctricas.

También podrían aplicar a futuro al Súper RIGI proyectos petroquímicos pero de subproductos que no se fabriquen en el país como derivados ‘verdes’ o de origen vegetal. «También podría aplicar un emprendimiento forestal para fabricar papel con alguna pulpa celulosa o materia prima que aún no se utilice en el país o desde ya, todo lo que sea procesamiento o agregado de valor industrial para minerales críticos (como litio, cobre o tierras raras). La ley esta diseñada para no ser enumerativa en cuánto a las actividades que beneficia«, indicó una de las fuentes consultadas.

Otro de las segmentos que podrían calificar al nuevo esquema es la fabricación de reactores modulares pequeños (SMR), como el que por ejemplo están diseñando Meitner, una empresa de origen norteamericano, e Invap. La inclusión de otras tecnologías de generación de energía, como la energía geotérmica es más difusa. «Habría que ver si abastecen otro tipo de proyecto industrial o conocer el alcance de los proyectos», explicaron allegados al área energética del gobierno.

Texto de Ley

El proyecto de ley esta orientado a promover la radicación de actividades económicas sin precedentes en el país, otorgando mayores beneficios que los contemplados en el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI). El ministro de Economía, Luis Caputo, había ejemplificado que al nuevo esquema podrían aplicar proyectos en actividades como el refinamiento y laminado de cobre, la fabricación de baterías de litio, autos eléctricos, paneles solares, turbinas eólicas y fertilizantes de potasio y fósforo.

Sin embargo, ninguna de estas actividades aparece mencionada en el mensaje que acompaña al proyecto de ley remitido este martes a la Cámara de Diputados de la Nación. En cambio, la misiva destaca sectores como «la inteligencia artificial, los semiconductores, la biotecnología avanzada y la infraestructura digital«.

El artículo 4 del proyecto establece que al Super RIGI podrán aplicar proyectos en «nuevas actividades económicas» sin existencia en el país o que presentan una fase piloto o experimental con anterioridad a la sanción del proyecto. Esas actividades nuevas contemplan en términos generales «a todo proyecto industrial, tecnológico o de prestaciones de servicios vinculadas a infraestructura tecnológica y digital estratégica».

Qué beneficios ofrecerá el Súper RIGI

El nuevo esquema, llamado formalmente Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones en Nuevas Industrias («Súper RIGI»), busca establecer un régimen autónomo y complementario al RIGI, «destinado exclusivamente a actividades genuinamente nuevas en
la estructura productiva nacional».

La iniciativa evaluará y aceptará proyectos con una inversión mínima de US$ 1000 millones en activos computables. Las empresas deberán comprometer al menos el 20% de ese monto dentro de los primeros 2 años desde la fecha de adhesión al Super RIGI.

El proyecto establece un plazo de 5 años para la presentación de solicitudes de adhesión al régimen, con la posibilidad de una prórroga única de hasta un año. También define que solo podrán acceder aquellos sujetos que constituyan Vehículos de Proyecto Único (VPU), diseñados exclusivamente para el desarrollo de cada emprendimiento y con activos destinados únicamente al proyecto adherido.

El articulado advierte que las empresas que hayan presentado un VPU al RIGI no podrán presentar el mismo VPU al Súper RIGI. Tampoco serán eligibles los proyectos que tengan objeto similar a proyectos ya presentados en el RIGI.

Los VPU que sean aprobados bajo el nuevo esquema pagarán una alícuota del 15 % en el Impuesto a las Ganancias, la principal diferencia con el RIGI existente, que exige pagar una alícuota del 25%.

Además, gozarán de un régimen de amortización acelerada para inversiones en bienes muebles y obras de infraestructura. También podrán deducir quebrantos sin límite temporal y tendrán una alícuota reducida del 3,5% sobre dividendos y utilidades

Adicionalmente, los VPU podrán cancelar el IVA sobre las inversiones a través de Certificados de Crédito Fiscal y gozarán de una exención de derechos de importación y exportación para los bienes del plan de inversión y los productos obtenidos al amparo del proyecto.

En materia de acceso al mercado cambiario, los VPU tendrán libre disponibilidad progresiva de las divisas generadas por las exportaciones: 20% después del primer año, 40% luego del segundo y 100% a partir del tercer año desde la primera exportación.

Por otro lado, solo se aceptarán proyectos en las provincias y municipios que adhieran al Súper RIGI. El Gobierno plantea que las jurisdicciones deberán comprometerse a mantener estabilidad fiscal y condiciones compatibles con la magnitud de las inversiones.

El proyecto establece que cualquier norma provincial o municipal que limite o afecte los beneficios otorgados por el régimen será considerada “nula de nulidad absoluta”.

, Nicolás Deza

Mientras Vaca Muerta consolida su expansión y el sector hidrocarburífero aparece como uno de los motores económicos de la Argentina, muchas pymes industriales proveedoras de la cadena de Oil & Gas enfrentan una fuerte reducción de sus márgenes de ganancia provocada por el aumento sostenido de sus costos en dólares en un contexto de tipo de cambio oficial prácticamente estable.

Entre las más afectadas figuran las empresas manufactureras vinculadas al sector energético. Aunque buena parte de sus contratos están dolarizados, el “dólar planchado” comenzó a erosionar su rentabilidad desde las últimas elecciones debido a que sus costos internos, principalmente salarios, insumos y servicios, continúan aumentando al ritmo de la inflación.

“Nos pagan en dólares a tipo de cambio oficial, por ende, sin variación. Lo que nos sube es el costo de mano de obra, que va atada a paritarias de base y a inflación para evitar que se licue poder de compra”, explicó Jorge Scian, director de TYCSA y presidente de la Comisión de Energía de ADIMRA, en diálogo con EconoJournal.

