Información de Mercado

El impacto provocado por la guerra en Medio Oriente dominó la mesa de discusión convocada para un nuevo episodio de Dínamo – Charlas de Energía. Marina Dal Poggetto, economista y directora de EcoGo; Gustavo Lopetegui, ex secretario de Energía; Juan José Aranguren, ex ministro de Energía; y Nicolás Gadano, economista jefe de Empiria. analizaron las tensiones entre la oportunidad exportadora de Vaca Muerta y la incidencia de los costos internacionales sobre las tarifas, los surtidores y la cobertura del abastecimiento gasífero en invierno.

Lopetegui reivindicó el cambio de paradigma impulsado por el Gobierno nacional a través de la corrección de valores relativos que hoy reflejan con bastante criterio paridades de importación y exportación. “Hemos vivido 20 años poniéndole el pie encima a los precios cada vez que pasaba algo. Eso nos costó carísimo, ya que se tradujo en desabastecimiento de gas y en una pérdida de ingresos por 50.000 millones de dólares para la industria energética”, cuantificó.

Con la guerra en Medio Oriente, indicó, los combustibles subieron alrededor de un 25% en apenas un mes sin desatar grandes conflictos. “No le tembló la mano a nadie ni hubo mucho lío en la prensa. Tampoco resultó conflictivo que la cobertura de costos en las facturas de gas y electricidad haya pasado del 30% a cerca del 70% bajo la actual gestión”, ponderó.

El año pasado, recordó, el país importó cargamentos de gas natural licuado (GNL) por algo más de US$ 500 millones. “Gracias a las obras de ampliación impulsadas por Transportadora de Gas del Sur (TGS), el que viene será el último invierno en el que tendremos que importar un volumen similar”, se esperanzó.

Brecha de precios

A la hora de analizar la realidad del mercado global y su influencia en el local, intervino Aranguren, conviene preguntarse cuál es el verdadero precio del crudo. En ese sentido, aclaró, que existe “una brecha entre los valores de los contratos futuros y los barriles del mundo físico”. Los primeros, distinguió, hoy rondan los US$100, mientras que los segundos se vienen comercializando a US$135 o más debido al bloqueo del Estrecho de Ormuz. Por ende, puntualizó, en estos momentos los exportadores argentinos no están dejando de vender a US$100, sino a US$135. “En la misma senda, los refinadores que hicieron gasoil con un crudo que está a US$135 nos lo van a cobrar en función de ese valor”, sostuvo.
A la espera de que la situación se normalice, señaló, la diferencia que se está pagando es muy superior a la que se está informando. “El precio futuro responde a anuncios, el físico responde a realidades”, sentenció.

Es sumamente difícil, reconoció, mantener el equilibrio entre productores y refinadores sin ninguna intervención del Estado nacional. La mejor alternativa para un productor en esta coyuntura, opinó, no es otra que “exportar a lo pavo”. “¿Por qué preferiría venderle a un refinador que le va a pagar US$30 ó US$40 menos?”, inquirió.

Anclaje cambiario

Si se tiene en cuenta que gracias a Vaca Muerta el país logró convertirse en un exportador neto de petróleo, el aumento de los precios internacionales configura, en términos agregados, una noticia positiva para la balanza comercial argentina. Así lo expresó Dal Poggetto, quien aseguró que en este contexto de anclaje cambiario puede verificarse un aumento del endeudamiento en dólares por parte de las compañías privadas. “A diferencia de lo que sucedió el año pasado, el Banco Central se encuentra en una etapa de compra sistemática de dólares. Es cierto que las reservas no suben a la misma velocidad, porque se vienen pagando deudas, pero se está permitiendo una baja de las tasas de interés”, describió.

Desde su óptica, el Gobierno de Javier Milei necesita contener la inflación, por lo que no puede incrementar demasiado el precio de los combustibles. “En tanto el Central compre dólares, con tasas negativas el carry trade se sostendrá. Habrá que ver qué pasará después de agosto o septiembre”, dudó.

Lo que se está proponiendo, aseveró, es “un cambio en la estructura económica, política y social de la Argentina, con ganadores y perdedores”. “La pregunta del millón tiene que ver con el acceso al crédito. Cuando hay horizonte, respaldo crediticio y capacidad de financiar los vencimientos, tenés un programa económico”, concluyó.

Mayor competitividad

Según Gadano, todavía no es posible anticipar claramente hacia qué tipo de mercado de combustibles está avanzando el país. Lo ideal, a su criterio, sería priorizar la competitividad. “Ni YPF ni el Gobierno deberían determinar si un precio dado se ubica en el export parity o en el import parity”, reflexionó.

Resulta contraproducente, en su opinión, que YPF disponga de un market share tan grande como el que posee. “Sería bueno que la compañía venda parte de su Downstream, que nadie tenga la mitad del mercado y que surjan nuevos actores”, manifestó.

Esta postura, aclaró, no habilita que los precios locales puedan “irse a cualquier lado” cuando existe mucha volatilidad. “Hay instrumentos como el Impuesto a los Combustibles, que es una suma fija por litro (que el Gobierno anterior no ajustó), el cual puede ser usado como amortiguador”, resaltó.

Hace falta alentar la competitividad, insistió, sobre todo en el mercado del gasoil, recurso que la Argentina compra en el exterior. “El Gobierno puede utilizar herramientas como las mezclas con bioetanol y los impuestos para amortiguar los impactos”, recomendó.

La clave, enfatizó, pasa por no trazar una brecha entre el precio del crudo de exportación y el del mercado local. “Hacer eso es un desastre. Te lleva hacia un camino en el que inevitablemente todos quieren exportar”, criticó.

Perspectivas favorables

Es indudable, recalcó Lopetegui, que la Argentina puede beneficiarse del vigente shock en la cotización internacional de los hidrocarburos. “Cuando pase el conflicto bélico, quedará en pie el interrogante sobre el diferencial de precio en la compra de gas y petróleo que no deben pasar por el Estrecho de Ormuz. En definitiva, el mercado argentino saldrá mejor parado”, pronosticó el especialista, quien afirmó que estamos ante “un gran momento para no cometer errores regulatorios”. “Aumentar las retenciones o las regalías sería un pecado mortal”, agregó.

No debe soslayarse, acotó Gadano, que bajo las actuales circunstancias el país recaudará más por ambas vías. “Quien diseñó la norma de retenciones móviles, nos guste o no, ya pensó en eso”, reconoció.

El mundo, retomó Aranguren, ya está bastante acostumbrado a recibir de la Argentina un commodity como el petróleo, pero tomará un tiempo que ocurra lo mismo con el GNL. “Ante la necesidad de construir mercado desde un lugar remoto, esta guerra es ideal porque promueve una mayor diversificación de proveedores”, completó.

, Redaccion EconoJournal

La primera ministra de Italia, Giorgia Meloni, marcó una postura contraria al pedido formulado por el CEO de ENI, Claudio Descalzi, de suspender la prohibición de importar gas natural licuado (GNL) proveniente de Rusia que comenzará a regir en Europa. La diferencia de opiniones se produce en un momento en el que Europa apunta a reforzar el apoyo financiero y militar a Ucrania tras la derrota electoral de Viktor Orbán en Hungría.

El líder de la empresa italiana y socia de YPF en el proyecto Argentina LNG había declarado que «es necesario suspender la prohibición, que entrará en vigor el 1 de enero de 2027, sobre los 20.000 millones de metros cúbicos de GNL procedentes de Rusia».

“No estoy sugiriendo que la prohibición deba abandonarse por completo, pero es necesario suspenderla o implementarla gradualmente, para no penalizar aún más al sector industrial, que ya está lidiando con altos costos de energía”, agregó Descalzi durante un evento celebrado el domingo por el partido italiano La Liga (LEGA), que integra la coalición parlamentaria de gobierno.

Los países de la Unión Europea acordaron dejar de importar gas natural ruso en todas sus variantes y por completo para el 2027. En el caso del GNL ruso, la prohibición comenzará a regir en los contratos en el mercado spot a partir del 25 de abril de este año y en los contratos a largo plazo a partir del 1 de enero de 2027.

GNL de Rusia: la respuesta de Meloni al CEO de ENI

Sin embargo, en la previa a un encuentro con el presidente de Ucrania en Roma con el objetivo de profundizar la cooperación militar, la primera ministra de Italia se desmarcó de las declaraciones del CEO de ENI, empresa en la que el Estado italiano es el accionista controlante.

«Aunque yo obviamente entienda el punto de vista de Descalzi, no debemos olvidar que la presión económica que hemos ejercido sobre Rusia en estos años es, al final, el arma más eficaz que tenemos para construir la paz, por lo que debemos tener mucho cuidado con cómo nos movemos», declaró Meloni ante una consulta de la prensa esta semana en el evento Vinitaly.

Meloni luego recibió en Roma al presidente de Ucrania, Volodimir Zelenski. La jefa del Gobierno italiano reiteró su apoyo a Kiev porque «un Occidente dividido y una Europa fracturada serían un regalo para Moscú».

La visita de Zelenski forma parte de la gira diplomática que el presidente ucraniano está realizando por varios países europeos para firmar acuerdos bilaterales y finalmente destrabar un préstamo de la Unión Europea a Ucrania por 90.000 millones de euros. Una de las principales trabas al desembolso era el bloqueo del primer ministro de Hungría, Viktor Orbán, que luego de 16 años dejará el cargo tras perder las elecciones del domingo.

Los líderes de Italia y Ucrania indicaron que profundizarán la cooperación militar. «Italia, en particular, está muy interesada en desarrollar la producción conjunta, especialmente en el ámbito de los drones, un sector en el que sabemos muy bien que Ucrania se ha convertido en los últimos años en una nación líder», dijo Meloni.

Con el GNL de Rusia, Meloni también sienta postura hacia el interior de Italia

La respuesta de Meloni a Descalzi también es un mensaje al interior de la coalición de gobierno. El vicepresidente del Gobierno y líder del partido la Liga, Matteo Salvini, suele contrariar al resto del gobierno en el apoyo militar a Ucrania. Salvini se ha mostrado más cercano a Rusia.

De hecho, el líder de la Liga en el parlamento italiano, Riccardo Molinari, cuestionó la decisión de la Unión Europea de proseguir con la prohibición de las importaciones de gas natural ruso.

«A nivel europeo, debemos abrir un nuevo debate y superar la hipocresía. Alguien debe explicarme por qué, en un momento en que el suministro ruso de gas y petróleo reduciría drásticamente los costes energéticos, Europa sigue permitiendo que esto no suceda», dijo Molinari la semana pasada durante una comparencia de Meloni ante el parlamento.

, Nicolás Deza

Argentina está a las puertas de un salto histórico en su producción de hidrocarburos. El oleoducto Vaca Muerta Sur y el proyecto Argentina LNG proyectan una escala de exportación de gas y petróleo sin precedentes, pero ese crecimiento tiene una condición que la industria debe resolver con urgencia. El gas de Vaca Muerta no es metano puro. Es un gas rico, cargado de componentes más pesados -etano, propano, butano, gasolina natural- conocidos como NGLs (Natural Gas Liquids, o líquidos del gas natural), que pueden ser separados y aprovechados.

Los NGLs lejos de ser impurezas del gas natural son hidrocarburos con destino comercial propio. El etano es la materia prima que alimenta plantas petroquímicas como la de Dow en Bahía Blanca, donde se produce polietileno. El propano y el butano -que juntos forman el GLP– llegan a los hogares en garrafas o se exportan a granel a mercados como Brasil, Chile o India. La gasolina natural se mezcla con crudos pesados o se usa en procesos petroquímicos y se exporta en su totalidad.

Mientras el gas en gasoducto se cotiza entre US$3 y US$4 por millón de BTU, el propano y el butano en mercados internacionales valen históricamente alrededor de US$400 por tonelada. Hoy, crisis energética mediante por el conflicto armado en Medio Oriente, su valor se eleva hasta los US$800 por tonelada. Esa diferencia de precios explica también por qué el gas rico de Vaca Muerta cambió la lógica del negocio respecto al gas convencional que Argentina procesaba hasta hace una década.

El recurso del shale gas, combinado con el gas asociado a la producción de petróleo, tiene una composición radicalmente distinta al gas seco del històrico yacimiento neuquino de Loma la Lata que justificó la infraestructura original hace un cuarto de siglo. En el gas que se obtiene del no convencional hay un 10% menos de metano, pero el etano casi se triplicó, el propano también, y la gasolina natural se multiplicó por cuatro.

El gas rico cambia la ecuación económica

Es, en términos de la industria, un gas mucho más rico. Y esa riqueza para ser capturada requiere plantas de separación, poliductos y plantas de fraccionamiento capaces de procesar volúmenes crecientes a medida que la producción de Vaca Muerta escala. Sin esa infraestructura, el valor queda atrapado en el gas y se desperdicia.

En ese desafìo de acompañar el incremento de producción de NGLs, no sólo por la mayor extracción de gas y petróleo, sino porque el componente de gas húmedo ofrece más productos, se vienen sucediendo una serie de anuncios de ampliaciones de plantas. En esa línea se inscriben las iniciativas de los dos principales operadores del segmento que son Mega y TGS, cuyas producciones incrementales estarán prácticamente destinadas a los mercados externos que presentan alta demanda.

