La producción de petróleo registró un crecimiento interanual de 17,2% entre enero y mayo, apuntalado fundamentalmente por Vaca Muerta que se disparó un 36,3 por ciento. Los grandes proyectos de infraestructura que las grandes operadoras están impulsando, como el oleoducto VMOS, muestran que la actividad seguirá creciendo. Sin embargo, el contexto no se presenta por ahora tan auspicioso para la red de proveedores locales, fundamentalmente pymes, que dependen de esa industria.
La falta de financiamiento, la suba de costos en dólares y la mayor importación está configurando un escenario complejo para esas firmas que son las que aportan mayor valor agregado y empleo. ¿Puede Vaca Muerta convertirse por si sola en una locomotora que mejore la situación de las pymes proveedoras o hacen falta políticas públicas complementarias? Con la intención de poner el foco en ese contexto desafiante para la cadena de valor, EconoJournal realizará el martes 11 de agosto por la mañana una nueva edición de Supplier Day en la Sala Dorrego del Club Hípico Alemán de Buenos Aires.
La apertura del encuentro, prevista para las 8:30, estará a cargo de Horacio Marín, CEO y presidente de YPF. Su presencia genera fuerte expectativa porque es la mayor productora de gas y petrolero del país.
Operadoras y empresas de servicios
Luego seguirán dos paneles donde directivos de las principales operadoras analizarán cuáles son los desafíos y exigencias que tendrán por delante en esta nueva etapa donde se busca seguir consolidando el crecimiento de la industria.
A las 9 será el turno de Guillermo Murphy, Supply Chain Vicepresidente de Tecpetrol; y Pablo Zelerteins, Supply Chain Director de Pluspetrol, bajo la moderación de Nicolás Gandini, director de EconoJournal.
A las 9:25 empezará el segundo panel de operadoras con Walter Actis, Vice President of Supply Chain and Services de YPF y Marcelo Gioffré, Vicepresidente de Supply Chain y Seguridad Patrimonial de PAE, moderados por Sabina Trossero.
Otro capítulo estará dedicado a las empresas de servicios, las cuáles, al igual que las operadoras, también se distribuirán en dos paneles. En el primero, a las 9:50 horas, expondrán Diego Argañaraz, Project & Account Manager de SLB; Fabián Mendoza, Account Manager de Halliburton; y Francisco Liberatore, Senior Director Oil & Gas Services de Tenaris, también moderados por Sabina Trossero.
A las 10:15 comenzará el segundo panel de las firmas de servicios con Gerardo Molinaro, VP Land Drilling de DLS; Walter Paris, Director Ejecutivo Servicios de Pecom; y Leonardo Torres, Supply Contracting Director de Techint. La moderación en este caso correrá por cuenta de Ezequiel Cufré.
Inteligencia artificial e insumos críticos
A las 11 el foco estará puesto en la aplicación de soluciones de inteligencia artificial en oil&gas. El encargado de exponer en el capítulo Spotlight será Walter Abrigo, Director General de Santex.
A las 11:15 se analizarán los insumos y servicios críticos para el desarrollo de Vaca Muerta, puntualmente la arena y toda la logística que requiere su traslado. Allí expondrán Maximiliano Corbella, Director Comercial de Delta Arenas; Gustavo Maluendez, Vicepresidente de Cristamine; Juan Cruz López, Presidente de Transporte Peduzzi; y Gonzalo Cicilio, Gerente de Energía y Minería de Andreani. Modera Pablo Fiscaletti, Presidente de QM.
El desafío de las pymes
Luego sigue el panel “Desafío Pyme: ¿cómo escalar la capacidad de contratación?” con Federico Gayoso, CEO de Transeparation; Francisco Di Raimondo, CEO de Moto Mecánica; Leandro Tercic, Director General de Valmec; y Lucas Albanesi, Gerente Comercial de Rio Neuquén Distrito Industrial.
A las 12:10 habrá otro panel que pondrá foco en las pymes: “Cómo compite una Pyme argentina en un ecosistema cada vez más exigente. ¿Por qué algunas evolucionan y otras quedan afuera?”. Los participantes serán Nicolás D´Angelo, Director Comercial de Equipel, Eugenio Forchieri, Gerente de Operaciones de CIAR y Martín Leiva, Country Manager Argentina de EKU.
Por último, habrá un “One to One” con PWC. Expondrán Juan Nazar, Forensics Manager de PwC Argentina y Diego Taich, Cybersecurity, Technology & Forensics Leader de PwC con la moderación de Gustavo Pérego, Director de ABECEB y Sabina Trossero.
ALTAVE acumula más de 3 millones de horas de monitoreo y atiende a clientes como TotalEnergies, Halliburton, Petrobras, ENI y Petronas.
La producción de petróleo en la Argentina podría cerrar 2026 en su mayor nivel histórico: las estimaciones apuntan a 900 mil barriles diarios, un salto del 16% respecto de 2025. La Cuenca Neuquina explica cerca del 70% de ese volumen, con inversiones que ya acumulan más de US$ 130.000 millones en el sector.
Esta expansión implica mucho más que nuevos pozos y mayor capacidad productiva. Significa también más obras, más personal y más equipos operando en áreas remotas y de riesgo – y vuelve evidente un desafío que va más allá de lo operacional: ¿cómo mantener la seguridad, el control y la eficiencia en una escala que avanza más rápido que la capacidad de los equipos para monitorear todo de manera manual?
Es en ese contexto que ALTAVE amplía su presencia en la Argentina, con una tecnología desarrollada para transformar imágenes y video en información operacional y apoyar la toma de decisiones en tiempo real.
Una tecnología aún poco explorada en la región
El Intelligent Video Analytics es una de las respuestas que el sector viene explorando para ese desafío, y pocas empresas cuentan con el historial que ALTAVE ha acumulado en ese frente. Fundada en Brasil hace 15 años con foco en el desarrollo de tecnologías para ambientes críticos, la compañía opera en más de 160 sitios activos globalmente, acumula más de 3 millones de horas de monitoreo y atiende a clientes como TotalEnergies, Halliburton, Petrobras, ENI y Petronas. Es con el ALTAVE HARPIA, su plataforma propia de visión computacional con IA, con la que la empresa busca ampliar su actuación en la Argentina: un sistema capaz de interpretar las imágenes ya generadas por la operación para detectar eventos, emitir alertas y estructurar datos para el análisis.
Si bien el video analytics ya está consolidado en operaciones críticas en otras regiones, la tecnología aún tiene escasa difusión entre las operadoras y prestadoras de servicios en la Argentina. «Lo que vemos hoy es un mercado que crece muy rápido y que todavía percibe el video analytics como algo nuevo. Las empresas que adopten esta tecnología tempranamente van a marcar diferencia en seguridad y eficiencia operacional», afirma Bruno Avena, CEO de ALTAVE.
Aplicaciones para el onshore de Vaca Muerta: de la seguridad a la inteligencia operacional
En las operaciones onshore, el ALTAVE HARPIA transforma cámaras en sensores inteligentes capaces de brindar control total de lo que sucede en superficie. Tanto en seguridad como en performance operacional, detecta intrusiones en activos lineales y áreas restringidas, controla zonas de exclusión sobre líneas de alta presión, monitorea la coreografía de camiones de arena y hace el seguimiento de la circulación de personal en locación. «En los ambientes de perforación y completación, hay una combinación desafiante de escala, velocidad y dispersión operacional. Nuestra propuesta es ampliar la visibilidad de la operación, permitiendo monitorear lo que no puede pasar desapercibido», explica Bruno Oliva, Head Comercial de ALTAVE en la Argentina.
La actuación de la plataforma no se limita a la seguridad. Sus módulos de performance operacional – un desarrollo que aún no tiene equivalente directo en el mercado – vienen generando un interés creciente entre las operadoras de la cuenca. «La tecnología no transforma los procesos por sí sola. El resultado aparece cuando los datos se incorporan a las rutinas y ayudan a los equipos a actuar antes de que una desviación operacional derive en un incidente o una interrupción», completa Avena.
Quince años de experiencia
Con 14 patentes registradas, marcación CE para su comercialización en la Unión Europea y acreditación como Empresa Estratégica de Defensa por parte del Ministerio de Defensa de Brasil, ALTAVE identificó más de 145 mil eventos de seguridad en 2025 en rigs, refinerías, plataformas, embarcaciones, ferrocarriles y áreas de minería en todo el mundo.
A medida que la producción en Vaca Muerta encadena récords, la seguridad, la inteligencia artificial y la eficiencia pasan a formar parte de una misma decisión de inversión en el sector. Para ALTAVE, ese movimiento abre el espacio para que el Intelligent Video Analytics deje de percibirse únicamente como una herramienta de monitoreo y pase a integrarse a la infraestructura de inteligencia operacional en el campo.
El proyecto oficialista cuenta con el aval de las refinadoras.
El Senado ya analiza un nuevo proyecto de ley de Biocombustibles que pretende desregular el mercado y avanzar en cambios significativos que aumentarán el cupo obligatorio de mezcla. El nuevo documento que lleva la firma de Patricia Bullrich, presidenta del bloque de la Libertad Avanza, cuenta con el aval de empresas del sector y establece un esquema basado en la paridad de importación.
La nueva legislación propone extender el período de transición para mezclas y cupos hasta el 31 de diciembre de 2031 y, en caso de aprobarse, tendrá una vigencia de 15 años. Contempla un aumento en los niveles de corte obligatorio de biocombustibles, lo que permitiría absorber capacidad ociosa, e introduce un esquema gradual de licitaciones para la asignación de cupos y la formación de precios. Tras dos sesiones informativas en la Comisión de Minería, Energía y Combustibles, el oficialismo pretende llegar a un acuerdo para lograr un dictamen de comisión y su posterior tratamiento en el recinto.
El intento de una reforma a la Ley 27.640 de Biocombustibles había quedado detenido tras un intento fallido del oficialismo de aprobar modificaciones junto con la Ley Bases. En ese momento, el entonces secretario de Energía, Eduardo RodríguezChirillo, había decidido retirar los cambios iniciales que promovían la liberalización del sector y finalmente, bloqueó el ingreso al negocio de petroleras y condicionó la participación de grandes aceiteras.
Tras varias idas y vueltas, el gobierno de Javier Milei decidió retirar el capítulo de Biocombustibles del proyecto conocido como “Ley Ómnibus” para esperar un acuerdo con las provincias y empresas como cerealeras y refinadoras. A dos años de esa discusión, ahora el Senado se propone aprobar en las próximas sesiones esta nueva legislación que cuenta con el aval de varias empresas.
Fuentes del Senado confirmaron a EconoJournal que actualmente se debaten en comisiones tres iniciativas diferentes para reemplazar el régimen vigente de biocombustibles: la del oficialismo, una liderada por la senadora de Salta, Flavia Royon, y otra presentada por la senadora cordobesa de Provincias Unidas, Alejandra María Vigo.
El proyecto más reciente y que cuenta con mayor aval es el impulsado por el Gobierno nacional, que propone avanzar hacia un esquema más desregulado, basado en acuerdos entre privados, con un período de transición fijado hasta 2031. En primera instancia, el oficialismo presentó un proyecto que luego modificó introduciendo cambios en 9 artículos a pedido de cámaras y empresas.
Nuevos cortes mínimos
En cuanto a los cortes, la propuesta oficialista establece para el gasoil un 7,5% de porcentaje de mezcla mínimo obligatorio de biodiésel, disponiendo que a partir de los 12 meses de la sanción de la ley el porcentaje se elevará al 10%. En las naftas, propone que deberán contener un porcentaje mínimo obligatorio de mezcla del 12% de bioetanol, mientras que a partir de los 12 meses dicho corte ascenderá al 15%.
En ambos casos, el proyecto faculta de manera excepcional a la Autoridad de Aplicación (la Secretaría de Energía) a modificar los porcentajes obligatorios únicamente por motivos ambientales, sociales o económicos, además de razones técnicas, de calidad o para asegurar el abastecimiento del mercado interno.
También prevé un esquema de transición para el co-procesamiento, es decir, la incorporación de materia prima no fósil en la producción de gasoil por parte de mezcladores que a su vez sean refinadores. El cómputo de este mecanismo dentro del corte obligatorio de biodiésel podrá aplicarse de forma gradual: 0,5% en 2028, 1% en 2029, 1,5% en 2030 y 2% en 2031, hasta converger con el límite máximo del 3%.
Por otro lado, establece un mecanismo de comercialización y libre competencia que elimina la división en regiones geográficas dentro del Mercado Electrónico general. No obstante, mantiene y traslada la potestad de determinar regiones geográficas de negociación para el segmento de biodiésel de las Empresas No Integradas en el período de transición, con el fin de optimizar costos logísticos.
Asimismo, se sustituye el esquema de precios máximos fijados por uno de precios de referencia de paridad de importación. De esta forma, el precio pasa a ser libre, pero si superara la paridad de importación, se habilita la activación del mecanismo de excepción que autoriza la importación de biocombustibles. Este fue uno de los puntos más discutidos en el plenario de comisiones. Claudio Molina, analista de energías renovables, expuso que esto podría habilitar importaciones a precios de dumping.
Por otra parte, el proyecto dispone que durante el período de transición una porción específica del corte obligatorio se destine a comercializarse a través del mercado regulado exclusivamente mediante empresas no integradas (pymes independientes). Además, para evitar que una sola firma domine dicho segmento, fija que ninguna empresa o grupo económico no integrado podrá exceder el 14% del total comercializado por año dentro de esta categoría.
Postura de las refinerías y el impacto en el surtidor
La iniciativa presentada por el oficialismo es por el momento la que cuenta con el aval de los diferentes actores, entre ellos, las refinerías. En el caso de YPF, que controla mayoritariamente el mercado de combustibles, Mauricio Martin, vicepresidente Ejecutivo de Midstream y Downstream, aseguró que actualmente el precio del biocombustible “está por encima un 40% del combustible fósil, con picos que llegaban hasta el 80%”.
En relación con los nuevos cortes y su impacto en el surtidor, Martin afirmó que llevar el corte de biodiésel al 10% “impactará en un 3% adicional en los precios de los combustibles al consumidor”.
Más demanda y costo fiscal
El proyecto se debate en un contexto de crecimiento de la demanda de biocombustibles a nivel mundial y del fuerte encarecimiento en el país, lo cual provocó que, en comparación con los combustibles fósiles, los biocombustibles tuvieran precios por sobre el 40%.
Por otro lado, la caída de las exportaciones de biocombustibles implicó una menor recaudación para el Estado nacional y un costo fiscal que ascendió a los US$ 300 millones en 2025 y que acumuló US$ 6.500 millones en los últimos 15 años, según un informe elaborado por la consultora Economía y Energía.
Entre otros cambio, el nuevo proyecto incluye también la creación de un Mercado Electrónico como mecanismo que concentre la comercialización «de manera única, transparente y de acceso público, administrado por un organismo independiente con experiencia comprobada en negociación de productos energéticos y bajo estándares internacionales de comercio».
Además, incentiva a las provincias y a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires a que fomenten regímenes propios opcionales e incrementales para el usuario que habiliten la comercialización de cortes superiores.
El almacenamiento de la energía solar dejó de ser un complemento para convertirse en parte fundamental de cada proyecto.
La industria solar mundial atraviesa un cambio de paradigma en donde el almacenamiento energético se convirtió en parte central de los proyectos de utility scale y dejó de ser una tecnología complementaria. El fenómeno, acompañado por BLC Power Generation, empresa del grupo BLC Global, fue el eje central de la última edición de Intersolar Europe 2026, el punto de encuentro de la industria solar.
Con la presencia de más de 100.000 participantes, cerca de 1.350 expositores y una exhibición de más de 100.000 m2, el desarrollo de la mega feria demostró que en los últimos años el mercado de energías renovablesaceleró una transformación que se venía gestando y que en la actualidad, se consolida tanto desde el desarrollo tecnológico como desde el marco regulatorio.
Desde hace ya varios añosBLC Power Generation forma parte de esta tendencia ofreciendo entre sus productos soluciones integrales para la gestión inteligente de plantas renovables y de sistemas de almacenamiento. Lejos de ser una moda, el cambio de paradigma otorga a los sistemas de gestión Optimum PG-EMS desarrollados por la compañía un papel cada vez más relevante tanto en la administración de la energía almacenada, como en la optimización de su despacho y la interacción entre generación y red.
El almacenamiento de la energía solar en la feria Intersolar Europe 2026
Durante la última edición de Intersolar Europe 2026 se evidenció un crecimiento acelerado y consolidado del almacenamiento energético.
A lo largo de la mega exposición hubo un eje constante: el crecimiento acelerado y consolidado del almacenamiento energético. Así lo demostró la mayor presencia tanto de soluciones BESS -de litio y de sodio- como el avance de tecnologías basadas en el hidrógeno.
En paralelo, el mercado dio señales positivas dejando atrás el descenso de años anteriores en el precio de los componentes fotovoltaicos con una mayor estabilidad de costos. Al mismo tiempo, los cambios en la política de exportaciones de China anticipan un escenario diferente para la industria.
El mensaje de la Intersolar Europe 2026 fue claro: las nuevas plantas solares ya no se proyectan sin almacenamiento. La inclusión de baterías responde no solo a necesidades operativas como a nuevos requerimientos regulatorios orientados a mejorar la flexibilidad y la estabilidad de la red eléctrica. Y BLC Power Generation acompaña e impulsa este cambio.
María Emilia Soria es intendenta de General Roca y será la candidata del peronismo en Río Negro.
María Emilia Soria, intendenta de General Roca y exdiputada nacional, acelera el armado de su candidatura parala gobernación de Río Negro en representación del peronismo. Lo hará desde un lugar opositor de la gestión de Alberto Weretilneck y con una mirada crítica respecto al desarrollo de los proyectos exportadores de Vaca Muerta que avanzan en la provincia.
«Han conformado a Río Negro con poder exigir 50 trabajadores de la Uocra», criticó en diálogo con EN/CLAVE. Sostuvo que falta un mayor derrame aguas abajo de las obras que integre a las pymes locales y reclamó que el gobierno provincial exija más a las empresas como ocurre en Neuquén.
Roca, que es la segunda ciudad más poblada de la provincia, adhirió al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) a propuesta de la intendenta como señal de «buen entendimiento», pero afirmó que el Parque Industrial aún no recibió ninguna inversión nueva desde su sanción.
Soria encabezará un acto político el sábado 8 de agosto en su localidad, aunque prefiere no hablar de lanzamiento. «Todavía no tenemos calendario electoral, así que no podríamos hablar de candidaturas. Sí de aspiraciones y de un esquema de trabajo de cara al proceso electoral», planteó.
El encuentro reunirá, no solamente a dirigentes del PJ rionegrino, sino también a extrapartidarios y otras agrupaciones que aspiran a integrar una alianza más amplia en las elecciones del año que viene. Soria definió al justicialismo como la «columna vertebral», pero llamó a buscar «amplitud, mucha escucha y trabajar en la unidad».
Según pudo saber EN/CLAVE, en el acto se espera la presencia de referentes de la UCR, hoy dividida en el apoyo a Juntos Somos Río Negro. Apuntan a los radicales «de buena madera», como llaman en el peronismo a quienes se plantaron en defensa de la universidad pública y quienes «se pintaron de verde», pero que no fueron escuchados por el gobierno.
El peronismo llegará a la elección del 2027 con el envión que le dio el triunfo en las legislativas nacionales del año pasado y con la unidad que otros distritos aún no están logrando sintetizar. Soria ratificó que aspira a llevar en la fórmula a un dirigente de Bariloche, la ciudad con mayor peso demográfico de la provincia, pero aseguró que aún no hay nombres propios porque «las conversaciones no están 100% definidas».
Ese factor le añadiría un rasgo más a una candidatura que ya se anticipa competitiva y que abre una disyuntiva para La Libertad Avanza: impulsar una lista propia con Enzo Fullone o Aníbal Tortoriello o evitar una división por tres y darle su apoyo a la eventual reelección de Weretilneck.
VMOS: el derrame «no se vio»
María Emilia Soria se mostró crítica de lo que está sucediendo en Río Negro con los proyectos de exportación asociados a Vaca Muerta, aunque se manifestó a favor de que sucedan. «No me opongo al VMOS, a ser exportadores, pero no podemos ser solamente eso y descuidar a nuestras economías regionales que son las que verdaderamente dan trabajo», sostuvo.
«De lo único que se escucha hablar hace un año prácticamente es de los proyectos hidrocarburíferos en la provincia de Río Negro, como que de golpe es lo único que es Río Negro y yo lo he dicho muchas veces: no estoy de acuerdo en ser el furgón de cola de Vaca Muerta, de apostar 100% a hacer solamente eso», cuestionó.
La dirigente se manifestó «a favor de diversificar la matriz productiva sin tirar por la borda la fruticultura, la ganadería, la pesca, el turismo».
Soria integró el grupo de 30 intendentes que, a principios de mes, recorrió junto al gobierno provincial las obras de VMOS en Punta Colorada. Pero no se limitó a la visita oficial, sino que la futura candidata aprovechó la ocasión para tener reuniones en Sierra Grande y tomar temperatura en la ciudad más cercana al proyecto.
Los intendentes durante la visita al complejo de VMOS, el 1 de julio pasado.
«Le pregunté a la dueña de un hotel quiénes son los que se hospedan y me dijo mexicanos, colombianos, entrerrianos, misioneros, ninguno de la provincia de Río Negro. Y cuando pude estar adentro del complejo de VMOS advertí que están construyendo un alojamiento para 700 personas. Lo primero que se me vino a la cabeza es ‘pobre esa señora del hotel, pobres los que están alquilando sus casitas en Sierra Grande’, porque todo ese cúmulo de personas que están viniendo a trabajar a Río Negro van a estar 100% dentro de VMOS. No van a salir, no van a ni siquiera consumir porque hasta restaurante va a haber adentro del complejo. Y eso es solamente una fotografía de lo que es todo esto», advirtió.
Lo mismo planteó sobre la preocupación de la Cámara de Comercio de Sierra Grande. «Tuve la oportunidad de hablar y nos manifestaban esto. Hasta ahora, ninguna pyme local de Río Negro, incluso de Sierra Grande, ha podido ofrecer servicios a este desarrollo que además va a ser exportar crudo, ¿no? Ni siquiera con un valor agregado, no hablamos de una refinería», sostuvo.
Soria aseguró que, como parte del proceso previo al desembarco del proyecto, «nos visitaron consultoras canadienses para decirnos el impacto que iba a tener en nuestra comunidad el paso de los caños y, sin embargo, nada de eso sucedió». «Fue trabajo temporal, dos meses, tres o cuatro y todo el resto no se vio, por lo menos hasta ahora no se ha visto», afirmó.
«Aprovecharlo como Neuquén»
María Emilia Soria reiteró que considera «positivo» el cambio de paradigma de Río Negro hacia los hidrocarburos, pero ofreció una comparación con Neuquén respecto de cómo aprovechar para captar mayores beneficios de la industria.
Dio como ejemplo que la provincia vecina licitará un proyecto para ampliar el sistema de riego e irrigar 50.000 hectáreas y que financiará rutas en el corredor petrolero con parte de las regalías, como en el esquema que planteó con las empresas de Vaca Muerta. Mientras que «la famosa ruta de la arena de Río Negro, si es que se consolida, porque todavía no hay luz verde para eso, se va a hacer con crédito tomado por la provincia, no por esfuerzo de las operadoras».
«Otras provincias no pierden las inversiones por simplemente plantarse en algunos términos. Los neuquinos exigen cosas y no está mal. Acá por exigir algo razonable para los rionegrinos tienen terror de perder la iniciativa. Yo no lo veo así. Han conformado a Río Negro con poder exigir 50 trabajadores de la Uocra y estamos hablando de proyectos grandes que atraviesan la provincia, las comunidades y no han dejado nada», aseguró.
También analizó que los servicios de educación y de salud, particularmente, están deteriorados. «En el hospital de Villa Regina hace 15 días que a los pacientes les dan solamente verduras, porque el hospital no compra carne, no compra leche, no compra legumbres, no compra pollo. Ese es el paradigma que tenemos en Río Negro: por un lado hablamos solamente de petróleo y por otro lado los hospitales se caen a pedazos», afirmó.
«¿Por qué quiero ser candidata? Bueno, por todo eso quiero ser candidata. Porque en Río Negro hemos normalizado situaciones que afectan a la calidad de vida de mis vecinos», dijo.
El centro de operaciones de Oldelval en Allen registra que los ductos están a un 98% de capacidad y llegarán al límite en agosto.
Oleoductos del Valle (Oldelval) alcanzará en agosto el 100% de la capacidad ampliada de su sistema Duplicar+, un techo operativo que amenazaba con volver a generar un cuello de botella en la evacuación de la Cuenca Neuquina. Para evitar un freno en la producción de Vaca Muerta antes de la entrada en operación del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). prevista para inicios de 2027, la transportista ejecuta un plan de repotenciación técnica.
Se trata de una nueva obra que demanda una inversión de US$ 25 millones -un monto muy inferior a los US$ 1400 millones de todo Duplicar– y que es considerada una solución «puente» que permitirá inyectar hasta 200.000 barriles diarios adicionales mediante la repotenciación de sus estaciones de bombeo y el uso intensivo de polímeros reductores de fricción.
Esta mayor disponibilidad que estará habilitada en agosto permitirá incrementar la capacidad hasta unos 730.000 barriles día desde Vaca Muerta hacia la costa del Atlántico en la provincia de Buenos Aires, si se considera que las obras inauguradas hace más de un año permitieron llevar al sistema a los actuales 530.000 barriles diarios.
Ricardo Hösel, CEO de Oldelval, explicó a EconoJournal que la solución consiste en intervenir cuatro de las ocho estaciones de bombeo principales del sistema de la compañía. «Básicamente lo que se hace es agrandar los alivios, agrandar la cañería interna y a las tres turbinas en paralelo», señaló.
En la operatividad convencional, la compañía cuenta en cada estación con dos turbinas activas y una de respaldo (backup). La decisión de colocar las tres unidades a funcionar de forma simultánea le otorga al sistema un pico de potencia adicional.
Ricardo Hösel, CEO de Oldelval: «Lo que le estamos diciendo a la cuenca es que produzcan tranquilos que no va a faltar transporte», afirmó al confirmar la ampliación de capacidad desde agosto.
«Al poner las tres bombas en paralelo todo el tiempo, si de repente por algunas horas o un día alguna de estas adicionales no funciona, puede bajar un poco la capacidad. Por eso este volumen adicional no lo podremos contractualizar«, aclaró Hosel sobre la naturaleza operativa de este incremento técnico.
Respecto de las dinámicas operativas de las productoras en Vaca Muerta, el CEO de Oldelval descartó que este escenario de saturación responda a una aceleración imprevista del mercado. “No es que hubo una aceleración no esperada; es la evolución prevista. Sabíamos desde el año pasado que al liberar el cuello de botella la cuenca iba a empezar a crecer, y esa proyecciones se basan en el contacto directo con los clientes”, puntualizó.
En esa línea, Hosel remarcó que las decisiones de inversión no se vieron alteradas por la coyuntura del mercado global: “El precio del Brent no cambió el panorama; lo que hace esta obra es asegurar lo que estimábamos que iba a ocurrir de manera natural con el desarrollo del shale y lo veníamos viendo hace más de un año”.
Vaca Muerta tendrá de 200.000 barriles extras de capacidad de transporte
Este volumen adicional, que teóricamente puede sumar poco más de 200.000 barriles diarios al nodo de Allen, operará bajo un esquema dinámico e «interrumpible» o de open access. «No es algo que se pueda contractualizar, pero va a estar ahí con gran seguridad. En el interín vamos a poder transportar tranquilamente 50.000, 100.000 o 150.000 barriles más hasta que entre en operación el VMOSa fines de este año y comienzos del próximo», detalló Hosel.
Para que los ductos existentes absorban esta potencia extra, Oldelval tambièn apela al uso intensivo de polímeros reductores de fricción. Estos compuestos actúan estabilizando las corrientes del fluido dentro del caño, disminuyendo la resistencia interna y permitiendo un mayor caudal de evacuación sin necesidad de construir un nuevo tendido de tuberías.
Desde la perspectiva del negocio, las estimaciones fijan un margen de tranquilidad para las operadoras de la Cuenca Neuquina. En los últimos doce meses, la producción en Vaca Muerta creció unos 150.000 barriles diarios. «Bajo esa métrica, el salto incremental brindado por la repotenciación actúa como un colchón técnico de al menos un año de duración. Lo que le estamos diciendo a la cuenca es que produzcan tranquilos que no va a faltar transporte», sintetizó el CEO de Oldelval.
Si la demanda de transporte excediera de manera puntual la capacidad disponible en la modalidad interrumpible, Oldelval ya tiene definido el criterio de asignación: se aplicará un prorrateo proporcional basado en la participación de cada cliente en el sistema firme (Duplicar Plus) y en el open access actual sobre el total de 530.000 barriles del sistema.
Las obras del Duplicar+ quedaron saturadas en 15 meses por el ritmo de producción de Vaca Muerta. Ahora se realiza una potenciación en las estaciones de bombeo para mayor disponibilidad.
En paralelo a la coyuntura del tramo Allen-Atlántico, Oldelval mantiene el foco en el desarrollo de la infraestructura de captación en el sector septentrional de la cuenca. La compañía avanza en la construcción del proyecto Duplicar Norte, una cañería de 24 pulgadas y 207 kilómetros de extensión que conectará Auca Mahuida con Allen para vincula las áreas operadas por Chevron, Pluspetrol, YPF, Tecpetrol y GyP.
Con una inversión de US$ 380 millones financiada en un 80% mediante contratos take or pay por los cargadores, el Duplicar Norte aportará una capacidad final de 220.000 barriles diarios. «Esa obra va a estar lista para fin de este año con 50.000 o 60.000 barriles iniciales, y en febrero estará completamente terminada», confirmó Hosel. La dinámica de la cuenca ya lleva a realizar estudios de ingeniería para futuras expansiones en ese nodo que cubran la demanda proyectada hacia 2028 y 2029.
Una vez consolidadas las megaobras de evacuación de la industria energética -con la convergencia de Oldelval y el megaproyecto VMOS impulsado por YPF y sus socios-, la capacidad total de transporte de la Cuenca Neuquina podrá superar holgadamente el 1,3 millones de barrilesdiarios. Esta cifra duplicará los niveles actuales de producción de Vaca Muerta y otorgará previsibilidad de evacuación hasta fin de la década.
El Gobierno sostiene que el objetivo es hacer más gradual y previsible el impacto de esos ajustes sobre las facturas.
El gobierno modificó a través de la resolución 167/26 la frecuencia con la que las Diferencias Diarias Acumuladas (DDA) diferencias se incorporan a las tarifas del gas natural desde agosto. Hasta ahora, las DDA se calculaban y trasladaban en forma estacional, es decir, cada cuatro meses, coincidiendo con las actualizaciones del precio del gas. A partir de agosto, y mientras se mantenga la emergencia energética vigente hasta diciembre de 2027, ese cálculo se realizará cada dos meses.