TYCSA es una pyme industrial especializada en ingeniería, fabricación y montaje de equipos y estructuras para la industria energética y petrolera. La empresa, que está ubicada en 9 de abril, Esteban Echeverría, participa en algunos de los principales proyectos energéticos del país en obras relacionadas con La Angostura Sur y Norte, dos bloques clave de explotación petrolera no convencional operados por YPF en Vaca Muerta, proyectos de Pampa Energía como Rincón de Aranda y desarrollos para TGS vinculados a la ampliación del gasoducto Perito Moreno.

Además, trabaja para operadoras como YPF, Pan American Energy, Shell, TotalEnergies, Vista Energy y Pluspetrol. En base a esto, Scian advirtió que el deterioro de la competitividad comenzó a transformarse en uno de los principales problemas para el entramado industrial argentino. “El dólar planchado hace que las empresas tengamos costos muy altos en dólares”, afirmó.

El “dólar planchado” y la pérdida de competitividad

El fenómeno se refleja especialmente en los salarios medidos al tipo de cambio oficial. Según explicó el ejecutivo de TYCSA, al comparar los costos laborales argentinos con otros países de la región aparece un fuerte descalce. “El salario promedio de Brasil es 800 dólares. Acá ese valor a tipo de cambio oficial te daría 1.150.000 pesos, que no alcanzaría para nada. Nosotros estamos duplicando salarios de Brasil y eso afecta la competitividad porque no podés recuperar vía productividad. Con el afán de bajar la inflacion se esta sacrificando actividad y empleo”, sostuvo.

Scian explicó que los salarios argentinos medidos en dólares oficiales quedaron elevados frente a la región, mientras que la productividad industrial no aumentó en la misma proporción. “Si pago el doble, debería ser el doble de rápido para equiparar esa brecha”, resumió.

La situación golpea especialmente a las pymes manufactureras, que además enfrentan caída de actividad y mayor presión importadora. “Hoy estamos a niveles de pandemia. Tenés cuatro máquinas prendidas de cada diez. Hay caída de actividad, cierre de empresas y destrucción de empleo”, aseguró.

El crecimiento de Vaca Muerta y la crisis de las pymes

Este escenario expone una tensión creciente dentro de la cadena energética. Mientras las perspectivas macro de Vaca Muerta y las exportaciones hidrocarburíferas continúan siendo positivas, parte del entramado pyme proveedor enfrenta un deterioro de rentabilidad producto del atraso cambiario y la aceleración de costos internos.

Aun en ese contexto, Scian remarcó que TYCSA mantiene sus planes de inversión y expansión productiva. Esto es así ya que la compañía está ejecutando una ampliación de su planta industrial, para ampliarla en un 50%, y avanza con la instalación de paneles solares para reducir costos operativos, minimizar el impacto de los cortes eléctricos y mejorar la eficiencia energética de sus procesos. “Lo que ocurre en la Argentina es como pensar con hambre porque siempre se está resolviendo la urgencia”, consideró.

Potencial energético y ausencia de políticas industriales

Tomando como puntapié el escenario que atraviesa la industria del Oil&Gas, el crecimiento de Vaca Muerta y el aporte de TYCSA en ese segmento, Scian planteó una fuerte preocupación sobre el modelo económico actual y la ausencia de políticas industriales sostenidas, aunque reconoció el potencial energético de la Argentina.

Para el empresario, el país vive atrapado en una lógica cortoplacista que impide desarrollar estrategias de largo plazo y consolidar procesos industriales. “La lógica es sacar petróleo y gas para generar dólares, pagar deuda y después vemos. Pero siempre se genera un daño por la falta de planificación”, sostuvo.

Políticas industriales de otros países

Scian comparó esa situación con otros países que han sabido sostener políticas industriales durante décadas, independientemente del signo político de sus gobiernos. “No importa si es un gobierno de izquierda o de derecha. Si tenés una política industrial a largo plazo y la respetás, las condiciones terminan dándose naturalmente”, señaló. A su entender, la falta de previsibilidad afecta directamente las posibilidades de inversión de las pymes industriales.

“No es gratis que la Argentina tenga tantas crisis, devaluaciones y tan poco acceso al crédito. Todo eso se paga. Brasil tiene muchísimo más financiamiento productivo, tasas mucho más bajas y una inflación anual mínima. Nosotros tenemos 30% y lo festejamos”, ironizó.

El rol de Vaca Muerta para el desarrollo industrial

Scian insistió en que el desafío argentino no pasa únicamente por aumentar las exportaciones energéticas, sino por transformar ese crecimiento en empleo y desarrollo productivo. “Sí, Vaca Muerta va a generar dólares. Sí, va a cerrar las cuentas externas. Pero si no desarrollás toda la cadena de valor, no generás trabajo”, advirtió. El empresario cuestionó especialmente la idea de que el derrame económico llegará automáticamente. “La locomotora puede ir sola, pero hay que engancharle vagones”, graficó.

En ese sentido, sostuvo que la Argentina ya cuenta con una base industrial desarrollada que debería aprovecharse para potenciar el crecimiento energético. “Hay casi 2.000 empresas proveedoras del sector y unas 400 fabricantes de bienes de capital. El desafío es poner en valor todo eso y lograr que las inversiones también generen empleo industrial”, marcó.

¿Exportador de energía primaria o agregador de valor en el segmento industrial?

Para Scian, uno de los riesgos actuales es que el país termine consolidando un modelo puramente extractivo. “Pasaríamos de ser el granero del mundo a convertirnos en proveedores de petróleo y gas. La discusión es cuánto valor agregado le ponemos a eso para que quede desarrollo en el país”, explicó.