El proceso de separación de los NGL es termodinámico. Al bajar progresivamente la temperatura, cada componente pasa al estado líquido en una secuencia predecible según su punto de ebullición. El metano, el más liviano, permanece gaseoso y vuelve a los gasoductos. Los demás componentes, ya en estado líquido, viajan por poliductos hasta plantas de fraccionamiento donde columnas de destilación sucesivas los separan: primero el etano, luego el propano, el butano, y la gasolina natural.

La urgencia de expandir la infraestructura de NGLs responde, en primer lugar, a una lógica de valor económico y eficiencia energética. La diferencia de precios es determinante dado que el propano y el butano multiplican x3 o x4 el valor del gas en el mercado. Sin la capacidad de separación adecuada, estos componentes de alto precio se desperdician al mezclarse con el gas seco, terminando quemados en el consumo doméstico como si fueran simple metano.

Por otro lado, la necesidad de infraestructura actúa como una garantía operativa y estratégica para el futuro de la cuenca. El gas de Vaca Muerta, por su riqueza, requiere ser procesado para cumplir con los estándares de seguridad y poder calorífico de los gasoductos; de lo contrario, se convierte en una restricción que impide seguir inyectándolo a la red.

Infraestructura para el salto exportador

La infraestructura de separación de líquidos evita el cuello de botella para asegurar la viabilidad de los grandes proyectos de exportación, como el oleoducto Vaca Muerta Sur y las terminales de GNL, ya que permite que la escala de producción de hidrocarburos no encuentre un límite físico en el tratamiento del recurso.

Esta saturación de la infraestructura ya se percibe en las operaciones actuales. Instalaciones históricas en Neuquén, diseñadas para procesar mayores volúmenes de gas convencional, hoy operan por debajo de su capacidad nominal de inyección de metano porque han llegado al tope de su capacidad de tratamiento de líquidos. El gas actual es tan rico que la infraestructura de transporte y fraccionamiento de NGLs se completó antes que la de gas seco, confirmando que la ampliación del sistema de midstream permitirá liberar producción en el yacimiento.

A este límite físico se suma el desafío regulatorio. El incremento del poder calorífico del gas, derivado de su mayor riqueza, obligó a un trabajo técnico entre el IAPG y el Enargas para actualizar las normas de seguridad y transporte hacia 2025. Este ajuste permitió al sistema absorber mayores caudales de energía como alternativa temporal al incremento de la capacidad de procesamiento y fraccionamiento.

, Ignacio Ortiz

El informe mensual elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) sobre el panorama sectorial mostró que febrero de 2026 continuó evidenciando un comportamiento heterogéneo en la actividad sectorial, con caídas en producción y ventas locales, y un desempeño favorable en el frente externo.

En materia de producción, se registró una disminución del 5% respecto de enero, impulsado por todos los sectores salvo finales termoplásticos, argumentado por paradas de plantas programadas y poca demanda. En la comparación interanual, la contracción fue del 10%, mientras que el acumulado del primer bimestre mostró una suba del 7%.

Ventas locales del sector químico y petroquímico

La reseña de la Cámara detalló que las ventas locales cayeron un 20% en términos mensuales y un 17% frente a febrero de 2025, con un acumulado anual que también se ubicó en terreno negativo (-5%), reflejando una demanda aún debilitada en diversos rubros, además de la menor cantidad de días hábiles durante el mes y la estacionalidad del negocio.

En contraste, el desempeño exportador marcó un punto de inflexión positivo en el informe de la CIQyP®. Si bien hubo una leve baja mensual del 1%, las exportaciones mostraron un crecimiento significativo del 29% interanual y del 25% en el acumulado. Esto fue impulsado por mayores colocaciones en mercados externos y operaciones puntuales que dinamizaron los volúmenes.

Desempeño de la pequeña y mediana industria química

En el apartado del Informe de la CIQyP® sobre las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), estas evidenciaron un desempeño destacado en el frente externo. La producción registró una leve suba mensual del 1%, acompañada por un incremento interanual del 6%, aunque con una leve caída en el acumulado (-1%). En el mercado local, las ventas disminuyeron un 2% frente a enero y un 3% en la comparación interanual, mientras que el acumulado mostró una mejora del 4%. En cuanto a las exportaciones, el segmento evidenció un desempeño destacado: se mantuvieron estables en febrero con respecto a enero 2026, pero crecieron un 49% interanualmente y un 34% en el acumulado, consolidando su aporte al perfil exportador del sector.

Importaciones del sector

Durante febrero de 2026, las importaciones del sector -en dólares- tuvieron una variación interanual negativa del 10,85%; mientras que esa misma variación, en el caso de las exportaciones en dólares resultaron positivas en un 27,12%.  Como consecuencia de estas variaciones el déficit de balanza comercial de febrero se redujo en un 53% en términos interanuales.

Por su parte, la capacidad instalada de las industrias mostro niveles del 61% para los productos básicos e intermedios y 88% para los productos petroquímicos, debido a demandas heterogéneas e ingreso de insumos importados.

En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante febrero de 2026, fueron de 233 millones de dólares, acumulando un total de USD 511 millones en el primer bimestre del año.

“Los datos de febrero demuestran la resiliencia del sector químico-petroquímico con exportaciones creciendo y una demanda interna que aún no muestra signos de recuperación. Se espera que con el correr del año se pueda recuperar el mercado interno, que es clave para mantener la actividad del sector”, destacó Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).

Conclusiones generales del sector

Las variaciones a la baja durante febrero se explican por una combinación de los siguientes factores:

• Operativos: paradas de planta programadas y no programadas
• Estacionales: menor demanda en fertilizantes y otros sectores relacionados a agroquímicos
• Mercado: precios internacionales (y locales) a la baja y actividad moderada

En síntesis, el desempeño del primer bimestre del año refleja una actividad moderada, con incidencias puntuales en producción y ventas en determinados subsectores, junto con señales de recuperación en algunos segmentos y ajustes propios de la estacionalidad y del contexto internacional. Cabe destacar que en este período aún no se registran efectos derivados del cierre del estrecho de Ormuz (28.02.2026). Sin embargo, se prevé que a partir de marzo comiencen a manifestarse impactos concretos, principalmente a través de incrementos de precios, eventuales interrupciones en las cadenas de suministro y, en ciertos casos, faltantes de materias primas estratégicas.

, Redaccion EconoJournal

Compañía Mega, el mayor procesador de líquidos del gas natural o NGLs, culminará en los próximos días las obras y testeos de su nuevo tren de fraccionamiento en el Polo Petroquímico de Bahía Blanca, una obra que demandó una inversión de US$250 millones. Este proyecto que será inaugurado formalmente en junio representa la primera etapa de un plan integral que busca acompañar la mayor disponibilidad de gas no convencional y fortalecer el perfil exportador de Vaca Muerta.

Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega, destacó que esta inversión es parte de una lógica de crecimiento de largo plazo vinculada al desarrollo de sus accionistas YPF (38%), Petrobras (34%) y Dow (28%). Esta composición accionaria permite «apuntalar el crecimiento de Vaca Muerta a través de la infraestructura necesaria para procesar el shale gas y el asociado a la producción de petróleo«, afirmó el directivo, subrayando que el nuevo tren permitirá capturar la mayor presencia de líquidos.

Córdoba destacó que «con estas obras, la compañía reafirma su rol como el mayor procesador de líquidos del gas natural de la Argentina, operando aproximadamente el 40% del gas que se produce en la Cuenca Neuquina. Esta escala la posiciona no solo como el principal exportador nacional de GLP y gasolina natural, sino también como el primer proveedor de etano para la industria petroquímica local. De esta forma, se consolida como un gran habilitador del desarrollo integrado de petróleo y gas».

Desde una perspectiva de ingeniería, el nuevo tren de fraccionamiento funciona como un sistema en espejo respecto de las tres columnas de destilación existentes, pero con dimensiones y tecnología optimizadas. Pablo Popik, gerente de infraestructura e ingeniería de la firma, detalló que las instalaciones originales -diseñadas hace 25 años para un gas convencional con 91% de metano- se vieron superadas por la nueva fisionomía del recurso shale.

El impacto técnico del shale de Vaca Muerta

«Los fierros no sirven igual para procesar la misma cantidad de gas; hoy el escenario cambió radicalmente porque el fluido de Vaca Muerta es mucho más rico y el etano y el propano se triplicaron«, señaló el directivo. Esta transformación técnica obliga a reconfigurar los ratios de procesamiento para capturar la «sopa» de líquidos asociada al gas.

Según explicó, el cambio en la composición impone un límite físico: la planta de Loma La Lata se ve limitada a procesar 33 millones de metros cúbicos diarios, de los 40 millones de capacidad original, porque la posibilidad de transporte y fraccionamiento de líquidos llegó a su tope.

«Este nuevo tren de fraccionamiento es la llave técnica indispensable para capturar el excedente de etano, propano y butano que la cuenca ya está entregando«, subrayó Popik. Así, la obra no solo optimiza ingresos, sino que garantiza que el gas llegue en la especificación correcta a los gasoductos de la amplia red de distribución y permita disponer de mayor cantidad de productos de exportación.

La puesta en marcha de la nueva unidad permitirá incrementar de manera inmediata un 20% su producción de líquidos del gas natural. Sin embargo, el diseño técnico del nuevo tren posee un potencial mayor y una vez que se completen las obras complementarias de transporte, la capacidad de fraccionamiento registrará un aumento total del 50%. Esta expansión resulta vital para procesar el excedente de etano, propano, butano y gasolina natural que hoy satura las instalaciones.

La magnitud del salto productivo se refleja en los volúmenes de despacho proyectados. El nuevo módulo tiene una capacidad de tratamiento de 2.500 toneladas diarias de productos, lo que elevará el techo de producción de la firma hacia las 7.200 toneladas diarias en su etapa final. Esta infraestructura integrada conecta Neuquén con el puerto de Bahía Blanca a través de un poliducto de 600 kilómetros, garantizando que la riqueza líquida del shale encuentre una vía de evacuación eficiente.

La nueva etapa bajo el RIGI

Para complementar el incremento de capacidades, Compañía Mega presentó una nueva fase de inversión bajo el régimen del RIGI por US$360 millones para el período 2026-2028. Esta etapa se centrará en la instalación de nuevas plantas de rebombeo en el poliducto, necesarias para suministrar el caudal requerido para llenar la capacidad del nuevo tren de fraccionamiento. El objetivo final es maximizar el aprovechamiento de los activos en las cuatro provincias por donde atraviesa su red de transporte.

La empresa sostiene este despliegue con una estructura de capital robusta y un EBITDA que alcanza los US$230 millones. Tras una exitosa incursión en el mercado de capitales local con su primera emisión de Obligaciones Negociables en julio pasado, Mega busca optimizar costos y plazos para las obras venideras. La combinación de financiamiento bancario y de mercado asegura la ejecución de los proyectos sin comprometer la estabilidad de una compañía que mantiene una deuda neta cercana a cero.

El impacto de estas obras se traducirá en un incremento directo de las ventas externas y un aporte a la balanza comercial energética. De acuerdo con las proyecciones de la empresa, el 80% de la producción incremental se destinará a la exportación, lo que representaría un aporte de entre US$200 y US$250 millones adicionales a los US$350 millones que ya se obtienen de comercio exterior.

, Ignacio Ortiz

La Argentina formó parte de la segunda edición del SMR School organizado por el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), que se llevó a cabo en Asunción, Paraguay, y reunió a países de América Latina y el Caribe para intercambiar experiencias y fortalecer capacidades en el desarrollo de reactores modulares pequeños (SMR).

La actividad dio continuidad a la primera edición realizada en la Argentina y convocó a representantes de organismos internacionales, autoridades gubernamentales y referentes del sector nuclear de la región. La apertura estuvo a cargo del Director General del OIEA, Rafael Grossi, quien participó mediante videoconferencia y destacó la importancia de la cooperación internacional para el desarrollo seguro de esta tecnología.

Sector nuclear argentino

 En este marco, el Secretario de Asuntos Nucleares, Dr. Federico Ramos Napoli, destacó los servicios que Argentina puede proveer a los países que están dando sus primeros pasos en el sector nuclear, así como las capacidades que el país puede ofrecer a lo largo de toda la cadena de valor. Asimismo, subrayó la importancia de expandir los esquemas de formación de profesionales para dar respuesta a las necesidades de desarrollo de capacidades a nivel regional.

Durante el encuentro se abordaron temas clave vinculados a la planificación de proyectos, marcos regulatorios, financiamiento y preparación para la operación de SMR, en una agenda orientada a acompañar a los países en el desarrollo de sus programas nucleares.

La delegación argentina estuvo integrada también por representantes de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), Nucleoeléctrica Argentina, CONUAR, Dioxitek y Uramerica, quienes compartieron la experiencia y capacidades del país en las distintas etapas de la cadena de valor nuclear.

En representación de Nucleoeléctrica Argentina, el presidente de la compañía, Bioq. Juan Martín Campos, participó de un panel sobre planificación de proyectos y modelos de inversión. Durante su intervención, destacó la trayectoria argentina en el sector y el valor de sus capacidades para acompañar el desarrollo de nuevas tecnologías.

Principales desafíos

Asimismo, puso el foco en uno de los principales desafíos asociados a los nuevos tipos de reactores: la preparación para su operación, y señaló que el desarrollo nuclear comienza mucho antes de la construcción de un reactor, implicando la consolidación de marcos regulatorios sólidos, capacidades técnicas locales y organizaciones preparadas para garantizar una operación segura desde el inicio.