¿Qué son las Diferencias Diarias Acumuladas?
Cuando el ente regulador fija los cuadros tarifarios utiliza un precio estimado del gas para el período siguiente. Una vez transcurrido ese período, se compara ese valor con el costo real que afrontó cada distribuidora. Si el precio efectivo fue mayor, se genera una diferencia a recuperar mediante un recargo tarifario; si fue menor, corresponde devolver ese excedente a los usuarios. Ese mecanismo se conoce como DDA y funciona como un ajuste de compensación para corregir el desfasaje entre la estimación y la realidad.
¿Qué es lo que se modifica y por qué?
La resolución introduce un cambio técnico en la periodicidad con la que se trasladan a las tarifas de gas las diferencias entre el precio del gas que las distribuidoras estiman que van a pagar y el que finalmente terminan pagando. A partir de ahora dejará de ser estacional y se lo hará de modo transitorio cada dos meses.
El Gobierno sostiene que el objetivo es hacer más gradual y previsible el impacto de esos ajustes sobre las facturas. Según los fundamentos de la resolución, el nuevo esquema busca evitar que los usuarios enfrenten correcciones tarifarias de gran magnitud después de varios meses de acumulación, especialmente durante el invierno, cuando coinciden un mayor consumo de gas con precios de abastecimiento más elevados.
El cambio no modifica la metodología de fondo del sistema tarifario ni quién asume ese costo: la Ley del Gas establece que el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) debe ser trasladado a los usuarios finales, de modo que las distribuidoras no obtengan ganancias ni sufran pérdidas por esa compra.
La medida también se inscribe en un proceso más amplio de desregulación del mercado de gas impulsado por la Secretaría de Energía. En los considerandos se recuerda que las distribuidoras deberán asumir progresivamente la gestión de la compra de gas sin intervención directa del Estado y que, para facilitar esa transición, es necesario adaptar transitoriamente los mecanismos de pass through o traslado de costos a tarifa.
En ese contexto, el Ejecutivo considera que un reconocimiento más frecuente de las diferencias de precio mejora el flujo financiero de las empresas sin alterar el principio básico del sistema: que el costo del gas sea absorbido por los usuarios, pero con ajustes más graduales.
De izquierda a derecha: Marina Dal Poggetto, Nicolás Gandini, Silvia Naishtat y Gustavo Lopetegui.
A medida que Vaca Muerta bate récords de producción y avanzan las obras de infraestructura para ampliar las exportaciones de petróleo y gas, surge una pregunta que empieza a repetirse entre las empresas proveedoras: ¿cómo responder a las necesidades de las operadoras con los actuales problemas de financiamiento? Ese fue el punto de partida de la última edición de Dínamo Stream conducido por Nicolás Gandini, donde Marina Dal Poggetto, Gustavo Lopeteguiy Silvia Naishtat expusieron sobre el momento que atraviesa la economía argentina y las condiciones necesarias para que ese crecimiento no encuentre un techo.
El desafío de financiar el crecimiento
Marina Dal Poggetto, economista y directora ejecutiva de la consultora EcoGo, sostiene que el Gobierno logró estabilizar variables clave y recomponer reservas, pero el proceso comenzó a mostrar trabas.
Según explicó, la compra de dólares por parte del Banco Central permitió expandir la cantidad de pesos en la economía, un proceso que calificó como una «re-monetización virtuosa», pero aclaró que “esa emisión de pesos que está yendo a depósitos en el sistema financiero y que debería ser el combustible del financiamiento del crédito de alguna forma se trabó”: el cambio de régimen macroeconómico, con tasas de interés positivas y una inflación en desaceleración, modificó por completo la lógica de financiamiento de las empresas y encareció el acceso al crédito.
Este panorama presenta un cuello de botella, en donde para seguir escalando el nivel de producción de petróleo y gas en infraestructura, es necesario pensar en cómo financiar a esas empresas proveedoras de bienes y servicios para que crezcan y acompañen.
“Esa emisión de pesos que está yendo a depósitos en el sistema financiero y que debería ser el combustible del financiamiento del crédito de alguna forma se trabó”, sostuvo Dal Poggetto.
Gustavo Lopetegui, ex secretario de Energía de la Nación, no compartió ese diagnóstico. Si bien reconoció que el proceso de transición genera tensiones, sostuvo que resulta necesario analizar el cambio económico desde una perspectiva más amplia.
A su entender, la economía argentina está dejando atrás un esquema que durante décadas generó baja inversión, escasa productividad y salarios reducidos. Ese cambio implica necesariamente -según el ex funcionario- que algunos sectores crezcan más rápido que otros y que determinadas actividades deban adaptarse a un nuevo escenario. “Es doloroso y lleva tiempo porque algunas de esas actividades que nacieron de la mano de un crédito que se licuaba por la inflación hoy no pueden seguir usufructuando eso”, sentenció.
“En esa transición no tiene que crecer todo igual porque si todo creciese igual no estaríamos cambiando nada. En la naturaleza de la transición está que haya personas y empresas que tengan más oportunidades y otras que tengan menos”, agregó Lopetegui.
Con relación al freno del crédito que señaló Dal Poggetto, Lopetegui respondió: “En estos dos años y medio que lleva el gobierno, durante el primer año y medio tuvimos un boom del crédito, porque antes había desaparecido –con hiperinflación o cuasi hiperinflación desaparece el crédito–. Teníamos muy poquito crédito y se duplicó de 4 a 8 puntos del producto en 18 meses. Desde julio del año pasado, con el apretón que describe Marina, el crédito se congeló y era razonable porque tenías unas tasas de interés que hacían imposible acceder a un descubierto. Sin embargo, en los últimos 30 días se volvió a despertar, aunque todavía es incipiente. En los últimos 30 días, el crédito a las empresas –descubiertos y adelantos- está 6% nominal arriba y venía de un 2%, apenas si le empataba a la inflación. Hoy la tasa de descubierto empieza a ser mucho más lógica”.
También afirmó que las principales compañías del sector energético hoy acceden al mercado internacional de capitales y a financiamiento favorable en dólares. “Hoy el sector petrolero crece al 10% anual, eso significa que Vaca Muerta crece al 25% y no hubo cuellos de botella en el financiamiento. Hoy hay media docena de proyectos de infraestructura de evacuación de petróleo y gas y tratamiento de productos secundarios que están todos en marcha. Todas las empresas que protagonizan eso tienen financiamiento en dólares como casi nunca han tenido”, agregó.
–Las grandes empresas. –le acotó Gandini.
–Sí, pero es una cadena. Tenés 15 o 20 empresas grandes petroleras y gasíferas que todas emiten ON en dólares al 7% o 7,5%, menos del riesgo soberano.
–La grande se financia a una tasa competitiva, pero después se da vuelta y a su proveedor le dice que como hay inflación en dólares te tengo que ajustar.
–Le paga los insumos.
–Sí, a veces a 60 días. Es complejo.
–Con el horizonte que tiene el sector no hay ninguna amenaza de corte por falta de financiamiento. Obviamente, si tuviste 8 meses con el descubierto a una tasa real estratosférica, los que se financiaban en la cadena con el descubierto tuvieron un problema, pero eso está empezando a desaparecer. Además, si esa empresa grande empieza a tener problemas porque sus proveedores no le entregan, quédate tranquilo que algo va a ser para que tengan financiamiento sus proveedores porque sino no va a poder operar.
«En los últimos 30 días, el crédito a las empresas –descubiertos y adelantos- está 6% nominal arriba y venía de un 2%, apenas si le empataba a la inflación», sostuvo Lopetegui.
¿Cómo administrar la transición sin profundizar la destrucción?
Dal Poggetto afirmó que los sectores más dinámicos -como energía, minería y agro- representan una porción relativamente pequeña del PBI (15 puntos) y del empleo (9%), y todavía no logran compensar la velocidad con la que otras actividades pierden dinamismo. «Lo que debería ocurrir es que lo nuevo crezca más rápido que la destrucción de lo viejo, de manera que la economía crezca», resumió.
Para el exsecretario de Energía, por el contrario, el crecimiento de la economía no llegará por el derrame de los sectores exportadores, sino por una combinación de estabilidad macroeconómica, recuperación del crédito, apertura y mayor competencia.
Frente al debate sobre cómo se debería gestionar la apertura económica, la economista plantea que otros modelos internacionales lograron hacerlo priorizando un tipo de cambio alto y baja de impuestos. “Si mantenés la estructura tributaria y abrís la economía priorizando el tipo de cambio como ancla anti-inflacionaria, la destrucción es mayor”, y criticó que la Argentina tomé medidas aperturistas en un contexto internacional que tiende hacia el proteccionismo: “Siempre vamos a contramano”.
Lopetegui, por su parte, relativizó la idea de un “boom importador” y sostuvo que el cambio principal no fue el volumen de bienes importados, sino la reducción de sus costos, que incrementó la competencia sobre las empresas locales. “No creo que le esté ganando la destrucción a la creación, porque estamos creciendo al 2%”, sintetizó.
¿Cuál es la mirada de la industria al respecto? En ese intercambio, Silvia Naishtat, periodista del diario Clarín, aportó una perspectiva desde el entramado empresario. A su entender, la realidad que atraviesan muchas compañías no siempre coincide con los indicadores que muestran los sectores más dinámicos de la economía. «Hablé ayer con un empresario grande que me decía que el vive una ucronía, una realidad paralela. Me decía que le va bárbaro, pero se da vuelta y ve la intemperie. Y ve dificultades a lo largo de la cadena de valor con un gobierno que es muy insensible a tener algún tipo de política más activa. Un gobierno muy focalizado en lo financiero, pero con poco músculo para sectores que lo necesitan. Con pocas medidas se podrían solucionar varios problemas”, subrayó.
«Un gobierno muy focalizado en lo financiero, pero con poco músculo para sectores que lo necesitan», remarcó Naishtat.
Planificación e infraestructura, la discusión de fondo
Más allá del debate macroeconómico, también se profundizó sobre cómo la infraestructura sigue siendo uno de los principales desafíos para sostener el crecimiento de Vaca Muerta.
Silvia Naishtat señaló que la falta de planificación no es un problema exclusivo del actual gobierno, sino una deuda histórica de la Argentina, aunque sí reconoce que la falta de una política industrial dificulta aún más su desarrollo. «Este gobierno le carga al sector privado una responsabilidad mayor. Cree que si resuelve la macroeconomía ya tiene política industrial, cuando finalmente no es así«, sostuvo.
Lopetegui coincidió en que la infraestructura resulta clave para sostener el crecimiento, aunque relativizó la responsabilidad del Gobierno nacional. Recordó que cerca del 70% de la inversión pública en Argentina corresponde a las provincias y señaló que Neuquén, gracias al incremento de las regalías provenientes de Vaca Muerta, cuenta hoy con recursos suficientes para afrontar buena parte de las obras viales que demanda la actividad.
Ante la ausencia de actores -públicos o privados- que den un paso firme en materia de infraestructura y otras inversiones necesarias para el desarrollo energético, se reflotó la propuesta de Daniel Gerold, fundador de la consultora G&G Energy Consultants, para crear una tasa para las empresas energéticas con el objetivo de financiar un organismo técnico independiente que planifique el desarrollo de Vaca Muerta y del sector en general.
Sin embargo, la propuesta no encontró consenso con el ex-funcionario, quien no consideró necesario crear nuevos organismos, sino fortalecer y coordinar mejor las capacidades técnicas ya existentes, principalmente en planificación y regulación del sistema eléctrico, el verdadero desafío en materia energética.
La nueva línea de producción incorpora un proceso de moldeo automatizado que permite optimizar la preparación de materias primas mediante mezclas de arena y resinas de alta precisión.
La empresa Aceros ITASA anunció la puesta en marcha de un sistema de moldeo químico autofraguante automatizado (No-Bake), una incorporación tecnológica que forma parte de su estrategia de modernización industrial y coincide con el 40° aniversario de la compañía.
La nueva línea de producción incorpora un proceso de moldeo automatizado que permite optimizar la preparación de materias primas mediante mezclas de arena y resinas de alta precisión. Según informó la empresa, la tecnología mejora la estabilidad dimensional de los moldes, incrementa la repetibilidad de las piezas fabricadas y contribuye a elevar los estándares de calidad del proceso de fundición.
El proyecto requirió meses de planificación e involucró a distintas áreas de la organización, entre ellas Ingeniería, Producción, Mantenimiento, Calidad, Logística, Compras, Administración y Seguridad. Desde la compañía señalaron que la iniciativa representa una de las inversiones industriales más importantes realizadas en su historia.
Automatización y mayor eficiencia operativa
La nueva línea integra una turbomezcladora de alta capacidad, sistemas automáticos de desmoldeo mediante tecnología Roll Over, una estación de pintura, manerales de cierre y carrileras automatizadas. De acuerdo con ITASA, estos desarrollos permiten optimizar el flujo de producción, reducir los tiempos de ciclo, mejorar las condiciones de seguridad y aumentar la eficiencia operativa.
La empresa indicó que la incorporación del sistema No-Bake permitirá ampliar su capacidad productiva, reducir los plazos de entrega y ofrecer una mayor precisión dimensional y una terminación superficial más uniforme en las piezas fundidas. Estas capacidades están orientadas principalmente a atender la demanda de industrias como Oil & Gas, minería, energía, petroquímica, generación eléctrica y otros procesos industriales que requieren componentes de alta especificación.
Foco en los sectores industriales y la expansión regional
Además de la nueva línea de moldeo, ITASA destacó que cuenta con herramientas de simulación de procesos, ingeniería inversa, impresión 3D y laboratorios de control de calidad, capacidades que buscan fortalecer su posicionamiento como proveedor de piezas especiales fabricadas en aceros al carbono, inoxidables, dúplex y superdúplex para mercados de Argentina y Latinoamérica.
Desde la empresa señalaron que la inversión forma parte de una estrategia de mejora continúa basada en la incorporación de nuevas tecnologías para incrementar la productividad y la competitividad de sus procesos industriales. En ese marco, sostuvieron que la puesta en marcha del sistema No-Bake constituye el inicio de una nueva etapa de desarrollo orientada a acompañar el crecimiento de los sectores industriales en los que participa.
La colocación de bono contó con una amplia participación de inversores institucionales de Estados Unidos, Europa y la Argentina.
La empresa industrial y energética PCR, tal como se conoce hoy a la centenaria Petroquímica Comodoro Rivadavia, concretó su debut en los mercados de capitales internacionales mediante la colocación de su primer bono por un monto total de US$ 400 millones.
La compañía informó este jueves al mercado que la operación, realizada en conjunto con su subsidiaria Luz de Tres Picos bajo la modalidad de Obligaciones Negociables Clase I, registró una elevada demanda que permitió ampliar la pauta inicial fijada en US$ 350 millones.
La emisión, efectuada en dólares estadounidenses y sujeta a la legislación del Estado de Nueva York, se estructuró a un plazo de ocho años con un rendimiento del 8,5% anual. La colocación mediante el mecanismo de book-building obtuvo propuestas cercanas a los US$ 1.000 millones, cifra que superó en casi 2,5 veces el monto finalmente adjudicado.
La empresa aseguró que pudo reflejar la solidez de su posición en los distintos segmentos en los que participa en el país, y logró concretar una operación que contó con una amplia participación de inversores institucionales de Estados Unidos, Europa y la Argentina.
La transacción requirió la intervención de las entidades bancarias y financieras Itaú BBA, BBVA y Santander que ejercieron los roles de Global Coordinators y Joint Bookrunners, mientras que Balanz se desempeñó como Joint Bookrunner y Galicia Capital US, LLC actuó en calidad de International Selling Agent. A nivel local, la estructuración estuvo acompañada por Allaria, Balanz, ICBC, Banco Santander y Banco Galicia.
Refinanciación de deuda e inversión e infraestructura
Respecto al uso de los fondos captados, la compañía informó que destinará los recursos principalmente a la cancelación y precancelación de pasivos financieros de PCR y Luz de Tres Picos. Este movimiento apunta a extender los vencimientos y robustecer la solvencia patrimonial del grupo, reservando el remanente para el financiamiento de nuevos desarrollos productivos en la cadena energética.
Sobre los alcances de la colocación, Juan Giglio, director de Finanzas de la firma, afirmó que «la respuesta del mercado refleja la solidez operativa y la disciplina de gestión de la compañía». Asimismo, ponderó que «el acceso al crédito externo constituye un hito para la organización, ya que otorga mayor visibilidad global y brinda la flexibilidad para ejecutar inversiones estratégicas» en infraestructura energética e industrial.
PCR tiene un modelo operativo diversificado en tres unidades de negocio. En materia de hidrocarburos, PCR opera áreas de producción en Mendoza y La Pampa, seis bloques en Ecuador con un volumen neto de 21.000 barriles equivalentes diarios de petróleo y proyectos en desarrollo en Estados Unidos.
A su vez, consolida su posición como uno de los principales generadores privados de energía eólica en la Argentina, con 545 MW instalados distribuidos en cuatro parques ubicados en Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis, en combinación con su histórico liderazgo en la fabricación de cemento en la Patagonia.
La provincia de Neuquén emitió un bono en el mercado internacional tras casi una década.
La Provincia de Neuquén obtuvo este jueves financiamiento por 500 millones de dólares con la colocación de un bono en el mercado internacional que pagará un cupón de interés del 7,35%. Los Títulos Públicos de Infraestructura y Pago de Deuda del Neuquén (Tipden) tendrán un vencimiento a siete años, cuyas amortizaciones buscarán calzarse con el período de mayores regalías hidrocarburíferas que traerá la producción en Vaca Muerta.
El bono es el primero de la gestión Rolando Figueroa y una vuelta al mercado internacional para Neuquén tras casi una década sin emisiones. La Provincia recibió ofertas por 1.100 millones de dólares, más del doble de lo que había ido a buscar.
Elgrueso del financiamiento será destinado a obra pública, en momentos donde el gobierno necesita fondos para cubrir infraestructura atrasada, pero también anticiparse a lo que demandará la provincia en los próximos años cuando se espera que la producción en Vaca Muerta se duplique.
Frente a la decisión de Javier Milei de retirar al gobierno nacional de la obra pública, la gestión de Figueroa había implementado, hasta ahora, una estrategia de financiamiento de proyectos con fondos propios, créditos con organismos internacionales y fideicomisos con las empresas petroleras para obras viales específicas.
Ahora sumará un endeudamiento en el mercado que también le dará aire a la administración en un contexto de negociación con los gremios estatales para definir los aumentos salariales del segundo semestre, en la previa de la disputa electoral.
El gobierno llevó en 2024, cuando pidió la autorización del endeudamiento en la Legislatura, un listado de más de 400 proyectos de infraestructura para ejecutar con los fondos, aunque no será del todo vinculante. Algunos ya se empezaron con los fondos obtenidos de préstamos con la CAF y el BID y otros se incorporaron o reemplazaron después con leyes o decretos posteriores.
La ley 3434, que es la que originalmente aprobó el endeudamiento por 500 millones de dólares, incorporó a pedido de diputados de la oposición la obligación para el Poder Ejecutivo de presentar, cada 120 días, «un informe detallado de las acciones ejecutadas en función del crédito tomado».
Las condiciones del bono
Según se informó este jueves tras el cierre de la operación, el bono emitido bajo ley de Nueva York tendrá una estructura de amortización con tres pagos anuales: 33% a cancelar en agosto de 2032, 33% en agosto de 2033 y 34% en igual mes de 2034. Pero la Provincia también tendrá la opción en 2031 de cancelar la totalidad de la deuda y los intereses que se hayan devengado hasta entonces, sin pagar costos adicionales.
El cupón que pagarán los Tipden será del 7,35%, con una periodicidad semestral cada 25 de febrero y 25 de agosto, comenzando a partir de febrero del año que viene. La TIR (Tasa Interna de Retorno) se ubicó en un 7,65%.
No tendrán garantía pero sí ofrecerán prioridad absoluta de cobro frente a otros acreedores en caso de liquidación (bono quirografario).
Los coordinadores globales de la operación fueron JP Morgan y el Banco Santander, y este último también actuó como colocador local junto a Balanz.
Fitch Ratings le asignó la calificación de B- al instrumento, misma que le otorgó a la provincia como emisora en junio pasado, tras valorar que el riesgo de refinanciamiento es «relativamente bajo» gracias a que logró una mayor capacidad para afrontar sus vencimientos, resultados fiscales «equilibrados» y crecimiento de los ingresos propios.
Igual calificación le otorgó S&P, que analizó que el aumento del endeudamiento, en comparación con lo que sucedió en años recientes, «no incrementará significativamente la carga de la deuda», estimada en un 20 % de los ingresos corrientes en 2026-2027.
Como informó EN/CLAVE, el gobierno de Rolando Figueroa obtuvo la autorización de la Legislatura para emitir deuda por hasta 500 millones de dólares en 2024, pero no la había utilizado hasta el momento. Recién en marzo de este año creó por decreto 419 el «Programa para el Financiamiento de Infraestructura y Pago de Deuda del Neuquén» para la emisión de títulos en el mercado internacional o local.
El decreto autorizó los Tipden para colocarse con o sin garantía, un plazo máximo de amortización de 15 años y la posibilidad de que los actuales tenedores de deuda provincial puedan hacer un canje.
Cómo es la deuda de Neuquén
La provincia de Neuquén, que administra un presupuesto equivalente a unos 5.000 millones de dólares tenía, al cierre del primer trimestre, un stock de deuda de unos 717 millones de dólares, con más del 90% denominada en moneda extranjera.
Al inicio de la gestión de Rolando Figueroa, el número se encontraba por encima de los 1.200 millones de dólares, el cual se redujo tras dos años y medio de pagos sostenidos de amortizaciones e intereses sin recurrir a nuevas emisiones. El gobierno también tomó la decisión de dejar de acumular reservas en el fondo anticíclico creado en 2020 para afrontar estos vencimientos con las regalías de Vaca Muerta provenientes de la exportación.
Neuquén aún debe cancelar este año vencimientos por más de 250 millones de dólares, monto que comenzará a descender a partir del 2027 pero al que se añadirán los intereses semestrales de esta nueva colocación. Para el 2031, las obligaciones quedarán por debajo de los 100 millones de dólares anuales.
Los pagos de amortización correspondientes a las tres cuotas que acordó el gobierno para los Tipden elevarían los pagos de capital a unos 212 millones de dólares en 2032, a 215 millones en 2033 y a 223 millones en 2034.
De esta forma, los vencimientos de amortización de este bono se empalmarán con los años de menor presión de pagos para la Provincia y con las regalías incrementales que generará el aumento de la producción en Vaca Muerta.
Neuquén también tiene en circulación los Ticade, garantizados con regalías, y los Tideneu, ambos emitidos en la gestión de Omar Gutiérrez. Estos títulos fueron reestructurados en 2020, durante la pandemia del covid-19 que provocó una crisis de ingresos en la provincia, y estiraron su vencimiento a abril y mayo del 2030. La Provincia paga por estos instrumentos una tasa de interés del 6,875% y del 8,625%, respectivamente y el remanente de stock supera los 300 millones de dólares.
El presidente ejecutivo de Naturgy, Francisco Reynés.
La distribuidora de gas Naturgy informó que cerró el primer semestre de 2026 con un beneficio neto de 1.215 millones de euros, un 6% superior al registrado en igual período del año pasado, mientras que su Ebitda alcanzó los 2.975 millones de euros, lo que representa un incremento interanual del 5%.
La empresa atribuyó estos resultados a la fortaleza de su modelo de negocio integrado, la disciplina en la gestión operativa y financiera y su capacidad para adaptarse a un contexto internacional marcado por la incertidumbre geopolítica y su impacto sobre los mercados energéticos.
La compañía mejoró su perfil financiero. La deuda neta se redujo desde los 12.317 millones de euros registrados al cierre de 2025 hasta los 11.745 millones al finalizar junio de este año. Como consecuencia, la relación deuda neta/Ebitda descendió hasta 2,2 veces, un nivel que, según la empresa, le otorga mayor capacidad para afrontar nuevas oportunidades de crecimiento manteniendo una política de asignación de capital prudente.
Durante el semestre, Naturgy concentró sus inversiones en dos de los principales ejes definidos en su Plan Estratégico 2025-2027: las redes de distribución y el desarrollo de proyectos de generación renovable.
En este último segmento, la capacidad instalada alcanzó los 8,4 GW, incluyendo sistemas de almacenamiento con baterías. Además, la compañía cuenta con cerca de 1,3 GW adicionales en construcción, de los cuales aproximadamente la mitad entraría en operación antes de finalizar 2026.
El presidente ejecutivo de Naturgy, Francisco Reynés, sostuvo que “la empresa inicia una nueva etapa respaldada por una estructura financiera sólida y una estrategia orientada a la creación de valor sostenible”.
Asimismo, advirtió que la evolución de los precios internacionales del gas anticipa un invierno complejo para Europa, por lo que la compañía continúa trabajando para garantizar la seguridad del suministro energético.
Mejora de las previsiones
A partir de la evolución registrada durante el primer semestre, Naturgy decidió revisar al alza las metas previstas para el cierre de 2026 dentro de su Plan Estratégico 2025-2027.
La empresa ahora estima que el Ebitda superará los 5.500 millones de euros, alrededor de un 5% por encima de la previsión anterior, mientras que el beneficio neto se ubicará por encima de los 2.100 millones de euros, lo que representa una mejora cercana al 10%. Asimismo, prevé cerrar el ejercicio con una deuda neta inferior a los 13.000 millones de euros.
Según la compañía, estas proyecciones se ubican por encima del consenso del mercado.
Mayor liquidez de la acción
Entre los principales hitos del semestre, Naturgy destacó que el free float de sus acciones ya supera el 46%, el nivel más elevado en los más de 180 años de historia de la empresa. La compañía señaló que este avance le permitió cumplir uno de los objetivos planteados para incrementar la liquidez del papel y fortalecer su atractivo entre los inversores.
En línea con los resultados obtenidos, el Consejo de Administración aprobó el pago de un primer dividendo a cuenta del ejercicio 2026 de 0,60 euros por acción, que será abonado el próximo 29 de julio. La empresa indicó que esta distribución se enmarca en la política de remuneración al accionista prevista en el Plan Estratégico 2025-2027 y está condicionada al mantenimiento de la calificación crediticia BBB.
Crown Point ejecutó en 2025 la compra en etapas de las concesiones El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga. Primero a Pampa Energía Tecpetrol e YPF.
La empresa de capitales locales Liminar Energía tomó el control del 91,04% del capital accionario de la firma canadiense Crown Point Energy Inc., sociedad controlante de Crown Point Energía S.A. en la Argentina. De acuerdo a lo informado al mercado, el 8,96% restante del paquete accionario de la compañía continúa cotizando en el mercado bursátil de Toronto (TSX Venture Exchange).
La operación se concretó luego de que Liminar Energía ejerció el 99,28% de una oferta para la suscripción de nuevas acciones ordinarias de la matriz canadiense. La operación permitió a Crown Point recaudar US$ 30 millones, los cuales se destinaron de forma íntegra a la cancelación de un préstamo otorgado por la propia Liminar a fines de 2025.
Aquel financiamiento previo resultó clave para respaldar el traspaso de los activos convencionales El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga, ubicados en la Cuenca del Golfo San Jorge, aproximadamente a 40 kilómetros al oeste de Comodoro Rivadavia.
Liminar Energía está encabezada por Pablo Peralta, proveniente del ámbito financiero e industrial en el país. El empresario, cofundador y accionista clave del Grupo ST -conglomerado que incluye entidades como Banco BST y participaciones en diversos sectores como el asegurador y el inmobiliario-, sumó también recientemente el control de la operación de utilitarios de Mercedes-Benz en la Argentina a través de Prestige Auto.
Con esta reorganización patrimonial y la cancelación del pasivo intraempresariales, Crown Point Energía consolida su posición financiera para el desarrollo de activos en tres de las principales cuencas productoras de la Argentina: la Cuenca Austral, la Cuenca Neuquina y la Cuenca del Golfo San Jorge.
En sus estados financieros presentados en 2025, la compañía registraba un pasivo corriente significativamente superior a sus activos. Adicionalmente, la compañía debió afrontar durante los últimos meses vencimientos de capital e intereses de sus Obligaciones Negociables (Bonos Serie III y Serie IV), así como líneas de descubierto de capital circulante con entidades bancarias locales.
Entre junio y octubre del año pasado, Crown Point ejecutó la compra en etapas de concesiones convencionales en Chubut. Primero acordó con Pampa Energía (35,67%) y luego cerró los acuerdos por el porcentaje restante con Tecpetrol e YPF. La incorporación de El Tordillo le permitió sumar más de 4.100 barriles diarios brutos a sus registros, elevando significativamente su netback operativo de producción.
La industria consume entre 25 y 30 MMm3 diarios en invierno.
En este primer invierno en el que el gobierno dejó de garantizarle el GNL a precio subsidiado a las industrias, quedó expuesta una brecha entre las que pudieron absorber los nuevos precios –que oscilaron entre US$ 18 y US$ 26- y las que no. Mientras cientos de empresas, sobre todo del norte del país, optaron por parar la producción antes que pagar el sobrecosto, dos rubros —refinación y agroindustria— concentraron el 92% del volumen total adjudicado.
En los tres eventos realizados en el Mercado Electrónico de Gas (MEGSA), la refinación se llevó 61,3 millones de metros cúbicos (MMm3) y la agroindustria 44,6 MMm3. Juntas concentran el 91,7% de lo contratado (115,5 MMm3), muy por encima de manufactura (3,7 MMm3), alimenticia (2,9 MMm3), siderurgia (1,5 MMm3), petroquímica (800.000) y caleras (700.000), según datos de MEGSA a los que accedió EconoJournal.
“La concentración responde a la capacidad de pago y capacidad logística. Refinación y agroindustria pudieron absorber el sobrecosto, y a la vez tenían la posibilidad de tomar el gas de los cargamentos, algo que excluye a buena parte del resto del universo industrial”, explicó a Econojournal la asesora integral energética Nadia Sager. Ese resto, que se repartió una porción marginal del total adjudicado, cubrió el faltante con combustibles alternativos o, en menor medida, bajando o suspendiendo producción.
Frente a la demanda real, el peso de estas compras es acotado. La industria consume entre 25 y 30 MMm3 diarios en invierno, según detalló Sager. Por lo tanto, lo cubierto vía GNL entre junio y agosto representó apenas el 5% de esa demanda trimestral. En buques, unos dos cargamentos de gran porte, menos del 10% de lo importado este invierno para todo el sistema.
El mapa regional: cortes y sectores blindados
Esa concentración sectorial presenta matices al analizar la exposición de los grandes usuarios industriales en el mapa regional. Las zonas más afectadas por los cortes fueron el norte del país y el área metropolitana.