El director de TYCSA también hizo foco en el impacto laboral de la reconversión energética en distintas regiones del país. Según indicó los grandes anuncios de inversión no necesariamente se traducen en creación masiva de empleo. “Se anuncian inversiones de US$25.000 millones, bajo el paraguas del RIGI, y después se habla de 5.000 o 6.000 puestos directos. Entonces la discusión es qué impacto real queremos generar”.

Nuevos talentos y formación técnica

Scian también se refirió a uno de los cuellos de botella que golpea a la industria que tiene que ver con la mano de obra calificada y la generación de nuevos talentos. En ese sentido, destacó que el auge de Vaca Muerta está generando una fuerte rotación de profesionales desde las pymes hacia las grandes operadoras y que será clave que en los próximos años lleguen nuevos profesionales que puedan contribuir al desarrollo del sector.

El empresario también alertó sobre el deterioro del sistema educativo y el impacto que eso tiene sobre la formación técnica. “Si las universidades y las escuelas técnicas están desfinanciadas, después las empresas tienen que suplir esa formación. Muchas veces tomás profesionales recién recibidos y necesitás largos procesos de capacitación interna”, aseguró.

“Las futuras generaciones que van a sostener estos proyectos energéticos se están formando hoy. Si no invertís en educación y en formación técnica, después no tenés recursos humanos para sostener el crecimiento”, planteó Scian.

La ventana de oportunidad

A pesar de las advertencias, Scian consideró que la Argentina atraviesa una oportunidad histórica: “El mundo necesita energía y la Argentina la tiene. La ventana de oportunidad es enorme”, indicó.

Sin embargo, insistió en que el verdadero desafío será decidir qué tipo de desarrollo quiere construir el país alrededor de esos recursos. “Lo importante no es solamente exportar más petróleo o más gas. La discusión es qué modelo de país queremos construir con eso”, expuso.

La trayectoria de TYCSA

La historia de la compañía estuvo atravesada por las distintas etapas económicas del país. La firma comenzó realizando reparación de maquinaria vial en un pequeño local alquilado también en zona sur, en Banfield, y fue reconvirtiéndose de acuerdo con los ciclos productivos argentinos. “TYCSA también cuenta un poco la historia de la Argentina. Cuando había obra pública hacíamos reparación vial. Después trabajamos para la industria forestal, del vidrio, alimenticia, petroquímica y nuclear. Nos fuimos adaptando según dónde veíamos que estaban las oportunidades”, relató Jorge Scian.

TYCSA es hoy una empresa cien por ciento familiar. Los cuatro hermanos Scian trabajan en distintas áreas de la compañía y sus padres, los fundadores de la firma, continúan participando activamente en el negocio. La historia familiar ocupa un lugar central en la identidad de la empresa. “Mi papá nació en Italia en 1944 y vino a la Argentina en 1947. Mis abuelos llegaron como caseros de una quinta en Monte Grande. Mi abuela terminó la primaria y mi abuelo ni siquiera eso. Mi papá fue el primero de la familia en tener un título universitario”, contó Jorge Scian.

La empresa, que el año que viene cumplirá 50 años, participó en más de 1.400 proyectos y entregó alrededor de 800 equipos a lo largo de su historia. Hoy tiene presencia principalmente en la cuenca Neuquina, aunque también trabaja en proyectos vinculados a la Cuenca del Golfo San Jorge y la Cuenca Austral.

, Loana Tejero

Una nueva edición de la Semana de la Ingeniería comenzará el lunes próximo en la Facultad de Ingeniería de la UBA. Bajo el lema “Energía y logística para el desarrollo de la Argentina”, la programación incluirá una serie de charlas abiertas en la que participarán referentes de organismos públicos y de empresas como YPF y Genneia.

Las actividades tendrán lugar entre el 1 y el 5 de junio en la sede de la FIUBA en Avenida Paseo Colón y serán abiertas al público con inscripción previa. La tercera jornada, dedicada a la actualidad de Vaca Muerta, contará con la presencia destacada del CEO y presidente de YPF, Horacio Marín.

El programa de la Semana de la Ingeniería

El evento que organiza la Subsecretaría de Relaciones con Graduados de la FIUBA abrirá con una charla sobre grandes proyectos de generación con energías renovables que contará con las participaciones del gerente senior de Ingeniería de YPF Luz, Gonzalo Seijo, el director de Proyectos e Ingeniería de Genneia, Juan Carlos Fulchi, y Tobías Rodriguez, gerente de PMO.

La segunda jornada estará focalizada en la figura del ingeniero Pedro Cerviño, pionero de la ingeniería nacional. Uno de los disertantes será el Dr. Horacio Guillermo Vazquez Rivarola, oficial de la Marina Mercante, fundador y primer director del Museo Marítimo «Ing. Cerviño».

La tercera jornada abordará la actualidad de Vaca Muerta. Marín compartirá con la comunidad de la FIUBA información sobre las actividades de YPF. Adicionalmente, participarán del encuentro Hernán Huergo, bisnieto del primer ingeniero de la Argentina, Luis Augusto Huergo, quien hablará de las contribuciones de su antepasado al desarrollo hidrocarburífero de la Argentina y a la defensa del interés nacional.

A su vez, se realizará una presentación el grupo de estudiantes de la FIUBA que ganó el Mundial de Ingeniería en Petróleo (Petrobowl 2025), llevando al país y a la Universidad de Buenos Aires a lo más alto en esta importante competencia académica internacional.