El encuentro concluyó con espacios de intercambio entre los participantes, orientados a fortalecer la cooperación regional y promover el desarrollo de la energía nuclear como una fuente segura y escalable.

“Con esta participación, la Argentina continúa consolidando su rol en el escenario nuclear regional y aportando su experiencia al desarrollo de esta tecnología en América Latina y el Caribe”, destacaron desde Nucleoeléctrica.

, Redaccion EconoJournal

David Holloway es catedrático de la Universidad de Stanford y especialista de larga trayectoria en relaciones internacionales, con foco en la historia de las armas nucleares. Su libro Stalin and the Bomb (1994) es un clásico que recibió varias distinciones y recientemente acaba de publicar Nuclear Weapons: An International History (2026). Este miércoles concedió una entrevista a la revista francesa Le Grand Continent, donde advirtió sobre los riesgos de un conflicto nuclear en un contexto en el que están desapareciendo los mecanismos de contención que sirvieron para evitar ese desenlace trágico durante la Guerra Fría. El crecimiento de China aparece como una de las causas centrales del abandono de la no proliferación.

Si bien el interés de EconoJournal por la energía nuclear está centrado en su capacidad para generar electricidad, Holloway también dejó abierta la necesidad de discutir el modo en que la difusión de la tecnología nuclear civil ha facilitado, indirectamente, la proliferación militar.

La palabra de Holloway es especialmente relevante en este contexto de guerra en Medio Oriente entre Estados Unidos, Irán e Israel porque, más allá del sesgo que se le pueda atribuir a su análisis, no es un hombre que se caracterice por realizar aseveraciones tremendistas a la ligera.

La amenaza de Donald Trump

Le Grand Continent le preguntó si le resultaba inédita la retórica de la aniquilación empleada por Donald Trump quien aseguró que si Irán persiste en su idea de mantener cerrado el Estrecho de Ormuz “una civilización entera desaparecerá para no renacer jamás”, lo que algunos analistas han interpretado como una amenaza nuclear.

“La declaración de Trump es impactante y constituye una amenaza de cometer un crimen de guerra: la destrucción de una civilización. Las civilizaciones desaparecen y podemos rastrear su evolución, pero amenazar con aniquilar una mediante bombardeos y la fuerza militar es algo extraordinario y debe ser condenado. De hecho, la comunidad internacional lo ha hecho ampliamente. Desde un punto de vista histórico, no recuerdo que se hayan proferido jamás amenazas nucleares con el objetivo declarado de destruir toda una civilización”, respondió este doctor en Ciencias Sociales y Políticas egresado de la Universidad de Cambridge.

Holloway sostuvo luego que las amenazas nucleares han buscado históricamente disuadir al oponente. La conciencia de su poder destructivo operaba en los hechos como un freno capaz de evitar el conflicto. Sin embargo, ese escenario parece haber cambiado. “Actualmente nos encontramos en una nueva etapa del orden mundial, en la que las armas nucleares desempeñan un papel diferente. Los mecanismos establecidos durante la Guerra Fría para reducir los riesgos asociados a su uso han desaparecido”, aseguró.

Para justificar su afirmación sostuvo que en la actualidad “no hay negociaciones sobre la reducción de las armas nucleares estratégicas”. Incluso aseguró que la Conferencia de Examen de las Partes del Tratado sobre la No Proliferación de las Armas Nucleares, que se realiza cada cinco años y comenzará el próximo 27 de abril en la sede de la ONU en Nueva York, podría fracasar, lo que sería leído como una señal más de debilitamiento de la no proliferación nuclear.

–¿Estamos a punto de entrar en una nueva era atómica en la que el tabú nuclear ha perdido fuerza? –le preguntaron.

–El tabú nuclear es un concepto delicado en ciertos aspectos. Si con ello nos referimos a la negativa a utilizar armas nucleares o a recurrir a la fuerza nuclear, este se ve efectivamente debilitado por la idea de que se podrían utilizar armas nucleares de pequeño calibre con el pretexto de que no matarían a tantas personas. Una de las partes podría afirmar que solo utiliza armas nucleares «de baja potencia», con una potencia de 10 kilotones, lo que es casi tan potente como la bomba de Hiroshima: por lo tanto, no es tan baja. La otra parte podría entonces replicar que estima la potencia de la bomba en 20 kilotones. Este intercambio imaginario muestra que entonces resulta mucho más difícil definir el umbral. –respondió Holloway.

Los riesgos del uso civil de la energía nuclear

“¿Qué señales de alerta podrían haber sido tomadas más en serio por los científicos o los responsables políticos?”, le preguntaron a Holloway. “Una de ellas fue el programa «Átomos para la Paz», puesto en marcha por Estados Unidos y posteriormente adoptado por otros países, con el fin de promover el uso pacífico de la tecnología nuclear, principalmente para la producción de electricidad”, respondió.

“Existe una interrelación entre el tipo de industria necesaria para los usos pacíficos y la requerida para la fabricación de armas, especialmente en lo que respecta al enriquecimiento de uranio”, subrayó el experto de Stanford nacido en Dublín.

Holloway cuestiona abiertamente la democratización de esa tecnología, lo que puede leerse como un mensaje a favor de que sean pocos países los que tengan acceso, empezando por los Estados Unidos. “Muchos consideran retrospectivamente ese momento como un pecado original: la difusión de la tecnología, su democratización, el suministro de reactores y la formación de personal en ciencias e ingeniería nucleares beneficiaron posteriormente a una serie de programas de armamento, todo ello gracias a la ayuda de Estados Unidos, la Unión Soviética y Gran Bretaña, ya que la energía nuclear se presentaba como algo positivo”, afirma.

“Se esperaba que proporcionara electricidad barata, lo que se consideraba muy ventajoso en aquella época. Este enfoque condujo a la difusión de las tecnologías, pero también, por supuesto, al establecimiento de salvaguardias, ya que se temía proporcionar esta ciencia y esta tecnología a otros. Al final, las salvaguardias quizá no fueron lo suficientemente sólidas como para impedir que algunos Estados desarrollaran armas nucleares a pesar de todo”, dejó en claro.

Holloway sostiene que los esfuerzos para impedir la proliferación de las armas nucleares tuvieron cierto éxito durante la Guerra Fría. “En la década de 1960, se estimaba que habría 20 Estados dotados de armas nucleares en los siguientes 20 años. Esa proliferación no se produjo”, sostuvo. Sin embargo, algunos países como Corea del Norte y Pakistán, que no han firmado el Tratado de No Proliferación, lograron eludir las diversas restricciones sobre la venta y la transferencia de tecnología nuclear.

“Hoy en día, cada vez más países se plantean de nuevo la cuestión de la adquisición de armas nucleares, como Polonia, por ejemplo. Que lo hagan o no es otra cuestión, pero la idea de que hay que disponer de armas nucleares está muy presente, al igual que la de que es mejor dotarse de ellas antes de que alguien decida bombardear el programa, como muestra el ejemplo de Irán. Esto demuestra que nos encontramos actualmente en una situación muy incierta”, completó.

La pelea de fondo entre Estados Unidos y China

Cuando le preguntaron a qué cambio en el orden internacional se puede atribuir este abandono de la no proliferación, Holloway no dudó en poner el foco en el surgimiento de China como potencia rival de Estados Unidos, en un contexto de una transición hacia un orden internacional más competitivo y multipolar.

“China ha surgido como una nueva amenaza. Por lo tanto, para Estados Unidos, la cuestión de China y los retos derivados de su crecimiento económico y su creciente influencia política han cobrado mayor importancia que Europa. Esta reorientación ha modificado el orden mundial y ha afectado a los incentivos y los frenos para la adquisición de armas nucleares”, sostuvo.

Luego agregó: “Yo diría que el verdadero cambio comenzó hace quizás diez o quince años, cuando Estados Unidos decidió, bajo el mandato de Obama, reorientar su atención hacia Asia, lo que tuvo consecuencias a largo plazo. En aquel momento, Europa subestimó hasta qué punto ese cambio iba a ser determinante”.

, Fernando Krakowiak

El Gobierno deberá resolver entre este miércoles y, a más tardar, el jueves por la mañana si adjudica a un agregador privado la importación y comercialización de Gas Natural Licuado (GNL) para cubrir la demanda del invierno. La definición llegará luego de que este miércoles por la mañana se abran las ofertas finales de Trafigura y Naturgy, las dos compañías que continúan en carrera en la licitación en cabeza de Enarsa.

El proceso entró en una instancia de desempate —tal como adelantó este medio el lunes— luego de que en la primera ronda, realizada el lunes, la diferencia entre ambas propuestas fuera inferior al 1 por ciento. En concreto, Trafigura ofertó una prima de US$ 4,91 por millón de BTU sobre el precio del gas en Europa (TTF), mientras que Naturgy presentó una oferta apenas superior, de 4,95 dólares.

Este miércoles se conocerán las mejoras de ambas compañías y, con esos números sobre la mesa, el Gobierno definirá si adjudica a un privado la importación y comercialización del GNL para los meses de frío o si, en un contexto de alta volatilidad internacional, decide mantener esa tarea bajo la órbita de la estatal.

Primas competitivos en un contexto adverso

De un relevamiento realizado entre altos directivos del mercado de gas —productores, comercializadores y distribuidores— y especialistas del sector se desprende que existe un consenso extendido respecto de que las primas ofertadas por ambas compañías resultan competitivas en el contexto actual, marcado por la suba del petróleo y sus derivados y por el aumento de los riesgos operativos.

A la espera de esa definición, la estatal Enarsa avanzó en paralelo este martes con un primer tender para importar dos cargamentos de GNL con entrega prevista para la segunda quincena de mayo, con el objetivo de garantizar el suministro en caso de que las temperaturas registren un descenso marcado durante el próximo mes.

De todos modos, esta compra puntual no es comparable con el proceso licitatorio en curso para seleccionar un agregador privado. En efecto, las primas que surjan del tender de Enarsa no pueden contrastarse directamente con las ofertas de Trafigura y Naturgy, ya que estas últimas incluyen costos adicionales que no recaen sobre la estatal. Entre ellos se destacan el costo de utilización de la terminal regasificadora de Escobar —valorizado en el pliego redactado por Enarsa en 98 millones de dólares—, gastos logísticos como remolcadores, componentes impositivos de los que Enarsa está exenta y los riesgos comerciales asociados a la colocación del gas en el mercado local.

Compras de gasoil para generación

Por su parte, Cammesa —la empresa encargada del despacho de energía— licitó esta semana la adquisición de 150.000 metros cúbicos de gasoil para recomponer los stocks de combustibles líquidos de cara al invierno.

Se trata de un período estacional en el que el parque de generación termoeléctrica opera durante los picos de demanda con combustibles alternativos —principalmente gasoil y, en menor medida, fuel oil— ante la falta de gas natural, que se redirecciona para abastecer la demanda prioritaria residencial.

La operación de Cammesa funcionará, en los hechos, como un test del mercado para medir el nivel de precios del gasoil. En condiciones normales, el gasoil se importa tomando como referencia el precio del heating oil —principal indicador del diésel en Occidente— más una prima de entre 5 y 7 centavos de dólar por galón.

Sin embargo, a raíz de la escalada del conflicto en Medio Oriente, esos premios se dispararon. En las últimas semanas se registraron operaciones con primas de entre 30 y 70 centavos de dólar por galón, es decir, hasta diez veces por encima de los niveles habituales.

En ese contexto, Cammesa apunta a cubrir una parte de la demanda con gasoil proveniente del mercado doméstico. No obstante, las distorsiones de precios vigentes abren un interrogante sobre esa posibilidad.

En la práctica, el precio del gasoil en el mercado interno —con valores minoristas congelados durante las últimas semanas— se ubica hasta un 40% por debajo del precio de paridad de importación (import parity). Esa brecha se da, además, en un momento de alta demanda estacional del campo, impulsada por la cosecha gruesa, lo que incrementa la presión sobre el abastecimiento.

, Nicolas Gandini

El mercado de capitales local mantuvo su rol como aliado financiero para el sector energético, y durante el primer trimestre de 2026, el segmento primario de Obligaciones Negociables (ON) en la Argentina registró colocaciones por un total de US$3.930 millones. Dentro de este volumen, el sector energético se consolidó como el principal demandante de financiamiento corporativo al captar US$1.848 millones, lo que representó el 47,03% del monto total emitido en el período.

Así se desprende de un informe financiero realizado por RICSA Alyc para EconoJournal en el que se destaca que si bien el volumen general del mercado mostró una retracción del 2% respecto al primer trimestre de 2025, la industria energética incrementó su liderazgo en la captación de capitales para el desarrollo de infraestructura y producción.

Este protagonismo sectorial se destaca por su alta eficiencia en la captación de recursos: el volumen de US$1.848 millones fue capturado por apenas 11 series, las cuales representaron solo el 20% de la cantidad total de emisiones del trimestre.

Durante 2025, el sector de la energía cerró un ciclo de dinamismo histórico movilizando más de U$S10.500 millones a través de 80 emisiones de ONs. Este volumen, que representó casi el 30% del financiamiento corporativo total del año, se caracterizó por una fuerte aceleración tras las elecciones legislativas de octubre, permitiendo que apenas cinco grandes empresas concentraran el 68% del financiamiento total del sector.