Tucumán fue de las provincias que registró el mayor impacto. Jorge Rocchia Ferro, presidente de la UIA Tucumán, explicó a Econojournal que entre 35 y 40 empresas de las 870 que nuclea la entidad se quedaron sin gas en algún momento del invierno: cinco citrícolas, tres ingenios, y el resto panaderías y metalmecánicas que trabajan con calderas.
El sector más comprometido, por el momento del proceso productivo en que se produjo el corte, fue el citrícola, que necesita el gas para secar la cáscara, un insumo que se pudre si el proceso se interrumpe. En los ingenios, al menos dos no pudieron comenzar a moler a tiempo, en una provincia donde la agroindustria azucarera es, en palabras de Rocchia Ferro, «la columna vertebral de la matriz productiva».
Un poco más al norte, en Jujuy, los cortes afectaron de manera desigual a tres de los ingenios azucareros de la provincia. Ledesma, el más importante, no sintió el impacto, gracias a la participación minoritaria de la compañía en la UTE Aguaragüe, el yacimiento gasífero del norte salteño cuya producción se procesa en Refinor, que los abastece en gran parte del consumo productivo. Durante la zafra, reemplaza más de la mitad del gas que necesita con biomasa propia.
Los otros dos ingenios jujeños no tuvieron la misma suerte. Río Grande, que había iniciado la zafra 48 días antes del pico de restricciones, se expuso a las restricciones en el momento de mayor necesidad de gas – en el resto del proceso productivo lo reemplaza con su propio bagazo-. Pagó el gas a 20 dólares, aunque el impacto duró apenas tres días. La Esperanza, que ya venía moliendo desde antes del pico invernal, no se vio afectada.
Fuera del sector azucarero, las mineras de litio en la Quebrada ya tenían contratos de gas importado firmados de antemano, con lo cual no sufrieron cortes, pero sí un esquema de costos más alto, con coberturas de entre 18 y 20 dólares.
El golpe más fuerte lo sintió el complejo metalmecánico que abastece a Zapla y dos celulósicas de Palapalá que fabrican cajas y papel de embalaje. Una de ellas, con contrato en firme a 4 dólares, estuvo nueve días parada. “Estaban justo en un pico de demanda de parte de alimenticias de exportación, y esto les cortó el envión. Hicieron un gran esfuerzo por no tocar la plantilla”, explicó a Econojournal el presidente de la UI Jujuy, Federico Gatti.
En Salta, otra de las provincias más afectadas, las citrícolas —la más relevante, La Moraleja— fue, por el mismo motivo que en Tucumán, el sector más perjudicado. Las tres industrias del sector cerámico de la provincia pararon primero al 100% y después al 20%. En este rubro, en el que el gas pesa fuerte en la estructura de costos, pagarlo el doble o el quíntuple significó, en palabras del vicepresidente de la UI de Salta, Julio Fazio, que «la diferencia de factura de un mes nos pagaba la masa salarial de dos meses».
En términos generales, las mineras salteñas tuvieron alguna restricción puntual dos semanas antes, sin llegar a afectarlas. El tabaco, en plena cosecha, tampoco sufrió sobresaltos por el poco gas que necesitan en su proceso productivo.
«Cuando trabajás con márgenes muy finos, porque los negocios hoy están muy finos en un contexto de recesión, ningún margen alcanza para pagar seis veces el gas», se justifica Eduardo Gómez Naar, presidente de la UI Salta, en diálogo con Econojournal.
Más al sur, en Catamarca, el impacto fue, sobre todo, indirecto. Carlos Pineda, de la UI Catamarca, ubica a los grandes consumidores de gas en tres rubros: alimenticio, cementero y cerámico (hornos de ladrillos). Las cementeras, que directamente calculan no operar los hornos entre junio y octubre, «ni se enteraron». Las cerámicas se manejan parecido: no tienen consumo firme, porque no pueden pagar las multas de comprometerse a un volumen garantizado. Las alimenticias, que sí tienen consumo firme y están cerca del gasoducto central en Recreo, no tuvieron problemas de abastecimiento. El daño más profundo, según Pineda, no es el de este invierno puntual sino el estructural: la falta de certeza sobre disponibilidad de gas frena proyectos de inversión en generación propia, algo que, dice, condiciona el desarrollo de la provincia. Las textiles, electrointensivas y sin consumo directo de gas, no sintieron el corte.
En la provincia de Buenos Aires, referentes consultados no pudieron precisar un listado de sectores afectados, pero identificaron una asimetría regional. De las tres distribuidoras que operan en el conurbano, solo una en la Zona Sur exigió consumo cero a la industria durante el período de restricciones. Las otras dos impusieron restricciones y aplicaron multas por incumplimiento, pero no llegaron a un corte total. “El resultado fue un desnivel de competitividad dentro de una misma región metropolitana, en el que las empresas que lograron sostener producción lo hicieron pagando el costo extraordinario del GNL”, aseguró a Econojournal una referente industrial que pidió no ser nombrada.
En Jujuy, el golpe más fuerte lo sintió el complejo metalmecánico que abastece a Zapla y dos celulósicas de Palapalá.
Cómo se llegó a este invierno
Tal como reconstruyó Econojournal, la causa del aumento a casi el doble de cortes a la industria respecto a 2025, hay que buscarla en un cambio contractual. En marzo, la Secretaría de Energía redefinió mediante la resolución 66/26 el mix de transporte de cada distribuidora, lo que reactivó cláusulas de «transporte firme con ventana» que durante años habían tenido una aplicación apenas testimonial. A eso se sumó que Enarsa dejó de actuar como proveedor de última instancia para cubrir los desbalanceos del sistema, un rol que empezaron a ocupar comercializadores privados —en particular Trafigura, a través de la regasificadora de Escobar— con un gas sensiblemente más caro.
Por el lado de la gestión estatal, hubo además un desfasaje de tiempos que agravó el cuadro. La iniciativa privada de TGS para ampliar en hasta 14 MMm3 diarios la capacidad del gasoducto Perito Moreno (ex Néstor Kirchner) y un tramo del gasoducto Neuba tardó 16 meses entre la presentación del proyecto y la adjudicación de la licitación, un plazo que corrió la obra del invierno para el que estaba pensada al siguiente. «Te perdiste un invierno», resumió Juan José Carbajales, de la consultora Paspartú.
Carbajales apunta, además, a una paradoja en la mecánica de las subastas de GNL industrial. Antes de este esquema, Enarsa había llamado a una licitación para que un privado comprara en forma monopólica los cargamentos de GNL destinados al sistema. Esa licitación tenía reglas fijadas de antemano —precio tope y margen de intervención de la Secretaría de Energía— porque el ganador iba a operar como comprador único. El proceso terminó declarado desierto y el Estado volvió a comprar directamente a través de Enarsa. Pero el mismo comercializador que se había presentado a esa licitación sin ganarla terminó, según Carbajales, concentrando buena parte de lo adjudicado en las subastas del MEGSA para industrias. Esa asimetría, sostiene, también explica por qué el invierno le «cayó con todo» a buena parte del sector industrial.
Nadia Sager agrega la falta de información y procesos claros en el inicio del mecanismo de compra: «La implementación de la forma operativa y administrativa para adquirir GNL no estaba clara, fue una prueba y error. El primer mes, en mayo, quedó prácticamente desierto. En junio ya aparecieron generadores comprando y comercializadoras, y en julio tuvo mayor presencia la industria». «Tenés empresas que compraron GNL por un mandato empresario o político —si el Estado dice que va a comprar, yo también voy—. Otras compraron por miedo al corte, otras porque el costo de no producir era mucho más alto, y otras no, porque ya tenían contemplada la parada. Hay de todo, con seguridad», agregó.
El mea culpa de la industria
Industriales consultados por Econojournal reconocen que la falta de anticipación también jugó su parte. «No la vimos venir porque hace décadas la incorporación del GNL al sistema nacional la resolvió el Estado. Este año, cambiaron las reglas a último momento —en abril— y eso nos obligó a salir a buscar soluciones sobre la marcha», admitió uno de ellos.
«¿Qué quieren?” No pagar el GNL», respondió otro industrial consultado, en referencia a una parte del sector que, con margen para afrontar el sobreprecio, prefirió resistir el corte antes que salir a comprar.
«Cuando se empezó a aplicar en contratos firmes, saltaron todos. Algunos me llamaron, y yo les preguntaba: ¿Miraste tu contrato? ¿No tenés puesta una ventana? Y resulta que sí. Incluso grandes empresas lo tenían», contó a Econojournal una persona que asesora a grandes usuarios industriales. «Hay que entenderlo, al fin y al cabo somos personas. Había un gerente de mantenimiento al que le avisaron que le iban a cortar el gas, y en algún momento tenía que decirle al directorio, puede que tengamos que duplicar, triplicar y hasta quintuplicar el costo, porque tal vez nos corten. Si se equivocaba en el pronóstico, lo echaban», agregó.
«Viendo contratos durante años, siempre tuvieron las ventanas de corte, lo que pasa es que se aplicaban muy excepcionalmente «, ordena Nadia Sager, que lleva el problema al terreno contractual. Esa cláusula —el llamado «transporte firme con ventana»— habilita a la distribuidora a interrumpir el suministro industrial durante determinada cantidad de días al año, cuando la capacidad de transporte debe priorizar la demanda residencial.
De cara a 2027, la mejora de la capacidad de transporte de TGS por el gasoducto Perito Moreno debería aliviar parte del cuello de botella, aunque no lo resuelve: la industria va a seguir necesitando GNL y yendo a corte, aunque con precios que se proyectan al menos cinco dólares por debajo de los de este invierno sin el efecto guerra, y en la medida en que avancen las ampliaciones adicionales que hoy se conversan en TGN ya la necesidad de GNL se verá fuertemente reducida.
Waiken ILW, un holding del Grupo Werthein, explora la energía nuclear para abastecer con energía a los datacenters que soportan las transmisiones de DirecTV y SKY Brasil.
Waiken ILW, el holding del Grupo Werthein líder en televisión satelital en la región, mostró interés en un micro reactor modular de la firma europea Terra Innovatum para suministrar energía a sus datacenters en la Argentina y Brasil. Se trata del reactor SOLO de 1 MW de potencia eléctrica que la empresa con base en Italia está desarrollando y que podría tener a la firma argentina Conuar como partner en el desarrollo y la fabricación de los componentes.
En concreto, Terra Innovatum y Waiken anunciaron la firma de una carta de intención (LOI) para explorar la instalación de micro reactores para el suministro de energía a los datacenters que respaldan las transmisiones de DirecTV Latin America desde Argentina y de SKY Brasil en Jaguariúna. La carta de intención es por 8 MW de potencia eléctrica, lo que supone el despliegue de ocho reactores SOLO.
Waiken es un holding technomedia regional creado por el Grupo Werthein en noviembre de 2025 para reorganizar sus negocios de medios y tecnología. El holding proyecta una inversión propia de US$ 450 millones entre 2026 y 2031.
El portafolio de Waiken incluye más de 20 marcas y señales propias. En televisión satelital destacan DirecTV Latin America y Sky Brasil, que concentran más de 10 millones de clientes.
De hecho, el holding obtuvo los derechos de transmisión de todos los partidos del Mundial de fútbol 2026 a través de DirecTV. En la previa del mundial pasó a controlar por completo la señal Torneos y Competencias (TyC) al adquirir el 50% de las acciones que estaban en manos del Grupo Clarín.
Grupo Werthein: Waiken mira al micro reactor de Terra para sus datacenters
“Nos asociamos con Terra Innovatum Global para impulsar una estrategia energética con visión de futuro que refuerza nuestro compromiso de larga data con la innovación, la sostenibilidad y la excelencia tecnológica en todas nuestras empresas y socios», afirmó el Director de Estrategia Global y Regulatoria de Waiken ILW, Carlos Magariños.
“Esta alianza fortalecerá nuestra infraestructura al suministrar energía limpia confiable —bajo el modelo behind the mether— a los centros de datos de transmisión de DIRECTV y SKY, allanando el camino hacia un futuro energético más limpio, resiliente y autosostenible en Argentina, Brasil y toda la región”, explicó el directivo.
Terra destacó que el acuerdo con Waiken representa su primera iniciativa de despliegue comercial anunciada en Latinoamérica y que refleja la creciente demanda internacional de energía nuclear micromodular estandarizada y fabricada en planta. Se trata de una solución orientada tanto a centros de datos de inteligencia artificial como a los sectores de medios de comunicación, telecomunicaciones y otras infraestructuras críticas.
«Esta iniciativa tiene como objetivo proporcionar soluciones de energía limpia fiables y de tipo behind the meter para los centros de datos de Waiken ILW, sirviendo al mismo tiempo de prueba de concepto para otras operaciones de gran consumo energético y largo plazo dentro del grupo de empresas Waiken ILW», afirmó Alessandro Petruzzi, cofundador y director ejecutivo de Terra Innovatum Global.
El rol de Conuar en el desarrollo del reactor de Terra
En paralelo al avance comercial en Latinoamérica, Terra Innovatum también encontró en la Argentina a un posible socio en el desarrollo y la fabricación de los componentes para el reactor SOLO. La empresa en cuestión es Combustibles Nucleares Argentina (Conuar), que tiene como accionistas al grupo Perez Companc (67%) y a la Comisión Nacional de Energía Atómica (33%) y cuyo principal negocio es la fabricación de los elementos combustibles para las centrales nucleares en la Argentina.
Conuar firmó este año un acuerdo estratégico con Terra para avanzar en el desarrollo y la estandarización de los métodos de fabricación de componentes estructurales y funcionales basados en aleaciones de zirconio y acero inoxidable. El acuerdo es para avanzar con un estudio de factibilidad de dicha iniciativa, según pudo saber EconoJournal.
Esta colaboración se basa en un convenio suscrito el año pasado que establece que Conuar diseñará y fabricará componentes críticos para el reactor SOLO. Otro punto importante del convenio es que abre la posibilidad de establecer en la Argentina un hub de ensamblaje y cadena de valor para Latinoamérica, desde donde se podrían distribuir los reactores micromodulares SOLO hacia Sudamérica y Centroamérica, lo que constituiría un paso importante en el proceso de internacionalización de Conuar.
Cómo será el reactor SOLO que abastacerá de energía a los datacenters
El reactorSOLO será un reactor refrigerado por gas. El núcleo del reactor incluirá un moderador sólido y un reflector hechos de grafito. Terra Innovatum inició en 2025 ante la Comisión Reguladora Nuclear (NRC) de los Estados Unidos la presolicitud de licenciamiento del diseño y construcción de una primera unidad prototipo con el propósito de realizar pruebas, investigación y entrenamiento.
Cada unidad estará diseñada para proporcionar energía eléctrica y/o térmica para sitios industriales. También puede emplearse para otros usos, como la desalinización de agua y la producción de radioisótopos médicos.
El combustible que empleará será el combustible tradicional que se utiliza en la flota de reactores de agua ligera (LWR), que emplean pastillas de dióxido de uranio en tubos revestidos a base de circonio. El uranio es de bajo enriquecimiento (LEU), a un nivel por debajo del 4,95%.
“La disponibilidad de una cadena de suministro establecida permite a Terra mejorar la viabilidad comercial, un cronograma más predictivo y reducir la incertidumbre en la estimación de costos”, dice la compañía en su aplicación a la NRC.
Los inversores de la plaza local volcaron su liquidez a títulos energéticos en el mercado local, donde el 99,4% de las emisiones del sector se estructuró en dólares.
Durante el primer semestre de 2026, las empresas energéticas captaron US$ 5.307 millones en el mercado local de Obligaciones Negociables, representando el 55,1% del total emitido en la Argentina. Con un marcado dinamismo entre el primer y segundo trimestre y una dolarización casi total del 99,4%, el sector consolidó su curva de crédito propia, aunque con una dispersión de tasas y plazos.
Un reporte de RICSA, sociedad de bolsa, detalló este martes que el mercado primario de ONs cerró el primer semestre de 2026 con un volumen total adjudicado de US$ 9.632 millones distribuidos en 169 series. Este resultado implicó un crecimiento del 8% en comparación con el mismo período del año anterior, reflejando un marcado dinamismo del financiamiento corporativo.
Dentro de este escenario, el sector energético volvió a posicionarse como el motor indiscutido del mercado -tal como ocurrió en 2025- al concentrar el 55,10% del monto total emitido, lo que equivalió a US$ 5.307 millones. El dato sobresale al constatar que este volumen se obtuvo con solo 24 emisiones, representando apenas el 14% del total de las series colocadas en el semestre.
El comportamiento del flujo financiero mostró una aceleración sustancial en el transcurso del año. Mientras que en el primer trimestre las empresas del sector captaron US$ 1.848 millones a través de 11 series, entre abril y junio el monto saltó un 87% hasta alcanzar los US$ 3.459 millones en 13 colocaciones.
Menos emisiones con mayor volumen de financiamiento
Un rasgo distintivo de la primera mitad del año radicó en la mayor envergadura de las operaciones, se destacó en el reporte. En relación con el primer semestre de 2025, la cantidad de series emitidas por empresas de energía cayó de 37 a 24, pero el promedio emitido por transacción trepó un 66%, al pasar de US$ 133 millones a US$ 221 millones por emisión.
En cuanto a la moneda de denominación, el sector operativo con necesidades intensivas de capital optó de manera casi unánime por el dólar. El 99,4% de las colocaciones energéticas se estructuró en moneda dura o instrumentos dollar linked, consolidando una diferencia drástica frente al mercado general, donde la emisión en pesos alcanzó un 42%.
La concentración del volumen por actores mantuvo el liderazgo de las grandes operadoras integradas y distribuidoras. La nómina estuvo encabezada por YPF S.A. con US$ 833 millones en tres series, seguida por Pampa Energía con US$ 700 millones, Edenor con US$ 640 millones, Pluspetrol con US$ 617 millones y Vista Energy con US$ 500 millones.
En conjunto, los diez principales emisores explicaron el 90,8% del financiamiento captado por el sector energético y el 50% de la masa de recursos colocados en todo el mercado de ONs. De hecho, la suma de los tres primeros —YPF, Pampa Energía y Edenor— justificó por sí sola el 41% de la liquidez capturada en el país durante los primeros seis meses del año.
Una dispersión de tasa para colocaciones selectivas
Respecto al costo del capital, la Tasa Nominal Anual (TNA) promedio ponderada para la industria energética se ubicó en 8,1% en dólares, lo que representó un incremento frente al 7,3% registrado en el mismo lapso del período precedente. Este comportamiento se dio en un contexto de profundización en la evaluación del riesgo crediticio por parte del mercado.
La dispersión intra-sectorial evidenció un spread de hasta 640 puntos básicos entre los extremos de la curva. Mientras Pampa Energía logró convalidar la tasa más baja con un 5% TNA, la compañía CGC registró el tope superior de la franja al colocar títulos al 12% TNA. No obstante, más del 60% de las emisiones del sector se pactaron entre el 8% y el 10%.
Finalmente, la dinámica de plazos no mostró una penalización por extensión en la maduración de los títulos. Emisores como Vista Energy y Pampa Energía consiguieron financiamiento a plazos máximos de 146,1 y 139,8 meses —superando los 10 años— a tasas de 8% y 5% respectivamente, mientras que colocaciones de corto plazo a 2 y 3 años requirieron rendimientos del 11% al 12%.
El gobierno de Neuquén finalizó este año la primera etapa del bypass de Añelo, otro tramo clave de las rutas en Vaca Muerta.
El gobierno de Neuquén y empresas petroleras trabajan en los detalles finales de un nuevo esquema de financiamiento para pavimentar y repavimentar rutas en Vaca Muerta por unos 300 millones de dólares. A diferencia del fideicomiso que se creó el año pasado para la ejecución del bypass de Añelo, los aportes esta vez llegarían a través de adelantos de regalías y canon de producción.
El proyecto había sido anunciado por el gobernador Rolando Figueroa el 1 de marzo, durante la apertura de sesiones legislativas, como una de las leyes a enviar en el primer semestre del año junto con el acuerdo con YPF por el GNL. Si bien este último ya fue aprobado por los diputados en junio, el financiamiento para las rutas petroleras viene más demorado.
A fines de marzo, Figueroa firmó con las 11 operadoras participantes una adenda al memorándum de entendimiento (MOU, por sus siglas en inglés) que ya habían acordado previamente en donde se definieron cuáles son las rutas que se financiarán con este esquema.
Las empresas que integran el acuerdo son YPF, Chevron, Pampa Energía, Pan American Energy, Phoenix Global Resources, Pluspetrol, Shell, Total Austral, Vista Energy, Geopark y Harbour Energy. Las dos últimas no habían participado del fideicomiso anterior.
Figueroa afirmó que son las obras de infraestructura que la provincia necesita para elevar la productividad de Vaca Muerta y llegar al plateau de producción esperado hacia el año 2030.
La saturación actual de las rutas del corredor petrolero de la provincia no solo representa pérdidas económicas para las operadoras, por las demoras que genera el mal estado de los caminos y la cantidad de camiones y vehículos que circulan, sino un incremento de incidentes de tránsito.
Tras una sucesión de siniestros, Neuquén tuvo que declarar el año pasado la emergencia vial e implementar un esquema de restricciones horarias con refuerzo de los operativos de control.
Las rutas que se van a ejecutar
La ampliación de infraestructura vial hacia los yacimientos de Vaca Muerta comenzó con el bypass de Añelo, cuya primera etapa finalizó la Provincia con financiamiento propio y que completarán las petroleras en los 51 kilómetros restantes a través del fideicomiso.
Esa obra fue adjudicada en abril a la UTE Luis Losi SA y Rovella Carranza SA directamente por las empresas, que son las encargadas de ejecutar y financiar la pavimentación. Según pudo saber EN/CLAVE, esos trabajos ya comenzaron, pero aún no se conoce fecha estimada de finalización.
Las obras que incluirá este nuevo convenio con operadoras implican la intervención sobre cuatro rutas provinciales.
La primera que se iniciará, según anunció el gobernador, será la pavimentación de la Ruta 8, desde el empalme de Ruta 6 hasta el Camino de la Tortuga. La Provincia ya está ejecutando con fondos propios el tramo de la Ruta 6 desde Rincón de los Sauces hasta esa intersección con Ruta 8, en la zona de Crucero Catriel, por lo que, además de sumar asfalto nuevo, se rehabilitará el que actualmente se encuentra deteriorado.
Esto permitirá conectar Neuquén capital con Rincón de los Sauces por pavimento, sin necesidad de pasar por Añelo.
Además, el convenio incluirá la pavimentación y repavimentación de la Ruta 51 (Mari Menuco), entre el empalme con la Ruta 8 y el empalme con la Ruta 17; la repavimentación de la Ruta 8, entre el empalme con la Ruta 51 y el empalme con la Ruta 7; y la repavimentación de la Ruta 7, en el tramo comprendido entre el límite con la provincia de Río Negro y el empalme con la Ruta 8.
Anticipos de regalías
El gobierno acordó con las petroleras que participaron del fideicomiso Bypass de Añelo un esquema por el cual las propias operadoras financian, licitan y ejecutan la obra bajo supervisión de Vialidad Provincial. El acuerdo, que se ratificó por ley, establece que pasará a manos de Neuquén en calidad de donación con cargo cuando esté finalizada y su repago se hará a través del cobro de peaje.
En este segundo convenio, en cambio, los aportes serán considerados como anticipos de regalías y canon extraordinario de producción, con la posibilidad de sumar también una eventual contribución por peajes.
Desde el gobierno provincial indicaron a EN/CLAVE que la negociación con las empresas «avanzó bastante» y que solo resta firmar el documento final, algo que se estimó en alrededor de un mes.
Fuentes de la industria indicaron que la discusión actual involucra el plazo de repago y el costo financiero que implicará el adelanto de regalías. Figueroa había dicho en marzo, cuando anunció el convenio, que se trataba de las regalías «a cobrar recién con el incremental que tengamos por entre 2029 y 2030».
El esquema habilitaría un sistema de pagos en función del avance de las obras que, en este caso, quedarían en manos de la Provincia y no de las operadoras.
Si bien se había anunciado como un segundo fideicomiso, por lo que se conoció hasta el momento no se acudiría a este tipo de herramienta, sino que se firmará un acuerdo marco entre las empresas y el gobierno de Neuquén donde se fijen las condiciones, el cual será enviado luego a la Legislatura para su ratificación.
Cinco grupos empresarios continúan en carrera para quedarse con el paquete de control que la petrolera que conduce Horacio Marín.
El Citibank recibirá este jueves al mediodía las ofertas económicas vinculantes (binding offers) para adquirir la participación accionaria que YPF posee en Metrogas, la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina.
Cinco grupos empresarios continúan en carrera para quedarse con el paquete de control que la petrolera que conduce Horacio Marín busca desprenderse como parte de su estrategia de desinversión de activos no estratégicos.
Según pudo reconstruir EconoJournal, los interesados que llegarán a la instancia final del proceso son MSU Energy, la compañía que lidera Manuel Santos Uribelarrea; EcoGas, una de las cuatro principales empresas del segmento de distribución (controla Distribuidora de Gas del Centro y Distribuidora de Gas Cuyana), que es propiedad de accionistas locales entre los que figuran Guillermo Reca, Ronaldo Strazzolini, Eduardo Escasany y Guillermo Pérez Moore, entre otros; Integra Capital, el holding encabezado por José Luis Manzano, que participará junto con algunos de sus socios en Edenor, entre ellos Edgardo Filiberti; el Grupo Pierri, propietario de Telecentro; y Grupo Sofía, uno de los accionistas de Litoral Gas.
En cambio, el grupo encabezado por el empresario Georgie Neuss, que analizaba participar con respaldo de un fondo de inversión de origen árabe, finalmente resolvió desistir del proceso y no presentar una oferta vinculante.
Fuentes privadas que participan de la operación estimaron que las propuestas económicas podrían ubicarse en un rango de entre US$ 500 millones y US$ 800 millones, aunque aclararon que el valor definitivo dependerá, entre otros factores, de la resolución de un aspecto regulatorio que todavía permanece abierto.
La licencia, el tema pendiente
Fuentes privadas que siguen de cerca la operación consultadas por EconoJournal manifestaron su sorpresa porque el proceso de venta ingresó en su etapa decisiva sin que el Estado nacional haya formalizado todavía la prórroga por 20 años de la licencia de distribución de Metrogas.
Las mismas fuentes señalaron que tanto las áreas técnicas y legales del ex Enargas —hoy integrado al Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE)— como la Secretaría de Energía ya concluyeron el análisis jurídico y regulatorio necesario para extender la concesión, pero la formalización de la extensión está demorada desde hace meses.
Por ese motivo, las ofertas que recibirá el Citibank serán presentadas ad referendum de que el Gobierno finalmente apruebe la extensión de la licencia de distribución, tal como contempla el nuevo esquema regulatorio previsto por la Ley Bases.
En el mercado existía consenso en que la extensión de la concesión constituía una condición relevante para robustecer el atractivo del activo que YPF busca vender. Por eso, varios actores del sector observan con atención si la ausencia de una resolución formal terminará impactando sobre las valuaciones económicas que presentarán los interesados.
Cómo está estructurada la operación
YPF no está transfiriendo directamente las acciones que posee en Metrogas, sino su participación en Gas Argentino S.A. (GASA), la sociedad que controla la distribuidora. A través de GASA, YPF ejerce el control de Metrogas, mientras que el resto del capital permanece distribuido entre otros accionistas y el mercado.
Las ofertas que recibirá el Citibank serán presentadas ad referendum de que el Gobierno finalmente apruebe la extensión de la licencia de distribución.
A nivel de Metrogas, YPF posee aproximadamente el 70% del capital accionario. Esa participación comprende la totalidad de las acciones Clase A —equivalentes al 51% del capital— y una participación adicional en acciones Clase B. El resto del capital se reparte entre Integra Gas Distribution, con cerca del 9%; el Fondo de Garantía de Sustentabilidad (FGS) de la ANSES, con aproximadamente el 8%; y un flotante cercano al 13% que cotiza en el mercado local.
La operación que lidera el Citibank apunta a transferir el paquete de control de GASA y, con ello, el control efectivo de Metrogas, sin modificar la condición de la compañía como sociedad abierta que cotiza en Bolsa.
Un activo estratégico
Metrogas es la mayor distribuidora de gas natural del país y abastece a más de 2,4 millones de usuarios de la Ciudad de Buenos Aires y gran parte del conurbano bonaerense. Su área de concesión concentra la mayor demanda residencial y comercial de la Argentina, lo que la convierte en uno de los activos regulados más relevantes del sector energético.
Si la prórroga de la licencia continúa sin oficializarse, el mercado tendrá una referencia concreta sobre cuánto descuentan los inversores esa incertidumbre en el precio que finalmente estarán dispuestos a pagar por el control de Metrogas.
La petrolera de capitales colombianos GeoPark presentó su actualización operacional correspondiente al segundo trimestre de 2026, período en el que registró una producción consolidada promedio de 27.271 barriles equivalentes de petróleo por día (boepd), prácticamente sin cambios respecto de los 27.249 boepd alcanzados en el trimestre anterior.
La empresa destacó que mantuvo niveles de producción estables mientras aceleró las actividades de desarrollo en sus principales activos de Colombia y avanzó en la ejecución de su programa de inversión en Vaca Muerta, Argentina. Durante el trimestre operó con ocho equipos, cuatro de perforación y cuatro de workover, y completó la perforación de seis pozos en los bloques colombianos Llanos 34 y Llanos 123, además de cinco pozos en Vaca Muerta, que al cierre de junio se encontraban en proceso de fracturación hidráulica.
En materia de seguridad, GeoPark informó que no registró incidentes con tiempo perdido (LTI), lesiones registrables (TRI) ni eventos de seguridad de procesos Tier 1 durante el período.
Avances en Vaca Muerta
En la Argentina, la producción promedio alcanzó 1.400 boepd, un nivel similar al registrado en el primer trimestre del año. La actividad se concentró en el bloque Loma Jarillosa Este, donde la compañía completó la perforación del Pad 1030, integrado por tres nuevos pozos horizontales. Según informó, el tiempo promedio de perforación fue de 14,2 días por sección horizontal, con laterales de aproximadamente 2.450 metros.
La campaña de fracturación avanzó sobre los cinco pozos del pad y, hacia fines de junio, se habían completado 119 de las 218 etapas previstas. Además, se perforaron dos pozos verticales destinados a la disposición de agua y tareas de observación.
Otro de los hitos destacados fue la aprobación del Estudio de Impacto Ambiental del bloque Loma Jarillosa Este, autorización que habilita el desarrollo de futuras campañas de perforación.
Contrato de perforación y capacidad de evacuación
Como parte de su estrategia de crecimiento en la formación neuquina, GeoPark firmó un acuerdo por tres años con Helmerich & Payne para contar con un equipo de perforación dedicado y los servicios asociados destinados al desarrollo de los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste. El inicio de la actividad con ese equipo está previsto para finales del cuarto trimestre de 2026.