La cuarta jornada, en tanto, estará enfocada en las principales novedades sobre el avance de la electromovilidad en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, en especial a partir de la incorporación del sistema de buses eléctricos denominado Trambus.

Representantes del gobierno porteño se referirán a los desafíos y ventajas que implica la incorporación de este avance tecnológico para el transporte y las empresas Agrale y ABB hablarán sobre los aspectos técnicos y de ingeniería de las unidades, las cuales son producidas parcialmente en el país.

Como atractivo adicional, se exhibirá un Trambus en la explanada de la Facultad durante las horas previas al evento, así como dispositivos de carga de la empresa ABB y un vehículo eléctrico autónomo desarrollado por la Facultad de Ingeniería del Ejército.

Finalmente, la jornada de cierre será el viernes con una charla especial sobre la logística para la soberanía patagónica y antártica. Participarán entre otros, el comandante del Comando Conjunto Antártico, contraalmirante Maximiliano Mangiaterra, quien disertará sobre las Campañas Antárticas del país. Además, se hará foco en el desplie logístico del Ejército de Kekén en la Patagonia, la labor del Astillero SPI en Caleta Paula reparando buques de gran porte y la oportunidad de fortalecer a la ciudad de Ushuaia como polo logístico de proyección antártica.

Las charlas serán transmitidas por el canal de YouTube de la FIUBA. La asistencia presencial a cada charla es abierta al público y con inscripción previa.

, Nicolás Deza

Ante los problemas de abastecimiento de gas para las industrias del NOA en el próximo invierno, Refinor actuará como un trader y le venderá a las empresas parte del volumen habitual que utiliza para su operación. Refinor, cuya propiedad pertenece en un 100% a la empresa con mayoría accionaria estatal YPF, pondrá en disponibilidad para el sector productivo de la región alrededor de 500.000 metros cúbicos diarios (m3/d) de gas.

El sector industrial del Noroeste Argentino tiene una demanda de gas natural en invierno de alrededor de 1,2 millones de m3/d, según detallan los informes del Enargas sobre los períodos invernales de 2024 y 2025. Por lo tanto, el volumen que comercializará Refinor no será suficiente.

Aún así, actuará como paliativo frente al problema estructural de falta de gas en la región. Sobre todo, servirá para abastecer la demanda de los ingenios azucareros en el inicio de la zafra, que comenzó en mayo.

Según confirmó EconoJournal de distintas fuentes del sector, el gas que Refinor le venderá a las industrias del NOA tendrá un precio que podría oscilar entre 10 y 15 dólares por millón de BTU (US$/MMBTU), dependiendo de lo que resulte de cada acuerdo con las empresas que quieran adquirir volúmenes.

En concreto, el precio del gas natural que podrán adquirir las industrias en el mercado spot es más caro que el producido en Vaca Muerta, que tiene un valor de alrededor de 4 US$/MMBTU. Pero, al mismo tiempo, es más económico que el GNL importado, que tendría un valor de alrededor de 23 US$/MMBTU.

Lo real es que, los industriales se habían negado a afrontar el precio del GNL importado, que puede ser hasta cinco veces más caro que el local por efecto de la guerra en Medio Oriente.

NOA: el problema estructural de la falta de gas

Las provincias de Tucumán, Salta, Jujuy y Santiago del Estero son las más expuestas a los problemas de abastecimiento de gas natural que se esperan durante los próximos meses de frío, en los que aumenta considerablemente el consumo residencial en el país. De hecho, de acuerdo con las proyecciones de los industriales del NOA podrían sufrir hasta 80 días de cortes de gas.

Básicamente, los problemas de suministro encuentran origen en dos situaciones diferentes:

1. la falta de infraestructura de transporte por gasoductos troncales, que imposibilita sumar más producción de gas de Vaca Muerta, y,
2. el declino productivo de la cuenca Noroeste y de Bolivia, que abastecían a las provincias del norte del país.

Hasta ahora, el pico de consumo del NOA se cubría entre un 65% y 75% con importaciones de gas de Bolivia y entre un 25% y un 35% con gas producido en la cuenca Noroeste.

Cómo hará Refinor para tener gas disponible

Refinor que cuenta con casi 80 estaciones de servicio en el norte del país, pondrá a disposición 500.000 m3/d de gas natural. Para esto, dejará de procesar Gas Licuado de Petróleo (GLP) en la planta que tiene en Salta. Es decir, no se trata de volúmenes extras que llegarán desde Bolivia o desde Vaca Muerta a través de los ductos troncales, sino de gas que Refinor dejará de utilizar para venderlo a los industriales.

Refinor no tiene la responsabilidad de abastecer de gas al NOA. Sin embargo, a partir de un reciente acuerdo del gobernador de Tucumán, Osvaldo Jaldo, con el gobierno nacional, en este invierno la refinadora actuará como un comercializador (trader) de gas y ayudará a resolver –al menos en el inicio del invierno- el problema de abastecimiento.

Sobre todo, estaría cubierta la demanda de los ingenios azucareros durante el comienzo de la zafra, entre mayo y junio, y el sector citrícola. Según recopiló este medio de distintas fuentes, al menos dos ingenios ya acordaron con Refinor la adquisición de gas para las próximas semanas.

En este esquema, cada empresa negociará con la refinadora de YPF las condiciones del contrato de comercialización, que incluyen el período de provisión, la cantidad de gas comprometido para vender y el precio.

, Roberto Bellato

Desde el 19 de febrero pasado, y a partir del decreto 105/2026, el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) incluyó a los nuevos desarrollos de petróleo o upstream. La letra fijó un mínimo de inversión de USD 600 millones en activos computables y extendió el plazo de adhesión hasta julio de 2027. Sin embargo, la medida se anclaba en un contexto en el que el barril de petróleo Brent rondaba los USD 66,60 mientras que hoy, supera los USD 101. Seis meses después, el escenario plantea nuevos interrogantes. 