Los indicadores del primer trimestre de 2026 confirman la profundización de la tendencia observada hacia fines del año pasado en materia de concentración y calidad crediticia. Mientras que el cierre de 2025 mostró una extensión de los plazos y una mejora progresiva en las condiciones de financiamiento , el inicio de 2026 ratifica este proceso con una industria energética que ahora captura el 47% del volumen total.

El informe reseñó que a diferencia de la mayor atomización de emisoras registrada a comienzos de 2025, la dinámica actual valida la selectividad del mercado, que continúa priorizando instrumentos de gran tamaño y moneda dura para proyectos estratégicos de infraestructura.

Un comienzo de año de menores tasas y mayores plazos

En términos globales, el mercado registró 55 series emitidas entre enero y marzo de 2026, lo que significó una caída del 30% en la cantidad de instrumentos respecto al primer trimestre de 2025. Estos datos evidencian una marcada tendencia hacia la concentración del financiamiento en instrumentos de mayor tamaño y emisores de primera línea, una dinámica que se profundizó respecto al balance de cierre del año pasado.

La estructura de las colocaciones ratifica la vigencia del «hard dollar» como moneda de preferencia para la industria. El 90,9% de las emisiones del sector se canalizó en dólares estadounidenses. Esta preferencia responde a la necesidad de las operadoras de calzar sus pasivos con flujos de ingresos mayoritariamente dolarizados, una estrategia recurrente en las empresas con perfil exportador o vinculadas a la actividad en Vaca Muerta.

En términos de costos, el mercado validó una compresión de tasas para los créditos más robustos. La tasa promedio de financiamiento en dólares para el sector se ubicó en el 7,94% TNA , lo que representa una mejora frente al 10% promedio ponderado observado en el primer trimestre de 2025. Esta dinámica sugiere condiciones de financiamiento más favorables para los emisores de referencia en la plaza local.

Sin embargo, el informe de RICSA destaca una importante dispersión intra-sectorial, donde el spread alcanzó los 600 puntos básicos. Mientras que emisores como Pampa Energía lograron financiarse con tasas del 5% TNA, otras compañías como Crown Point debieron convalidar tasas del 11%. Esta brecha indica una discriminación crediticia cada vez más activa de los inversores, basada en el perfil de riesgo y flujo de cada compañía.

Las compañías que protagonizaron el trimestre

YPF volvió a ser el actor dominante del trimestre, absorbiendo US$711 millones a través de sus distintas series. La petrolera no solo lideró en volumen, sino que también contribuyó a la extensión de los plazos de la curva de crédito, con colocaciones que alcanzaron una duración de 97,1 meses. Esta capacidad de captar capital a largo plazo es fundamental para el sostenimiento de inversiones intensivas en infraestructura.

Detrás de la petrolera estatal se ubicaron Pan American Energy (PAE) con US$375 millones y Pampa Energía con US$200 millones. Para los analistas es destacable el caso de PAE, que logró colocar deuda al plazo más extenso del trimestre, alcanzando los 133,9 meses de duración con una tasa del 8%. Estas condiciones reflejan una maduración del mercado local, que ofrece horizontes temporales superiores a los 11 años.

El segmento del midstream también mostró actividad relevante a través de Oleoductos del Valle (Oldelval), que captó US$110 millones a una tasa del 7%. El financiamiento de este subsector es clave para los proyectos de evacuación de crudo. En contraste, otras empresas vinculadas al sector energético, como Edenor y CGC, debieron convalidar tasas del 10% TNA para plazos más acotados.

En cuanto a la dinámica mensual, el promedio por emisión en el sector energético se situó en US$168 millones. Esta cifra es sensiblemente superior al promedio general del mercado de ON, que fue de US$71,5 millones. Estos datos confirman que la energía opera en una escala de financiamiento que tracciona los indicadores globales del mercado primario en el medio local.

La distribución de tasas por emisor también revela que la mayoría de las colocaciones de referencia se concentraron en el rango del 5% al 7%. No obstante, la diferenciación ya no responde únicamente al tamaño de la empresa, sino también al subsector, el perfil de flujos y el historial de acceso al mercado. Esto posiciona a los inversores en un rol más selectivo frente a la oferta de deuda corporativa.

El análisis subraya que el sector energético diversificó sus subsectores de emisión, abarcando desde exploración y producción (E&P) hasta generación y distribución. Esta amplitud de emisores permite consolidar una curva de crédito propia para la industria en la Argentina, con plazos que en casos líderes superan la década.

El inicio de 2026 ratifica que la energía es el principal demandante de financiamiento estructural en la Argentina. Con una fuerte dolarización y una compresión de tasas para los principales actores, el mercado de capitales se consolida como la herramienta central para financiar la expansión de la infraestructura energética nacional.

, Ignacio Ortiz

Por Alejandro Larrive (*)

La integración energética entre Chile y Argentina vuelve a ocupar el lugar que siempre debió tener: el de un espacio de colaboración estratégica, de beneficios compartidos y de construcción de confianza entre dos países llamados naturalmente a complementarse. Los avances recientes en el comercio de petróleo y gas muestran que, cuando existe visión de largo plazo y voluntad de cooperación, la energía se transforma en un puente y no en una frontera.

Un ejemplo es el acuerdo de suministro de petróleo firmado por ENAP con productores argentinos de Vaca Muerta por un monto de US$12.000 millones, con vigencia hasta 2033. Este acuerdo contempla volúmenes de hasta 70 mil barriles por día y se apoya en el Oleoducto Trasandino: una infraestructura construida en la década de los 90 que estuvo inactiva durante 17 años y que hoy vuelve a cumplir su propósito original, conectando ambos países de manera eficiente.

Para Argentina, significa ampliar su capacidad de exportación, diversificar mercados y consolidar una salida hacia el Pacífico. Para Chile implica mayor seguridad de abastecimiento y menores costos logísticos. Es un caso de integración que genera valor a ambos lados de la cordillera.

En gas natural, el potencial de cooperación es igualmente profundo. En esa misma línea, también se observan señales muy concretas desde la industria. En su último reporte al mercado, Methanex destacó que la planta Chile I operó a plena capacidad durante todos los meses de invierno del hemisferio sur, marcando la primera vez en más de diez años que logra sostener esas tasas en dicho período, apoyada por gas proveniente de Argentina.

Argentina cuenta con recursos abundantes y una capacidad creciente, mientras que Chile necesita energía limpia, segura y competitiva para su industria, su sistema eléctrico y su minería. Existen gasoductos ya construidos en la Región de Magallanes, en el centro, en el centro-sur y en el norte de Chile, con capacidad disponible para aumentar flujos en función de la demanda.

Desde el punto de vista económico y ambiental, el gas natural puede cumplir un rol relevante en una transición energética ordenada y realista, especialmente si permite reducir el uso de combustibles más caros o con mayor huella de carbono.

Por su parte, Chile cuenta con un abundante recurso solar en el norte del país. Sin embargo, ante la falta de sistemas de transmisión que permitan evacuar esta energía a los principales puntos de consumo, gran parte de esa energía se debe verter y, por ende, se pierde. Es aquí donde otra infraestructura que permite la integración energética entre ambos países juega un rol clave: la línea de transmisión eléctrica InterAndes, de propiedad de AES Andes.

Se trata de una línea de transmisión de 345 kV entre la subestación Andes en Chile y la subestación Cobos en Argentina. Los intercambios eléctricos permiten optimizar el uso de recursos entre ambos países. Esta línea tiene un alto potencial para incrementar los niveles de exportación e importación de energía entre ambos países.

El pasado dejó aprendizajes difíciles. Los cortes de suministro de gas entre 2005 y 2009 golpearon la confianza y tuvieron impactos relevantes en la economía chilena. Pero mirar hacia adelante también implica reconocer que el contexto ha cambiado. Hoy existe una convergencia genuina de intereses: Argentina busca mercados estables y previsibles para su producción creciente, y Chile necesita diversificar y fortalecer su seguridad energética.

Persisten desafíos regulatorios y de mercado. En Argentina, los precios del gas aún están parcialmente condicionados por esquemas que introducen rigideces y limitan ciertas señales competitivas. En Chile, en tanto, los menores precios del gas argentino todavía no han permeado plenamente a las cuentas de los hogares ni a los costos energéticos de las pequeñas industrias.

Sin embargo, a medida que Argentina siga desarrollando más producción y ampliando la infraestructura de transporte, es esperable que estas restricciones se vayan flexibilizando y que el mercado avance gradualmente hacia una mayor liberalización, facilitando acuerdos más eficientes y de largo plazo.

El verdadero desafío no es técnico ni de recursos, es reconstruir confianzas, romper inercias y animarnos a pensar la energía como un proyecto común. La integración energética entre Chile y Argentina no es solo una oportunidad comercial; es una oportunidad para profundizar la relación entre dos países vecinos, generar desarrollo compartido y demostrar que trabajando juntos el todo puede ser mucho más que la suma de las partes.

Desde la Cámara Chileno Argentina de Comercio trabajamos para impulsar iniciativas y acuerdos de largo plazo que fortalezcan la confianza, aporten estabilidad y generen beneficios concretos a ambos lados de la frontera, convencidos de que una mayor integración energética es clave para el desarrollo de Chile y Argentina.

(*) Vicepresidente Cámara Chileno Argentina de Comercio

, Alejandro Larrive

El GAPP, la red de colaboración estratégica conformada por empresas nacionales que desarrollan, producen y comercializan equipamiento y servicios técnicos para las industrias del Oil & Gas, presentó los resultados de su último monitoreo trimestral de actividad PyME Industrial, correspondiente al período enero-marzo de 2026.

El informe, basado en una muestra de 160 empresas socias, presenta una leve recuperación en el nivel de actividad, reflejado en una mejora en la capacidad ociosa, aunque en un contexto donde persisten desafíos vinculados a la competitividad estructural y las condiciones de mercado.

En términos productivos, más de la mitad de las empresas (52%) opera actualmente con niveles de ociosidad bajos o nulos, una mejora significativa respecto del 34% registrado al cierre de 2025. A su vez, los niveles críticos de capacidad ociosa (superiores al 50%) se redujeron del 16% al 10%, dando cuenta de una mayor utilización de la capacidad instalada en el entramado industrial.

Empleo en el sector de Oil&Gas

En materia de empleo (un indicador clave dentro de este segmento), el relevamiento indica que el 47% de las empresas se vio afectada en relación a su dotación de personal, donde el 31% de las empresas debieron incurrir en despidos, el 15% debió realizar reducciones de jornada y solo un 1% suspensiones. En relación a las perspectivas de contratación se observa una leve mejora, dado que el 66% de las empresas no cancelaron ingresos previstos de personal, marcando un cambio respecto de la tendencia registrada a fines de 2025 (30% en aquella oportunidad).

Datos del informe del GAPP

Desde el GAPP, su director ejecutivo, Leonardo Brkusic, señaló: “Los datos muestran una leve mejora en el nivel de actividad de las PyMEs industriales, aunque permanecen condiciones estructurales que las afectan en términos de competitividad y generan condiciones de desventaja frente a proveedores internacionales, en particular los asiáticos. Hoy el desafío es sostener la producción, y continuar potenciando y desarrollando las capacidades locales existentes, promoviendo el empleo y la inversión para generar y captar el valor agregado en el país. Si bien la producción de hidrocarburos está en alza, aún no ha comenzado el desarrollo masivo de obras que generen un repunte marcado de la actividad de perforación y construcción de facilidades que repercuta en los proveedores”.

A su vez, el ejecutivo señaló que “la incorporación de los proyectos de upstream e infraestructura asociada al Régimen de Incentivo a Granes Inversiones (RIGI) también genera preocupación en el sector, en cuanto incluye proyectos de plantas de tratamiento de crudo y gas, flowlines, y facilities en general, aumentando la brecha competitiva frente a jugadores que acceden a beneficios fiscales, cambiarios y aduaneros exclusivos, ahora también en la etapa de perforación y desarrollo de yacimientos. En la práctica esto vulnera la seguridad jurídica dado que cambia las reglas del segmento para los proveedores locales”.

El informe

En este sentido, el informe evidencia un cambio hacia una postura más moderada: mientras que el optimismo cayó del 60% al 48%, creció significativamente el grupo de empresas que se declara cauteloso frente a la evolución de proyectos estratégicos como Vaca Muerta, el desarrollo de infraestructura de GNL (VMOS, SESA, Argentina LNG) y las iniciativas presentadas bajo el RIGI.

Entre las principales preocupaciones del sector, la competitividad encabeza la agenda (80%), seguida por los niveles de actividad en Oil & Gas (70%) y minería (57%). A esto se suman problemáticas como los plazos de pago y la presión de importaciones, y preocupaciones de niveles de productividad debido a la baja demanda.

Este clima de expectativa también se percibe en el sector convencional, a la espera de que la situación se revierta en el mediano plazo. Durante la última reunión plenaria del GAPP, donde se reunieron 120 empresarios del sector, coincidieron en que comienza a observarse un incipiente movimiento en el avance o inicio de algunos proyectos, aunque aún por debajo de los niveles históricos.

En relación al mercado convencional, uno de los empresarios participantes manifestó: “Se está viendo una leve mejora y los proyectos empiezan a avanzar después del cimbronazo inicial de adjudicaciones de las áreas. Probablemente no volvamos a los niveles de actividad de años anteriores en el corto plazo, pero hay mucho por hacer. Hay pozos que necesitan reactivarse y oportunidades que el país no puede desaprovechar por falta de infraestructura, sobre todo en el contexto internacional actual. Lo positivo es que hay señales de que el sector podría ir consolidándose en los próximos meses”.