La empresa también suscribió acuerdos con Pan American Energy para asegurar servicios de procesamiento y exportación de crudo provenientes de esos bloques, garantizando capacidad de evacuación hasta diciembre de 2027, con posibilidad de prórroga. Los convenios contemplan acceso a las terminales de exportación de Puerto Rosales y Punta Colorada.
Asimismo, GeoPark y Gas y Petróleo del Neuquén presentaron una solicitud para adherir al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) con el objetivo de acelerar el desarrollo de su hub de petróleo no convencional en Vaca Muerta. La iniciativa prevé inversiones superiores a US$ 1.000 millones y busca incrementar la producción desde 1.500 hasta 20.000 boepd en un plazo de tres años.
Desempeño en Colombia
El bloque Llanos 34, principal activo de la compañía, registró una producción promedio de 15.697 boepd netos (34.883 boepd brutos), prácticamente en línea con el trimestre anterior. La empresa destacó el aporte de los proyectos de recuperación secundaria mediante inyección de agua, que representaron el 20,6% de la producción total del bloque, así como el avance del proyecto de inyección de polímeros.
En el bloque CPO-5, la producción promedio fue de 6.132 boepd netos, un incremento de 0,4% respecto del trimestre previo, impulsado por el desempeño del campo Índico.
Por su parte, Llanos 123 alcanzó una producción promedio de 3.171 boepd netos, un crecimiento del 1,7% frente al primer trimestre y del 57,9% en comparación con igual período de 2025. La compañía destacó el desempeño del pozo Currucutu-3, que actualmente produce 910 barriles diarios de petróleo.
En Putumayo, el bloque Platanillo produjo en promedio 873 boepd, apoyado en optimizaciones operativas y la reactivación, a mediados de junio, del transporte a través del oleoducto OBA, luego de que esa vía permaneciera sin utilización desde comienzos de año por medidas regulatorias adoptadas en Ecuador.
Próximos pasos
Para el tercer trimestre de 2026, GeoPark prevé perforar entre seis y siete pozos brutos en Colombia, completar la fracturación hidráulica de los cinco pozos perforados en Vaca Muerta e iniciar posteriormente su producción.
La compañía también anticipó nuevas campañas de perforación en los bloques Llanos 34, CPO-5 y Llanos 123, en línea con su estrategia de sostener la producción en Colombia mientras acelera el crecimiento de sus operaciones no convencionales en Argentina.
A pesar de los cuestionamientos judiciales, las campañas sísmicas avanzaron y permitieron concretar un hecho sin precedentes para el país como la perforación del pozo exploratorio Argerich-1.
La exploración de hidrocarburos costa afuera volvió a ocupar un lugar central en la agenda energética argentina a partir del Concurso Público Internacional Costa Afuera N.º 1, lanzado en 2018. Aquella convocatoria marcó un punto de inflexión para una actividad que, si bien contaba con una larga trayectoria en la Cuenca Austral, permanecía prácticamente inactiva en el resto de la plataforma continental.
Tras años de estudios geológicos y campañas de adquisición sísmica, en 2019 se adjudicaron dieciocho bloques exploratorios distribuidos en las cuencas Argentina Norte (CAN), Austral (AUS) y Malvinas Oeste (MLO). El objetivo era ampliar el conocimiento geológico del Mar Argentino, promover nuevas inversiones exploratorias y abrir una nueva etapa para el desarrollo offshore del país.
La respuesta de la industria fue significativa. Empresas internacionales de primer nivel, entre ellas Equinor, ExxonMobil, Qatar Petroleum y Eni, asumieron compromisos de inversión para desarrollar programas exploratorios en aguas argentinas, incorporando tecnología y experiencia en proyectos de alta complejidad técnica.
A pesar de los cuestionamientos judiciales promovidos por distintos sectores ambientalistas, las campañas sísmicas avanzaron y permitieron concretar un hecho sin precedentes para el país: la perforación del pozo exploratorio Argerich-1, ubicado a 315 kilómetros de la costa de Mar del Plata y en aguas de más de 1.500 metros de profundidad. Tanto las tareas de adquisición sísmica como la perforación se desarrollaron sin incidentes ambientales ni operativos, demostrando que este tipo de actividades puede ejecutarse bajo elevados estándares de seguridad y control.
Si bien el pozo no confirmó la existencia de hidrocarburos comercialmente explotables, proporcionó información geológica de enorme valor para comprender el potencial de la Cuenca Argentina Norte. En exploración offshore, donde las decisiones de inversión se sustentan en procesos progresivos de reducción de incertidumbre, los datos obtenidos por un pozo exploratorio suelen constituir un activo estratégico para futuras campañas.
En los meses posteriores algunas empresas resolvieron revertir al Estado Nacional determinadas áreas exploratorias, particularmente en las cuencas Argentina Norte y Malvinas. Sin embargo, otras continúan ejecutando sus compromisos exploratorios y analizando la información obtenida, en un escenario que todavía presenta importantes oportunidades para el desarrollo futuro del offshore argentino.
El RIGI como punto de inflexión
La reciente modificación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) introduce un cambio de especial relevancia para el desarrollo offshore en Argentina. Mediante el Decreto N.º 105/2026, el Poder Ejecutivo incorporó expresamente la exploración, explotación y producción de hidrocarburos costa afuera entre las actividades alcanzadas por el régimen, reconociendo las particularidades de una industria que demanda inversiones intensivas, elevados niveles de riesgo y horizontes de recuperación que pueden extenderse por más de una década.
La reforma llega en un momento oportuno. Tras la finalización de las primeras campañas exploratorias de la Ronda Offshore Argentina y mientras las empresas continúan procesando la información geológica, el nuevo marco de incentivos busca preservar el interés inversor y mejorar la competitividad del país frente a otros destinos que hoy disputan el capital exploratorio internacional.
A diferencia de los desarrollos convencionales, la exploración offshore requiere desembolsos significativos desde sus etapas iniciales, mucho antes de que exista certeza sobre la presencia de hidrocarburos comercialmente explotables. Cada campaña sísmica, cada pozo exploratorio y cada estudio geológico implican inversiones millonarias que solo pueden justificarse en un contexto de estabilidad regulatoria y previsibilidad económica.
En ese escenario, el RIGI procura reducir parte de esa incertidumbre mediante un conjunto de incentivos especialmente valiosos para la actividad costa afuera. Entre ellos, se destaca la reducción del monto mínimo de inversión para acceder al régimen a 200 millones de dólares -frente a los 600 millones exigidos para la mayoría de los proyectos onshore-, una decisión que reconoce la naturaleza progresiva de las inversiones exploratorias.
A ello se suman treinta años de estabilidad fiscal, aduanera y cambiaria; la reducción de la alícuota del impuesto a las ganancias del 35 % al 25 %; beneficios vinculados al IVA y a los derechos de exportación para nuevos proyectos, y un régimen gradual de libre disponibilidad de divisas que mejora las condiciones para recuperar inversiones en moneda extranjera.
Estos beneficios adquieren una dimensión particular en el offshore. La exploración costa afuera compite a escala global por capitales que se asignan en función del potencial geológico, pero también de la previsibilidad regulatoria. En una industria donde las decisiones de inversión se proyectan a veinte o treinta años, la estabilidad institucional suele pesar tanto como la calidad de los recursos.
La incorporación del offshore al RIGI no garantiza nuevos descubrimientos ni modifica el riesgo geológico inherente a toda exploración. Sin embargo, sí mejora las condiciones para que las empresas decidan continuar evaluando el potencial del Mar Argentino y asignen recursos a nuevas campañas exploratorias. En otras palabras, el régimen no reemplaza al recurso, pero puede convertirse en un factor decisivo para que las inversiones necesarias lleguen al país.
Una oportunidad que sigue abierta
El contexto regional contribuye a mantener vigente el interés en el offshore argentino. Uruguay ha logrado posicionarse como uno de los destinos exploratorios más atractivos del Atlántico Sur gracias a la continuidad de su política offshore y a la similitud geológica de sus cuencas con los recientes descubrimientos realizados frente a las costas de Namibia. Mientras se esperan nuevas perforaciones en aguas uruguayas, las compañías continúan analizando la información obtenida en el Mar Argentino y evaluando las oportunidades que aún ofrecen las áreas adjudicadas.
La actividad offshore no parte de cero. Argentina produce hidrocarburos costa afuera desde hace más de cuatro décadas en la Cuenca Austral, de donde proviene aproximadamente el 20 % del gas natural producido en el país. Esa experiencia constituye un activo relevante para afrontar una nueva etapa exploratoria bajo estándares ambientales y operativos consolidados.
La potencialidad de los nuevos desarrollos offshore en la Cuenca Argentina Norte (CAN) se vio reflejada en el interés despertado en ciudades como Mar del Plata y Necochea, que vislumbran en el despliegue del offshore, el despliegue de nuevos servicios y empleos asociados.
Al respecto, el Puerto de Mar del Plata, que ha servido de base operativa central para las actividades realizadas hasta ahora, continúa adaptando sus muelles para buques de suministro (supply vessels) y prospección, a fin de consolidar su rol como base logística crítica para dar soporte a la exploración en la Cuenca Argentina Norte (CAN).
Este interés se ha visto demostrado también en la repercusión del lanzamiento del curso de posgrado “Programa en Desarrollo Offshore de Hidrocarburos” en la Universidad Austral, dirigido por el Ing. Roberto Carnicer y coordinado por esta autora.
En este escenario, la incorporación del offshore al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones constituye una señal que trasciende los beneficios fiscales. Representa el reconocimiento de que la exploración costa afuera requiere reglas estables, previsibilidad y un horizonte de largo plazo compatible con la magnitud de las inversiones involucradas.
El éxito del offshore argentino dependerá, en definitiva, de la combinación de recursos, conocimiento técnico y confianza institucional. El nuevo RIGI no elimina el riesgo inherente a la exploración, pero sí contribuye a mejorar las condiciones para que las empresas continúen apostando por el Mar Argentino. En un contexto internacional que vuelve a valorar el desarrollo de nuevos recursos energéticos, esa puede ser la diferencia entre conservar áreas exploratorias activas o perder competitividad frente a otros destinos de inversión.
*Mg. Abog. Especialista en regulación energétca y sustentabilidad.
Trump recibió en mayo al presidente brasileño Lula da Silva en la Casa Blanca.
Estados Unidos aplicará desde este mes un arancel del 25% sobre las importaciones del Brasil, que excluirá a «productos energéticos» y tierras raras aunque alcanzará al bioetanol. La medida marca la intención de EE.UU. de retomar la presión comercialcontra sus socios comerciales tras una pausa forzada por un fallo de la Corte Suprema de Justicia de ese país que fue adverso en materia arancelaria para la administración de Donald Trump.
En concreto, la máxima instancia judicial estadounidense en febrero había dejado sin efecto los aranceles recíprocos que el gobierno aplicó contra decenas de países a mediados de 2025 invocando una ley de emergencia internacional (IEEPA).
Con ese recurso legal denegado por la corte, el gobierno estadounidense ahora recurrió a la Sección 301 de una ley comercial de 1974 para sancionar al Brasil, lo que anticipa probables aranceles también contra la India, China, Japón, Corea del Sur y la Unión Europea en los próximos meses.
El Representante Comercial de los EE.UU., Jamieson Greer, anunció el jueves pasado la aplicación de un arancel general del 25% sobre las importaciones desde Brasil a partir del 22 de julio, tras una investigación sobre «prácticas comerciales desleales» amparada en la Sección 301.
El arancel del 25% alcanzará al etanol, azúcar, muebles, maquinaria, calzado y otros productos. En cambio, el gobierno dejó exceptuados a productos más sensibles como petróleo y sus combustibles derivados (“productos energéticos”), tierras raras, aeronaves y sus componentes, carne vacuna y café, entre otros.
La Oficina del Representante Comercial aclaró que este gravamen no afectará a los productos que ya están alcanzados por los aranceles aplicados bajo la Sección 232 de otra ley comercial de 1962, tales como acero, aluminio, cobre, automóviles y otros bienes. El acero brasileño está pagando un gravamen de 50%.
El secretario de Estado, Marco Rubio, afirmó que el presidente brasileño Lula da Silva y su gobierno «no han negociado con Estados Unidos de buena fe». «Durante el último año, Lula ha antepuesto su propio ego a alcanzar un acuerdo para el bienestar del pueblo brasileño, y estos aranceles son el precio de ello», declaró Rubio en un posteo en X.
Aranceles: EE.UU. presiona a Brasil por el bioetanol
El petróleo y sus combustibles derivados han quedado exceptuados de todos los aranceles que la administración Trump aplicó hasta ahora contra otros países. Sin embargo, el bioetanol, un combustible producido a partir del maíz o la caña de azúcar, fue particularmente alcanzado en el nuevo arancel contra Brasil.
La Oficina del Representante Comercial justificó el arancel del 25% citando prácticas comerciales del Brasil que afectan al comercio con los EE.UU., que van desde el trato arancelario desigual para el etanol estadounidense y la falta de protección y aplicación de los derechos de propiedad intelectual, hasta la deforestación de la selva amazónica y las barreras al comercio digital.
«Las amplias negociaciones mantenidas con Brasil durante el último año no han resuelto estas cuestiones; sin embargo, seguimos abiertos a continuar negociando con Brasil para lograr los cambios, largamente necesarios, que aborden los problemas identificados en esta investigación», declaró Greer.
El ministro de Comercio de Brasil, Marcio Elias Rosa, evaluó que el 18% de las exportaciones brasileñas a EE.UU. se verán afectadas por este arancel, lo que representa unos 7000 millones de dólares. La Cámara de Comercio Estadounidense (Amcham) en Brasil señaló que la medida sitúa a «Brasil entre los países que enfrentan las condiciones más restrictivas para acceder al mercado estadounidense».
En lo que respecta al etanol se advierte que las exportaciones de EE.UU. a Brasil en 2025 totalizaron US$ 96 millones, una caída de 87% en comparación con 2018, debido al restablecimiento de un arancel. «Brasil ha dejado de aplicar el trato arancelario equilibrado que mantenía anteriormente y no ha correspondido al trato arancelario favorable que Estados Unidos otorga al etanol brasileño», argumentó el gobierno.
El impacto del arancel sobre los productores de bioetanol será acotado dado que las exportaciones ya eran bajas de por sí. Los productores más afectados serán los del nordeste del Brasil, aunque ahora pueden acceder al mercado europeo gracias al acuerdo comercialentre el Mercosur y de la Unión Europea.
Los productores brasileños afirman que EE.UU. lleva décadas aplicando políticas restrictivas contra la importación de azúcar, lo que compensa con creces el desequilibrio en el comercio de etanol y azúcar. Al mismo tiempo, el arancel aplicado al etanol estadounidense se rige por las normas del Mercosur.
«La política de etanol de Brasil está plenamente alineada con las normas de la Organización Mundial del Comercio (OMC), se aplica de manera no discriminatoria y cumple con los compromisos multilaterales asumidos por Brasil», declaró la Asociación de la Industria de la Caña de Azúcar y Bioenergía de Brasil (Unica).
La entidad argumentó que la reducción de las exportaciones de etanol estadounidense al mercado brasileño se debe principalmente a la expansión de la producción nacional, especialmente de etanol a base de maíz.
La creciente producción es alentada en parte por el aumento en el corte obligatorio de etanol en los combustibles. El gobierno brasileño elevó este año el corte obligatorio de etanol en las naftas del 30 al 32% a partir del 1 de agosto.
BLG Power Generation impulsa una visión integral en la gestión de activos de generación eléctrica con su modelo O&M 2.0.
La gestión de activos de generación eléctrica atraviesa un proceso de cambios en el que el monitoreo de datos deja de ser suficiente. Así lo explicó BLC Power Generation, empresa del grupo BLC Global, durante su participación en el Energyear en Colombia. Para la compañía, el mayor desafío en la actualidad consiste en transformar datos en decisiones que maximicen el valor económico del activo en el largo plazo.
En el marco del panel “Digitalización, soluciones, contratos a largo plazo y capacitación local como oportunidades para garantizar una eficiente O&M en un mercado creciente”, BLC Power Generation planteó la necesidad de redefinir el enfoque tradicional de operación y mantenimiento de activos energéticos teniendo en cuenta tanto la digitalización de datos y procesos, como la incorporación de sistemas de almacenamiento (BESS) y la creciente complejidad operativa.
De la supervisión a la optimización de activos energéticos: el desafío operativo
La expansión de activos renovables, sumada a la integración de tecnologías como BESS y sistemas híbridos, están redefiniendo la forma en que se operan las plantas. En este contexto, ladigitalizacióndejó de ser un diferencial para convertirse en una condición necesaria, mientras que la operación eficiente comienza a tener un peso tan relevante como la construcción de los activos.
Para BLC Power Generation a lo largo del tiempo muchos proyectos fueron diseñados priorizando su desarrollo y puesta en marcha sin un enfoque integral sobre su desempeño a largo plazo. Esto se traduce, en la actualidad, en entornos donde existe gran disponibilidad de datos, pero con limitaciones para integrarlos y convertirlos en decisiones operativas efectivas.
“Hoy tenemos activos altamente monitoreados, pero que aún presentan oportunidades de mejora en su gestión”, señalaron desde BLC Power Generation. En esa línea, destacaron que el foco continúa puesto en indicadores técnicos, sin una conexión directa con el impacto económico real de la operación.
O&M 2.0: una gestión integral del activo energético
Frente a este escenario, BLC Power Generation impulsa un modelo de O&M 2.0 basado en una visión integral del activo energético. El enfoque combina la integración de sistemas, la gestión centralizada de la operación, la experiencia operativa en campo y el uso de herramientas digitales, incluyendo inteligencia artificial como soporte a la toma de decisiones.
El objetivo es evolucionar desde esquemas centrados en el monitoreo hacia modelos orientados a la optimización operativa, la flexibilidad y el desempeño financiero de largo plazo. Esto implica, entre otros aspectos, lograr una mayor integración entre plataformas como SCADA, sistemas de control y herramientas de gestión remota, así como consolidar información para mejorar tiempos de respuesta y eficiencia operativa.
Asimismo, desde la compañía remarcaron la importancia de entender los activos como sistemas dinámicos e interconectados, especialmente en contextos donde el almacenamiento introduce decisiones económicas en tiempo real y mayor complejidad en la operación.
Visión integral del activo energético: desafío clave para mercados en crecimiento
En línea con lo expuesto durante el panel, desde BLC Power Generation señalaron que esta evolución será determinante en mercados en expansión como Colombia, que podría incorporar hasta 9.500 MW de capacidad renovable en los próximos años.
“Para que ese crecimiento se materialice, es fundamental combinar estabilidad regulatoria, desarrollo de infraestructura y capacidad de operar los activos de manera eficiente en el largo plazo”, indicaron.
En este sentido, destacaron que la creciente complejidad de los sistemas eléctricos exigirá modelos de operación más integrados y profesionalizados, donde la digitalización, la centralización de activos y la operación remota jugarán un rol central.
Finalmente, concluyeron que en la próxima etapa de crecimiento del sector energético el diferencial no estará dado únicamente por la incorporación de tecnología, sino por la capacidad de integrar información, experiencia y operación para maximizar el valor de los activos en el tiempo.
Vista Energy, la mayor productora independiente de Argentina, anunció la presentación formal de la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para el desarrollo del bloque Bandurria Norte, ubicado en la ventana de petróleo no convencional de Vaca Muerta. El proyecto contempla un plan de inversión estimado en US$ 5.800 millones.
Bandurria Norte cuenta con una superficie de 26.500 acres y es operado en un 100% por la firma presidida por Miguel Galuccio. El desarrollo prevé la perforación y completación de 332 nuevos pozos horizontales, con la meta de alcanzar una producción aproximada de 50.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d).
Dado que se trata de un área que actualmente no posee pozos en producción, la inversión contempla un importante despliegue de infraestructura de tratamiento y evacuación de petróleo y gas natural. Entre las obras principales Vista prevé la construcción de una batería con capacidad para procesar alrededor de 40.000 barriles de petróleo por día, una estación compresora de gas, y los tendidos de oleoductos y gasoductos de interconexión necesarios para transportar el fluido.
Hasta el momento, Vista ha invertido aproximadamente US$ 7.000 millones en la Argentina, produce más de 156.000 barriles equivalentes diarios y destina más del 70% de su oferta de crudo al mercado de exportación, lo que la posiciona como el principal operador independiente y máximo exportador del país. Además, este representará el primer desarrollo masivo de Vista ubicado fuera de su hub operativo tradicional encabezado por Bajada del Palo Oeste y Bajada del Palo Este.
En abril de este año, la petrolera había comunicado sus intenciones de solicitar al RIGI proyectos para desarrollar Bandurria Norte y Águila Mora con el objetivo de traccionar inversiones que, de otra manera, hubieran quedado relegadas en el cronograma de la compañía. Según había expresado Galuccio, el impacto del RIGI es determinante para mejorar las tasas de retorno en estos bloques no desarrollados. Sin estos incentivos fiscales, el desarrollo masivo de ambas áreas recién se habría priorizado cerca de 2030, pero el marco normativo permitirá acelerar el despliegue de capital.
Resultados
Días atrás Vista presentó los resultados correspondientes al segundo cuatrimestre de 2026 e informó ingresos totales por US$ 1.150 millones, un 89% más a los registrados en el segundo trimestre del año anterior. Además, reportó un incremento de la producción del 32% respecto del mismo período de 2025, impulsado por el desarrollo de los activos de la compañía en Vaca Muerta, como así también la consolidación de los activos que había adquirido a la noruega Equinor.
La petrolera conducida por Galuccio reportó un aumento de las exportaciones de petróleo por un 54% interanual, alcanzando los 8.6 millones de barriles durante el trimestre y representando el 72% del volumen total de ventas de petróleo de la compañía.
En abril de 2025, Vista había adquirido los activos de Petronas en La Amarga Chica, por un total de US$ 1340 millones. Esto le permitió hacerse de una de las áras estratégicas del principal hub de shale oil de Vaca Muerta y convertirse en el mayor exportador de crudo del país.
Con el propósito de congregar a los principales referentes de la industria, la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) anuncia la apertura de las inscripciones para el 9no. Seminario del Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® (PCRMA®), el cual se llevará a cabo el próximo 16 de octubre. El encuentro cuenta, como es habitual, con el respaldo del Consejo Internacional de Asociaciones de la Industria Química (ICCA).
Propiciar un canal sólido de articulación público-privada es el objetivo de esta novena edición, que se estructurará bajo las premisas de gobernanza responsable, compromiso y buenas prácticas. A través de las ponencias de autoridades gubernamentales, académicos y especialistas del ámbito corporativo, se buscará construir consensos y plantear propuestas frente a los desafíos de sustentabilidad, gestión ambiental, innovación y competitividad que marcan las demandas productivas actuales.
El PCRMA®, presente en más de 70 países y reconocido globalmente como “Responsible Care”, es una iniciativa voluntaria de la industria química y petroquímica que promueve la gestión segura y responsable de los productos químicos a lo largo de todo su ciclo de vida. En la Argentina, es liderado por la CIQyP® desde 1992, impulsando a las empresas adherentes a avanzar en la mejora continua en seguridad, salud ocupacional y medio ambiente, al tiempo que fomenta la transparencia y la confianza con la sociedad. Cabe destacar que el Programa está acreditado bajo la certificación IRAM-ISO/IEC 17067:2015, lo que le otorga un marco de excelencia y competitividad internacional.
Principales ejes
Entre los principales ejes temáticos y la agenda actual del sector, el seminario articulará sus debates en torno a paneles clave que abarcarán diversas temáticas, entre las que se destacan:
· Relación con las comunidades: El rol de la transparencia en la gestión para construir y consolidar confianza con el entorno.
· Mejora continua e indicadores: El valor estratégico de la estandarización para optimizar la competitividad y los procesos de la industria.
· Seguridad en el transporte: La logística y el transporte de carga como aliados estratégicos de la reputación y la confiabilidad del servicio.
· Economía circular: Experiencias corporativas y académicas orientadas a la conversión de residuos en recursos con valor agregado.
Durante la jornada, se llevará a cabo la tradicional ceremonia de entrega de las distinciones anuales mediante los “Premios PCRMA® Awards”, reconociendo a aquellas industrias y transportistas del sector que han registrado el mejor desempeño en materia de seguridad, ambiente y salud ocupacional durante el último período.
De esta manera, la CIQyP® continúa brindando a sus empresas socias y a la cadena de valor herramientas y conocimientos sobre temáticas de máxima relevancia local e internacional.
El encuentro es gratuito para los socios de la CIQyP®, mediante inscripción previa. Para más detalles contactarse a informacion@ciqyp.org.ar.
Camuzzipresentó su séptimo Reporte de Sustentabilidad, en el que resume los principales resultados de su gestión durante 2025 en materia económica, social y ambiental. Elaborado bajo los estándares GRI, con indicadores específicos para el sector Oil & Gas y métricas SASB, el documento fue sometido a una verificación externa independiente realizada por Crowe.
La compañía señaló que 2025 representó un año de transformación, impulsado por la recuperación de la previsibilidad regulatoria y la entrada en vigencia de la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT), factores que, según indicó, permitieron consolidar una estrategia enfocada en la resiliencia operativa, la prevención de riesgos y la planificación de largo plazo.
Usuarios activos de Camuzzi
En el plano operativo, la distribuidora informó que alcanzó los 2.262.721 usuarios activos y que continúa prestando servicio en 370 localidades a través de una red de más de 52.400 kilómetros, que abastece al 45% del territorio nacional. Asimismo, destacó que, en el marco de la adecuación tarifaria, reforzó sus procesos comerciales mediante herramientas como las notificaciones digitales y los planes de pago, alcanzando una tasa de rehabilitación del 92,9% de los suministros suspendidos por mora y un récord en su nivel de cobrabilidad.
En materia financiera e institucional, Camuzzi Gas Pampeana volvió al mercado local de capitales con una emisión de Obligaciones Negociables destinada a financiar su plan de inversiones. Además, la empresa informó que, tras superar una auditoría integral realizada por el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) sobre sus tres décadas de operación, el organismo recomendó la prórroga de su licencia por otros 20 años.
Las inversiones de la distribuidora
Entre las inversiones destacadas figura la continuidad de las obras de repotenciación del Sistema Cordillerano Patagónico, un proyecto que demanda más de $51.800 millones y que apunta a incrementar la capacidad de abastecimiento de gas natural y habilitar nuevas factibilidades para la región.
El reporte también da cuenta del avance de la estrategia de transformación digital de la compañía. Durante 2025, la Oficina Virtual superó los 12 millones de visitas y el nivel de digitalización comercial alcanzó al 98,04% de los clientes. Además, se gestionaron más de 46.000 trámites mediante terminales de autogestión y el servicio de chat registró un índice de 0% de interrupciones por tiempo de espera.
Gobernanza y capital humano
En términos de gobernanza, la distribuidora informó que finalizó el ejercicio sin multas ni sanciones vinculadas con incumplimientos regulatorios, ambientales o comerciales. También incorporó nuevas herramientas de debida diligencia para contratistas con el objetivo de fortalecer la gestión de riesgos en su cadena de valor.
Respecto de su capital humano, la empresa indicó que cuenta con una dotación de 1.685 colaboradores, registró una rotación voluntaria cercana al 1%, alcanzó una tasa de retención del 100% tras licencias parentales y logró un nivel de participación del 98,44% en la plataforma colaborativa Workvivo. Asimismo, durante el año se impartieron más de 12.400 horas-persona de capacitación, principalmente en Seguridad y Medio Ambiente, y la compañía cerró el período sin registrar fatalidades laborales.
Eje ambiental y comunidades
En el eje ambiental, Camuzzi informó que concluyó la construcción de su Inventario Corporativo de Gases de Efecto Invernadero mediante el relevamiento de emisiones de Alcance 1, 2 y 3, como paso previo al cálculo de su huella de carbono corporativa.
En cuanto al vínculo con las comunidades, la empresa señaló que desarrolló 25 iniciativas de inversión social que beneficiaron de manera directa a más de 10.000 personas a través de programas de empleabilidad, promoción cultural, bienestar comunitario y prevención. También destacó la continuidad de su apoyo a cuerpos de Bomberos Voluntarios mediante donaciones y la creación, en Bahía Blanca, del primer equipo de Primeros Auxilios Emocionales destinado a brindar contención a rescatistas en situaciones críticas.
«El 2025 representó un punto de inflexión para Camuzzi. La recuperación de un escenario de mayor previsibilidad nos permitió fortalecer nuestra capacidad de planificación, impulsar inversiones estratégicas y seguir evolucionando hacia una gestión cada vez más resiliente, eficiente y sostenible. Este reporte refleja ese recorrido y nuestro compromiso permanente con la transparencia y la generación de valor para las comunidades donde estamos presentes», afirmó Rodrigo Espinosa, director de Relaciones Institucionales de Camuzzi.
El séptimo Reporte de Sustentabilidad se encuentra disponible para su consulta en el sitio web de la compañía.
De izquierda a derecha: Griselda Lambertini, Vicente Serra, Marcelo Nachon y Sergio Falzone.
Un conflicto entre los municipios mendocinos de San Rafael y General Alvear por el acceso a la capacidad disponible de un gasoducto recién construido generó un nuevo enfrentamiento dentro del directorio del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (Enrege). El presidente Javier Milei oficializó a comienzos de mayo la designación de la conducción del organismo y apenas un mes después su flamante titular Marcelo Lamboglia renunció en medio de una fuerte interna que ni siquiera esa salida ayudó a descomprimir y que resurge cada vez que se debate un tema relevante.
La disputa en esta ocasión es por la capacidad remanente que el Gasoducto Sur incorporó al sistema y que aún no está comprometida. El municipio de San Rafael fue el impulsor de la obra, concretada con fondos aportados mayoritariamente por el Estado Nacional, y quiere forzar a su vecino General Alvear a realizar un aporte económico que compense parte de esa inversión antes de que pueda tener acceso a esa capacidad remanente.
El directorio del organismo avaló, en los hechos, la posición de San Rafael a través de una nota enviada a Distribuidora Gas Cuyana (Ecogas), operadora del gasoducto, el 18 de junio. En ese texto le indica que no avance con el otorgamiento de factibilidades a General Alvear, paso previo indispensable para que ese municipio se conecte a la red, sin antes acordar un procedimiento con la municipalidad de San Rafael.
El primer vocal del Enrege, Marcelo Alejandro Nachon, votó en contra de esa decisión, generando un cortocircuito con sus pares. En una nota que pidió insertar como anexo del acta de la última reunión del directorio, Nachon cuestiona la decisión y expone detalles de una reunión de trabajo en la cual se discutió esa nota que finalmente fue enviada a la distribuidora. La carta forzó al vicepresidente del ente a cargo del organismo, Vicente Serra, a tener que responder con otra nota que también figura como anexo del acta de directorio.
Nachon fue el que más se enfrentó con Lamboglia y ahora parece haber encontrado en Serra a un nuevo oponente.