“Creo que el RIGI adelanta la normalidad, es decir, adelanta un país deseable con  estabilidad fiscal, estabilidad cambiaria, con un régimen de impuestos a las ganancias reducido”, sostuvo Juan José Aranguren, ex ministro de Energía de la Nación, durante el Capítulo 6 de Dínamo Stream, el ciclo de streaming de EconoJournal. El panel, integrado además por la ex secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón, el consultor en energía, Nicolás Gadano y el Vice Presidente de Rystad Energy, Ernesto Díaz, profundizó tanto en el escenario actual como en el futuro que plantea el régimen.

“El RIGI inicial estuvo motivado por el afán de ampliar la infraestructura para evacuar la producción, tanto de petróleo como de gas natural de Vaca Muerta, aunque esté habilitado para cualquier lugar del país. Ahora, para poder usar esa infraestructura que ya está siendo invertida en función de ese inicial RIGI, hay que llenarla, hay que ponerle adentro hidrocarburos, moléculas de gas y de petróleo”, continuó Aranguren. 

Para Royón, en tanto, la ampliación de RIGI a los proyectos de upstream genera un problema de “doble standard o competencia desleal” en la medida en que habrá algunos alcanzados por la medida y otros no y sin embargo, coexistirán en un futuro cercano. 

RIGI al Upstream: ¿qué escenario se perfila en el futuro? 

Para la ex secretaria de Energía, la extensión de RIGI no contempló una mirada integral que analice las necesidades de cada sector de la economía. “Así como claramente el sector de energía quiere previsibilidad y  menos impuestos, todos los sectores buscan lo mismo. Si vamos a bajar los impuestos, es necesario plantear la discusión de cómo vamos a bajar el gasto. Y esa discusión es la que no se está dando”, detalló. 

“Al RIGI hay que evaluarlo en el futuro”, sostuvo por su parte Nicolás Gadano. “Las reglas que no podemos darles a todos ahora -por restricciones fiscales, cambiarias, etc- se las estamos dando a algunos sectores para que catalicen la inversión. Dentro de un tiempo, esas reglas deben ser generales efectivamente. Si dentro de 5 años el impuesto al cheque -hoy dentro del RIGI- hay sectores que no lo pagan y otros que sí, estamos claramente frente a un problema”, explicó.

Y continuó: “El objetivo final es que lentamente, en la medida en que la economía se estabilice, tenga un poco más de margen fiscal, la propia credibilidad del sistema  elimine la idea de que necesitás un tribunal arbitral y de que la justicia argentina es un desastre. Que esto para las empresas se vuelva indiferente y que con el paso del tiempo el crudo RIGI sea similar al crudo no RIGI”, explicó. 

Esa posible distorsión plantea un escenario complejo:  ¿es correcto que en el diseño regulatorio convivan dos tipos de regímenes dentro de un mismo sector y para una misma actividad?. “Si fracasa la administración del RIGI, no solamente para esta industria, para otras también, va a ser un problema, porque efectivamente va a haber distorsiones”, cerró. 

RIGI  y la atracción de capitales internacionales

Ahora bien: el RIGI en la actualidad ha probado ser una herramienta indispensable para la atracción de capitales internacionales. Para Ernesto Díaz, si bien es cierto que faltó un debate más profundo para implementarlo de la manera más justa, el tiempo fue un apremio ineludible. La cuestión temporal exigía, desde su perspectiva, acelerar los procesos para de esa manera captar cuanto antes inversiones extranjeras. 

“Yo estoy en contacto con fondos de inversión y compañías del exterior que, si no fuera por el RIGI no hubieran venido a la Argentina. Si bien los anuncios estaban -como las inversiones en litio- no se materializaban, y la realidad es que la aceleración de Vaca Muerta que se está dando ahora se da gracias al RIGI y la posibilidad de que esos capitales llegaran al país”, sostuvo. 

En ese sentido, Díaz también aseguró que incluso la expansión hacia bloques más marginales en Vaca Muerta tiene que ver con el impacto que produce el RIGI para capitales internacionales.”Yo creo que se están desbloqueando áreas que sin el RIGI no hubieran sido posible y ni hablar de los proyectos de litio, de cobre, que sin un RIGI y sin capitales internacionales de miles de millones de dólares, hubiera sido imposible”, concluyó. 

, Redaccion EconoJournal

Los grandes proyectos mineros argentinos prometen mayor actividad y empleo para las provincias de la mano del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Frente a ese escenario, actores locales reclaman participación como proveedores, mientras que, del otro lado de la cordillera, Chile irrumpe con las décadas de ventaja que le permitieron desarrollar un ecosistema de proveedores maduro, experiencia operacional y estándares de clase mundial. También con un mensaje de cooperación que exagera en instalar, para reemplazar el de competencia, en un contexto en que la demanda argentina va a superar la capacidad local de proveedores.

El negocio argentino

Con 42.000 millones de dólares en inversiones al amparo del RIGI, Argentina se encamina a dar el mayor salto minero de su historia. Si los proyectos avanzan, hacia 2035 podría producir 1,25 millones de toneladas de cobre fino según proyecciones de un estudio de CAEM, la UIA y el BID y convertirse en el tercer productor regional, detrás de Chile (5,3 millones de toneladas) y Perú (2,7 millones), superando a México. En litio, un recorrido que ya inició, se espera un crecimiento de 244% desde las 116.000 toneladas de carbonato de litio equivalente producidas en 2025 a las 400.000 proyectadas en la próxima década.