Proyectos de Oil&Gas

Desde el GAPP coinciden en que, a medida que los grandes proyectos de Downstream se concreten, esto repercutirá en mayor actividad Upstream en el sector. Cuando esto suceda, el grupo empresario espera que “el equipamiento y la tecnología a utilizar sea argentina y no extranjera, para evitar que las importaciones desplacen la capacidad, el know-how y los empleos generados en la industria nacional. De esta forma, se lograría que la mejora en la actividad PyME evidenciada en el último trimestre se sostenga y potencie a futuro”.

, Redaccion EconoJournal

Pan American Energy (PAE), una de las mayores productoras de hidrocarburos del país, lanzó una nueva edición de su programa de Jóvenes Profesionales, una iniciativa orientada a atraer y desarrollar jóvenes talentos que quieran dar sus primeros pasos en la industria energética. Desde su primera edición en 2018, más de 235 jóvenes ya formaron parte del programa.

La propuesta está dirigida a graduados y estudiantes próximos a graduarse que busquen insertarse en un entorno dinámico, con desafíos concretos y oportunidades de aprendizaje continuo, formando parte de equipos que lideran el desarrollo energético en la Argentina y la región. Los interesados podrán inscribirse hasta el 4 de mayo en esta dirección.

Incorporación de jóvenes profesionales

PAE convoca a jóvenes de carreras como Ingeniería, Ciencias de Datos, Finanzas, Economía, Física y Matemática, entre otras disciplinas, para sumarse a las áreas de Operaciones Upstream, Downstream y áreas Corporativas. Bajo la premisa “Una nueva temporada en tu desarrollo comienza”, la compañía propone una experiencia que conecta el talento joven con principales desafíos del negocio.

El programa

El programa comenzará en julio de 2026, tendrá una duración aproximada de un año y se llevará a cabo en distintas localidades del país donde la compañía tiene operaciones. Durante este período, los participantes se integrarán a equipos que trabajan en proyectos estratégicos, donde podrán involucrarse activamente en iniciativas clave para la operación y el crecimiento de la compañía.

Los jóvenes profesionales atravesarán distintas instancias de desarrollo, incluyendo rotaciones por áreas, participación en proyectos, acompañamiento de tutores y mentoría de referentes senior. Este enfoque busca potenciar sus capacidades y prepararlos para asumir a futuro posiciones de mayor responsabilidad dentro de la organización.

 “En un contexto donde la industria energética evoluciona constantemente, en PAE buscamos jóvenes talentos que quieran impulsar esa transformación y ser protagonistas del futuro. Nuestro programa apuesta a formar profesionales integrales, con visión y liderazgo para anticiparse, desafiar lo establecido y dar forma a los desafíos que vienen”, afirmó Victoria Traverso, Gerente Corporativo de Atracción, Aprendizaje y Desarrollo de Talento de Pan American Energy.

, Redaccion EconoJournal

Edenor puso en marcha la Subestación Martínez, una obra destinad a reforzar la red eléctrica en el norte del conurbano. La construcción de una subestación eléctrica es una de las inversiones más relevantes dentro de los planes de expansión y modernización de las redes de distribución y transporte de energía.

Se trata de obras complejas, intensivas en capital y con plazos que pueden extenderse durante varios años, pero que resultan clave para acompañar el crecimiento de la demanda, mejorar la calidad del servicio y aumentar la confiabilidad del sistema eléctrico. Como parte de su plan de inversiones, Edenor puso en marcha la nueva Subestación Martínez, una obra que incorpora tecnología de última generación para optimizar la eficiencia operativa, fortalecer la conexión con los clientes y mejorar la calidad del servicio eléctrico.

La nueva subestación

El proyecto incluye dos unidades transformadoras principales de 132/13,2 kV y 80 MVA de potencia. La infraestructura está compuesta por dos edificios arquitectónicamente independientes: uno destinado a instalaciones de alta tensión y otro a media tensión. Ubicada en una zona de alto tránsito, la subestación presenta un diseño discreto y moderno, con una identidad visual reconocible. Los transformadores se encuentran al frente, parcialmente ocultos por una cortina metálica que constituye el “corazón” de la subestación, cumpliendo criterios de seguridad e integración estética.

Se destaca la tecnología GIS en alta tensión, con equipos encapsulados y aislados en gas SF₆, lo que permite reducir las distancias eléctricas y minimizar todo tipo de riesgo. Además, se instalaron más de 71.000 metros de red subterránea de media tensión y 540 metros de red subterránea de alta tensión (132 kV).

Beneficios

La nueva subestación beneficia a más de 80.000 clientes de San Isidro y Vicente López, abasteciendo hogares, industrias, comercios y pymes. Con esta puesta en servicio, Edenor reafirma su compromiso con la modernización de la infraestructura eléctrica y la mejora continua del servicio, garantizando mayor eficiencia y seguridad en la distribución de energía para acompañar el crecimiento de la demanda en los próximos años.

, Redaccion EconoJournal

El gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, y directivos de Compañía General de Combustibles (CGC) encabezaron este martes una misión técnica e institucional en Calgary, en Canadá, con el objetivo de posicionar a Palermo Aike, una de las formaciones de roca generadora de hidrocarburos de la cuenca Austral, como un posible desarrollo shale a futuro en la Argentina detrás de Vaca Muerta.

En un encuentro organizado por el Gobierno de Alberta y el Canadian Global Energy Forum en el McDougall Centre de Calgary, ante un centenar de 100 especialistas de operadoras, empresas de servicios y entidades financieras, se expusieron los parámetros técnicos del play. La presentación técnica estuvo liderada por Pablo Chebli, miembro del directorio de CGC, y Jaime Álvarez, ministro de Hidrocarburos y Minería de Santa Cruz.

Durante la exposición, Chebli analizó las propiedades geológicas y de reservorio de la formación, estableciendo analogías con sistemas petroleros de Estados Unidos. “Palermo Aike tiene el potencial para convertirse en el próximo desarrollo shale de la Argentina. Las características de la roca son similares e incluso mejores en ciertos casos que algunos shales de cuencas de Estados Unidos que han sido desarrolladas exitosamente”, explicó el directivo.

Asimismo, se enfatizó la eficiencia en el CAPEX inicial gracias a la capacidad instalada. “La cuenca cuenta con infraestructura de producción y transporte preexistente, así como con instalaciones de exportación con acceso tanto al océano Pacífico como al Atlántico, lo que reduce significativamente las inversiones requeridas”, detalló Chebli.

Por su parte, el gobernador Vidal destacó la recepción de la propuesta técnica y adelantó los hitos operativos para el corto plazo: “En la segunda parte del año, YPF retomará la perforación en Palermo Aike, lo que permitirá contar con más y mejor información para reducir riesgos y atraer nuevos interesados”.

“Tenemos más de 80 años de historia en la actividad y una oportunidad concreta con Palermo Aike. No es una expectativa, es una realidad que puede abastecer de energía a la Argentina y a la región durante décadas”, señaló el mandatario patagónico. Para eso anticipó que su gobierno, que recientemente bajó regalías, en los próximos meses avanzará con nuevas licitaciones de áreas.

El gobernador subrayó que la competitividad de Santa Cruz no se limita únicamente a sus recursos naturales, sino que también se apoya en condiciones estructurales. “No se trata solo de lo que tenemos en el subsuelo. Tenemos una sociedad que apuesta al trabajo, mano de obra calificada, infraestructura, energía disponible y capacidad logística para acompañar cualquier proyecto productivo”, explicó.

El trabajo de CGC en los bloques no convencionales

CGC presentó además el estado de situación de sus bloques y los resultados de los trabajos de exploración realizados, al tiempo que abrió la convocatoria a compañías interesadas en farm-ins o esquemas de colaboración para futuros pozos exploratorios y potenciales desarrollos a escala comercial.

El despliegue de la misión coincide con el nuevo marco regulatorio de Santa Cruz, que implementó un esquema de regalías del 5% por un plazo de diez años para la formación. Esta política de incentivos fiscales, sumada a la operatividad del RIGI para proyectos de upstream, busca maximizar la tasa de retorno y acelerar la curva de aprendizaje en el área.

Desde la delegación destacaron la relevancia de la articulación público-privada en la misión: “La presencia conjunta de la empresa, el gobierno provincial y los sindicatos marca un hito. Estamos mostrando una visión alineada y un compromiso común para impulsar este proyecto”, señaló Rodrigo Fernández, Chief Of Staff de CGC.

La agenda en Canadá, que concluirá este jueves, contempla visitas a campos no convencionales y centros de I+D para evaluar tecnologías de perforación y completación optimizadas para condiciones climáticas extremas, factor crítico para la viabilidad operativa en la Cuenca Austral.

Por parte de la representación gremial, estuvo el secretario general del Sindicato de Petroleros Jerárquicos de la Patagonia Austral, José Dante Llugdar, quien viajó al país del norte junto al Secretario Adjunto, Luis Gustavo Villegas. “Hoy estamos viendo un modelo que realmente nos impacta. Lo vemos con una sana envidia, pero también con la convicción de que, con trabajo y nuevos desafíos, podemos lograrlo en Santa Cruz”, expresó Llugdar.

, Ignacio Ortiz

El desarrollo del oil & gas viene elevando los estándares sobre toda la cadena de valor. Hoy, las operaciones demandan mayor confiabilidad, precisión y capacidad de respuesta sobre equipos que trabajan en condiciones severas y donde cualquier desvío puede impactar en tiempos, costos y continuidad operativa.

En ese escenario, las empresas de servicios y soluciones técnicas ya no sólo deben reparar o fabricar componentes: también necesitan aportar conocimiento aplicado, validación, trazabilidad y capacidad de adaptación frente a requerimientos cada vez más específicos.

Tecnología aplicada para mejorar desempeño

Dentro de esa lógica, Metalúrgica CAMSA viene incorporando capacidades que apuntan a fortalecer la eficiencia y la calidad del servicio. Entre ellas, se destacan dos desarrollos: el láser cladding y el banco de pruebas de transmisiones.

En ambos casos, no se trata simplemente de sumar equipamiento, sino de ampliar herramientas concretas para intervenir sobre componentes críticos con mayor precisión, mejorar la confiabilidad operativa y reducir desvíos.

Recuperación de piezas y validación técnica

Uno de los avances más relevantes es la incorporación de tecnología de láser cladding, que permite recuperar y extender la vida útil de componentes de alto valor sometidos a desgaste, abrasión y corrosión. Esto no sólo mejora la performance de piezas críticas y reduce tiempos de reposición, sino que también favorece un uso más eficiente de los materiales y una lógica de mantenimiento más sustentable.

A esto se suma el banco de pruebas de transmisiones, una herramienta orientada a ensayar y verificar el comportamiento funcional de los equipos antes de su puesta en servicio. Esa instancia de control resulta clave para trabajar con mayor precisión, minimizar desvíos y elevar la confiabilidad de los componentes intervenidos.

Crecimiento con visión de largo plazo

Ese fortalecimiento técnico está acompañado por una expansión de infraestructura. En los próximos meses, la compañía finalizará una nueva nave industrial de más de 7.000 m², concebida para optimizar procesos y ampliar su capacidad de respuesta.

Al mismo tiempo, Metalúrgica CAMSA sostiene una cultura de trabajo apoyada en la capacitación continua, la actualización tecnológica y el fortalecimiento de estándares de calidad, seguridad y ambiente. En un contexto de mayores exigencias de eficiencia y sostenibilidad, la empresa busca consolidar un perfil cada vez más robusto, combinando tecnología, conocimiento y capacidad de respuesta.

Una propuesta más amplia para equipos críticos

Más allá de estas incorporaciones, CAMSA desarrolla una oferta orientada a la continuidad operativa de equipos críticos para la industria energética, especialmente en etapas vinculadas al upstream.

Entre sus principales capacidades se encuentran la reparación y fabricación de cilindros y componentes hidráulicos de gran porte, la producción de empaquetaduras y sellos hidráulicos de precisión en materiales técnicos, y la recuperación dimensional y mecanizado de piezas sometidas a altas exigencias. A ello se suman servicios de overhaul, martillos y transmisiones hidráulicas, bajo criterios de precisión, trazabilidad y desempeño.

, Redaccion EconoJournal

El secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, estimó hoy que la Argentina alcanzará una balanza comercial energética y minera de US$60.000 millones en cinco años, al resaltar el impacto del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y valorar la vuelta del país a un sistema de mercado capitalista.

Estas proyecciones fueron el eje central del capítulo energético de la AmCham Summit 2026, el foro anual que congrega a las compañías de los Estados Unidos con inversiones en el país. El encuentro, que analizó los desafíos de la infraestructura y la exportación de hidrocarburos, contó con la presencia previa del ministro de Economía, Luis Caputo, y la participación de los directivos Juan Martín Bulgheroni (PAE), Fernando Bonnet (Central Puerto) y Ana Simonato (Chevron).

Durante su intervención, González fue contundente sobre el nuevo marco de negocios al señalar que “el cambio más importante es la vuelta de la la Argentina al capitalismo, eso hace que sea un país donde los inversores digan, ‘acá quiero estar’”, puntualizó González al iniciar su intervención, subrayando que la confianza del capital privado es el pilar de la nueva etapa que atraviesa el país.