La historia de la obra
El 18 de noviembre de 2020 la Secretaría de Energía y el Municipio de San Rafael firmaron un convenio para avanzar con la construcción del Gasoducto Sur destinado a potenciar el abastecimiento de gas natural en ese municipio mendocino y en la localidad vecina de General Alvear. El proyecto contemplaba la construcción de una interconexión entre el gasoducto GasAndes, que transporta gas a Chile, y la ciudad de San Rafael, con sus correspondientes instalaciones de superficie complementarias.
El financiamiento corrió por cuenta en su gran mayoría del Estado Nacional en concepto de aporte no reintegrable, conforme a los parámetros establecidos en la resolución 268/2007 del ex Ministerio de Planificación Federal.
Aquella norma había sido diseñada por el entonces ministro Julio De Vido cuando las tarifas de gas estaban congeladas y se decidió girarle dinero a los municipios para que hicieran las obras que, en un contexto de normalidad, deberían haber sido realizadas por las distribuidoras.
Entonces se hizo valer la figura del “tercero interesado”, contemplada en la ley 24.076 que regula el mercado del gas, que habilita a un sujeto distinto al distribuidor a realizar una obra de expansión o mejora del servicio cuando el responsable directo no la está llevando adelante.
El acuerdo inicial preveía un desembolso de 1500 millones de pesos. En junio de 2021 se firmó una adenda para elevar esa cifra a 2133 millones y en noviembre de 2023 se firmó una nueva adenda de actualización presupuestaria por un monto adicional de 4402 millones.
Apenas asumió, el gobierno de Javier Mileise negó a girar los fondos pendientes, situación que llevó a la municipalidad de San Rafael a interponer en abril de 2024 una medida cautelar en la Justicia para que cumpliera con los pagos.
Luego de perder en primera y segunda instancia y de que la Corte Suprema le denegara un recurso extraordinario, el gobierno nacional desembolsó el dinero pendiente y en abril de 2025 acordó con San Rafael aportar otros 5200 millones de pesos para finalizar el gasoducto, que por ese entonces tenía un grado de avance del 90%.
El origen de la pelea entre los municipios
La obra finalmente se inauguró en junio de este año, pero la disputa entre los municipios surgió cuando General Alvear se presentó ante Ecogas, encargada de operar el gasoducto, para solicitar que le otorgue factibilidad, es decir, que certifique que existe capacidad disponible en la red para abastecer un nuevo consumo. Ese es el paso previo a habilitar nuevas conexiones a la red de gas natural.
El Gasoducto del Sur se inauguró el mes pasado en el sur de Mendoza.
San Rafael se opuso y le envió una carta a Enrege el 12 de junio en la que solicitó que intervenga para que no se le otorguen factibilidades a General Alvear con el argumento de que no llevó adelante la obra ni realizó ningún aporte económico posterior.
Enrege reaccionó rápido y el 18 de junio le envió una carta a Ecogas advirtiéndole que no avance hasta no coordinar con San Rafael “un procedimiento para el otorgamiento de dichas factibilidades y su registro para contabilizar las mismas hasta lograr el agotamiento total de la capacidad resultante”
“El cumplimiento de dicho deber en cabeza de la Distribuidora, debe entenderse como un instrumento de coordinación destinado a preservar los derechos derivados de la inversión realizada por el Municipio en carácter de tercero interesado”, agregó en la nota, que fue avalada por el área de legales del ex Enargas.
Las críticas de Nachon
Nachon no estuvo de acuerdo con la decisión del ente y forzó una votación que terminó perdiendo 3 a 1. Luego pidió dejar sentada su disidencia por escrito en una nota que se adjuntó al acta de la última reunión de directorio realizada a fines de junio.
En ese texto revela que el directorio discutió el tema en una reunión realizada el 17 de junio en la que también participaron Silvana Onorati, Marina Suarez y Matías Tau de la Unidad Legal del ex Enargas, Fabián Bello y Alejandro Hassan de la Unidad de Desempeño y Economía del ex-Enargas y Guillermo Lanzillotti de la Unidad de Distribución de ex Enargas.
Sostiene que, según revelaron Bello y Hassan, el gobierno nacional realizó un aporte financiero para la construcción del gasoducto que, a valores constantes, puede ser estimado en un porcentaje superior al 90% de la obra.
Luego afirma que los derechos del municipio de San Rafael deben ser proporcionales a su aporte, que no llegó al 10 por ciento. “Una interpretación contraria, es decir, que amplíe los derechos de MSR (Municipalidad de San Rafael) más allá de su efectivo aporte, implica la extensión de un privilegio, lo que es contrario al principio de acceso abierto que debe prevalecer en toda interpretación del regulador”, subraya en su nota.
Luego afirma que los representantes de la Unidad Legal manifestaron en esa reunión no recordar si enotra resolución del ex Enargas se le otorgó un reconocimiento de derechos en forma explícita a un eventual tercero interesado, queriendo dejar en claro que lo que decidió la mayoría del directorio es inédito.
“Las demás personas que trabajaron en el ex Enargas, tampoco recordaron que hubiera una resolución del organismo autorizando el inicio de obras con este reconocimiento hacia el tercero interesado (en este caso San Rafael), lo cual es coherente con el Régimen de Acceso Abierto. Esta circunstancia de una resolución que autoriza el inicio de obras apartándose del Régimen de Acceso Abierto permite caracterizar este caso como excepcional”, agregó queriendo exponer a Vicente Serra, Griselda Lambertini y Sergio Falzone, los tres directores que votaron a favor.
Luego sostuvo que la nota enviada por el Enrege a Ecogas es “inadecuada e inconveniente porque se solicita a la distribuidora que acredite haber implementado un procedimiento, cuando no
depende exclusivamente de ella sino que debe ser acordado con la MSR (Municipio de San Rafael), otorgando potestades que no corresponden dentro del marco normativo vigente, y requiriéndose esa acreditación en forma previa a que la distribuidora otorgue factibilidades”.
Por último, el primer vocal del Enrege sostiene que la posición del ente viola el principio de acceso abierto al gas natural y menoscaba los objetivos del Estado Nacional como aportante principal de la obra.
La respuesta del vicepresidente del Enrege
La crítica de Nachon forzó al vicepresidente del Enrege, Vicente Serra, a responder a través de una carta que también fue inserta en el acta de la última reunión de directorio. Lo que argumenta Serra es que Nachon parte de una “premisa falsa” como ser considerar que el derecho reconocido a la Municipalidad de San Rafael respecto de la capacidad resultante debe limitarse proporcionalmente al porcentaje de recursos propios aportados por ese municipio. “Dicha regla de proporcionalidad no surge del Convenio Marco, de sus Adendas, de la naturaleza jurídica del aporte no reintegrable ni del artículo 10 de la resolución Enargas N° 70/21”, respondió.
Luego agrega que cuando esa resolución 70 hace referencia al “aporte respectivo” del municipio “refiere al recurso que obtenía San Rafael en ese momento (el aporte no reembolsable)”. Es decir, a la totalidad de los fondos que le giró la Nación y no a lo que eventualmente terminó aportando San Rafael como recurso propio para terminar la construcción. “Por lo tanto, incorporar una distribución porcentual de la capacidad según el origen económico de los fondos implica introducir una condición que el acto administrativo vigente no estableció nunca, mediante ningún documento de vinculación jurídica”, agrega.
Serra sostiene que no se encuentra cuestionado el hecho de que la obra haya tenido como finalidad mejorar las condiciones generales del sistema y producir beneficios sobre distintas localidades. “Sin embargo, el beneficio técnico derivado de una infraestructura no convierte automáticamente a todos sus beneficiarios indirectos en titulares jurídicos de derechos sobre la capacidad incremental.El Convenio Marco y los instrumentos posteriores identificaron una relación jurídica concreta: Secretaría de Energía de la Nación – Municipalidad de San Rafael. General Alvear no fue parte contractual, no recibió fondos, no asumió obligaciones de ejecución, no debió rendir cuentas ante la Secretaría de Energía ni asumió responsabilidad alguna vinculada con la culminación del proyecto”, subrayó.
Serra dice que “la Secretaría de Energía no ejecutó directamente una obra pública nacional ni contrató una obra en beneficio de distintos municipios. El mecanismo utilizado fue un aporte no reintegrable otorgado a un sujeto determinado -la Municipalidad de San Rafael- bajo obligaciones específicas de aplicación, ejecución y rendición”.
Luego agrega que, si la voluntad del gobierno nacional hubiera querido transformar ese aporte no en una participación económica divisible sobre la capacidad futura generada, podría haberlo hecho celebrando convenios con otros municipios, estableciendo obligaciones concurrentes, determinando porcentajes de participación o reservando derechos sobre capacidad futura, pero nada de eso no ocurrió.
“Durante más de veinte años, los aportes no reintegrables otorgados por el Estado Nacional han sido instrumentados atendiendo al sujeto beneficiario del aporte y responsable de su cumplimiento, no generando derechos autónomos en cabeza de terceros indirectamente beneficiados por la finalidad pública perseguida. Interpretar lo contrario implicaría desnaturalizar la figura del aporte no reintegrable y modificar retroactivamente la lógica administrativa bajo la cual fueron ejecutados numerosos proyectos, que le constan al organismo”, remarcó.
Por último, Serra insiste con que Ecogas deben acordar con el municipio de San Rafael un procedimiento para el otorgamiento de factibilidades ya que “cualquier consideración en contrario a lo establecido en el presente representaría un enriquecimiento sin causa tanto para la distribuidora como para terceros ajenos al municipio de San Rafael”.
Los arroyos Saladillo García y el Saladillo Chico desbordaron y cuatro cursos más convergieron en una sola corriente que alcanzó 1.700 metros de ancho al cruzar la Ruta Nacional 3 Sur, justo frente al complejo de TGS.
El 7 de marzo de 2025 el complejo industrial de líquidos derivados del gas natural que Transportadora Gas de Sur tiene en General Cerri, a solo 15 kilómetros de Bahía Blanca, quedó anegado bajo un volumen de agua equivalente al doble de las Cataratas del Iguazú.
Fue un hecho sin precedentes queobligó durante casi dos meses a parar la planta donde se producen más de un millón de toneladas por año de etano, propano, butano y gasolina natural. Cuáles fueron los daños, cómo se recuperaron las instalaciones y de qué se trata el Plan de Adaptación Climática que se puso en marcha.
«Se fortalecieron los planes de emergencia y revisaron los escenarios de respuesta ante eventos climáticos extremos frente a desafíos que, producto de la variabilidad climática, podrían repetirse”, informó la empresa a EconoJournal.
El día de la tragedia
Aquel día cayeron más de 290 milímetros en menos de doce horas sobre Bahía Blanca y su zona de influencia: un evento excepcional con un período de recurrencia superior a los 100 años, según el Servicio Meteorológico Nacional.
Los arroyos Saladillo García y el Saladillo Chico desbordaron y cuatro cursos más convergieron en una sola corriente que alcanzó 1.700 metros de ancho al cruzar la Ruta Nacional 3 Sur, justo frente al complejo de TGS, antes de ingresar a General Cerri, localidad ubicada sobre la Ría de Bahía Blanca y cuya población estuvo entre las más afectadas.
Profesionales del INTA, la Universidad Nacional del Sur (UNS) y el Centro de Recursos Naturales Renovables de la Zona Semiárida (CERZOS, UNS-CONICET) hicieron un diagnóstico del daño y calcularon el caudal del volumen de agua que ingresó a esa zona en particular: 3.675 metros cúbicos por segundo.
“Un volumen que se asemeja al de un gran río nacional en régimen de crecida y equivale a más del doble del flujo promedio de las Cataratas del Iguazú. Esta comparación permite tomar dimensión de la escala del fenómeno, que transformó por un tiempo limitado a una cuenca rural en un sistema fluvial activo de altísimo caudal, con un potencial destructivo considerable sobre infraestructuras, suelos y viviendas”, señalaron en un informe.
El complejo de TGS quedó “completamente anegado”, informó TGS, lo que interrumpió la producción de líquidos del gas natural y redujo temporalmente la capacidad de transporte. Además de costos económicos relevantes, asociados a los propios daños, la interrupción operativa y los gastos de recuperación: la pérdida económica registrada en el ejercicio 2025 fue de 54,3 millones de pesos, parcialmente compensada por cobros de seguros, según informó la empresa en su reporte Ambiente, Social y Gobernanza 2025.
A su lado, sobre el kilómetro 704 de la misma Ruta Nacional 3 Sur, la Termoeléctrica Guillermo Brown (TGB), con 580 MW de potencia instalada, dos turbinas a gas en ciclo abierto y utilizando principalmente gas como combustible, sufrió impactos de magnitud similar y también tuvo que detener sus operaciones.
Recuperación, pérdidas y seguros
La recuperación fue una carrera para TGS. El 14 de marzo, a los siete días de la inundación, se puso en marcha la Planta Compresora Fiat para garantizar el transporte de gas. Diez días después se logró la energización parcial y entró en servicio la Planta Solar. Luego arrancó el primer tren de la Planta Criogénica, con producción de GLP y gasolina. A los 59 días el complejo volvió a operar al 100%. Trabajaron equipos técnicos de TGS llegados de distintos puntos del país junto a más de 150 proveedores y contratistas.
Desde TGS señalaron a EconoJournal que la reconstrucción fue una oportunidad para fortalecer los planes de emergencia: “Se impulsaron estudios específicos de riesgo hídrico junto con la Universidad Nacional del Sur y otros organismos especializados. Estos trabajos permitieron comprender con mayor profundidad el comportamiento de las cuencas y sistemas que confluyen sobre Cerri, identificando medidas para aumentar la resiliencia de las instalaciones y del entorno”.
En términos operativos, el complejo incorporó mejoras en los sistemas de drenaje, redundancias eléctricas y elevación de salas críticas. Todas esas acciones se integran ahora en un Plan de Adaptación Climática 2026-2028, señalaron desde la compañía, alineado con estándares y recomendaciones de la Task Force on Climate-related Financial Disclosures (TCFD), un marco internacional de reporte de riesgos climáticos.
Creado en 2015 por el Consejo de Estabilidad Financiera a pedido del G20, se trata de un marco para que las empresas divulguen de manera transparente cómo el cambio climático puede afectar su desempeño financiero.
El objetivo es organizar esa divulgación en gobernanza, estrategia, gestión de riesgos y métricas y si bien se disolvió en 2023, las recomendaciones fueron absorbidas por nuevos estándares internacionales de reporte de sostenibilidad de la Fundación IFRS, un organismo internacional con sede en Londres que establece normas de reporte financiero y siguen siendo referencia para empresas de todos los sectores, incluido el energético.
La experiencia dejó una lección que va más allá de Bahía Blanca y General Cerri: en un territorio donde la infraestructura energética y la ocurrencia creciente de eventos climáticos extremos conviven, la pregunta que deja un hecho así tal vez no sea si puede llegar a repetirse, sino cuándo.
Como parte del proceso para destrabar la construcción del AMBA I, la Secretaría de Energía convocó a la consulta pública ambiental y social del proyecto para el 22 de julio en Marcos Paz.
La Secretaría de Energía realizará la Consulta Ambiental y Social para el proyecto AMBA 1 este miércoles 22 de julio. La convocatoria responde a los requerimientos del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), que actuará como garante financiero del canon estatal a la adjudicataria. Tras meses de postergación, este paso busca destrabar la licitación de una obra estratégica de US$ 1.100 millones para el sistema metropolitano.
El proceso para reconfigurar el sistema de transporte eléctrico en el nodo de mayor consumo de la Argentina suma una etapa administrativa necesaria con el encuentro abierto que se llevará a cabo de manera presencial en el municipio de Marcos Paz y mediante canales virtuales para receptar observaciones de la ciudadanía.
La activación de esta instancia responde al marco regulatorio y a las salvaguardas socioambientales que impone el BID. Para que el organismo multilateral ratifique su participación en la obra, resulta ineludible que el Estado nacional someta a revisión pública el EIAS, garantizando la evaluación socioambiental de las trazas y los planes de mitigación correspondientes.
El rol del BID en esta licitación trasciende la figuta de dador de crédito de fomento. La arquitectura financiera posiciona a la entidad multilateral como un garante de última instancia ante la empresa o consorcio privado que resulte adjudicatario de la construcción y operación. Esta figura apunta a blindar la cobrabilidad de la futura contratista.
El Poder Ejecutivo oficializó en los últimos días de diciembre un cambio estructural en la gestión de la infraestructura energética al habilitar el régimen de concesión de obra para la ampliación del sistema de transporte de electricidad. Si bien la medida ya era contemplada por la Ley de Bases, requería un decreto reglamentario correspondiente.
Cómo actuará la garantía del BID sobre el canon
Si la administración pública incurriera en retrasos en la liquidación del canon, aplicara procesos de pesificación o alterara los esquemas de actualización previstos, el BID responderá como garante financiero para asegurar el flujo de fondos.
El mecanismo busca reducir el riesgo soberano e incentivar la presentación de ofertas internacionales en un proyecto que demanda una inversión global cercana a los US$ 1.100 millones, estructurada con un tramo relevante de financiamiento y avales del propio multilateral.
En el plano técnico y territorial, el EIAS elaborado para AMBA 1 abarca la intervención en más de diez municipios del oeste y sur del conurbano bonaerense como Marcos Paz, General Rodríguez, Las Heras, Cañuelas y Esteban Echeverría.
El núcleo de la obra comprende la construcción de la nueva Estación Transformadora (ET) Plomer en 500/220 kV, la ampliación de la ET 25 de Mayo y el tendido de más de 300 kilómetros de líneas de alta y extra alta tensión para interconectar nodos críticos como Atucha, Ezeiza y Zappalorto.
El EIAS destaca la dificultad de trazar la servidumbre de paso en la franja de mayor concentración urbana del país, con interferencias de infraestructura existente, cruces fluviales y zonas densamente pobladas.
El diagnóstico ambiental identifica que el principal desafío constructivo radica en la apertura de las franjas de servidumbre de paso y la afectación temporal del suelo durante la hincada de torres y el tendido de conductores.
Al atravesar áreas de interfaz periurbana y periurbana-rural, los estudios hicieron foco en la caracterización del uso de la tierra, la preservación de la cubierta vegetal nativa en cruces de cursos de agua (como las cuencas de los ríos Luján y Reconquista) y la gestión del ruido y polvo en la fase de obra civil.
El Plan de Manejo Ambiental y Social
La evaluación socioambiental contempla un Plan de Manejo Ambiental y Social (PMAS) específico para mitigar las interferencias con la infraestructura existente y el tránsito local.
Para esto se incluyeron protocolos para el despeje de vegetación sin uso de defoliantes químicos, medidas de protección para el avistamiento de avifauna mediante la instalación de desviadores de vuelo en los cables de guardia y un programa de reasentamiento o indemnización por servidumbre en los predios privados requeridos para la traza.
Desde la perspectiva operativa, la fundamentación ambiental del proyecto subraya que la ejecución de AMBA 1 generará un impacto neto positivo de escala regional. La red actual opera al límite de su capacidad física durante los picos de demanda estacionales, forzando la quema de combustibles fósiles en centrales térmicas de menor eficiencia ubicadas dentro del nodo de consumo para sostener la tensión en los alimentadores.
La incorporación de las nuevas líneas de 500 kV y la descongestión del anillo metropolitano permitirán desplazar de la matriz la generación distribuida más costosa y contaminante, reduciendo las emisiones globales de gases de efecto invernadero (GEI) en el Gran Buenos Aires. A su vez, la obra resolverá el riesgo de colapso en cadena ante fallas simples en la infraestructura existente, que hoy abastece 14 millones de usuarios.
La realización de la consulta en Marcos Paz permitirá elevar al directorio del BID el expediente ambiental consolidado para habilitar el tratamiento del crédito y los avales. Cumplido este requisito en Washington, el Gobierno nacional quedará en condiciones de publicar los pliegos de la licitación pública internacional, una convocatoria diferida desde el año pasado que el mercado eléctrico considera prioritaria para el desarrollo de la infraestructura de transporte.
Rolando Figueroa coloca deuda internacional por primera vez en su gestión.
El gobierno de Neuquén inició este lunes un road show con inversores en Nueva York para presentar lo que será la primera emisión de bonos de la gestión de Rolando Figueroa y un regreso a los mercados internacionales para la provincia tras casi una década. La búsqueda de financiamiento es por un monto de hasta 500 millones de dólares, de los cuales un 70% deberá tener como destino la obra pública.
Neuquén llega a esta instancia con el impulso de Vaca Muerta y tras un proceso de reordenamiento de su deuda pública que le permitió reducir el stock en más de un 40% desde el inicio de la gestión. El mes pasado, Fitch Ratings elevó la calificación de la provincia como emisora de largo plazo de CCC- a B-, una mejora que valoró la mayor capacidad para afrontar sus vencimientos, resultados fiscales «equilibrados» y el crecimiento de los ingresos propios.
Este lunes, la calificadora informó oficialmente que asignó la calificación esperada a largo plazo de B-(EXP) a los bonos propuestos por Neuquén por un monto de hasta 500 millones de dólares.
Los bonos tienen denominación dólares y pagarían una tasa de interés fija que se determinará al momento de la emisión. Según pudo saber EN/CLAVE de fuentes del gobierno provincial, está previsto que el jueves se realice el «pricing» para fijar el valor de venta de los títulos.
Por ahora se supo que tendrán una estructura de amortización con tres pagos anuales en 2032, 2033 y 2034 y no tendrán garantía, pese a que la provincia ha utilizado las regalías en emisiones anteriores. Los intereses se pagarán semestralmente y los bonos vencerán en un plazo máximo de ocho años.
Fitch ratificó que el perfil crediticio individual actual de Neuquén es B-, «lo que indica un riesgo de refinanciamiento relativamente bajo». «La provincia ha mantenido resultados fiscales equilibrados y un crecimiento en sus ingresos propios en un entorno geopolítico global favorable. Persiste la incertidumbre a mediano plazo, ya que los indicadores clave de calificación dependen en gran medida del sector de petróleo y gas en comparación con sus pares nacionales», aclaró en el informe.
TiPDeN, los bonos de Rolando Figueroa
El gobierno de Rolando Figueroa obtuvo autorización de la Legislatura para emitir deuda por hasta 500 millones de dólares en 2024, pero no la había utilizado hasta el momento. Recién en marzo de este año creó por decreto 419 el «Programa para el Financiamiento de Infraestructura y Pago de Deuda del Neuquén» para la emisión de títulos en el mercado internacional o local.
El decreto autorizó los Títulos Públicos de Infraestructura y Pago de Deuda del Neuquén (TIPDeN), a colocarse con o sin garantía, un plazo máximo de amortización de 15 años y la posibilidad de que los actuales tenedores de deuda provincial puedan hacer un canje.
Según se indicó desde el gobierno, se buscará un plazo de amortización máximo de ocho años para esta colocación.
La legislación detrás de este programa establece que, por lo menos el 70% del monto que se obtenga de la emisión deberá ser utilizado para obra pública, mientras que el 30% restante podrá aplicarse a la amortización de la deuda.
Neuquén tiene vencimientos este 2026 por más de 300 millones de dólares, la mayoría denominados en moneda extranjera. El aumento de las regalías de gas y petróleo por efecto de la Guerra en Medio Oriente le viene dando oxígeno al gobierno este año para cubrir los pagos.
Desendeudamiento y vuelta al mercado
Esta es la primera emisión en el mercado de Neuquén desde el 2017, cuando la gestión de Omar Gutiérrez colocó los bonos Tideneu que debió salir a reestructurar apenas tres años más tarde. El sucesor de Rolando Figueroa tomó deuda por más de 900 millones de dólares en sus dos mandatos, lo que generó un cúmulo de capital e intereses que a la administración actual le tocó gestionar.
Además de los bonos Tideneu, Neuquén tiene en circulación los Ticade, garantizados con regalías, ambos con vencimiento en abril y mayo del 2030 y por los que la Provincia paga una tasa del 6,875% y del 8,625%, respectivamente. El stock actual por estos instrumentos supera los 300 millones de dólares.
Neuquén también tiene pendiente de amortización la última etapa del préstamo del Credit Suisse que tomaron las gestiones de Gutiérrez y de Jorge Sapag, del que queda un remanente de 50 millones de dólares con vencimiento el año que viene. Ese crédito, que se tomó para afrontar desequilibrios de caja tras los incrementos salariales otorgados en la previa a disputas electorales, paga una tasa de interés del 7,3%.
Hasta ahora, el gobierno de Figueroa había evitado recurrir al mercado para hacerse de recursos, iniciando un proceso de desendeudamiento que achicó el stock de la provincia en más de un 40%. «Muchas eran letras tomadas para pagar gastos corrientes, con tasas elevadas de interés”, había salido a cuestionar el mandatario, quien defendió el cambio propuesto por su gestión: «Ordenar las cuentas con una administración austera y responsable, transformando las arcas de la provincia para poder avanzar en las obras que la gente necesita».
Esta emisión es la primera de Figueroa en el mercado, aunque no es su primera toma de crédito. El gobierno firmó acuerdos con organismos internacionales como el BID y la CAF para financiar obras de infraestructura que está ejecutando, principalmente, en rutas del interior del territorio.
En los procesos industriales, la calidad de un análisis depende en gran medida de que la muestra obtenida represente fielmente las condiciones reales de operación. En ese contexto, el diseño del sistema de toma de muestras se convierte en un factor determinante para garantizar resultados confiables y preservar la seguridad durante la operación.
Con ese objetivo, ABAC desarrolla soluciones de ingeniería para sistemas de toma de muestras, acompañando a sus clientes desde la definición técnica hasta la fabricación de los equipos. La empresa diseña y fabrica paneles para líquidos y gases, adaptados a las características de cada instalación y a los requerimientos específicos de cada proceso.
¿En qué consisten los paneles toma muestras?
Los paneles toma muestras son sistemas concebidos para extraer una muestra representativa de un líquido o gas desde una tubería, un tanque o un equipo de proceso, y conducirla de manera segura hasta un recipiente destinado a su posterior análisis. Su implementación permite verificar las condiciones de operación, realizar controles de calidad sobre el producto y mejorar la confiabilidad de los resultados obtenidos en laboratorio.
Entre las principales ventajas de estos sistemas se destacan la obtención de muestras representativas, el incremento de la seguridad para los operadores, la reducción de emisiones y pérdidas de producto, la disminución del riesgo de contaminación de la muestra y la posibilidad de realizar procedimientos de muestreo rápidos, seguros y repetibles. Estos aspectos contribuyen a mejorar la precisión de los análisis y la toma de decisiones en los procesos industriales.
Diseño de los paneles
El diseño de cada panel se realiza en función de las características particulares de la aplicación. Para ello, se consideran variables como el tipo de fluido —líquido o gas—, las condiciones de presión y temperatura de operación, la compatibilidad química de los materiales, los requerimientos de purga y acondicionamiento, el tipo de muestreo (continuo o puntual), el recipiente de recolección, los materiales constructivos, la necesidad de enfriamiento de la muestra y las normas técnicas aplicables al proyecto.
Desde la empresa señalan que cada sistema se desarrolla contemplando las condiciones específicas de operación y las necesidades del laboratorio, con el objetivo de ofrecer soluciones confiables, eficientes y aptas para operar en entornos industriales de alta exigencia.
De esta manera, la ingeniería aplicada al diseño de los paneles toma muestras busca responder a los desafíos particulares de cada proceso, priorizando la seguridad operativa, la confiabilidad del sistema y la obtención de resultados consistentes para cada aplicación.
La segunda edición de la Jornada COMEX Norpatagónica (JCN26) se realizára el próximo 13 de agosto.
La Asociación de Industriales de Neuquén (ADINEU), a través de su Comisión de Comercio Internacional, realizará el próximo 13 de agosto la segunda edición de la Jornada COMEX Norpatagónica (JCN26), un encuentro orientado a empresarios, directivos, profesionales y actores del ecosistema productivo de Neuquén y Río Negro con el objetivo de analizar las oportunidades y desafíos que presenta el comercio internacional para la región.
El evento se desarrollará en el Centro de Convenciones Domuyo, en la ciudad de Neuquén, y contará con once bloques temáticos integrados por más de quince especialistas que abordarán cuestiones vinculadas a la inserción internacional, la competitividad empresarial, la logística, la regulación y las herramientas disponibles para facilitar las operaciones de exportación e importación.
La jornada COMEX
La iniciativa se enmarca en un contexto de crecimiento del comercio exterior de la Norpatagonia, impulsado principalmente por el desarrollo energético, la actividad industrial y la producción agroalimentaria. Según datos difundidos por la organización, durante 2025 las exportaciones de Neuquén superaron los USD 6.300 millones, con un incremento cercano al 30% interanual. Ese desempeño representó aproximadamente el 50% de las exportaciones de la Patagonia y el 7,2% del total nacional.
Desde ADINEU señalaron que el objetivo de la jornada es acercar a las empresas herramientas prácticas, información estratégica y espacios de vinculación que les permitan fortalecer su competitividad en un escenario internacional en constante transformación.
«La inserción en los mercados internacionales permite generar empleo, atraer inversiones, incorporar innovación y mejorar la productividad, mientras que las importaciones estratégicas facilitan el acceso a maquinaria, tecnología e insumos que fortalecen la capacidad competitiva de las empresas», sostuvo Natalia Muguerza, vicepresidenta de la entidad.
La iniciativa se enmarca en un contexto de crecimiento del comercio exterior de la Norpatagonia, impulsado principalmente por el desarrollo energético, la actividad industrial y la producción agroalimentaria.
La convocatoria
La convocatoria cuenta con el respaldo del Gobierno de la Provincia del Neuquén, Centro Pyme ADENEU, Zona Franca Zapala, Depósito Fiscal y Aduanero, la Federación de Cámaras del Sector Energético del Neuquén (FECENE), la Federación Argentina de Comercio Internacional (FACI), la Cámara de Exportadores de la República Argentina (CERA), el Centro Despachantes de Aduana (CDA), la Universidad Nacional de Río Negro (UNRN), la Universidad Patagonia Argentina y empresas vinculadas a la cadena de valor del comercio internacional.
Reconocimiento académico
La edición 2026 también recibió reconocimientos del ámbito universitario. La Universidad Patagonia Argentina declaró al encuentro de Interés Académico, destacando su aporte al desarrollo económico y productivo regional, mientras que la Universidad Nacional de Río Negro lo declaró de Interés Institucional por su contribución a la formación en comercio exterior y a la articulación entre el sector productivo y el sistema universitario.
Según los organizadores, estas distinciones refuerzan el perfil de la Jornada COMEX Norpatagónica como un espacio de articulación entre empresas, Estado y universidades para promover la internacionalización y el desarrollo de capacidades en la región.
Una agenda enfocada en la competitividad
La apertura estará a cargo de autoridades provinciales de Neuquén y Río Negro, quienes expondrán sobre las estrategias de desarrollo productivo y de internacionalización para la Norpatagonia.