Según datos de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) a los que accedió Econojournal, un emprendimiento de gran escala requiere 800 empresas proveedoras los primeros quince años durante la etapa de exploración y construcción y 550 en los 30 años siguientes que estima, en promedio, la operación.

“En cada proyecto el 85% del movimiento económico de CAPEX es para proveedores”, calcula Manuel Benítez, presidente de la Cámara Argentina de Proveedores Mineros (CAPMIN). Escalar estos valores a Vicuña (18.104 millones de dólares), El Pachón (9.500 millones de dólares) o, en su conjunto, a los quince proyectos presentados bajo el RIGI —nueve ya aprobados por 9.823 millones de dólares y seis en análisis por 32.855 millones adicionales—, da una dimensión del negocio.

El relevamiento de la oferta de proveedores que realizó el informe UIA-CAEM-BID identificó capacidades reales en el entramado industrial local: metalmecánica (estructuras, tanques, tolvas, bandejas, montajes, bombas, válvulas), química y petroquímica (reactivos e insumos, especialmente para litio), plásticos (cauchos, geomembranas, recubrimientos) y servicios (ingeniería, logística, mantenimiento, vehículos). “Hay clusters metalmecánicos en Santa Fe, Córdoba, el AMBA y en las mismas provincias mineras”, ejemplificó el representante del Departamento de Minería de la UIA Franco Mignacco este miércoles en la Jornada de Competitividad de la cadena de valor minera argentina que organizó el Senado, en un adelanto del informe que se presentará la semana que viene.

El entramado de proveedores todavía no cubre la demanda para un boom simultáneo de cobre y litio a gran escala. “En litio ya existe una primera camada de proveedores con experiencia real en el NOA — tecnologías de Extracción Directa de Litio (EDL), construcción y montaje en altura, operación de plantas, bombeo, piping, control de procesos y mantenimiento— y habría que analizar si ese aprendizaje se puede trasladar, en parte, a los grandes proyectos de cobre”, aseguró un consultor minero a este medio.

Los números chilenos

“Desde la última Arminera creció mucho el interés de los proveedores chilenos de acercarse al país entendiendo el aspecto de complementariedad y colaboración que se puede realizar”, señaló en diálogo con EconoJournal Constanza Alegría Pacull, directora comercial de ProChile, el organismo del Ministerio de Relaciones Exteriores chileno que promueve la internacionalización de empresas.

La ejecutiva explicó que las empresas chilenas atraviesan un proceso de internacionalización luego de expandirse a Perú, Ecuador y otros mercados regionales, y que hoy ven a Argentina como una oportunidad natural a partir del despegue del cobre. “Están entendiendo las regulaciones, que la propiedad de los recursos la tienen las provincias. Son esquemas muy distintos a los que hay que acostumbrarse”.

Alegría Pacull recordó que hace quince años había existido un primer desembarco de proveedores chilenos, especialmente en servicios profesionales de ingeniería, aunque ese proceso se frenó dadas las restricciones cambiarias y comerciales. Ahora, aseguran desde el sector, no existen barreras de entrada para operar en el país.

La principal cámara en Chile es la Asociación de Proveedores Industriales de la Minería (APRIMIN), creada en 2003 y que hoy reúne a 163 empresas proveedoras de bienes y servicios para la minería. Según datos de la entidad, sus asociados facturan en conjunto más de 20.000 millones de dólares anuales. En la última exposición minera en San Juan se reunieron con el proyecto Vicuña, pero el tema es tan candente por las enormes expectativas y necesidades de los proveedores locales, que no quisieron hablar con este medio.

Dentro de los rubros en los que se destacan los proveedores chilenos se encuentran servicios tecnológicos, innovación aplicada, ingeniería específica para minería y know how incorporado en los servicios.

La cooperación como estrategia

Econojournal supo que empresas chilenas como Excon, ICV, Vecchiola y MAZ Errazuriz ya analizan oportunidades en Argentina, especialmente en San Juan. Pese a los temores que existen entre empresarios argentinos sobre una eventual avalancha de proveedores chilenos, del otro lado de la cordillera el discurso dominante es el de la cooperación.

“Nuestra estrategia es trabajar con socios locales”, explicó a este medio Germán Andrés Rogers Tirado, de Mas Errázuriz Ingeniería y Construcciones, una proveedora chilena con 45 años de experiencia en minería subterránea y obras civiles, que participa de reuniones y licitaciones vinculadas a proyectos de cobre en Argentina. Según detalló, la lógica no responde a exigencias regulatorias sino a una decisión empresarial de asociarse con firmas argentinas que conozcan el territorio, las reglas provinciales y puedan aportar mano de obra local.

«Queremos tener el conocimiento de la zona con el player local que conoce las reglas del juego y poner nuestra experiencia al servicio del desarrollo de la minería en Argentina, aportando en la formación del personal local», explicó Rogers Tirado. «Los clientes que han aterrizado tienen estándares altos como BHP, quienes han sido clientes nuestros», agregó.

En la jornada del miércoles en el Senado, el secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero, matizó el alarmismo que despierta el tema con números de los expedientes de los RIGI aprobados al 31 de marzo de este año. Solo el 8% del gasto fue en proveedores del extranjero, mientras que el 92% fue contenido local. Y, del total local, el 73% fue invertido en proveedores de la provincia de origen del proyecto. Pero el propio Lucero advirtió que los desafíos en desarrollo de proveedores y mano de obra son de largo plazo: «Que este trabajo de desarrollo de proveedores no quede en una frase hecha que no nos lleve al acostumbramiento y nos venzan las dificultades».