En esa línea, destacó la importancia de «una macro ordenada que permite invertir en un país donde los impuestos no van a subir, que van a tender a bajar, donde claramente la inflación va a bajar”. Respecto a la seguridad jurídica, señaló que “a partir de la Ley Bases, los cambios en Ley de Hidrocarburos, en el gas, en el marco regulatorio eléctrico, donde se pone la maximización de recursos y los precios internacionales en el centro de la política energética, donde el Estado se restringe como regulador”.

El funcionario también analizó el desempeño de las herramientas de fomento como el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones, que meses atrás fue prorrogado hasta julio de 2027: “El RIGI hasta ahora fue una historia de éxito. Extendimos el régimen un año más, y en simultáneo incluimos el desarrollo del upstream”.

“El RIGI permite que dentro del campo puedas desarrollar pozos o áreas que no tenías previsto desarrollar, porque los economics eran muy justos”, señaló González, para luego concluir con una proyección sobre el corto plazo: “Permite que se adelanten inversiones, porque este régimen está vigente hasta julio del 2027. Vamos a ver un aumento de inversiones en el sector de petróleo y gas fortísimo en los próximos 18 meses”.

Sobre las metas de exportación, el funcionario afirmó que “de acá a cinco años, la Argentina tendrá una balanza comercial energética y minera de US$60.000 millones en estos dos sectores. No estamos hablando del potencial de los recursos, sino que estamos hablando de proyectos concretos en 5 años”.

En ese sentido justificó la proyección exportadora al repasar que «el país viene de un récord de producción de petróleo sobre fines del año pasado, de 890.000 barriles diarios y podrá tocar el millón de barriles este año«. En gas natural, en la medida que lleguen las terminales de licuefacción, a poco más de un año de tener la primera, va a ver un crecimiento muy fuerte.

Finalmente, el secretario coordinador subrayó la política de no intervención de la actual gestión: “No instalamos un barril criollo ni intervenimos artificialmente en los precios. Las empresas se autorregularon, y solas decidieron en qué medida hacían el pass through a precios, sin ninguna intervención del gobierno”.

La visión empresaria

Por su parte, Juan Martín Bulgheroni, vicepresidente de Planificación y Estrategia de Upstream de Pan American Energy (PAE), advirtió sobre la escala necesaria para el desarrollo del recurso: “Vaca Muerta tiene seis veces lo que va a consumir la Argentina de gas en los próximos 20 años; claramente si no desarrollamos proyectos exportadores no vamos a poder monetizar ese gas para el país”.

En ese sentido, el directivo puntualizó que “el fuerte está en el gas licuado y con eso se puede cuadruplicar el potencial exportador regional, en volúmenes son 90 MMm3 de gas tomando todo el polo exportador de GNL del que Southern Energy conforma la primera fase con dos barcos y 6 MTPA, con un contrato de abastecimiento con Alemania por 8 años”.

A su turno, Fernando Bonnet, CEO de Central Puerto, explicó la incursión de la firma en nuevas áreas: “Anunciamos el ingreso de Central Puerto al negocio del no convencional, con un área en Neuquén que opera convencional con la idea de desarrollar al no convencional, como proceso de diversificación que iniciamos hace dos años ingresando al negocio de minería y forestal”.

Además, detalló soluciones técnicas para el sistema eléctrico nacional: “En el corto, cubrir las demandas de potencia que tenemos en la Argentina en particular los picos de consumo, instalando en nuestras centrales 1,2 GW en almacenamiento de baterías que va a permitir entregar 200 MW por 5 horas todos los días en los momentos de mayor consumo”.

Finalmente, Ana Simonato, Country Manager de Chevron Argentina, vinculó la productividad geológica con los estándares globales: “El potencial de Vaca Muerta de su roca es tan bueno como muchos de los yacimientos en Estados Unidos comparables en productividad, la clave va a estar siempre en la competitividad y eso va a posicionar a la Argentina en el largo plazo en el sector energético”.

Para cerrar, la ejecutiva remarcó las garantías que requiere el flujo de capital intensivo: “Cualquier inversión a largo plazo estamos mirando al libre movimiento de capital, a la disposición de divisas, al libre mercado y el respeto de los marcos contractuales”.

, Ignacio Ortiz

El CEO de la italiana ENI, Claudio Descalzi, pidió suspender la prohibición que comenzará a regir en Europa contra las importaciones de gas natural licuado (GNL) desde Rusia. El gobierno de Italia, uno de los países europeos más energéticamente expuestos por el colapso del tránsito por el estrecho de Ormuz, ya anticipa una recesión económica grave si los precios de la energía se mantienen en los niveles actuales.

El líder de ENI, empresa socia de YPF en el proyecto Argentina LNG, también manifestó su preocupación por el impacto de la guerra de Medio Oriente sobre el suministro energético europeo en productos energéticos como el gasoil (diesel) y jetfuel.

Descalzi pidió mantener las importaciones de GNL de Rusia

Dado el contexto, Descalzi evaluó que la Unión Europea debería reconsiderar la importación de GNL desde Rusia para evitar un mayor desequilibrio entre la oferta y la demanda.

«Creo que es necesario suspender la prohibición, que entrará en vigor el 1 de enero de 2027, sobre los 20.000 millones de metros cúbicos de GNL procedentes de Rusia», dijo el CEO de ENI durante un evento de formación política del partido la Liga (Lega), que forma parte de la coalición parlamentaria de la primera ministra Giorgia Meloni.

En cambio, Descalzi consideró que la pérdida del suministro de GNL proveniente de Qatar debido al colapso del tránsito por el estrecho de Ormuz no es tan preocupante para Italia. «6500 millones de metros cúbicos de gas llegaban de Qatar, pero los sustituiremos con suministros de Angola, Nigeria, Congo y Estados Unidos», aseguró.

Qatar Energy, la principal productora y exportadora de GNL del mundo, anunció en marzo la suspensión de contratos de suministro firmados con Italia, Bélgica, Corea del Sur y China tras un ataque de Irán contra el complejo Ras Laffan. Producto de ese ataque, la empresa controlada por Qatar informó que el 17% de su capacidad de producción de GNL quedará fuera de servicio por al menos tres años.

La postura del CEO de ENI esta en sintonía con la Liga, partido político que aboga por el restablecimiento del comercio energético con Rusia. El líder del partido en el parlamento, Riccardo Molinari, cuestionó la decisión de la Unión Europea en proseguir con la prohibición de las importaciones de gas natural ruso.

«A nivel europeo, debemos abrir un nuevo debate y superar la hipocresía. Alguien debe explicarme por qué, en un momento en que el suministro ruso de gas y petróleo reduciría drásticamente los costes energéticos, Europa sigue permitiendo que esto no suceda», dijo Molinari la semana pasada durante una comparencia de Meloni ante el parlamento italiano.

La prohibición en Europa al GNL de Rusia

El Consejo Europeo, el órgano que reune a los presidentes y primeros ministros de los países miembros de la U.E., alcanzó a fines del año un acuerdo para dejar de importar gas natural ruso en todas sus variantes para el 2027.

En el caso del GNL, la prohibición comenzará a regir en los contratos en el mercado spot a partir del 25 de abril y en los contratos a largo plazo a partir del 1 de enero de 2027.

Las importaciones de GNL ruso paradójicamente crecieron significativamente en Europa luego de la invasión de Rusia sobre Ucrania. El récord de importación de GNL ruso fue de 17.8 millones de toneladas en 2024, según la consultora Rystad Energy.

La cuota de Rusia en las importaciones de gas por gasoducto de la UE se redujo de alrededor del 40% en 2021 a alrededor del 6 % en 2025. Si se agrega el GNL, Rusia representó alrededor del 12% del total de las importaciones de gas de la UE en 2025, según el Consejo Europeo.

En 2025, la U.E. importó más de 140 mil millones de metros cúbicos (bcm) de GNL, según datos de Bruegel. Estados Unidos fue el principal proveedor de GNL, representando casi el 58% del total de las importaciones.

De todas formas, Noruega sigue siendo el principal suministrador de gas natural a Europa, representando un tercio del suministro total.

Riesgo de recesión económica

El CEO de ENI también subrayó que la guerra en Medio Oriente impacta con fuerza en el suministro de diesel y jetfuel en Europa, con el consecuente aumento de sus precios. El gobierno italiano comparte esa preocupación debido al riesgo concreto de una recesión económica.

La Unión Europea y el Reino Unido importaron más de 50 millones de toneladas de diesel y más de 25 millones de toneladas de jetfuel en 2025, según datos de Vortexa. Aproximadamente una quinta parte de esas importaciones de gasoil y la mitad de las importaciones de jetfuel transitaron por el estrecho de Ormuz. 

Descalzi reconoció esta realidad en el mercado del diesel, que en Italia ya genera problemas de abastecimiento. «Al final de la semana, 600 estaciones de servicio hacían cola sin diésel», reveló el gerente.

El ministro de Economía de Italia, Giancarlo Giorgetti, declaró que «si la situación en los sectores energético y de combustibles continúa así, me temo que llegará una recesión«.

, Nicolás Deza

El Ministerio de Economía modificó un aspecto técnico clave del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) sobre los criterios que determinan si es o no un proyecto estratégico de inversión a largo plazo, uno de los principales aspectos que impulsaron al gobierno para lanzar el esquema de incentivos. La modificación permitirá que se adhieran al régimen más proyectos de upstream de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta, que originalmente no estaban contemplados al RIGI y fueron incorporados en febrero de este año.

La medida se instrumentó mediante la resolución 484 del Ministerio de Economía, que se publicó este lunes en el Boletín Oficial. En los hechos, el Palacio de Hacienda elevó del 30% al 35% el umbral de las ganancias operativas para que un proyecto no pueda recuperar lo invertido durante los primeros tres años. De este modo, el RIGI prevé en su reglamentación excluir a negocios de recupero rápido de la rentabilidad.

Si bien la medida incluye a todos los sectores productivos que están incluidos en el RIGI, es clave para la producción de petróleo y gas no convencional, ya que los pozos de Vaca Muerta tienen un rápido aumento de la producción, pero también un rápido declino productivo. Por este motivo, el desarrollo del shale requiere de altas tasas de reinversión anual para sostener los proyectos a lago plazo.

Al elevar este porcentaje e incorporar iniciativas con inicio de rentabilidad un poco más a corto plazo, la resolución permitirá que más operadoras presenten proyectos de upstream de Vaca Muerta para adherirse al RIGI.

RIGI: inversión a largo plazo

Uno de los principales objetivos del gobierno cuando lanzó el RIGI era concretar las inversiones estratégicas a largo plazo en sectores como la energía, minería e infraestructura, entre otros. Para determinar el carácter estratégico y de períodos prolongados de las inversiones se estableció un criterio sobre el tiempo de retorno de una inversión.

El esquema originalmente afirmaba que un proyecto no podía tener una recuperación del 30% de su inversión mediante ganancias operativas en los primeros tres años.

Para esto, el artículo 172 de la Ley 27.742 que le da un paraguas normativo al RIGI, estableció que las inversiones “serán consideradas de largo plazo en tanto tengan un cociente no mayor al 30% entre, por un lado, el valor presente del flujo neto de caja (ingresos por ventas menos los gastos operativos) esperado, excluidas inversiones, durante los primeros tres años a partir del primer desembolso de capital y, por otro lado, el valor presente neto de las inversiones de capital planeadas durante ese mismo período”.

Es decir, el RIGI prevé que si un proyecto genera ingresos que en solo tres años son equivalentes al 30% de la inversión no se considera de largo plazo. La modificación que estableció este lunes el Palacio de Hacienda amplía el mecanismo a un 35% y, en los hechos, flexibiliza el período de las inversiones adheridas al esquema de incentivos.

Los argumentos de la Secretaría de Energía

La resolución de este lunes del Ministerio de Economía subraya que “corresponde establecer que las inversiones serán consideradas de largo plazo o de larga maduración cuando tengan un cociente no mayor al 35% entre, por un lado, el valor presente del flujo neto de caja esperado, excluidas inversiones, durante los primeros tres años contados a partir del primer desembolso de capital”.

En los considerando de la resolución, la Secretaría de Energía señala “que la incorporación al RIGI de las actividades de explotación y producción (upstream) de nuevos desarrollos de hidrocarburos líquidos y gaseosos costa adentro presenta características estructurales sustancialmente distintas a las de otros sectores productivos”.

Además, la cartera a cargo de María Tettanamti argumenta que “particularmente en los desarrollos no convencionales se presentan estructuras de inversión y recuperación de capital específicas, caracterizadas por una recuperación inicial de inversiones más acelerada, pero seguidas por la necesidad de reinversión continua para sostener los niveles de producción a lo largo de la vida del proyecto, que puede extenderse entre 20 y 35 años”.

El texto oficial aclara que el umbral del período de rentabilidad de 30% “podría no reflejar adecuadamente la estructura económica y financiera de los proyectos hidrocarburíferos, resultando técnicamente razonable adecuar dicho umbral al 35%, a fin de mantener el criterio de inversiones de larga maduración previsto por el régimen y mejorar su alineación con la dinámica del sector”.

Además, la Subsecretaría de Energía Eléctrica también afirmó que “ajustar el cociente al treinta y 35% no desnaturaliza el carácter de largo plazo de los proyectos de inversión de infraestructura en el mencionado sector y, de esa manera, se conserva intacta la finalidad perseguida por el RIGI”.