Uno de los paneles centrales estará dedicado al contexto internacional y será encabezado por Marcelo Elizondo, quien analizará los cambios geopolíticos, la evolución de las cadenas globales de valor y las oportunidades que estos procesos generan para Argentina.
La infraestructura logística será otro de los ejes del encuentro. Representantes de puertos argentinos y chilenos del corredor bioceánico sur, junto con referentes de la Zona Franca Zapala y del Depósito Fiscal y Aduanero de Neuquén, debatirán sobre las alternativas para fortalecer la conectividad con los océanos Atlántico y Pacífico y mejorar la competitividad regional.
La agenda también incluirá paneles sobre normativa aduanera e impositiva, regulación bancaria vinculada al comercio exterior, acceso a divisas, pagos internacionales y aspectos operativos para exportadores e importadores.
Durante la tarde, especialistas presentarán herramientas relacionadas con la digitalización de procesos, facilitación comercial, seguros internacionales, gestión de riesgos, inteligencia comercial, identificación de mercados, búsqueda de proveedores e incorporación de tecnología para optimizar las operaciones de comercio exterior.
Los expositores de la jornada
Entre los expositores confirmados se encuentra Fernando Landa, presidente de la Cámara de Exportadores de la República Argentina (CERA), quien expondrá sobre los desafíos para ampliar la base exportadora argentina y fortalecer la inserción internacional del país.
La jornada concluirá con un panel dedicado a los costos logísticos y la eficiencia operativa, además de la presentación de experiencias de empresas exportadoras e importadoras que compartirán casos concretos sobre los desafíos y oportunidades que enfrentan en el escenario actual.
La segunda edición de la Jornada COMEX Norpatagónica se realizará el jueves 13 de agosto, de 8.30 a 17 horas, en el Centro de Convenciones Domuyo de Neuquén. El evento será de carácter arancelado, con cupos limitados y beneficios para instituciones adheridas. La inscripción y la información sobre el programa completo se encuentran disponibles en el sitio web de ADINEU.
«El Zeus es un set 100% eléctrico. Esa electricidad la vamos a generar en el sitio», sostuvo Hernán Carbonell, gerente de desarrollo de negocios de Halliburton.
Halliburton pondrá en marcha en Vaca Muerta en los próximos meses sus servicios de fracturación eléctrica bajo la tecnología Zeus. Así lo confirmó Hernán Carbonell, gerente de desarrollo de negocios de la compañía en el país, durante una nueva edición de Aguas Arriba, el ciclo de EconoJournal enfocado en la cadena de valor del sector energético.
“Se trata de una inversión pesada, propia de una tecnología muy nueva, que la escala actual de Vaca Muerta empieza a justificar con el avance del VMOS, los proyectos de LNG, y los récords que se rompen día a día en la cuenca», detalló Carbonell.
El anuncio fue uno de los ejes centrales de una mesa técnica que reunió también a Luis Lanziani, Supplier Development Director de Tecpetrol; Alberto Piwien, socio gerente de Plotec; y Sabina Trossero, consultora especializada en energía y minería, bajo la conducción de Nicolás Gandini, director de EconoJournal. El objetivo fue poner el foco en el desarrollo de la cadena de valor del sector energético para apuntalar a los proveedores locales, en un momento clave en el que el negocio empieza a crecer y a marcar el terreno para los próximos años.
«El Zeus es un set 100% eléctrico. Esa electricidad la vamos a generar en el sitio, y esto se viabilizó logrando que la tecnología de generación venga con los sets eléctricos. De otra manera, hubiese sido necesario generar una infraestructura eléctrica hasta el set de fractura”, dijo Carbonell.
Un spread completo de fractura suele requerir entre 20 y 30 MW de potencia eléctrica, y las configuraciones de mayor capacidad rondan los 30 MW. Esa cifra equivale a la potencia instalada de un parque solar pequeño o de una ciudad de unos 30.000 hogares.
“Es tanta la necesidad, entre 20 y 30 MW, que lo necesito generar ahí. Así como está desarrollado el proyecto, lo que necesito es llegar con el commodity –el gas natural-, si es gas comprimido lo tengo que descomprimir y si es licuado lo tengo que gasificar», agregó. Es decir, en lugar de llevar electricidad al equipo, van a llevar gas y generarán la electricidad en el lugar donde se realiza la fractura.
–En un escenario optimista, si sale bien lo que están planificando, ¿van a tener un equipo 100% eléctrico y cuántos duales? –le preguntó Nicolás Gandini.
–Cuando uno ve Vaca Muerta no puede dejar de ver lo que sucede en Permian donde la tecnología eléctrica fue lo que más creció y todas las otras tecnologías son intermedias. Son las que están camino a una tecnología como esta. Nosotros vemos un crecimiento grande de los equipos eléctricos, pero va a haber proyectos en los que tengas menos escala o no tengas tanta continuidad o volumen y en esos casos se van a justificar las otras tecnologías, que son bombas 100% a gas o bombas duales gas-diésel.
Luis Lanziani de Tecpetrol arriesgó un número sobre el impacto que puede tener este proceso de electrificación e hibridización sobre el consumo de diésel del sector: «De acá a cuatro años el consumo de diésel en fractura se puede reducir en un 60%, siendo conservador».
«Para mí lo que se viene en materia energética es una forma distinta de pensar el negocio gracias a la escala», complementó Lanziani. «La variable que moverá las inversiones es el costo unitario, que tiene que ser muy bajo. Por ejemplo, en la fractura hoy el diésel es un componente que carga muchísimo el precio y entonces hay que pasar a gas o eléctrico, y hay que elegir según las soluciones que hay. Eso no estaba en el pasado. Vamos a pasar a un modelo muy americano donde en realidad conviven muchas tecnologías y se va a usar la que sea más costo-eficiente en cada caso», agregó.
Sobre la dinámica actual entre operadoras, Lanziani contó que ya hay al menos siete proyectos de estaciones de carga a granel de GNC en marcha en la cuenca neuquina, dos de ellos en construcción y tres más cristalizándose, producto de que «todos los actores principales estamos empezando a compartir y ecualizar esfuerzos para bajar los costos y hacer sustentable el negocio sin cargarlo de ineficiencias”.
De izquierda a derecha: Alberto Piwien (Plotec), Luis Lanziani (Tecpetrol), Nicolás Gandini (EconoJournal), Hernán Carbonell (Halliburton) y Sabina Trossero, consultora especializada en energía y minería.
La necesidad de gas en minería: el proyecto de Plotec en la Puna
Mientras la industria del shale discute cómo electrificar sus equipos, en la Puna ya hay una mina de litio que funcionará desde esta semana con GNL traído en camión desde Chile. Del proyecto se encarga Plotec, la empresa de Alberto Piwien.
Ante la falta de oferta local de GNL, la solución fue importarlo desde Chile hasta que exista producción nacional. El gas llega licuado a la terminal chilena de Mejillones y desde ahí baja a los tanques de un pool de empresas del que participa YPF como operador y comprador del commodity. Plotec se encarga de la tecnología, el transporte y el diseño y construcción de la planta, además de operar como almacenador —una figura que, contrario a lo que su nombre indica, reemplaza a una distribuidora o transportista de gas—.
Las dos plantas previstas ya están operativas, y una de ellas debería empezar a generar energía eléctrica con GNL el 22 de julio. Las plantas apuntan a la pequeña o media escala. Las plantas generan 8 MW de energía eléctrica de forma permanente, con una capacidad de reserva adicional de 4 MW. A eso se suman las calderas —dos por planta, más un calentador de agua en una de ellas— que también consumen gas. En total, el proyecto demanda unos 6.000 m³ diarios de gas natural.
La elección del GNL por sobre el GNC respondió a dos variables: la altura de las minas, a 4.000 metros sobre el nivel del mar, y el estado de los caminos de acceso, sin rutas pavimentadas. “El primer chasis que llevó GNL hasta la zona se destruyó en un solo viaje. Hubo que reforzarlo para poder sostener el transporte”, aseguró.
Alberto Piwien, socio gerente de Plotec.
Cuánta demanda de gas puede traccionar la reconversión
¿Es posible estimar cuánta demanda adicional de gas generaría una transformación completa del equipamiento de fractura? «La respuesta rápida es no», aseguró Lanziani. Explicó que todas las operadoras ya reforzaron sus áreas comerciales para explorar nuevos consumos, en un contexto en el que la producción de petróleo no convencional viene de la mano de gas asociado que necesita encontrar salida. Por ahora, dijo conocer sólo dos proyectos de generación eléctrica con termoeléctricas a GNL. Para el ejecutivo, la clave no es tanto el volumen sino el plazo: «Estamos muy acostumbrados a que todo se tiene que resolver en un mandato presidencial y eso es muy complicado. Ahora todos pusimos el foco en, al menos, diez años».
El GNL que se licúe en Río Negro para exportación no tendrá ventana hacia el mercado interno. «Ese gas que se va a licuar en un barco o en dos barcos en el futuro va a ser exclusivamente para exportación», afirmó Piwien.
La demanda doméstica, coincidieron, crecerá por otro lado: proyectos de menor escala como el que Triar prevé instalar en San Nicolás, consumos industriales de 6.000 a 10.000 m³ diarios —similares a los de la minería— y el transporte vehicular, donde desde 2027 todo colectivo nuevo en la ciudad de Buenos Aires deberá ser a gas o eléctrico.
Luis Lanziani, Supplier Development Director de Tecpetrol.
La logística de arena de fractura
La mesa dejó planteado otro debate para una futura edición de Aguas Arriba: la reconversión a gas de la logística de arena de fractura, un insumo clave para cada pozo que hoy se transporta mayormente con camiones a diésel.
Según adelantó Lanziani, el desafío tiene dos tramos distintos. Está la milla corta, el recorrido final desde un punto de acopio cercano al yacimiento hasta el pozo, con camiones preparados para el terreno irregular de Vaca Muerta. Y la milla larga, el trayecto de cientos de kilómetros que trae la arena desde su origen —muchas veces por asfalto— hasta la cuenca neuquina, donde el reemplazo del diésel por gas apunta menos a un ahorro directo que a ganar competitividad de escala y ordenar la logística como si fuera una línea de producción.
El nuevo complejo se construirá en una predio de 80 hectáreas en el área portuaria y contará con dos líneas de producción con una capacidad de 6.000 toneladas diarias de urea granulada.
Pampa Energía anunció la aprobación del Final Investment Decision (FID) por US$ 2.700 millones para la construcción de una planta de producción de urea granulada en el Polo Industrial Bahia Blanca, proyecto que ya fue presentado a mediados de abril al Régimen de Incentivo de Grandes Inversiones (RIGI).
El holding del empresa Marcelo Mindlin explicó que con este desembolso la compañía construirá la planta de producción de urea granulada más grande de la región y una de las de mayor envergadura a nivel mundial, la cual prevé alcanzar su fase operativa hacia fines de 2029 con una capacidad estimada en 2,1 millones de toneladas anuales.
Este decisión de inversión permitirá a Pampa entrar a un negocio inédito para la empresa y abrirá una nueva fuente de generación de divisas estimado en unos u$s1.000 millones anuales. Este beneficio a la balanza comercial será producto tanto por la sustitución de importaciones actuales como por el saldo exportable que generará el complejo petroquímico.
La producción de la futura planta apuntará principalmente a abastecer el mercado de Brasil, un socio comercial clave que actualmente demanda la importación de entre 7 y 8 millones de toneladas de urea al año. Para apuntalar la viabilidad de la iniciativa, el proyecto espera la aprobación de su adhesión al RIGI.
El complejo se emplazará sobre una superficie de 80 hectáreas dentro del área portuaria, con una conexión directa a los gasoductos troncales de Vaca Muerta. Las instalaciones incluirán una planta de amoníaco, dos líneas de producción de urea granulada con capacidad combinada de 6.000 toneladas diarias, silos de almacenamiento y sistemas de carga automatizados para camiones y buques.
Mafrcelo Mindlin: «El país tendrá su propio abastecimiento de urea, más previsible y competitivo, y podrá exportar a la región y al mundo»
Hasta el momento la única planta de producción de urea granulada que opera en la Argentina es la de la empresa Profertil. Tras una operación valuada en u$s1.200 millones, la empresa cambió de dueños y ahora está controlada en un 90 % por Adecoagro y en un 10 % por la Asociación de Cooperativas Argentinas (ACA). Los nuevos dueños tienen prevista la ampliación de la planta que permitrá duplicar su capacidad.
Quiénes tendrán a cargo la ingeniería y la obra
Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía, afirmó que la de hoy «es la decisión de inversión más importante en la historia de Pampa y la más grande que emprendemos en años. La Argentina depende de fertilizantes que llegan desde miles de kilómetros de distancia, desde regiones con alta inestabilidad geopolítica».
«Con esta planta, el país tendrá su propio abastecimiento de urea, más previsible y competitivo, y podrá exportar a la región y al mundo. Permitirá generar divisas, conquistar nuevos mercados y conectar el gas de Vaca Muerta con uno de los sectores más importantes de la economía argentina, como es el campo”, agregó el empresario.
Con un plazo de ejecución estimado de tres años y medio, el proyecto impulsará la generación de empleo y desarrollo para Bahía Blanca y su región. Durante la etapa de construcción demandará más de 3.500 puestos directos en su pico de obra, además de miles de empleos indirectos asociados a la cadena de valor.
Una vez en operación, la planta generará alrededor de 300 empleos permanentes. Pampa priorizará la contratación de mano de obra local y de proveedores de Bahía Blanca y la región. Asimismo, ofrecerá oportunidades de incorporación a colaboradores de la compañía de otras áreas que deseen sumarse a este nuevo proyecto.
El proyecto estará a cargo de Tecnimont, parte de la Business Unit E&C Solutions de MAIRE, y SACDE. Tecnimont, líder global en ingeniería y ejecución de grandes proyectos industriales, se enfocará en las actividades de ingeniería y procurement, mientras que SACDE estará a cargo de la construcción.
MAIRE combina las capacidades de ingeniería de proyectos de clase mundial de Tecnimont con el portafolio tecnológico líder de Nextchem -al frente de la Business Unit STS de MAIRE- para desarrollar proyectos industriales de gran escala a nivel global. Tecnimont cuenta con trayectoria en el sector de fertilizantes, habiendo completado más de 100 plantas de amoníaco y más de 75 plantas de urea en todo el mundo.
La empresa de servicios petroleros para desarrollos no convencionales DLS Archer anunció este viernes la incorporación de un equipo de perforación Súper High Spec de última generación que operará para YPF a partir del primer trimestre de 2027. La decisión es parte de la necesidad que se advierte en la industria por ampliar la capacidad operativa en Vaca Muerta.
Esta incorporación representa el tercer equipo que la compañía de servicios petroleros levanta para Vaca Muerta en un período de alrededor de seis meses, lo que ratifica su plan estratégico de inversiones frente al incremento de la demanda de servicios de alta performance.
La disponibilidad de torres de perforación se presenta como uno de los principales cuellos de botella para el crecimiento del sector upstream. En un escenario donde resulta urgente elevar la actividad de perforación de pozos para abastecer la infraestructura de transporte proyectada como el Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y la ya incorporada a partir de las ampliaciones de Oldelval.
La compañía precisó que el nuevo perforador DLS-177 integra tecnología MPD (Managed Pressure Drilling o perforación con presión controlada), una herramienta de alta especificidad que permite elevar los estándares de eficiencia, innovación y seguridad en pozos complejos.
Proveedores y servicios aceleran el salto de escala
«YPF lidera la industria y en DLS Archer estamos para acompañar ese crecimiento. La llegada del DLS-177 refuerza nuestro compromiso con la excelencia operativa y expande nuestra presencia en el mercado no convencional de Vaca Muerta», afirmó Gerardo Molinaro, VP de Land Drilling de DLS Archer.
El directivo enfatizó que la unidad «consolidará una relación estratégica que transforma la industria y garantiza productividad y seguridad en cada operación». La puesta en marcha de la unidad fortalecerá el contrato de largo plazo vigente entre DLS Archer e YPF. Esta alianza combina la experiencia global con el objetivo de dotar de mayor competitividad a las operaciones del upstream en el sector.
Los equipos integran servicios de Perforación Controlada por Presión (MPD)
La velocidad en la respuesta de las empresas de servicios petroleros anticipa parte de los debates que cruzará la agenda sectorial en las próximas semanas. El rol de los proveedores es, de hecho, el eje central del lema del Supplier Day de EconoJournal, el encuentro clave enfocado en la cadena de valor que se desarrollará el próximo 11 de agosto.
Allí se analizará en profundidad cómo el entramado de empresas proveedoras y de servicios técnicos debe acelerar y acompañar el inminente salto de escala de la industria, impulsado por la puesta en marcha de las megaobras de transporte de hidrocarburos.
Los nuevoe equipos que están llegando
Los equipos integran servicios de Perforación Controlada por Presión (MPD). Este sistema permite optimizar los tiempos de ejecución garantizando resultados seguros. Es un proceso mediante el cual la presión ejercida por el fluido de perforación en el pozo se controla a través de la contrapresión superficial que surge del sellado de la tubería en la superficie por un cabezal giratorio y un colector de estrangulamiento.
Esto permite una perforación ininterrumpida a través de estrechas ventanas de presión de fractura de poro. El control de la presión se mantiene mediante una combinación de densidad del fluido, fricción circulante y ajustes de presión de superficie.
El gobernador Rolando Figueroa junto al gabinete de Plottier.
El gobierno de Rolando Figueroa comenzó esta semana a reconstruir su relación política con Plottier, una ciudad clave para la provincia por su cercanía a la capital y su crecimiento poblacional, pero asediada en las últimas décadas por malas administraciones y cimbronazos institucionales.
A poco más de dos meses de la renuncia del intendente Luis Bertolini, la Provincia desembarcó con su gabinete en la ciudad para comprometer un paquete de obras a Malena Resa, la concejal que asumió en reemplazo, a cambio de un alineamiento al «pacto de gobernanza» propuesto por la gestión.
«Decidimos acompañar al gobierno provincial en el lineamiento de ordenar las cuentas para poder redistribuir, y que cada peso de los habitantes de la localidad esté en el lugar dónde corresponde, para poder llegar a ellos con mayores obras y servicios», afirmó el lunes tras la firma.
El convenio acordado entre las partes incluye el traspaso del tramo de la Ruta 22 que pasa por la ciudad a manos de la municipalidad. Seguirá bajo el dominio de Vialidad Provincial, pero el municipio se deberá hacer cargo de su mantenimiento.
Además, el gobierno comprometió la realización del proyecto ejecutivo para un paseo costero, el prefinanciamiento de unas 100 cuadras de asfalto, una nueva comisaría y un centro deportivo, según se anticipó.
La Provincia también está financiando en la localidad una nueva escuela técnica para una matrícula de 833 estudiantes.
El pacto de gobernanza, implica, entre otras cosas, el compromiso del municipio al ordenamiento de sus recursos y gastos, armonización y transparencia tributaria para que la Provincia mantenga los convenios de financiamiento de obras con las ciudades.
«Es una herramienta fundamental a través de la cual el gobierno provincial establece valores en gestión pública. Los intendentes adhieren y ponen en marcha acciones que les permiten hacer obras y gestiones de competencia municipal. Luego, la provincia colabora articulando acciones para que los municipios puedan hacer lo que la población les requiere», planteó Juan Luis «Pepé» Ousset, jefe de Gabinete de Figueroa.
Plottier en el mapa electoral
La ciudad de Plottier, vecina a Neuquén capital y conectada por la Ruta 22, es la segunda más poblada de la provincia. El Censo 2022 le computó más de 52.000 habitantes, igualmente lejos de la primera en el ranking que tiene unos 300.000.
En las elecciones a gobernador del 2023, le aportó al armado de Rolando Figueroa uno de sus triunfos más contundentes: logró aventajar a su principal adversario, Marcos Koopmann, por más de 20 puntos.
Esa casi duplicación de votos le permitió compensar, por ejemplo, el resultado en la ciudad de Zapala, donde el MPN había obtenido una amplia ventaja, y otras del interior en las que el partido de gobierno era fuerte.
Con la desintegración de la alianza política con el partido Desarrollo Ciudadano de Gloria Ruiz que lo había acompañado en esa campaña, el oficialismo ahora busca reposicionarse en la ciudad de cara a la elección del 2027.
Y como sucede a nivel provincial, el principal activo que mostrará el gobierno como plataforma electoral el año que viene será el de las obras.
Plottier, por otro lado, es una de las ciudades que mayor crecimiento experimentaron en los últimos años por ser una alternativa a la capital con condiciones más accesibles para la vivienda. El gobierno apunta ahora a que esa característica de «ciudad dormitorio» para Vaca Muerta pueda complementarse servicios de calidad e infraestructura, que es su principal deuda pendiente.
Rolando Figueroa y su historia con Plottier
Gloria Ruiz, Luis Bertolini y Rolando Figueroa en las elecciones de Plottier de 2023.
El vínculo de Rolando Figueroa con Plottier fue clave en la elección del 2023. De allí surgió su vicegobernadora, Gloria Ruiz, por entonces intendenta de la ciudad bajo el sello Desarrollo Ciudadano. Era una dirigente que se había enfrentado abiertamente al gobierno del MPN y le aportó a la fórmula un toque de «rebelión» y cercanía que se tradujo en un buen resultado en las urnas.
Figueroa también le cedió ese año la elección del candidato para sucederla en la ciudad, Luis Bertolini, quien arrasó meses más tarde en los comicios municipales. Esa negociación para contener su alianza con Ruiz implicó sacrificar la candidatura de Julieta Corroza, oriunda de la ciudad y quien estuvo a muy pocos votos de ganar en 2015.
En cambio, el espacio le aportó a Bertolini una lista colectora encabezada por Malena Resa, muy cercana a la actual senadora.
Ese entramado de alianzas, sin embargo, se sostuvo apenas hasta el 2024. El inicio de una investigación iniciada por la fiscalía de Delitos Económicos de Neuquén contra la entonces vicegobernadora por supuesto enriquecimiento ilícito y desmanejos en la Legislatura le valió su destitución por «inhabilidad moral» en noviembre de ese año. La votaron los diputados con una mayoría de 30 votos sobre 35.
La investigación judicial salpicó también a Bertolini por contrataciones en la municipalidad cuando era secretario de Obras Públicas y, a partir de allí, se inició un espiral de especulaciones que terminaron finalmente con una formulación de cargos en abril de este año por los delitos de defraudación, negociaciones incompatibles con la función pública e incumplimiento de los deberes de funcionario público.
Bertolini renunció ese mismo día, cuando el Concejo Deliberante votaba su suspensión, denunciando «una estrategia que busca disciplinar a quienes se animan a ejercer la política con independencia».
«Desde el poder provincial utilizaron las instituciones de la Justicia para torcer la voluntad popular de una ciudad que eligió libremente su propio camino», cuestionó.
Las exportaciones de petróleo de Vista aumentaron un 54% interanual.
La producción de Vista alcanzó los 156.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d) en el segundo trimestre, un incremento de 32% respecto del mismo período de 2025, informó la compañía.
El crecimiento estuvo impulsado por el desarrollo de los activos de la empresa en Vaca Muerta, como así también la consolidación de los activos de Equinor a partir de mayo. La producción de petróleo fue de 135.000 barriles por día, con un crecimiento interanual del 33 por ciento.
El costo de extracción (lifting cost) fue de 4,5 dólares por boe, un 4% menor en comparación con el mismo período de 2025.
El mayor exportador de crudo
Las exportaciones de petróleo de Vista aumentaron un 54% interanual, alcanzando los 8,6 millones de barriles durante el trimestre y representando el 72% del volumen total de ventas de petróleo de la compañía.
Desde la compra de los activos de Petronas en abril de 2025, Vista es el mayor exportador de crudo del país.
Más ganancias y más inversión
Los ingresos totales fueron de 1.150 millones de dólares, un 89% más a los registrados en el segundo trimestre del año anterior. Dicha suba fue impulsada por el incremento en la producción de hidrocarburos, como así también por el aumento en los precios internacionales. El EBITDA ajustado fue de 805 millones de dólares, un incremento interanual del 99 por ciento.
La utilidad neta alcanzó los 322 millones de dólares, un 37% superior a la registrada en el segundo trimestre de 2025 y un 199% por encima de la del trimestre anterior.
Las inversiones totalizaron en 467 millones de dólares, y fueron destinadas principalmente al avance de la actividad de perforación y completación de nuevos pozos. Vista conectó 27 pozos nuevos durante el trimestre.
La Argentina-Texas Chamber of Commerce (ATCC) anunció la renovación de sus autoridades de conducción y Gabriela Aguilar asumirá la presidencia de la institución para el período 2026-2027. La empresa de reconocida trayectoria en el sector energético encabezará el Comité Ejecutivo que tiene nodos en Buenos Aires, Houston, Austin, Dallas y Neuquén con particular seguimiento de la formación Vaca Muerta.
La designación de la nueva mesa ejecutiva marca el inicio de una etapa orientada a consolidar a la ATCC como el principal catalizador de negocios entre la Argentina y el Estado de Texas. «La Cámara buscará robustecer los canales de diálogo técnico, regulatorio y comercial que beneficien a ambos ecosistemas empresariales«, resaltó la entidad.
Bajo la conducción de Aguilar, el Comité Ejecutivo implementará una agenda plurianual que pondrá especial foco en la transición y el desarrollo energético, buscando profundizar las alianzas operativas e industriales entre Vaca Muerta y la Cuenca Pérmica.
También se promoverá la innovación tecnológica y la economía del conocimiento para fomentar un puente directo entre los centros tecnológicos en expansión de Austin y el talento calificado del sector de software en Argentina. Como tercer pilar, la gestión buscará una mayor integración en el sector de la salud (healthcare).
El plan de acción inmediato incluirá misiones comerciales recíprocas, foros de inversión,rondas de negocios y mesas redondas sectoriales con decisores clave de los ámbitos público y privado en ambos territorios. Sobre la ATCC.
El intendente de Olavarría presentó un proyecto de ordenanza para cobrar una tasa de Seguridad e Higienes a los parques eólicos.
Compañías de generación eólica están viendo con preocupación un proyecto de ordenanza que presentó en el Consejo Deliberante el intendente de Olavarría, Maximiliano Wesner, para crear una tasa de Seguridad e Higiene en el municipio que implicaría el cobro de US$ 5.200 por año por cada aerogenerador instalado. La Ley 27.191 de energías renovables otorgaba un marco normativo que protegía al sector y le garantiza estabilidad fiscal a los proyectos, pero venció el 31 de diciembre de 2025 y la prórroga en el Congreso todavía no se aprobó.
Fuentes del sector renovable consultadas por EconoJournal explicaron que el monto de la nueva tasa impacta en los márgenes de los parques eólicos y afecta a la seguridad jurídica del sector.
El proyecto del intendente Wesner, integrante de La Cámpora, fue presentado en junio ante el Consejo Deliberante, donde el oficialismo tiene una mayoría prácticamente automática de concejales, y aguarda el tratamiento en comisiones.
En un principio, el intendente de Olavarría quería aprobar una tasa de Seguridad e Higiene mucho mayor, que implicaba casi un 1,5% de los ingresos por facturación promedio de los parques eólicos, según cálculos que realizaron en el sector. Las empresas se negaron a aceptar que la tasa se aplicara sobre la facturación y luego de algunas semanas, Wesner bajó sus pretensiones. Finalmente, el proyecto que se presentó dice que se cobrarán US$ 5.200 anuales por cada aerogenerador, que representa un 0,5% de los ingresos por facturación.
Sin embargo, fuentes privadas advirtieron que el monto final de la tasa que quedó plasmado en el proyecto de ordenanza sigue siendo muy elevado y generará un impacto negativo en los proyectos. También explicaron que el monto de una tasa municipal de Seguridad e Higiene no puede establecerse sobre la facturación de los parques de energía eólica. Otras fuentes se mostraron más cautas y explicaron que el monto podría ser razonable porque “es un término medio” respecto a otras tasas que cobran otros municipios.
Una fuente del sector también comentó a EconoJournal que “el proyecto de ordenanza en Olavarría podría ser una avivada porque justo lo presentaron después que venció la ley y la prórroga todavía no se aprobó en el Congreso”. Este medio intentó comunicarse con el intendente de Olavarría, pero no obtuvo respuesta.
La Ley 27.191 otorgaba un marco normativo que protegía al sector, pero venció el 31 de diciembre de 2025.
Hasta el momento hay cuatro parques eólicos en Olavarría que podrían verse afectados si el proyecto prospera. Suman 82 aerogeneradores:
-Parque Eólico Cementos Avellaneda: está operado por YPF Luz y la empresa productora de cemento homónima. Tiene 9 aerogeneradores.
-Parque Eólico Olavarría: lo llevan adelante PCR y ArcelorMittal Acindar. Se encuentra en etapa de construcción. Contará con 30 aerogeneradores y demandará una inversión de US$ 276 millones. Está bajo el paraguas del RIGI.
–P.E. Vientos de Olavarría: está operado por la productora de acero Ternium (Techint) y tiene 22 aerogeneradores operativos.
-P.E. La Rinconada, cuenta con 21 aerogeneradoresoperados por Tenaris (Techint).
Tasas municipales y estabilidad fiscal
Las compañías de generación eólica entienden que el proyecto de ordenanza, una suerte de “impuesto al viento”, también podría replicarse en otros municipios del país. Hay localidades que cobran una tasa de Seguridad e Higiene, como Bahía Blanca y General Torquinst, pero el monto es cercano a un 0,25% de la facturación de un parque renovable. Sin embargo, esto no es generalizado en la provincia de Buenos Aires ni en el resto del país, según detallaron las mismas fuentes.
En materia de seguridad eléctrica, los parques eólicos y solares están sujetos al control del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENReGE), que tiene facultades para fiscalizar la construcción, operación y mantenimiento de instalaciones de generación, transporte y distribución, según detalla la Ley 24.065 que fijó el nuevo marco regulatorio en 1991. La Tasa de Fiscalización y Control financia la actividad regulatoria del organismo nacional.
Como antecedente, en 2020 el municipio de Puerto Madryn implementó un “impuesto al viento” que representaba casi un 5% de la facturación por la producción de energía de los parques eólicos. El grupo Nordex presentó un reclamo judicial y en 2022 la Justicia Federal frenó la implementación de la tasa.
Sin ley de energías renovables
El sector de energías renovables quedó sin cobertura legal sobre la estabilidad fiscal ya que la Ley 27.191 venció a fin de 2025, que estableció un régimen de fomento y un marco normativo para la generación renovable durante 20 años.
El artículo 17 de la ley afirma que “el acceso y la utilización de las fuentes renovables de energía no estarán gravados o alcanzados por ningún tipo de tributo específico, canon o regalías, sean nacionales, provinciales, municipales o de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, hasta el 31 de diciembre de 2025”.
La Ley 27.191, sancionada en 2015, permitió la instalación de alrededor de 6.500 MW de potencia renovable que demandaron inversiones por más de US$ 7.000 millones en parques eólicos, solares, de biogás y pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, entre otros, en todo el país.