Los puntos de mayor tensión

• Infraestructura portuaria

La cooperación, sin embargo, tiene límites: “El aspecto menos colaborativo son los puertos”, admitió Alegría Pacull. Chile busca posicionar su infraestructura portuaria, con capacidad instalada disponible, y logística para canalizar exportaciones argentinas, pero los pasos que conectan los dos países siguen siendo una limitación. Los corredores bioceánicos —Paso San Francisco y Aguas Negras— son obras pendientes que el sector reclama hace años.

• Tratado de Integración y Complementación Minera

El Tratado de Integración y Complementación Minera firmado entre Argentina y Chile en 1997 por los presidentes Carlos Menem y Eduardo Frei crea un marco legal para la explotación conjunta de recursos en zonas fronterizas, cubriendo aspectos aduaneros, tributarios, migratorios, laborales, ambientales, logísticos y de recursos energéticos e hídricos.

En la práctica, las compañías pueden requerir desde telecomunicaciones y caminos hasta ductos, líneas eléctricas o facilidades operativas compartidas entre ambos países, a partir de pedidos específicos elevados a la secretaría técnica binacional. “Sentó las bases de una colaboración Chile-Argentina a medida de lo que soliciten los actores inversionistas”, explica un informe realizado por la Cámara Chilena-argentina.

De acuerdo a información de la Cámara chileno argentina, actualmente hay firmados y vigentes en Pascua Lama, Los Azules, El Pachón, Filo del Sol, Josemaría, Los Helados. El distrito Vicuña —que agrupa a Josemaría, Filo del Sol, Los Helados y Lunahuasi— es el caso más visible. Por su cercanía a la frontera, su logística natural apunta a puertos chilenos.

La tensión aparece aquí al ahondar si beneficia a los dos países por igual. «Chile llega con una industria minera madura y capacidades instaladas; Argentina, con recursos geológicos a desarrollar y menor desarrollo institucional y logístico. Para Chile, el tratado es una vía para proyectar su ecosistema minero hacia los recursos argentinos«, señaló el consultor minero a este medio. «El Tratado Minero no es intrínsecamente pro-Chile o pro-Argentina; es pro-proyectos mineros. El país que tenga una estrategia más clara de desarrollo es el que va a capturar más valor».

La ministra de Energía de Chile, Ximena Rincón, que habló esta semana con EconoJournal, fue explícita sobre la visión desde Santiago: «Tiene que ser un win-win. La experiencia del pasado tiene que ser una lección para hacer las cosas bien.» Y lanzó una propuesta concreta: «Hay que hacer un acuerdo de integración energética. Combinar gas de ustedes, electricidad nuestra. A nosotros nos falta demanda en el sur y a ustedes en el norte.» Chile, dijo, tiene tanta energía renovable que la pierde. La minería argentina es el primer foco de demanda posible.

• Implementación del RIGI

El RIGI establece que el 20% del contenido debe ser nacional, aunque la norma está siendo debatida en su implementación. La industria local reclama que eso no alcanza para desarrollar un ecosistema de proveedores competitivo.

• Brechas estructurales

Las ventajas de proveedores locales que destacan actores relevantes del sector son la cercanía, que permite tiempos de entrega de hasta 60 días frente al lead time de proveedores de Asia o Europa en demandas puntuales, conocimiento del territorio y una atención cercana al cliente en los servicios de post-venta.

El informe UIA-CAEM-BID alerta por las brechas estructurales. Los equipamientos pesados y de mayor tecnología son de proveedores globales que no fabrican en el país. Las certificaciones requeridas como ISO 9001, 14001, 45001, ASME, API son costosas y complejas de obtener. “Falta escala, financiamiento y curvas de aprendizaje. Y en varios rubros, los costos argentinos todavía pueden duplicar los de Chile o Perú en etapas equivalentes”, señaló el consultor que habló con este medio.

El temor argentino a que Chile se quede con el negocio proveedor convive con anuncios de inversión en proyectos de cobre, oro y plata por 35.000 millones de dólares del otro lado de la cordillera, lo que supone una fuerte demanda interna de servicios, equipos y mano de obra especializada. “Va a haber una gran necesidad de dotación y empresas”, señaló Rogers Tirado. En este escenario, puede que falten proveedores especializados, personal capacitado y capacidad operativa para abastecer simultáneamente el boom de inversiones que se proyecta tanto en Argentina como en Chile.

, Natalí Risso

El Senado avanzó con la conformación de la Mesa Interjurisdiccional para el Desarrollo de los Mercados de Carbono que tendrá como objetivo impulsar un proyecto de ley que brinde un marco jurídico y regulatorio para los créditos de carbono generados a partir de proyectos verdes. En ese sentido, los integrantes de la mesa pidieron al gobierno nacional que se ajuste al mecanismo para la transacción de estos créditos contemplado en el Acuerdo de París, un paso ineludible para comerciarlos.

Durante el evento de introducción de la mesa, la senadora por Salta, Flavia Royón, y la senadora por Misiones, Sonia Rojas Decut, presentaron dos proyectos de ley para para despuntar el debate. Los créditos de carbono son unidades verificables de reducción, evitación o mitigación de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) originados a partir de proyectos verdes.

Los proyectos verdes, en tanto, pueden ser de reforestación, conservación de bosques, restauración de suelos o almacemaniento y captura de dióxido de carbono en proyectos de petróleo y gas natural, entre muchos otros.

Actualmente, distintos países tienen o están en vías de crear mercados de carbono para canalizar financiamiento hacia iniciativas verdes. Las empresas que necesitan cumplir con las legislaciones ambientales de sus países de origen buscan en estos mercados comprar créditos y compensar las emisiones que generaron en sus actividades económicas.