, Roberto Bellato

Enarsa recibirá este martes a las 10 de la mañana las ofertas técnico-económicas de las empresas interesadas en adquirir el 50% que la compañía estatal posee en Citelec, la sociedad controlante de Transener, la principal transportista de energía eléctrica del país.

Según pudo saber EconoJournal de fuentes privadas, está garantizada la participación de al menos tres oferentes en la compulsa. Se trata del Grupo Edison Energía, un holding energético creado el año pasado liderado por los hermanos Juan y Patricio Neuss, que cuenta entre sus socios a Guillermo Stanley, Federico Salvai, Carlos Giovanelli (del grupo Inverlat), y también a Rubén Cherñajovsky y Luis Galli.

También participará de la licitación Genneia —la mayor generadora de energía renovable del país, cuyo principal accionista es Jorge Brito— y la distribuidora Edenor, controlada por los empresarios José Luis Manzano, Daniel Vila y Edgardo Filiberti.

Participaciones en duda

En el mercado se especulaba con la posible participación de otros actores relevantes del sector eléctrico, como Central Puerto y Aluar, pero hasta última hora del lunes no se había verificado su presencia en el proceso.

Tampoco estaba asegurada la participación del grupo Sielecki, socio de Pampa Energía y co-controlante de TGS, además de accionista en Petroquímica Cuyo. La expectativa en torno a este grupo radicaba en su vínculo con Pampa Energía, que actualmente comparte el control de Citelec con Enarsa. Sin embargo, su eventual participación tampoco se terminó de confirmar.

Transener, un activo estratégico

La venta de Transener es una de las principales prioridades del programa de privatizaciones del Gobierno. Se trata de un activo clave para el funcionamiento del sistema eléctrico nacional, dado que opera la red de transporte en alta tensión.

Desde el punto de vista financiero, la compañía presenta indicadores sólidos. Según los últimos balances, registra utilidades anuales superiores a los 200 millones de dólares, lo que la posiciona como un activo atractivo dentro del sector.

Sin embargo, en el mercado también señalan algunas limitaciones. Al tratarse de una empresa regulada, que no consolida directamente en los balances de los grupos controlantes y con un perfil de crecimiento acotado, no está del todo claro cuál es el nivel real de interés que despierta entre potenciales compradores.

¿Participación internacional?

En ese contexto, el Gobierno mantenía expectativas de que el proceso atrajera a fondos de inversión y compañías internacionales interesadas en desembarcar en la Argentina.

El activo presenta, en ese sentido, algunas ventajas: cuenta con un management profesional y estable, y podría funcionar como plataforma de entrada al mercado energético local. No obstante, a pocas horas de la apertura de sobres, no había señales claras de que ese interés externo se materialice en ofertas concretas.

Últimos ajustes al pliego

Las ofertas se presentarán finalmente este martes tras una última prórroga en el cronograma de la licitación. Según indicaron fuentes oficiales, la extensión del plazo se utilizó para introducir ajustes menores en el pliego, principalmente vinculados a requisitos técnicos mínimos para acreditar la capacidad operativa de los oferentes, así como a cuestiones formales del proceso.

La apertura de sobres permitirá dimensionar el nivel de competencia en una de las privatizaciones más relevantes del sector energético.

, Nicolas Gandini

El presidente de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), Roberto Cacciola, aseguró a EconoJournal que “los proyectos de cobre de clase mundial que están listos para comenzar la etapa de construcción y pueden ser afectados positivamente por los cambios en la Ley de Glaciares están en San Juan, Catamarca y Salta. Hay también un proyecto mediano de cobre en Mendoza”.

Cacciola identificó a cada uno de esos desarrollos: “En la provincia de San Juan están los proyectos Pachón, Los Azules, José María y Filo del Sol”. Los dos últimos están integrados en el distrito Vicuña, donde las compañías BHP y Lundin planean realizar una inversión de US$ 7.100 millones.

Por su parte, la minera canadiense McEwen Copper, a cargo del proyecto de cobre Los Azules, estima una inversión de US$ 3.170 millones, mientras que Glencore calcula invertir US$ 9.500 millones en el yacimiento El Pachón.

En San Juan también está el proyecto de cobre Altar, de la compañía Aldebaran, pero Cacciola aclaró que, a diferencia del resto, es el que está menos avanzado ya que se encuentra en etapa de prefactibilidad.

El titular de CAEM también afirmó que “en Catamarca está el proyecto Minera Agua Rica”. Se trata del proyecto MARA (Minera Agua Rica – Alumbrera), uno de los mayores desarrollos de cobre de la Argentina. En esta iniciativa, el gigante suizo Glencore podría realizar una inversión de US$ 4.000 millones.

Sobre los proyectos que podrían concretarse a partir de la modificación a la Ley de Glaciares, Cacciola también mencionó que “en Salta está el proyecto de cobre Taca Taca”, que está a cargo de la minera canadiense First Quantum Minerals, que prevé una inversión de hasta US$ 5.250 millones.

Además, el titular de CAEM añadió que “hay un séptimo desarrollo en Mendoza que es de menor envergadura que es Proyecto San Jorge (PSJ)”. Allí, la minera suiza Zonda Metals GmBH y el Grupo Alberdi tienen un compromiso de inversión de US$ 559 millones.

Cacciola subrayó que “seis proyectos de clase mundial pueden tener un impulso importante a partir de clarificar la situación con la modificación de la Ley de Glaciares. Con lo cual, entendemos que se van a acelerar los tiempos para que empiecen la etapa concreta de construcción”. Y agregó que “en forma inmediata estos proyectos van a empezar a analizar el tema de los recursos humanos y en cuanto se despejen los temas judiciales, que ya se presentaron, irán avanzando en las etapas posteriores”.

Según información de la Secretaría de Minería, el país cuenta con nueve proyectos de cobre avanzados en las regiones Cuyo y Noroeste por un CAPEX (gastos de capital) superior a los US$ 28.000 millones. La Argentina dejó de producir cobre a gran escala en 2018, cuando cerró la mina Bajo la Alumbrera en Catamarca.

Modificación a la Ley de Glaciares

EconoJournal también dialogó con Roberto Cacciola (CAEM) sobre distintos aspectos de la reforma a la Ley de Glaciares aprobada en el Congreso.

–¿Qué implica para el sector la modificación a la Ley de Glaciares?

–Se le da certeza sobre todo al tema del ambiente periglaciar, que de alguna manera en la ley estaba muy confuso porque parecía que tenía prevalencia sobre los glaciares. Hay un inventario que tiene total vigencia. La nueva norma permite que las provincias tengan mayor autonomía, que puedan elaborar y resolver las presentaciones de las empresas mineras sobre los estudios de impacto ambiental para ser aprobados y poder ir adelante con los proyectos.

– Uno de los ejes centrales del debate sobre la Ley de Glaciares fue el IANIGLA (Instituto Argentino de Nivología, Glaciología y Ciencias Ambientales), que es el ente que realiza el inventario sobre zonas periglaciares. ¿Qué visión tiene al respecto?

–En función de la cantidad de áreas que puedan estar dentro del inventario de glaciares seguramente habrá conversaciones lógicas entre las provincias y el IANIGLA. Y se completará lo que el IANIGLA no pudo hacer, pero no porque no quisiera, sino porque no tuvo recursos. Acá es importante destacar que el inventario del IANIGLA está basado en imágenes satelitales. En la actualidad, si hay alguna discrepancia respecto de lugares en que se quiere desarrollar hay que ir al terreno y validar cada zona que puede estar en discusión, cumpla o no una función hídrica estratégica. Si la cumple, no se podrá hacer ninguna actividad y si no cumple actividad hídrica se podrá seguir adelante y poder compatibilizar el cuidado ambiental con el desarrollo productivo. Para las empresas mineras, esto es una certeza, es decir, se va a saber si se va a poder hacer o no una actividad productiva en determinadas zonas.  Por otro lado, las provincias necesitaban esta autonomía y tienen los recursos y el personal idóneo para evaluar los proyectos.

—Hubo dos aspectos del proyecto de modificación de la ley que fueron criticados que fueron el uso del agua y el federalismo. ¿Qué opinión tiene sobre estos puntos?

–El proceso dejó algunas definiciones claras, sobre todo para la gente que tiene temores para que pueda evaluar y contar con mayores precisiones. La primera definición que tenemos que poner arriba de la mesa es que el objeto de la ley no se modificó, sigue siendo proteger los glaciares y el ambiente periglaciar en la medida que constituyan recursos hídricos estratégicos. Esto significa que no hay ningún tipo de cambio en el objeto de la normativa. Algunos quisieron instalar que se afectará el agua dulce para su utilización y eso no es cierto. Esto tiene que quedar totalmente claro, porque no se va a afectar ningún recurso hídrico que tenga vinculación con el cauce de ríos ni arroyos ni se va a impedir el fluido normal del agua como corresponde. La población puede tener un genuino temor sobre qué puede pasar con los cambios en la ley. El agua fue una herramienta para generar temor y la respuesta fue clara y evidente. Por otro lado, si en alguna zona donde se pretende llevar adelante un proyecto minero realmente hay una función hídrica como establece la ley, ahí entonces no se podrá realizar minería.

–-¿Y qué opinión tiene sobre las críticas falta de federalismo?

–Está claro que las provincias tienen potestad sobre los recursos minerales. La ley no hace otra cosa que otorgarles la autonomía que les corresponde por la Constitución Nacional. Se buscó bajarle el precio a la calidad de análisis que pueden tener los organismos provinciales para poder evaluar correctamente los estudios de impacto ambiental. Pero esto no es así, hoy las provincias cuentan con equipos técnicos suficientemente profesionalizados, tienen los elementos y, sobre todo, tienen la posibilidad de acceder a través del terreno para evaluar in situ si hay cuestiones que pueden afectar a los recursos hídricos. Nosotros celebramos que las provincias puedan ejercer mayor autonomía.

, Roberto Bellato

La Estrategia Federal Energética (EFE) es una iniciativa de las provincias argentinas, llevada adelante a través del Consejo Federal de Inversiones (CFI), para construir una planificación energética de nuestro país con una visión federal y de equilibrio territorial. Una planificación que contemple la voz de las provincias, de los productores locales, de los operadores del sistema. Requiere, sobre todo, saber cuáles son las limitantes que sortear en cada uno de los territorios, para poder avanzar en el desarrollo productivo de cada región y cada provincia.

El trabajo comenzó a partir de la necesidad de las provincias de la región Litoral. Desde junio 2025, durante nueve meses, un equipo de especialistas del CFI, en conjunto con técnicos y referentes provinciales recorrió Formosa, Misiones, Chaco, Corrientes, Santa Fe y Entre Ríos. Se realizaron más de 50 entrevistas con funcionarios y técnicos del sector público, y nos sentamos a conversar con más de 200 representantes del sector privado de las principales cadenas de valor de la región. Así, empresarios de los principales sectores productivos del Litoral transmitieron sus necesidades de cara a proyectar el crecimiento y el desarrollo productivo del territorio. Emergieron, entre otros, proyectos vinculados a mejoras de infraestructura, operación y gestión, sistemas de la información, y múltiples requerimientos vinculados a poder armonizar los diferentes marcos regulatorios.

A partir de esta tarea se encontró un enorme potencial energético de la región que se encuentra subutilizado. El Litoral aporta casi un quinto de la generación eléctrica del país, la mitad de toda la generación hidroeléctrica nacional —gracias a Yacyretá y Salto Grande principalmente—, el 60% de la producción de biocombustibles y el 77% de la generación con biomasa. Una región que explica el 15% del producto nacional y que tiene múltiples recursos renovables a disposición. El desafío no es la falta de potencial: es la brecha entre ese potencial y la capacidad concreta de aprovecharlo.

Para identificar con precisión esa brecha, se trabajó en conjunto con diez cadenas productivas que priorizaron las provincias por su peso económico y su presencia transversal en toda la región: la láctea, la arrocera, la yerbatera, la frutícola, la textil, la cárnica, las oleaginosas, la metalmecánica, la forestal y el turismo. Estas cadenas representan cerca del 75% del entramado agroindustrial del Litoral.

La metodología de la EFE aborda principalmente tres componentes articulados: el análisis de la oferta —electricidad, gas, combustibles, transición energética—, el análisis de la demanda productiva, y la planificación de mediano y largo plazo. La síntesis de ese proceso es la identificación de proyectos estratégicos concretos. Son iniciativas con nombre y apellido como la reactivación del GNEA, la interconexión internacional de Formosa con Paraguay, el marco regulatorio para el aprovechamiento hidroeléctrico en Misiones, el gasoducto productivo en Entre Ríos, los proyectos solares en Chaco y la renovación de las líneas de baja tensión en Rosario. Proyectos que ya están en la agenda de las provincias, que tienen respaldo técnico, y que con el impulso correcto pueden cambiar las condiciones productivas de regiones enteras.

Todo ese trabajo fue realizado junto a quienes conocen el territorio mejor que nadie: los técnicos provinciales, los operadores del sistema y los referentes sectoriales. El pasado 6 de marzo en Paraná, en un encuentro con todos estos actores, se abordaron diferentes temáticas (energía eléctrica, gas, combustibles líquidos y transición energética), y se discutieron, ajustaron y legitimaron los proyectos.