El Poder Ejecutivo intentó habilitar en el Presupuesto 2026 una prórroga hasta 2047 del artículo 17 de la ley, pero finalmente ese apartado quedó excluido en las negociaciones en el Congreso.
Ahora el gobierno nacional apuesta a blindar a la generación renovable con una prórroga de la Ley 27.191 hasta 2045. El proyecto de ley también incluye otros temas sobre energía como la modificación del régimen de Zona Fría, compensaciones a distribuidoras eléctricas y la derogación del decreto 929 de 2013, conocido como “decreto Chevron”.
Ordenanza
La iniciativa del intendente de Olavarría prevé crear una “Tasa por Inspección de Seguridad e Higiene aplicable a Parques de Generación de Energía Eólica” para todos los parques que generen electricidad a partir del viento, sin importar la escala.
El proyecto, al que accedió EconoJournal, prevé el cobro de la tasa anual para todos los aerogeneradores instalados en los parques, estén o no operativos. Si la ordenanza avanza las compañías de generación renovables tendrán que presentar el comprobante de pago de la tasa para tener la renovación de la habilitación municipal para los parques eólicos.
Según establece el proyecto, el cobro anual de la tasa tendrá como retribución por parte del municipio de Olavarría los servicios de inspección, verificación, fiscalización, control y seguridad de cada aerogenerador.
El texto contempla una “garantía de previsibilidad tributaria” por un plazo de 10 años donde queda establecido que el Municipio de Olavarría no podrá incrementarla.
La 46° Reunión Anual de APLA se realizará en Buenos Aires del 26 al 29 de octubre de 2026.
La industria petroquímica y química de América Latina atraviesa un escenario de cambios estructurales impulsados por la transición energética, la redefinición del comercio internacional y la búsqueda de nuevas cadenas de abastecimiento. En ese contexto, la 46° Reunión Anual de APLA, que se realizará en Buenos Aires del 26 al 29 de octubre de 2026, buscará reunir a los principales ejecutivos y referentes del sector para debatir los desafíos y oportunidades que enfrenta la región.
En diálogo conEconoJournal,Manuel Díaz, director ejecutivo de APLA, aseguró que América Latina reúne condiciones cada vez más favorables para atraer inversiones industriales y sostuvo que el desarrollo de recursos como el gas natural y los minerales críticos abre una oportunidad inédita para la industria petroquímica.
El lugar que ocupa la región en el escenario global
Para Díaz, la coyuntura internacional está redefiniendo el rol de América Latina dentro de la industria química y petroquímica. «La industria atraviesa una transformación profunda a nivel global. Los cambios geopolíticos, la transición energética y la reconfiguración de las cadenas de suministro están modificando los flujos de comercio e inversión. En ese contexto, América Latina adquiere una relevancia creciente por la disponibilidad de recursos estratégicos, su potencial energético y las oportunidades asociadas al nearshoring y la regionalización”, planteó.
Díaz explicó que la reunión anual buscará convertirse en un espacio para analizar estas transformaciones y generar nuevas oportunidades de negocios.»Queremos que APLA sea el lugar donde empresarios, especialistas y referentes internacionales puedan intercambiar perspectivas y construir nuevas oportunidades en un contexto que presenta desafíos, pero también oportunidades inéditas para la industria regional”, sostuvo.
Vaca Muerta y la minería, motores para la petroquímica
Consultado sobre el impacto de los grandes proyectos de infraestructura y energía, Díaz afirmó que el desarrollo de Vaca Muerta y la expansión minera trascienden a sus propios sectores. «Estos proyectos son mucho más que inversiones sectoriales. Son motores de desarrollo que fortalecen toda la cadena de valor y crean condiciones para mejorar la competitividad industrial”, consideró.
Además, el directivo destacó especialmente el potencial del gas natural como insumo para el crecimiento petroquímico. En esa línea, marcó que “la disponibilidad de gas natural que puede aportar Vaca Muerta representa una oportunidad estratégica para el desarrollo de la petroquímica argentina y latinoamericana. Al mismo tiempo, el crecimiento de la minería incrementa la demanda de insumos químicos, materiales especializados y soluciones tecnológicas”. No obstante, advirtió que ese escenario deberá estar acompañado por mejoras estructurales.
Manuel Díaz, director ejecutivo de APLA
«La región tiene una oportunidad histórica, pero para consolidarla será necesario avanzar en infraestructura, logística, disponibilidad de energía, marcos regulatorios previsibles y una mayor articulación entre todos los actores de la cadena de valor”, aseveró Díaz.
Un encuentro enfocado en los negocios
Uno de los principales atributos de la reunión anual de APLA es su perfil de negocios. Según Díaz, el evento ha consolidado durante décadas un formato que facilita el contacto entre empresas antes y durante el encuentro. «La combinación entre contenido de alto nivel y oportunidades concretas para reunirse con proveedores, clientes y potenciales socios sigue siendo uno de los mayores valores agregados de APLA”, explicó.
La edición 2026 volverá a contar con una plataforma digital para coordinar reuniones previamente, espacios especialmente diseñados para encuentros comerciales y un programa de networking distribuido a lo largo de las cuatro jornadas.
Geopolítica, competitividad y transición energética
La agenda del encuentro reflejará los principales factores que hoy condicionan el desarrollo de la industria. «El programa fue diseñado en función de los temas que hoy están definiendo el futuro del sector: el nuevo escenario geopolítico, la competitividad frente a los cambios en las cadenas globales de suministro, el nearshoring, la infraestructura, el desarrollo del gas natural, la minería y la transición energética”, detalló Díaz.
Según explicó, el objetivo será combinar análisis estratégico con herramientas concretas para la toma de decisiones empresariales.
Buenos Aires en el centro de las inversiones
La elección de Buenos Aires como sede también responde al momento que atraviesa la Argentina. «El desarrollo de Vaca Muerta y el crecimiento de los proyectos vinculados a la minería posicionan al país como uno de los principales focos de interés para las inversiones industriales en la región”, remarcó el director ejecutivo de APLA.
Para Díaz, el encuentro será una oportunidad para mostrar ese potencial. «Ser anfitriones de la reunión anual permite facilitar el encuentro entre empresas, inversores y referentes de toda la cadena de valor en un momento especialmente relevante para la industria”, expresó.
La convocatoria
De cara a la edición 2026, el director ejecutivo de APLA anticipó una convocatoria con fuerte presencia de CEOs, presidentes y altos ejecutivos de empresas petroquímicas, químicas, energéticas, logísticas, de ingeniería y tecnología. «Lo que diferencia a APLA de otros encuentros es la calidad del perfil de quienes participan. La reunión anual reúne a quienes toman decisiones estratégicas y de inversión, y eso es lo que convierte al evento en un ámbito único para el desarrollo de negocios”, consideró.
Finalmente, invitó a las empresas que aún evalúan participar a aprovechar un espacio que considera difícil de replicar en la región. «La 46° APLA Anual ofrece acceso a información estratégica, contacto directo con los principales referentes de la industria y la posibilidad de generar reuniones que pueden transformarse en nuevos proyectos, alianzas comerciales o inversiones. Participar permite entender hacia dónde evoluciona la industria y, sobre todo, formar parte de las conversaciones que definirán su futuro”, concluyó Díaz.
LIEX viene adelantando trabajos en el salar de Tres Quebradas, en Catamarca.
El gobierno autorizó el ingreso al Régimen de Incentivos para las Grandes Inversiones (RIGI) de un proyecto de carbonato de litio en el salar de Tres Quebradas en Catamarca. Es el primero de capitales ciento por ciento chinos que obtiene los beneficios del régimen, comprometiendo una inversión de US$ 709 millones.
El ministro de Economía, Luis Caputo, anunció este martes la adhesión al RIGI de esta iniciativa que será operada por LIEX S.A., empresa controlada por Zijin Mining. «Con este proyecto, el RIGI ya totaliza 21 proyectos aprobados por el Comité Evaluador, totalizando una inversión comprometida de USD 46.700 millones de dólares», destacó Caputo en su cuenta de X.
De esta forma, Tres Quebradas es el 12° proyecto minero que se incorpora al RIGI y el quinto en la provincia de Catamarca, luego de Hombre Muerto Oeste, Diablillos, Fénix y Sal de Oro.
Tres Quebradas en Catamarca
El proyecto denominado «3Q» (Tres Quebradas) contempla la construcción y operación de una planta con capacidad para producir 40.000 toneladas anuales de carbonato de litio. La iniciativa se desarrollará en la localidad de Fiambalá, a sólo 30 km de la frontera con Chile.
LIEX estima que generará 4406 puestos de trabajo directos e indirectos entre las etapas de construcción y operación. Los estudios presentados por la compañía indican que existen recursos suficientes para sostener más de 19 años de producción efectiva y que su exportación generará ingresos estimados en alrededor de US$ 400 millones por año.
Zijin Mining Group obtuvo el 100% de las acciones de LIEX cuando en 2022 adquirió la compañía canadiense Neo Lithium.
Las arenas son un insumo clave para la producción en Vaca Muerta.
La provincia de Neuquén inició el debate para aprobar un régimen de regalías mineras que la habilitará, por primera vez, a cobrar por la extracción de estos recursos y que podrá tener impacto en la producción de arenas para Vaca Muerta, un insumo clave de la industria cuya demanda crece día a día. El proyecto fue presentado por Rolando Figueroa y, según anticiparon desde el gobierno, apunta a establecer «reglas de juego claras» que le den previsibilidad a las futuras inversiones del sector.
El régimen de regalías, como está planteado en el proyecto, abarcará la extracción de sustancias minerales de primera y segunda categoría, y las de tercera categoría que estén situadas en tierras de dominio fiscal.
Esto incluirá a todas las canteras de arenas silíceas que se utilicen en la actividad hidrocarburífera porque, como explicó en la Legislatura el director de Minería, Carlos Portilla, la Provincia las interpreta como de primera categoría dado su contenido de cuarzo y feldespato.
«Para Neuquén, esas arenas son de la primera categoría cuando en otras provincias se manejan como canteras en general y se deja la administración de ese recurso al dueño del suelo. Para nosotros, pertenecen al Estado provincial. Bajo esta mirada hemos logrado que se interesen empresas y que ya exista la primera mina de arena de cercanías y que ya la están usando en las diversas fracturas», afirmó.
Si bien la mayoría de las operadoras hoy continúa utilizando arenas provenientes de Entre Ríos, otras comenzaron a ensayar un «blend» con arenas locales y, al menos una, avanzó en una cantera propia con extracción local. Según pudo saber EN/CLAVE, hoy se extrae un volumen mensual de unas 50.000 toneladas que, a la fecha, no pagan ningún porcentaje de regalía a Neuquén.
La ministra de Turismo, Ambiente y Recursos Naturales, Leticia Esteves, consideró que «la actividad se va a incrementar en la medida que bajen las exigencias de la industria con el tipo de arenas» y que «si los blend funcionan, van a surgir más proyectos».
«El esquema de regalías es para ya establecer reglas de juego claras y darle previsibilidad a los inversores», afirmó.
Hoy todavía existe un debate en la industria alrededor de la posibilidad de bajar costos utilizando arenas de cercanía o priorizar la vida útil de los pozos recurriendo a arenas de mayor «calidad» como las de Entre Ríos.
Dos escalas para las regalías y nueva tasa
El proyecto que está en discusión impone la obligación de pago «por el solo hecho de la extracción de los minerales o su depósito en boca mina, con prescindencia de su destino», pero exime a la extracción para investigación científica y a las canteras de tercera categoría que se utilicen en obra pública.
El pago de regalías tendrá dos escalas porcentuales que se aplicarán sobre el valor boca mina de la totalidad de los minerales extraídos: del 3% cuando los productos sean sometidos a procesos de elaboración fuera del territorio provincial; y del 2% cuando se realicen procesos intermedios y/o finales de elaboración dentro de la provincia.
Este último sería el caso más probable para la producción de arenas que se utilizan en los procesos de fractura en Vaca Muerta.
El valor boca mina se determinará conforme a lo dispuesto por el artículo 22 bis de la ley nacional 24.196. Es decir, el valor obtenido en la primera etapa de comercialización, menos los costos directos y/u operativos necesarios para llevar el mineral de boca mina a dicha etapa.
Para el pago a la Provincia, las empresas deberán presentar una declaración jurada trimestral donde conste el volumen extraído.
El proyecto presentado por el gobierno de Rolando Figueroa también crea un Fondo de Desarrollo y Sustentabilidad Ambiental (FODEMSA) que se integrará con lo recaudado por sanciones y por el cobro de una tasa de fiscalización minera que crea la ley.
Los diputados solicitaron precisiones sobre cuál será su valor, ya que la ley la ata al valor de un módulo denominado Unidad de Fiscalización (UF).
El fondo a crearse tendrá como objetivo financiar programas de desarrollo e incluso infraestructura socioambiental, de control y monitoreo de la actividad.
El debate en la Legislatura
El proyecto se discutió el miércoles pasado en la comisión de Energía de la Legislatura, previo al inicio del receso invernal.
La diputada Cielubi Obreque (MPN) destacó que provincias como Catamarca, Sata y San Juan ya cuentan con un régimen de regalías del 3% pero que, en el caso de Neuquén, «se agrega la alícuota del 2% como forma de incentivar el agregado de valor local».
Consideró que el proyecto es «superador al del resto de las provincias», aún cuando no hay antecedentes en Neuquén de cobro de regalías más allá del contrato que se había elaborado para la explotación de la mina de oro de Andacollo, en 2016.
El jefe de bloque de Comunidad, Ernesto Novoa, justificó también que la provincia «está entrando en una etapa sustancial de la actividad petrolera que va a necesitar grandes cantidades de minerales de canteras», por lo que consideró la propuesta para cobrar regalías «muy coherente y razonable».
Justamente la posibilidad de extraer arenas para su uso en Vaca Muerta fue lo que abrió el punto de discusión entre los diputados.
Andrés Blanco (PTS-FIT) observó que, según el planteo del proyecto, las arenas silíceas «estarán beneficiadas con el porcentaje del 2%», lo cual cuestionó como un nuevo incentivo para las empresas petroleras. «Estaban esperando esto», planteó.
El presidente de la comisión, Damián Canuto (PRO), lo planteó al revés: «Tengo entendido que hasta hoy se está recurriendo a arenas que vienen de afuera de la provincia, con el costo de transporte que significa. Esto podría tener una apreciación positiva si se empiezan a proveer con arenas de cercanía. Enhorabuena si las petroleras lo empiezan a hacer».
El proyecto, que se debate junto con otro presentado por Rolando Figueroa el 1 de marzo para sancionar un nuevo Código de Procedimiento Minero, se podrá retomar recién en la última semana de julio cuando finalice el receso.
El encuentro se realizará del 10 al 12 de septiembre en el Centro de Convenciones Domuyo, en la ciudad de Neuquén.
La organización de Edifica Neuquén 2026 abrió el proceso de acreditación para participar de la tercera edición de la exposición dedicada a la construcción y la infraestructura en la Patagonia. El encuentro se realizará del 10 al 12 de septiembre en el Centro de Convenciones Domuyo, en la ciudad de Neuquén.
Luego de dos ediciones, el evento busca consolidarse como un espacio de encuentro para empresas, profesionales, organismos públicos e instituciones vinculadas con la cadena de valor de la construcción. Según datos de la organización, las ediciones anteriores reunieron a más de 45.000 visitantes y más de 130 empresas expositoras.
Los ejes de la exposición
La exposición, que fue declarada de Interés Legislativo y cuenta con el respaldo de organismos públicos, cámaras empresarias y compañías del sector, volverá a convocar a constructoras e industrias, desarrolladores inmobiliarios, arquitectos, ingenieros, técnicos, proveedores de materiales y servicios, emprendedores, pymes, instituciones educativas y representantes del sector público.
En ese contexto, Marcos Galian, productor general de Edifica Neuquén, destacó el crecimiento que experimentó la provincia en los últimos años y el impacto que ese proceso tiene sobre la actividad. «Hoy, tras años de desarrollo sostenido, Neuquén representa un hub clave para la industria de la construcción y la infraestructura. Reconocemos esta potencia y buscamos fortalecerla; creemos que generar espacios de intercambio, capacitación y negocios es fundamental para crecer aún más», afirmó.
La agenda
La agenda de esta edición estará organizada en torno a siete ejes temáticos: construcción e infraestructura; desarrollo urbano e inmobiliario; materiales y sistemas constructivos; maquinaria y tecnología; energía y sostenibilidad; diseño y tendencias para el hogar (Home & Deco); y formación y transferencia de conocimiento.
Además de la muestra comercial, la organización prevé actividades orientadas al intercambio entre empresas, organismos públicos y el ámbito académico, con espacios de capacitación y generación de oportunidades de negocio.
Edifica Neuquén surgió con el objetivo de crear un ámbito específico para el desarrollo de la industria de la construcción y la infraestructura en una provincia cuyo crecimiento económico estuvo impulsado, en gran medida, por la expansión del sector energético. Con el paso de las ediciones, el evento amplió su convocatoria y su participación de empresas e instituciones de distintas regiones del país.
Para acreditaciones y más información: edificaneuquen.ar | Instagram: @edificaneuquen | Facebook y LinkedIn: Edifica Neuquén | Contacto: +54 299 4567 290
El informe mensual elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) sobre el panorama sectorial referido a mayo de 2026 presentó una moderación en las variables de producción y ventas locales en comparación con el mes anterior, aunque las exportaciones se consolidaron como el punto más alto de los últimos 13 meses.
Respecto a la actividad productiva, durante mayo el sector registró un retroceso del 9% mensual, situando el índice en 97%, luego del pico alcanzado en abril. Esta contracción se debió principalmente al desempeño de los productos intermedios, que tuvieron una fuerte baja, y al comportamiento mixto con signo negativo de los básicos orgánicos, mientras que los finales termoplásticos lograron recuperarse tras los mantenimientos del mes previo. En términos de comparación con el año pasado, la producción mostró un leve incremento del 1%, misma cifra que registra el crecimiento acumulado en los primeros cinco meses de 2026.
Las ventas locales
En el informe mensual de la CIQyP®, las ventas locales experimentaron una caída del 7% en la configuración mensual, afectada por los básicos orgánicos y los intermedios, que revirtieron la mejora de abril, sumado a una baja en los volúmenes de los finales agroquímicos. Los finales termoplásticos exhibieron un comportamiento dispar debido a una menor demanda general que no pudo ser compensada por las mejoras puntuales en precios y volúmenes de ciertos segmentos, en tanto que los básicos inorgánicos se mantuvieron estables. A pesar de la caída mensual, el sector reflejó una expansión interanual del 25% y un crecimiento acumulado del 4% en lo que va del año.
Por su parte, las exportaciones mostraron un panorama inverso al consolidar un incremento mensual del 10%, con respecto a abril. Este impulso estuvo motorizado por los intermedios -con subas combinadas de precio y volumen- y los finales termoplásticos, apuntalados por una demanda externa sostenida; los básicos orgánicos mostraron un comportamiento mixto, destacándose un alza puntual que neutralizó las bajas del resto del segmento. Con relación a los indicadores comparativos, las exportaciones crecieron un 16% frente a mayo de 2025, acumulando una suba del 14% en el periodo enero-mayo de 2026.
Pequeñas y medianas empresas
Analizando el segmento de las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), la tendencia mensual resultó favorable con mejoras del 6% en producción y del 2% en las ventas locales. Si se analiza el comportamiento interanual, la producción de este sector aumentó un 7% y el mercado interno se expandió un 8%. A nivel acumulado de los primeros cinco meses, se consolidan alzas del 2% en producción y del 8% en ventas locales, mientras que las exportaciones arrastran una caída en el acumulado del 14% a pesar de haberse mantenido estables (0%) en la variación mensual.
Durante mayo de 2026, las exportaciones del sector sufrieron una baja del 5% respecto a abril, mientras que las importaciones subieron un 3% en el mismo período (ambas medidas en dólares). En comparación interanual, las exportaciones crecieron un destacado 74%, mientras que las importaciones presentaron una leve reducción del 2%. Estas variaciones permitieron que el déficit de la balanza comercial sectorial se achicara un 45%, impulsado centralmente por los productos químicos inorgánicos y los derivados de litio de la minería. Por su parte, la capacidad instalada de las industrias mostro niveles del 62% para los productos básicos e intermedios y de 96% para los productos petroquímicos.
Ventas totales
En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante mayo de 2026, fueron de 320 millones de dólares, acumulando un total de USD 1.460 millones en los primeros cinco meses del año.
Los datos reunidos demuestran la resiliencia del sector en su rol de proveedor de casi todas las cadenas productivas, mostrando variaciones propias de la coyuntura, pero sosteniendo una sólida inserción en el comercio exterior. En este sentido, Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), señaló que “estos resultados reflejan la dinámica de un sector clave y proveedor de casi todas las cadenas productivas, mostrando una recuperación interanual relevante y un crecimiento sostenido en la participación de las exportaciones industriales del país. Esto demuestra la resiliencia del sector donde con tecnología y performance puede competir en un mundo globalizado y sobreofertado de productos”.
Lionel Messi, caracterizado en las redes como el nuevo William Wallace.
El Operador Nacional del Sistema Energético británico (NESO, según sus siglas en inglés) subió el lunes a LinkedIn un posteo sobre el consumo eléctrico en la isla durante el partido Inglaterra Noruega y lo término con una chicana hacia Cammesa con tono humorístico de cara al partido Argentina-Inglaterra: “Que gane el mejor equipo el miércoles… a menos que sea Argentina. Sin rencores, Cammesa”, escribió. Este miércoles por la mañana la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista del país recogió el guante y desafió a su par británico.
“NESO, estamos de acuerdo, salvo por un pequeño detalle… Dejando eso de lado, ambos compartimos la pasión por el fútbol y el compromiso con el suministro eléctrico. En cuanto a compartir información, proponemos intercambiar los datos de demanda eléctrica después del partido, y quien pierda… preparará el informe comparando la evolución de ambos sistemas. ¿NESO acepta el desafío?”, respondió la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico.
“Cammesa, ¿qué pasa en Buenos Aires? Reto aceptado. Esperamos que tengan listos sus bolígrafos”, retrucó NESO, que opera en toda Gran Bretaña ((Inglaterra, Escocia y Gales), pero en este caso se puso la camiseta inglesa.
NESO: “¿La gente se durmió?”
El community manager de NESO también se cruzó con otra persona que salió en defensa de la selección nacional. Nicolás Brown, analista de mercados energéticos y experto en energías renovables, le remarcó que “la potencia de Cammesa bajó 2,3 GW en la primera mitad del último partido”. Y luego agregó que hubo “otra baja de 1 GW en la segunda mitad”. “Eso es más del 10 % de la demanda. ¡Supera eso!”, concluyó.
NESO chicaneó todavía más con la respuesta y aseguró: “¿Fue porque la gente se durmió? La primera mitad (bueno, la verdad es que casi todo el partido) fue un desastre. ¡Me encanta que compartas estos datos! ¡Sigue así!”
La evolución de la demanda durante los partidos de Argentina
EconoJournal detalló a fines del mes pasado que cada vez que juega Argentina un partido del Mundial de Fútbol la demanda de energía eléctrica en el país tiende a tener un comportamiento con forma de W: comienza con una baja pronunciada en el primer tiempo, una suba en el entretiempo, una nueva baja en el segundo tiempo y un final en el que el consumo vuelve a subir.
Así fue en el último partido Argentina-Austria del 22 de junio y también en el de Argentina-Argelia el 16, según informes de la gerencia operativa de Cammesa, que desde el Mundial Qatar 2022 informa qué ocurre en cada juego y cómo se prepara la operación para las variaciones en el comportamiento de la demanda.
EconoJournal informó también que Argntina-Egipto tuvo cerca de un 25% de participación de eólica, solar, bioenergía e hidráulica pequeña, según datos de Cammesa. Hasta ahora el mayor record de cobertura con renovables en el país había sido alcanzado en octubre del año pasado con más del 40 por ciento.
La agenda energética de junio dejó una serie de definiciones que reflejan el momento que atraviesa el sector en la Argentina. El récord histórico de exportaciones energéticas, los avances regulatorios para Argentina LNG, el crecimiento de los proyectos bajo el Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI), el acceso a financiamiento internacional para renovables y las crecientes restricciones de la red eléctrica configuran un escenario de fuerte dinamismo para la industria.
En ese contexto, la tercera edición de Argentina Energy Week (AEW) 2026, organizada por IN-VR a través de The Energy Circle y The Net Zero Circle, se realizará del 9 al 10 de septiembre en Buenos Aires. El encuentro reunirá a empresas, autoridades nacionales y provinciales, organismos multilaterales e inversores para debatir las principales oportunidades y desafíos del sector.
Un contexto de crecimiento para los hidrocarburos
Uno de los principales indicadores del mes fue el desempeño del comercio exterior energético. En mayo, las exportaciones del sector alcanzaron US$ 1.745 millones, un incremento interanual del 167,1%, mientras que el superávit energético llegó a US$ 1.543 millones, el mayor registrado hasta el momento.
El crecimiento estuvo impulsado por la producción de Vaca Muerta, que durante mayo contabilizó 2.484 etapas de fractura, una de las marcas más altas de la historia del desarrollo no convencional argentino. En paralelo, el CEO de YPF, Horacio Marín, sostuvo durante junio que el incremento de la producción previsto hacia fines de 2027 «sorprenderá al mundo».
Estos temas formarán parte de la agenda del panel dedicado a la evolución del mercado de petróleo y gas y al desarrollo de infraestructura midstream.
Argentina LNG y el avance hacia la inversión
Otro de los hechos relevantes del mes fue el ingreso a la Legislatura de Neuquén del proyecto que establece un régimen de estabilidad fiscal por 30 años y un esquema escalonado de regalías para Argentina LNG, iniciativa considerada un paso previo para la decisión final de inversión (FID) del proyecto.
La primera etapa del desarrollo, liderado por YPF junto con Eni y ADNOC, contempla inversiones por US$ 30.000 millones y una capacidad inicial de 12 millones de toneladas anuales de GNL.
El desarrollo del gas natural licuado será uno de los ejes de las discusiones previstas durante la segunda jornada del encuentro.
El RIGI amplía su cartera de proyectos
Durante junio también se conoció una actualización del estado del RIGI. Según datos del Ministerio de Economía, al 11 de junio el régimen acumulaba 41 proyectos por US$ 140.929 millones de inversión comprometida y proyectada.
Del total, 16 proyectos, por casi US$ 30.000 millones, ya fueron aprobados, mientras que otros 25 continúan bajo evaluación por más de US$ 111.000 millones. La mayor parte de las iniciativas corresponde a los sectores de energía y minería.
El análisis del impacto del régimen sobre el financiamiento y el desarrollo de nuevos proyectos integrará uno de los paneles centrales del evento.
Financiamiento para renovables y desafíos de infraestructura
En materia de energías renovables, junio también dejó un hito financiero con la colocación del primer bono verde internacional de MSU Green Energy, que obtuvo US$ 400 millones mediante una emisión sobresuscripta a diez años.
Los fondos estarán destinados a ampliar el portafolio de generación renovable y almacenamiento de la compañía, que proyecta alcanzar 1.897 MW entre activos hidroeléctricos, solares y sistemas BESS.
Al mismo tiempo, el sector continúa enfrentando limitaciones en la infraestructura de transporte eléctrico. Datos de CAMMESA mostraron que durante marzo de este año se registraron 91.580 MWh de generación eólica y solar que no pudieron ser despachados, el mayor nivel de restricciones desde 2020.
Las principales cámaras empresarias del sector renovable vienen advirtiendo que el crecimiento de la capacidad instalada no estuvo acompañado por inversiones equivalentes en redes de transmisión, un tema que ocupará un lugar destacado dentro de la agenda del encuentro.
Minería, demanda eléctrica e integración regional
La minería también ganó protagonismo durante junio con la aprobación, bajo el RIGI, de la segunda fase del proyecto Sal de Oro, de POSCO, por US$ 208 millones.
Desde la organización de AEW destacan que la expansión de los proyectos de litio y cobre incrementará la demanda eléctrica y reforzará la necesidad de desarrollar nueva infraestructura de generación y transmisión.
En paralelo, la conferencia también abordará las perspectivas del comercio energético regional, incluyendo las proyecciones de mayores exportaciones de gas hacia Brasil y el rol que podría desempeñar la Argentina como proveedor de energía para proyectos vinculados con inteligencia artificial y centros de datos.
Un encuentro con foco en la inversión
La edición 2026 de Argentina Energy Week prevé la participación de alrededor de 200 ejecutivos y funcionarios, junto con representantes de doce provincias, empresas operadoras, organismos multilaterales, inversores y autoridades nacionales.
El programa comenzará el 9 de septiembre con una recepción para invitados y continuará durante dos jornadas con paneles, sesiones técnicas y reuniones de negocios orientadas al desarrollo de nuevas inversiones en el sector energético argentino.
El desarrollo de gemelos digitales es un recurso que refleja el cambio de paradigma en el diseño, construcción y operación de los grandes proyectos energéticos en el mundo.
Mientras encara la recta final de las obras terrestres y marítimas de la nueva terminal exportadora de petróleo en la costa de Río Negro, el consorcio de empresas del megaproyecto del Oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), puso en marcha un gemelo digital que permite recrear de manera exacta el sistema de transporte de crudo desde la cabecera en Allen hasta la terminal offshore de Punta Colorada.
El mecanismo -que busca incrementar la eficiencia operativa a partir de la integración de herramientas digitales- consiste en una una réplica virtual idéntica y en tiempo real del activo físico que permite ensayar y operar el sistema en un entorno controlado para anticipar escenarios, capacitar operadores y optimizar la gran obra del VMOS antes de su puesta en marcha.
En definitiva, más que un recurso informático, se trata de una vínculo dinámico entre el plano físico y el virtual que no se explica únicamente por la inteligencia artificial, aunque la utiliza como un motor predictivo. El resultado es un ecosistema de captación y procesamiento de datos para la simulación interactiva que recrea al detalle el comportamiento de una obra compleja, permitiendo ensayar maniobras y anticipar fallas en la pantalla antes de que ocurran.
Esta réplica virtual se encuentra en pleno desarrollo a la par de la construcción del VMOS y cubre todo el trayecto de la obra de infraestructura. La simulación no deja ningún activo sin relevar de las estaciones de bombeo, el tendido completo del ducto y la Terminal Offshore, recreando al detalle las tuberías, la monoboya y los sistemas complementarios en alta mar, aseguraron las mismas fuentes técnicas.
El objetivo de esta herramienta es representar la condición más real de cada instalación para garantizar un control detallado del activo. De este modo, tanques de almacenamiento, equipos mecánicos, cañerías e instrumentos de medición contarán con su correlato exacto en el sistema. Para el equipo de ingenieros, esto significa disponer de un mapa digital interactivo de alta fidelidad que reacciona con la misma física y lógica que el sistema real.