«Brasil, Perú, Costa Rica, Panamá, México y Colombia son países que avanzan en acuerdos y mecanismos para comercializar créditos de carbono. Esta mesa federal tiene que ser la incubadora de eso mismo», sostuvo a su turno, el secretario de Relaciones Económicas Internacionales de la Cancillería Argentina, Fernando Brun.

El Acuerdo de París, clave para monetizar créditos de carbono

El Estado argentino en 2016 adhirió al Acuerdo de París, un tratado internacional vinculante, cuyo objetivo es la eliminación de las emisiones de GEI para evitar un aumento en la temperatura global superior a 1,5°C. Las senadoras Royón y Rojas Decut destacaron en sus proyectos que el cumplimiento del artículo 6 del Acuerdo es un punto central para instrumentalizar en el país mercados de créditos de carbono internacionalmente creíbles.

“Pedimos por favor que Argentina presente sus contribuciones determinadas a nivel nacional. Es un paso ineludible para participar en los mercados internacionales de carbono y negociar acuerdos internacionales como lo establece el Acuerdo de París”, dijo la senadora por Salta y ex secretaría de Energía de la Nación.

El artículo 6 del Acuerdo de París establece las reglas para que los países puedan ajustarse al mecanismo para la transacción de créditos de carbono. Básicamente, los países deben presentar su Contribución Determinada a Nivel Nacional (NDC por sus siglas en inglés) para ajustarse a dicho mecanismo.

La NDC indica cuál es la meta de reducción de las emisiones de GEI que cada país se compromete a cumplir para alinearse con los objetivos del tratado internacional. En ese sentido, cada país debe especificar en qué sectores de la economía se buscarán reducir las emisiones y por cuántas millones de toneladas de dióxido de carbono equivalentes (MTCO2E). Las contribuciones nacionales deben ser actualizadas cada cinco años.

La Subsecretaría de Ambiente de la Nación anunció en noviembre de 2025 la presentación de la tercera NDC argentina. Sin embargo, el nuevo objetivo de reducción de emisiones resultó menos ambicioso con respecto a la NDC de 2021.

La nueva contribución nacional determinada consiste de una meta de emisiones netas de hasta 375 MTCO2E para 2030 y 2035. En contraste, la meta presentada en 2021 fue de hasta 349 MTCO2E. A pesar del anuncio, la tercera NDC no fue elevada a la Convención Marco de la Naciones Unidas sobre Cambio Climático.

Fuentes consultadas por EconoJournal explicaron que aún falta ordenar los objetivos de reducción de emisiones a través de proyectos estratégicos o por sector económico para que los privados puedan generar y comerciar en el extranjero sus créditos de carbono a partir de proyectos verdes sin poner en riesgo el cumplimiento de la NDC argentina.

«Cuando una empresa vende un crédito de carbono al exterior, esa reducción de emisiones ya no puede contarse dos veces. Por eso, el país donde se generó el crédito debe autorizar la operación y descontar esa reducción de su propia meta climática nacional, ya que será utilizada por el país que la compra para cumplir sus objetivos de reducción de emisiones», explicó Verónica Tito, abogada y consultora en Regulación Energética, Transición y Sustentabilidad.

Un ejemplo concreto de la falta de ordenamiento ocurre en Misiones. Los proyectos de protección de bosques englobados en el programa provincial REDD+ forman parte de la NDC argentina, aunque no existe el marco jurídico habilitante para comerciar los créditos de carbono generados.

«Queremos solicitar a las autoridades nacionales que puedan facilitarnos los mecanismos para realizar los ajustes necesarios para que provincias como Misiones puedan integrar al mercado internacional sus créditos de carbono certificados por la deforestación evitada», dijo Rojas Decut.

Qué proponen los proyectos de Mercados de Carbono

EconoJournal accedió a los proyectos presentados por las senadoras Royón y Rojas Decut. Sintéticamente, los textos proponen crear un marco jurídico y regulatorio para la creación de mercados voluntarios de carbono, con algún tipo de régimen registral nacional destinado a garantizar la identificación y seguimiento de los proyectos, resultados de mitigación y créditos de carbono, con el objetivo fundamental de garantizar la trazabilidad en el comercio de los títulos y evitar la doble contabilización de emisiones.

«La ausencia de un marco regulatorio adecuado puede generar riesgos de doble contabilización, falta de transparencia, baja confianza de los mercados, conflictos jurisdiccionales y debilitamiento de la integridad ambiental de los proyectos», justifica en sus fundamentos el proyecto de Royón.

Los proyectos enfatizan el reconocimiento del dominio originario de las provincias sobre los recursos naturales existentes en su territorio. El proyecto de la senadora por Salta establece que los créditos pertenecerán a los titulares de la tierra o a quienes estos cedan sus derechos bajo jurisdicción provisional.

«En esa línea, el proyecto permite que las provincias creen sus propios registros de carbono, siempre que sean interoperables con el ReNaRe y adopten protocolos que impidan el doble conteo», establece el texto.

En tanto, el proyeto de la senadora por Misiones propone la integración de los activos ambientales al mercado de capitales nacional, reconocinedo la competencia de la Comisión Nacional de Valores respecto de las actividades comprendidas en el régimen de oferta pública.

«Los créditos de carbono y demás activos ambientales podrán actuar como activos subyacentes o respaldo de obligaciones negociables, fideicomisos financieros, fondos comunes de inversión, contratos derivados y otros instrumentos financieros autorizados por la normativa vigente», explica en sus fundamentos el texto presentado por Rojas Decut.

, Nicolás Deza