El litoral es el primer capítulo de una estrategia que en 2026 se extenderá a todas las regiones del país. El objetivo es llegar a fin de año con este dispositivo desplegado de Jujuy a Tierra del Fuego, construyendo una hoja de ruta energética federal como resultado de un proceso técnico riguroso y participativo.

(*) Economista y Jefe de Sistemas Productivos Regionales del Consejo Federal de Inversiones (CFI). Coordina la Estrategia Federal Energética desde su lanzamiento.

, Matías Ginsberg (*)

La presentación del libro «Vaca Muerta, Tesoro y Faro para la Argentina», escrito por el exgobernador de Neuquén Jorge Sapag, permitió un espacio de balance histórico y proyección estratégica para el sector energético.

Con el foco puesto en la exportación, la obra plantea un recorrido vivencial sobre el nacimiento, el presente y el futuro de Vaca Muerta con el objetivo de mostrar cómo una política de Estado provincial se convirtió en el motor de crecimiento más dinámico de la Argentina contemporánea.

Realizado en el Museo Fernández Blanco de la Ciudad de Buenos Aires, el evento reunió en un panel de especialistas junto al autor: Marcos Bulgheroni (CEO de PAE) y el consultor Daniel Gerold, con moderación de Nicolás Gandini, director de EconoJournal, y la presencia del gobernador, Rolando Figueroa.

Sapag recordó los inicios de la formación, cuando la provincia de Neuquén asumió la responsabilidad de revertir el declino energético nacional: «Nos dicen ese año: ‘muchachos, arréglense. La declinación de los yacimientos convencionales ahora es problema de ustedes. Vean qué hacen’», recordó el autor de la obra editada por Sidera Media.

Esa coyuntura derivó en la creación de un marco normativo específico que permitió el desembarco de capitales intensivos. «Ahí vino la oportunidad de sacar una ley provincial que fue la ley de Loma Campana, la 2867, y que fue clave porque se convirtió en el primer desarrollo no convencional. Yo lo llamo la campana de largada de Vaca Muerta«, explicó Sapag.

Pese a los vaivenes de la economía nacional, el proyecto mantuvo su integridad gracias a la resiliencia del sector. «Vaca Muerta nació a pesar de una macroeconomía calamitosa y desquiciada. Su desarrollo es fruto del trabajo, la decisión, el coraje de miles de hombres y mujeres que abrazaron este desafío», sostuvo Sapag.

Vaca Muerta y el salto hacia la escala global

A su turno, Bulgheroni, quien tuvo a su cargo el prólogo de la obra, destacó la madurez alcanzada por la formación y su posición única en el mapa energético: «No hay otro en el mundo, salvo Canadá, pero que es muy muy pequeño, que tenga la dimensión, la importancia y la madurez que tiene Vaca Muerta« por fuera de los Estados Unidos.

Para el directivo de Pan American Energy, la competitividad frente a otros mercados internacionales es el próximo gran paso, especialmente en el segmento del gas natural licuado: «Pudimos hacer un buen negocio razonable, competitivo, porque al final del día tiene que ver con poder competir con Estados Unidos».

En tanto, Gerold analizó el impacto económico que el desarrollo no convencional produjo en las finanzas neuquinas. «El 85% de recursos de la provincia de Neuquén son propios. Y eso le da autonomía, le da autarquía, le da la posibilidad de no depender de la coparticipación federal de impuestos», detalló, subrayando la singularidad del caso en la Argentina.

Gerold definió la trayectoria de la formación como «una historia rara de éxito que a veces no es muy conocida… una historia de éxito en un país que está lleno de fracasos».

Finalmente, la charla abordó la necesidad crítica de infraestructura para no limitar el potencial del recurso. Sapag evocó conversaciones clave de hace más de una década: «En el 2013 me decían ‘Jorge, está muy bien todo este desarrollo Vaca Muerta. Pero si no hacemos ductos es como el tema de los ferrocarriles en el 1900´, y se hicieron 30.000 kilómetros de vías. Aquí hay que hacer ductos. Sin ductos no tenemos destino para el gas y para el petróleo», avizoró el autor.

, Redacción EconoJournal

El gasoil mayorista ya cuesta hasta un 7% más caro que el que se vende en las estaciones de servicio, lo que representa una anomalía respecto del funcionamiento habitual de la cadena de comercialización de combustibles. Por la guerra en Medio Oriente, la cotización internacional de este derivado del petróleo se disparó en las últimas semanas, pero como en el segmento minorista rige un congelamiento por 45 días, los operadores están vendiendo a pérdida. Al mismo tiempo, en el canal mayorista los precios continúan subiendo justo en la antesala de la cosecha gruesa de soja.

El problema a nivel internacional no son solo los precios del gasoil sino la disponibilidad física del producto en un contexto donde la circulación por el Estrecho de Ormuz se complica cada vez más. Esa incertidumbre se refleja en las primas vigentes. Habitualmente, el gasoil se comercializa a la cotización del Heating oil más un premio de 7 centavos por galón. Sin embargo, en estos últimos días esa prima es de 70 centavos, diez veces mas cara.  

El precio mayorista se dispara

El precio en surtidor incorpora no sólo el costo del producto en origen, sino también los gastos de transporte, distribución, comercialización e impuestos, por lo que suele ubicarse por encima del valor mayorista. La inversión de esta relación, sugiere la existencia de desajustes en la formación de precios.

En este caso, se combina el congelamiento de precios en las estaciones de servicio con el hecho de que el segmento mayorista se encuentra más expuesto a las variaciones del mercado global —incluyendo el precio de importación del combustible, el tipo de cambio y los costos de reposición—, lo que tiende a reflejarse con mayor rapidez en sus valores.

Raizen y Trafigura, dos compañías no integradas, ya están vendiendo el gasoil mayorista un 7% más caro que para los minoristas. Axion cobra un 2% más caro en el canal agro que en el minorista –a las industrias les cobra todavía más caro-, mientras que YPF es la única compañía que mantiene equilibrados los precios de los dos canales.

Lo preocupante es que está situación se produce justo cuando está por comenzar la cosecha gruesa de soja, que implica un incremento significativo en la demanda de gasoil.  Por lo tanto, lo más probable es que empiece a observarse un cruce de canales. Es decir, que los productores rurales acudan al segmento minorista en busca de gasoil para minimizar sus costos, lo que termine disparando la demanda y provocando faltantes en las estaciones de servicio.

El fracaso de las negociaciones en Medio Oriente

Cuando YPF anunció el mecanismo de amortiguación de precios por 45 días, la expectativa empresaria era que Estados Unidos e Irán logren un acuerdo en el corto plazo. Eso hubiera permitido un barril de crudo por debajo de los 90 dólares o incluso menor. Sin embargo, el fracaso de las negociaciones en Islamabad durante el fin de semana volvió a disparar el precio del barril por encima de los 100 dólares a partir de este lunes.

Irán controla el Estrecho de Ormuz y viene habilitando el paso de algunos buques, pero Estados Unidos adelantó el sábado que concretará un bloqueo perimetral de ese mismo estrecho impidiendo el paso en aguas internacionales de cualquier buque que le pague a Irán. De este modo, se espera que la circulación por ese pasaje quede finalmente bloqueada para todos los buques. Esa situación no solo impactará en los precios, sino que incluso complicará el acceso a este combustible.   

, Fernando Krakowiak

New American Oil (NAO), la empresa argentina dedicada a soluciones integrales de abastecimiento de combustibles y servicios logísticos, informó avances en un proyecto de mejora y readecuación integral de los drenajes y del tratamiento de residuos en la Estación de Bombeo de Challacó, con el objetivo de fortalecer las condiciones operativas y ambientales del sector y proyectar mejoras de largo plazo.

Según comunicó la compañía, para el desarrollo de la ingeniería necesaria se contrató a la empresa Dibutec, que tendrá a su cargo la definición de las soluciones técnicas más adecuadas para el sistema de drenajes y el manejo asociado de efluentes y residuos.

Nuevo proyecto

NAO indicó que el trabajo se lleva adelante en conjunto con su equipo de EHS y Medioambiente, con el objetivo de contar con una propuesta integral que permita mejorar el manejo de efluentes y residuos, en línea con los estándares que busca consolidar en sus instalaciones.

“La mejora de drenajes y el tratamiento de residuos requieren una mirada integral: diagnóstico, ingeniería y definición de soluciones técnicas, para acompañar mejoras sostenidas en el tiempo”, señalaron desde la compañía.

Datos clave

Ubicación: Estación de Bombeo Challacó, Neuquén.

Proyecto: mejora y readecuación integral de drenajes y tratamiento de residuos.

Ingeniería: contratada a Dibutec para definir soluciones técnicas.

Implementación: trabajo conjunto con EHS y Medioambiente para una propuesta integral y mejoras de largo plazo.

, Redaccion EconoJournal

New American Oil (NAO), la empresa argentina dedicada a soluciones integrales de abastecimiento de combustibles y servicios logísticos, informó la ejecución de una parada programada de mantenimiento general en su planta de Plaza Huincul, realizada durante las jornadas del 4 y 5 de febrero, con aproximadamente 19 intervenciones planificadas orientadas a sostener la disponibilidad de equipos clave y reducir el riesgo de paradas no programadas.

Entre los trabajos realizados, NAO destacó como punto relevante el cambio de quemador de uno de los hornos, una mejora que permite unificar la marca de los cuatro equipos. Según informó la compañía, esta decisión simplifica la gestión de repuestos, el servicio postventa y los criterios de mantenimiento, favoreciendo una operación más eficiente y ordenada.

Parada programada

Además, durante la parada se avanzó con tareas de limpieza en hornos y otros equipos, extracción y montaje de mazos en intercambiadores, pruebas hidráulicas y la readecuación del acceso al área 300, como parte del plan de mantenimiento general.

NAO indicó que el resultado de la jornada fue positivo y que este tipo de intervenciones reflejan el crecimiento de los equipos en planificación, coordinación y ejecución. En ese sentido, señaló que el aprendizaje acumulado fortalece la confiabilidad operativa de la planta y consolida una base más eficiente para el mantenimiento futuro.

“Estas paradas programadas permiten ordenar el mantenimiento, estandarizar criterios y sostener la disponibilidad de equipos críticos, con foco en confiabilidad operativa en Plaza Huincul”, indicaron desde la compañía.

Datos clave

• Ubicación: Plaza Huincul, Neuquén.
• Parada programada: 4 y 5 de febrero.
• Alcance: ~19 intervenciones planificadas para reducir paradas no programadas.
• Trabajo destacado: cambio de quemador para unificar la marca de los cuatro hornos y simplificar repuestos/criterios de mantenimiento.
• Tareas complementarias: limpieza, mazos, pruebas hidráulicas y readecuación de acceso al área 300.

, Redaccion EconoJournal

Trafigura, uno de los mayores traders de combustibles del mundo, presentó este lunes la mejor oferta en la licitación realizada por la estatal Enarsa para seleccionar un agregador privado encargado de importar y comercializar los cargamentos de Gas Natural Licuado (GNL) que se consumirán durante el invierno.

La compañía con sede en Ginebra presentó la oferta económica más competitiva del proceso, con una prima de 4,91 dólares por millón de BTU por sobre el precio del gas natural en el mercado europeo, referenciado en el índice TTF (Title Transfer Facility), principal indicador de precios del GNL en Rotterdam. Pero Naturgy, su único competidor, ofertó una prima apenas superior, de 4,95 dólares.

Como la diferencia es exigua y no supera el 1% entre uno y otro, habría un desempate entre ambas empresas para definir al ganador, según se desprende de la lectura del pliego diseñado por la Secretaría de Energía. Aún así, desde la cartera que dirige María Tettamanti optaron por no realizar comentarios ante la consulta de este medio. La respuesta oficial se conocerá en las próximas horas. En cualquier caso, es una buena señal para el Estado porque el proceso resultó super competitivo, incluso en un escenario signado por la Guerra en Medio Oriente que disparó los precios del petróleo y genera incertidumbre sobre el acceso físico a los cargamentos de GNL.

GNL: una nueva etapa

El esquema licitatorio impulsado por la Secretaría de Energía apunta a delegar, por primera vez en 18 años, en un actor privado la función de agregación de demanda, importación y comercialización del GNL que se regasificará en las terminales locales durante los meses de mayor consumo.

En los hechos, la empresa adjudicataria actuará como intermediario entre el mercado internacional y la demanda local, abasteciendo principalmente a grandes usuarios industriales, generadoras eléctricas y en menor medida a clientes residenciales de distirbuidoras.

Trafigura controla en el país la red de estaciones de servicio Puma Energy y, en paralelo, viene ampliando su presencia en distintos segmentos del negocio. En upstream, participa como socio financiero en desarrollos en Vaca Muerta, mientras que también impulsa proyectos de infraestructura vinculados a la exportación de crudo.

En el segmento gasífero, la firma ganó protagonismo en el último año al asumir un rol activo en la importación de gas desde Bolivia para cubrir picos de demanda invernal. La iniciativa se enmarca en un objetivo más ambicioso: construir una comercializadora de gas natural en la Argentina.

Naturgy, en tanto, es una de las tres mayores distribuidoras de gas de la Argentina junto con Metrogas y Camuzzi. Y cuenta con una comercializadora de gas asociada por lo que cubre un porcentaje importante de la demanda industria en la zona del Litoral.

, Nicolas Gandini