VMOS: Recreación en 3D y simuladores para operadores
YPF ya venía incursionando en los gemelos digitales y el monitoreo en tiempo real, principalmente en el área de downstreamy en algunas bloques clave de Vaca Muerta.
La puesta en marcha de este clon tridimensional por parte del consorcio del que participan YPF, Pluspetrol, Pan American Energy (PAE), Pampa Energía, Vista, Chevron, Shell, Tecpetrol y la estatal neuquina G&P resuelve un problema histórico de las grandes obras de ingeniería como es la dispersión y fragmentación de la información. En ese sentido la plataforma integra toda la ingeniería de VMOS de manera inteligente, lo que permite consultas inmediatas que aceleran la toma de decisiones. Al centralizar y asegurar la consistencia de los datos técnicos, los equipos también minimizan el margen de error.
Otro de los puntos más llamativos de esta tecnología es la capacidad de realizar a distancia un análisis visual del espacio físico a través de un modelo interactivo 3D. Esto facilita las tareas de operación y mantenimiento, ya que los operarios no solo observan la disposición gráfica del equipamiento, sino que, con un clic sobre cualquier válvula o sección de caño, acceden a toda la documentación técnica, manuales y datos de ingeniería asociados.
La simulación inmersiva es la que lleva esta herramienta a un nivel superior. El sistema cuenta con un módulo que utiliza entornos de Realidad Virtual para que los nuevos operadores entrenen y simulen maniobras complejas de campo en una cabina interactiva. Esta modalidad permite ensayar múltiples escenarios operativos y de mantenimiento sin exponer al personal ni a las instalaciones a los riesgos lógicos de un aprendizaje.
La precisión del Gemelo Digital del VMOS se asienta sobre la simulación de procesos que utilizan datos recopilados mediante sensores e Internet de las Cosas (IoT). La plataforma emula el comportamiento del crudo a lo largo de los cientos de kilómetros de ducto, permitiendo evaluar la causa y el efecto de abrir o cerrar una válvula en un entorno de pruebas. De esta forma, se identifican las condiciones óptimas de presión y caudal mucho antes de llevar las maniobras a la práctica.
Un ecosistema integrado de recursos
En las salas de tiempo real se visualiza un gemelo digital: un motor de datos que traduce los sensores del terreno en una réplica interactiva para operar a distancia y sin errores.
A nivel de software, el Gemelo Digital se estructura sobre un ecosistema de seis aplicaciones de la firma alemana Siemens, el tecnólogo encargado de proveer la base analítica. Estas herramientas específicas se integran en paralelo con los sistemas preexistentes de la compañía, como los gestores documentales, herramientas de georreferenciación (GIS) y plataformas de mantenimiento de activos, en un centro de datos unificado.
El diseño y desarrollo de este entorno digital requirió la conformación de equipos multidisciplinarios dentro de YPF, principalmente provenientes de las vicepresidencias de Infraestructura y de Tecnología. Asimismo, el proyecto sumó la participación activa de los ingenieros de Siemens y de los referentes técnicos validadores de la sociedad VMOS, quienes actúan como los futuros usuarios de la plataforma para asegurar que la herramienta responda a las exigencias reales de la operación diaria.
La decisión de avanzar en la ingeniería digital de VMOS responde a una estrategia sectorial más amplia que ya se debate en los principales foros de la industria. Recientemente, durante los paneles preparatorios del encuentro BIM for All 2026, los referentes de YPF, Techint, Siemenes y AESA plantearon la urgencia de establecer mesas de integración digital y estandarizar los procesos de diseño en las grandes obras del sector energético.
El cambio de identidad también abarcará a Siemens Gamesa Renewable Energy, que pasará a integrarse bajo una única marca junto con Siemens Energy.
Siemens Energy anunció que iniciará este año el proceso para adoptar una nueva identidad de marca y pasar a operar bajo el nombre Omterra, una transición que responde al carácter temporal de la licencia que le permite utilizar la marca Siemens Energy desde su separación de Siemens AG en 2020.
El cambio de identidad también abarcará a Siemens Gamesa Renewable Energy, que pasará a integrarse bajo una única marca junto con Siemens Energy. Según informó la compañía, la implementación será gradual y se desarrollará de forma progresiva durante los próximos meses.
Operación independiente
La decisión se produce luego de varios años de operación independiente tras la escisión de Siemens AG. De acuerdo con la empresa, el cambio de marca responde al vencimiento previsto del acuerdo de licencia y no implica modificaciones en su estrategia comercial ni en la relación con clientes, proveedores o empleados.
«Desde nuestra escisión, estaba claro que podríamos utilizar la licencia de la marca Siemens Energy durante un periodo limitado. Hoy, nuestra empresa disfruta de una sólida posición estratégica, operativa y financiera. Hemos ganado la confianza de nuestros clientes y de los inversores, hemos mejorado nuestra rentabilidad y contamos con un ambicioso plan de crecimiento para los próximos años. En este contexto, y dado que el acuerdo actual sobre la marca tiene una duración limitada, es el momento adecuado para iniciar la transición hacia una marca propia e independiente», señaló Christian Bruch, CEO de Siemens Energy.
El ejecutivo agregó que el legado de la marca Siemens fue un factor relevante durante la etapa inicial de la compañía como empresa independiente. «Estamos orgullosos de lo que nuestros empleados han construido durante los últimos años. El nombre de nuestro fundador nos abrió puertas y nos ayudó en nuestro camino hacia la independencia. Ese legado nos inspira y refuerza nuestro compromiso con el desarrollo del sistema energético del futuro», afirmó.
Cambio de nombre
Según explicó la empresa, el nombre Omterra fue elegido para representar una identidad global propia, asociada a su presencia internacional, su desarrollo tecnológico y su objetivo de contribuir a un suministro energético confiable.
La compañía aclaró que el cambio de marca no supondrá alteraciones en su estrategia de negocios ni en la oferta de productos y servicios. La transición se implementará de manera escalonada, manteniendo la continuidad de las operaciones mientras avanza la adopción de la nueva identidad corporativa.
“A mí me parece que los proyectos deberían ser públicos. Es algo esencial de un gobierno y de un país republicano», aseguró Gerold respecto de los proyectos aprobados en el RIGI.
“Hay que crear una tasa mínima para las empresas que se desempeñan en el sector energético, que garantice un fondo de US$ 20 o US$ 30 millones anuales para financiar un organismo técnico independiente que planifique el desarrollo del sistema a mediano y largo plazo”, sostuvo Daniel Gerold, fundador de la consultora G&G Energy Consultants, en el ciclo de entrevistas organizado por EconoJournal.
El reconocido consultor citó como referencia la experiencia de Brasil, donde la crisis energética causada por una sequía que sufrió a comienzos de los 2000, derivó en la creación de una empresa de planeamiento independiente y bien remunerada, que no tiene carácter obligatorio ni participación estatal directa, pero que fija señales de largo plazo para el sistema. «Es necesario tener un Estado que piense, planifique, que discuta y que, como en Brasil, reciba propuestas del resto del ecosistema», planteó.
Consultado por Nicolás Gandini, director de EconoJournal, acerca de la receptividad de esta propuesta entre los empresarios del sector, Gerold fue optimista: “Yo lo he hablado con muchos, y no veo ninguna oposición. Porque sería un organismo con cincuenta o sesenta personas, técnicos y profesionales de primer nivel. Representaría un costo irrelevante respecto al turnover que tiene la industria”. Aun así, aclaró que la propuesta no forma parte de la agenda oficial, y tampoco cree que se pueda incorporar: “No es lograble porque el gobierno considera que no tiene que intervenir en nada”, sentenció.
De acuerdo con Gerold, este organismo podría saldar parte de la desconfianza que hoy tiene el sector respecto de la capacidad del Estado para sostener en el tiempo las reglas que anuncia. “Una cosa es decir que vos querés cumplir todo, una intención acerca de la que yo no tengo dudas, pero después están las restricciones que tiene el gobierno y los funcionarios. Si no se pueden cumplir, traerá problemas. Este sería un camino más previsible y de razonabilidad a mediano plazo”, sostuvo.
Reparos al RIGI
Gerold defendió la lógica de fondo del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), como la estabilidad impositiva, la previsibilidad, el acceso a divisas y la posibilidad de repatriar capital, aunque hizo sus reparos respecto a la confidencialidad de los proyectos que se aprueban. “A mí me parece que los proyectos deberían ser públicos. Es algo esencial de un gobierno y de un país republicano, porque se están asignando cientos y miles de millones de dólares de beneficios impositivos por muchísimo tiempo”, sostuvo.
También planteó que los beneficios impositivos deberían circunscribirse a los proyectos que efectivamente necesitan para concretarse, y advirtió sobre el riesgo de que el boom de hidrocarburos genere desequilibrios frente a otros sectores de la economía que no atraviesan el mismo momento. “El foco hay que ponerlo en qué pasa con toda la cadena productiva y con la economía en general, porque termina siendo desbalanceado”, dijo.
La década del shale gas
De cara a los próximos años, Gerold se mostró convencido de que la Argentina ingresa en un ciclo de expansión sostenida. «Yo creo que los próximos dos años ya están jugados en el sentido positivo de incrementos de inversiones y de producción», afirmó.
Gerold viene sosteniendo desde 2022, cuando el FMI le pidió una proyección de exportaciones energéticas y mineras, que la próxima década será la del shale gas y el GNL argentino, más que la del petróleo. «El gran recurso de Vaca Muerta no es el shale oil, el gran recurso es el shale gas», subrayó.
A diferencia de los años 90, no llega a Vaca Muerta una ola de inversión extranjera directa comparable. El consultor es crítico de la comparación, dado que el contexto internacional es distinto y buena parte de las petroleras independientes norteamericanas y canadienses que llegaron entonces hoy tienen oportunidades más atractivas en el shale de su propio país. A eso, se suma el historial de incumplimientos de la Argentina, incluidos los dividendos que hoy no pueden girarse al exterior, como un factor que sigue pesando en las decisiones de los inversores extranjeros.
Sobre la posibilidad de desarrollar un polo petroquímico, dijo que el país cuenta con ventajas competitivas -gas a precio razonable, un ecosistema de ingeniería y de empresas de servicios de buen nivel- pero que hace falta un esquema de Estado que piense la competencia con jugadores como China.
Las limitaciones del equipo económico
Sobre el desempeño del equipo económico y energético del Gobierno, Gerold fue crítico de las limitaciones estructurales del esquema: “Yo creo que el gobierno hace lo que puede con mucha limitación, con escasos equipos técnicos. De algún modo, como cerrado; yo no tengo interacción con ellos”, señaló, y agregó que la falta de un equipo más amplio demora la toma de decisiones críticas, como la definición del esquema para abastecer los picos de demanda eléctrica del área metropolitana de Buenos Aires.
También puso el foco en la cuestión tarifaria, que -advirtió- empieza a convertirse en un problema relevante hacia el tercer año de gestión, tal como ocurrió durante el gobierno de Mauricio Macri. “Traspasar los costos reales, sobre todo cuando tenés una guerra, que es un evento que está fuera de tu control, pero mantenerte en no subsidiar nada, tiene un costo para el resto de la economía que no es un tema menor”, sostuvo.
Gerold remarcó además una asimetría estructural de la Argentina frente a Europa o Estados Unidos: la ausencia de sistemas de almacenamiento subterráneo de gas, que en esos países funcionan como reserva estratégica frente a los picos estacionales de demanda. “Nosotros carecemos de eso, con lo cual la punta de demanda es carísima de abastecer”, explicó. Además, advirtió que, si la demanda eléctrica y de gas del área metropolitana volviera a crecer, el esquema actual de importación de energía desde Brasil resultaría insuficiente. Por eso, insistió en que el diseño de la transición tarifaria y regulatoria “no es sectorial. Es un tema de política económica de primera magnitud”.
Alberto Weretilneck abrió el debate de la coparticipación en Río Negro. Foto: Matías Subat.
El gobierno de Río Negro abrió un debate por el reparto de la coparticipación y las regalías a los municipios en el contexto de un cambio de matriz productiva que prepara a la provincia para convertirla en la puerta de salida del gas y el petróleo de Vaca Muerta al mundo.
La gestión de Alberto Weretilneck busca presentar el proyecto en la Legislatura en agosto, pero aún debe resolver cómo evitará un escenario de intendentes ganadores y perdedores en el proceso. Si aplica una actualización en función solamente de los nuevos índices poblacionales, habrá 13 localidades que se verán beneficiadas y otras 24 que perderán recursos, varias de ellas gobernadas por aliados políticos.
Lo mismo sucedería con la incorporación de nuevas ciudades al estatus de productoras de hidrocarburos para la recepción de regalías en detrimento de históricas como Catriel, que en su momento manifestó su malestar frente a eventuales modificaciones.
«El gobernador lo que nos pidió a los equipos técnicos es que evaluemos la posibilidad de buscar el mecanismo para beneficiar a los municipios que tendrían que tener mejores ingresos para corregir la inequidad del sistema vigente, sin perjudicar a ningún otro», dijo a EN/CLAVE el ministro de Gobierno de la provincia, Agustín Ríos.
El régimen de coparticipación de Río Negro está fijado por la ley 1946, sancionada originalmente en 1984 pero modificada en varias oportunidades.
La masa a repartir entre los municipios se integra del 26,5% de la recaudación provincial de impuesto Inmobiliario, Ingresos Brutos y a los Automotores, del 10% de lo que ingresa por coparticipación nacional y del 10% de las regalías que percibe la provincia.
Según los criterios que establece la norma para determinar los coeficientes de cada localidad, el 40% se distribuye según datos poblacionales de 1991; otro 40% se basa en la recaudación generada en cada municipio; y el 20% restante se reparte en partes iguales.
La no actualización de los valores poblacionales generó que ciudades como Cipolletti o Bariloche, que son las más pobladas de la provincia, hoy reciban menos ingresos de los que les corresponderían si se aplicara el Censo 2022.
«Un tema difícil»
Weretilneck abrió este debate con todos los intendentes en febrero pasado, en una reunión que encabezó en Viedma. «No va a ser una decisión unilateral del Poder Ejecutivo. La decisión que tomemos la vamos a trabajar de tal manera que cuente con la participación y, en lo posible, con la aprobación mayoritaria de ustedes», planteó.
El gobernador reconoció en ese encuentro que el debate es «complejo» y que «cuando hay ganadores y cuando hay perdedores, es un tema difícil y por lo tanto necesita de mucha buena fe, de transparencia y de diálogo político».
A partir de esa primera charla, el gobierno organizó reuniones por zonas con los intendentes, pero el surgimiento de diversos malestares entre los que comenzaron a sentirse «perdedores» frenó la discusión temporalmente.
«Tuvimos reuniones, hubo algún intendente que por ahí estaba de acuerdo, pero estaba requiriéndole al gobierno un esquema de compensación y es lo que estuvimos analizando en este último tiempo», indicó Ríos.
Explicó que, en la reunión de gabinete realizada la semana pasada, el gobernador le pidió al equipo técnico del ministerio de Gobierno y al de Hacienda que evalúen un mecanismo para beneficiar a los municipios que tendrían que tener mejores ingresos pero «sin perjudicar a ningún municipio», con el objetivo de llevar un proyecto a la Legislatura en agosto.
«O sea, sostener en algún sentido el régimen vigente, pero corregir con la herramienta técnica jurídica que estamos evaluando a aquellos municipios que debieran tener mejores o mayores ingresos», sostuvo.
Sobre el formato que tendrá la propuesta, el funcionario aclaró que «el gobernador entendió y sostuvo que debería ser por ley», pero que aún evalúan si hacer una reforma sobre el propio esquema de coparticipación o si será «una ley independiente».
«Yo no me aventuraría a decir que vamos a actualizar los índices. Hoy la idea es corregir la inequidad que hay con los municipios que están reclamando que se actualice porque se ven beneficiados, sin entrar a actualizar los datos de la coparticipación», planteó.
Los que ganaban y los que «perdían»
Según el esquema que presentó el gobierno de Río Negro a los municipios en febrero, con la actualización de los índices de población del Censo 2022, los dos con mayor variación positiva en su coeficiente serían Dina Huapi y Fernández Oro, ambos con un aumento del 54%.
La primera es una localidad de unos 6.000 habitantes que creció en los últimos años al calor de Bariloche, ubicada a 15 kilómetros. La segunda, con una población de 15.000, experimentó una situación similar como «ciudad dormitorio» para el aglomerado de la Confluencia que incluye a Neuquén capital y Cipolletti.
En el tercer lugar de «beneficiadas» estaría El Bolsón, en el sur de la provincia, con una variación de su índice del 27%. El resto vería aumentos de entre el 11%, como Cipolletti, y del 1% en el caso de Guardia Mitre.
En el lote de las que perderían recursos si se aplicara la actualización estarían, por ejemplo, Sierra Grande, la ciudad cabecera para los puertos de exportación de petróleo y GNL que proyecta Río Negro. La localidad gobernada por Roxana Fernández, del oficialista Juntos Somos Río Negro, vería reducido en un 28% su índice de coparticipación.
Esto implicaría unos 110 millones de pesos menos por mes, según la simulación que presentó el gobierno a los intendentes.
Otras «perdedoras» según el esquema original propuesto eran Viedma (-10%), Villa Regina (-19%), San Antonio Oeste (-6%) y Cinco Saltos (-14%).
Cipolletti, por otro lado, hoy gobernada por Rodrigo Buteler, presidente de JSRN y eventual sucesor de Weretilneck para el 2031, ganaría 320 millones mensuales si se diera esta modificación.
Regalías, un debate de fondo
Con el debate de la coparticipación, el gobierno de Weretilneck también propuso modificar el régimen de reparto de regalías, en momentos donde Río Negro empieza a incrementar su participación en el desarrollo de Vaca Muerta.
El actual esquema integra un 10% de las regalías que recauda la provincia a la masa coparticipable, pero no las distribuye en partes iguales a todos los municipios como sucede en Neuquén. Solo va un 65% mientras que el 35% restante se reparte exclusivamente entre las localidades consideradas «productoras»: Catriel, Allen, Contralmirante Cordero, Campo Grande, Cervantes, Cinco Saltos, Cipolletti, Fernández Oro y General Roca.
Los índices para ese reparto, que datan del 2004, beneficiaron con más de la mitad de los recursos a Catriel, que hoy recibe un 60% del total y se vería perjudicada con el cambio que propone la gestión.
La intendenta Daniela Salzotto (PJ) fue una de las que más resistencia manifestó a este cambio junto a su par María Emilia Soria (PJ) de General Roca, que también vería reducida su participación en el reparto.
Según presentó el gobierno a los municipios a principios de año, hay una idea de que se incorporen cinco localidades más a ese estatus: Mainqué, Ingeniero Huergo, General Godoy, Chichinales y Villa Regina, pese a que no tener todas pozos en producción en su zona.
Al criterio de la Provincia, el nuevo esquema debe contemplar la producción acumulada del año anterior, la incidencia de la producción por cercanía (demanda por impacto de la actividad) y la cantidad de pozos dentro del ejido municipal.
El ministro de Gobierno, Agustín Ríos, dijo a EN/CLAVE que ese tema quedó en manos de la Secretaría de Estado de Energía y Ambiente y que va por un «carril distinto» al proyecto que presentarían en agosto para modificar la coparticipación.
Pero analizó que «en algún momento se tiene que retomar, porque también hay situaciones en donde municipios tienen impacto en sus jurisdicciones con la producción de pozos y, obviamente, se debiera generar una actualización normativa», pero va por un carril distinto».
La instalación estará conectada en la Barra B de 33 kV (3GOYB) de ET Goya, perteneciente a Transnea.
Aluar desarrollará un sistema de almacenamiento de energía mediante baterías (BESS, por sus siglas en inglés) en la ciudad de Goya, provincia de Corrientes. La instalación tendrá una potencia de 50 MW y una capacidad de almacenamiento de 250 MWh. La inversión entre el nuevo proyecto BESS y el anterior adjudicado en San Fernando, suma 50 millones de dólares.
El nuevo sistema de almacenamiento contempla la adquisición de 48 contenedores de baterías y seis transformadores de potencia de 10 MW cada uno. “La adjudicación de este proyecto reafirma el compromiso de Aluar con el desarrollo energético del país, impulsando soluciones tecnológicas que fortalecen la seguridad del abastecimiento eléctrico”, aseguró la compañía a través de un comunicado.
La iniciativa se desarrolla a partir de la licitación AlmaSADI, cuyo objetivo es recomponer las reservas del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), reducir el riesgo de interrupciones del suministro, garantizar el abastecimiento durante períodos de alta demanda y contribuir a la estabilidad de la red eléctrica.
Estación Transformadora Goya
La instalación estará conectada en la Barra B de 33 kV (3GOYB) de ET Goya, perteneciente a Transnea, donde evacuará la energía almacenada a la red de distribución durante un máximo de 5 horas de capacidad, conforme a lo indicado en el Pliego de Bases y Condiciones de la licitación AlmaSADI y la regulación vigente.
El principal aporte del sistema en este nodo será el soporte estructural de tensión en la barra de 132 kV. Según la Guía de Referencia de Transnea, esta condición reviste especial importancia debido a que la Estación Transformadora Goya se encuentra ubicada en una punta de línea.
Licitación AlmaSADI
El desarrollo de Aluar forma parte de los 700,5 megavatios (Mw) distribuidos en 20 proyectos que adjudicó el gobierno la semana pasada y que utilizarán sistemas de almacenamiento de energía eléctrica en baterías (BESS). El despliegue demandará una inversión privada estimada en US$ 700 millones, apuntando a robustecer los nodos críticos de la red en siete regiones del territorio nacional.
A través de la Resolución 155/2026 de la Secretaría de Energía, se consolidó una estrategia orientada a mitigar las restricciones operativas del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Tal como había adelantado EconoJournal, DQD Energy sumó 8 proyectos y Genneia otros 7, aunque por más potencia. El cuadro de operadores se completó con 3 proyectos de 360 Energy Solar, 1 de Aluar, y 1 de Intermepro.
Continental Resources mantiene negociaciones abiertas con Mercuria Energy e Integra Capital, el holding que encabeza José Luis Manzano, para adquirir total o parcialmente los activos de Phoenix Global Resources, una petrolera independiente que produce alrededor de 25.000 barriles de crudo por día en Vaca Muertadesde áreas ubicadas en Neuquén y Río Negro.
La compañía estadounidense, que desembarcó en la Argentina mediante la adquisición de participaciones no operadas en cuatro bloques de Pan American Energy (PAE) y la compra del 90% de Los Toldos II Oeste a Pluspetrol, mantiene conversaciones para quedarse con la totalidad o con una parte de los activos que controla Phoenix en la Cuenca Neuquina.
Se trata de un conjunto de áreas valuado en más de US$ 2.000 millones, de acuerdo con una tasación realizada durante los últimos meses, según confirmaron a EconoJournal fuentes privadas del mercado petrolero local e internacional.
Las negociaciones se intensificaron en las últimas semanas, aunque todavía no está definido si la operación comprenderá la venta completa de Phoenix Global Resources, el ingreso de Continental como accionista de la compañía o la adquisición de una participación en determinados bloques.
“Las negociaciones están aún en una etapa temprana, pero avanzan a ritmo sólido porque existe interés entre las partes en buscar algún acuerdo que las favorezca a ambas”, comentó a EconoJournal una fuente al tanto del detalle de las tratativas entre las empresas.
Phoenix es controlada por Mercuria Energy, uno de los mayores traders internacionales de energía y materias primas, que posee cerca de un 95% de capital social de la empresa, mientras que Integra Capital mantiene una participación minoritaria en la compañía.
La transacción, en caso de prosperar, representaría el movimiento de mayor escala de Continental desde su llegada a la Argentina y le permitiría incorporar de forma inmediata producción, reservas, infraestructura y una organización especializada en el desarrollo de petróleo no convencional.
Para Mercuria, una desinversión total o parcial en Phoenix le permitiría administrar con mayor flexibilidad su exposición en la Argentina, que se incrementó significativamente este año tras acordar la adquisición de los activos de downstream de Raízen en el país por US$ 1.420 millones.
Los activos de Phoenix: Vaca Muerta y la expansión productiva en Río Negro
Phoenix opera cuatro áreas centrales sobre la formación Vaca Muerta: Mata Mora Norte y Mata Mora Sur, en Neuquén, y Confluencia Norte y Confluencia Sur, en Río Negro.
Mata Mora Norte es su principal activo productivo y el eje sobre el que la compañía estructuró su crecimiento en el shale. Allí avanza con la construcción de una planta central de procesamiento con capacidad para tratar unos 40.000 barriles diarios.
Phoenix es conducida por Pablo Bizzotto, uno de los ejecutivos con mayor experiencia operativa en el desarrollo no convencional de la Argentina. Antes de asumir como CEO de la compañía, Bizzotto ocupó posiciones de liderazgo en YPF durante los primeros años del desarrollo masivo del play no convencional, por lo que acumula alrededor de 15 años de experiencia en ese tipo de operaciones.
En Río Negro, el plan de inversión de Phoenix permitió la expansión de la frontera productiva de Vaca Muerta. La petrolera llevó adelante un programa para deriskear las áreas Confluencia Norte y Confluencia Sur, ubicadas en una zona de borde de cuenca que hasta entonces permanecía prácticamente inexplorada. Los resultados permitieron comprobar la continuidad y productividad de la formación Vaca Muerta en territorio rionegrino, en un sector donde la mayoría de las grandes operadoras se había mostrado hasta entonces reticente a invertir.
Phoenix tiene en carpeta un plan de inversión de más de US$ 2.000 millones para los próximos cinco años. Por ese motivo, aplicó al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), con el objetivo de acelerar el desarrollo de sus bloques y alcanzar una producción conjunta de hasta 70.000 barriles diarios.
La compañía cuenta, además, con un inventario estimado de alrededor de 500 futuras locaciones de pozos horizontales, una base que le permitiría sostener durante varios años un programa intensivo de desarrollo.
Una cultura enfocada en el shale
Fuentes consultadas por este medio indicaron que la cultura operativa que Phoenix construyó durante los últimos años es sinérgica con la que construyó Continental Resources, una compañía creada y desarrollada específicamente alrededor de la explotación de yacimientos no convencionales.
Continental pertenece a Harold Hamm, conocido dentro de la industria de Oil&Gas como el “rey del shale”. La empresa tuvo un rol central en el desarrollo de la formación Bakken y actualmente es el mayor productor independiente de hidrocarburos de Estados Unidos con una oferta diaria de alrededor 700.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d).
El desembarco de Continental en la Argentina
Continental puso un pie en Vaca Muerta a fines de 2025, cuando acordó con Pluspetrol la adquisición del 90% de Los Toldos II Oeste. El 10% restante del bloque está en manos de la empresa provincial Gas y Petróleo del Neuquén (GyP).
Los Toldos II Oeste había formado parte del paquete de activos que Pluspetrol compró a ExxonMobil y le permitió a Continental ingresar como operador directo en la formación.
La compañía profundizó luego su desembarco mediante un acuerdo con PAE para adquirir una participación del 20% en Coirón Amargo Sureste, Bandurria Centro, Aguada Cánepa y Loma Guadalosa. PAE conserva el 80% y continúa como operadora de las cuatro áreas.
A esos movimientos se sumó la presentación de una iniciativa privada sobre La Huella, un área de aproximadamente 506 kilómetros cuadrados ubicada en Río Negro y anteriormente denominada Lago Pellegrini. La provincia deberá convocar a una licitación pública para adjudicar el área, aunque Continental contará con un derecho de preferencia por haber presentado la iniciativa original.
VENG S.A. avanza en la diversificación de sus actividades con soluciones orientadas al mercado energético.
La convergencia entre la industria espacial y el sector energético comienza a ganar terreno en la Argentina. En un contexto de expansión de la actividad en Vaca Muerta y de creciente demanda por soluciones que mejoren la eficiencia operativa, empresas tecnológicas nacionales buscan trasladar desarrollos de alta complejidad hacia la cadena de valor del Oil & Gas.
Ese es el caso de VENG S.A., una empresa especializada en tecnología aeroespacial que, tras una trayectoria vinculada al desarrollo espacial argentino, avanza en la diversificación de sus actividades con soluciones orientadas al mercado energético.
La compañía fue recientemente protagonista de la misión Artemis II de la NASA con el desarrollo del microsatélite ATENEA, un proyecto que volvió a posicionar a la Argentina en el ámbito internacional en materia de ingeniería aeroespacial, procesamiento de datos y tecnología satelital.
«VENG es una industria tecnológica de alto valor agregado. Nos dedicamos principalmente al sector aeroespacial, pero en los últimos años nos diversificamos hacia industrias como Oil & Gas», explicó Damián Estevez, gerente comercial de la empresa.
Tecnología aplicada al fracking
Uno de los principales desarrollos de VENG para el sector energético es un sistema electrónico inteligente de detonación selectiva para operaciones de fractura hidráulica. La solución incorpora control y telemetría en tiempo real durante el proceso de detonación a fondo de pozo, con el objetivo de mejorar la precisión y el seguimiento de las operaciones.
«El valor agregado es el control total sobre el proceso de detonación y la posibilidad de realizar una selección precisa a través de telemetría wireline», señaló Estevez.
Según la empresa, la tecnología ya comenzó a ser utilizada por algunos operadores pioneros del sector y su comercialización se realiza en conjunto con socios especializados de la industria.
Del monitoreo satelital a la infraestructura energética
Además de las soluciones para fractura hidráulica, VENG trabaja en el desarrollo de herramientas de procesamiento de información satelital aplicadas al monitoreo de infraestructura energética, la trazabilidad de activos y el seguimiento de operaciones tanto en Oil & Gas como en minería.
«Trabajamos con proyectos satelitales y procesamiento de información para aplicaciones múltiples: control y trazabilidad de infraestructura, seguimiento de flotas y monitoreo operativo, entre otros usos», indicó el ejecutivo.
La empresa cuenta con una plantilla de aproximadamente 380 empleados, de los cuales cerca del 70% son ingenieros y técnicos especializados en áreas como electrónica, telecomunicaciones, ingeniería mecánica, radiofrecuencia, ensayos de laboratorio y manufactura avanzada.
En un escenario donde la industria energética demanda mayores niveles de automatización, digitalización y eficiencia, el ingreso de empresas provenientes de sectores tecnológicos como el aeroespacial refleja una tendencia de integración entre distintas capacidades industriales.
«Nuestro objetivo es detectar necesidades del sector y desarrollar soluciones tecnológicas que agreguen valor, ya sea a través de desarrollos propios o trabajando junto a otras empresas», afirmó Estevez.
VENG integra además el Grupo Argentino de Proveedores Petroleros (GAPP), una red que reúne a más de 280 empresas nacionales dedicadas al desarrollo de productos, equipamiento y servicios para las industrias de Oil & Gas, minería, generación eléctrica y otros sectores industriales.
La saturación de la red de transporte y los mínimos márgenes de reserva operativa en el SADI fundamentan la extensión de la emergencia del sector hasta fines de 2027.
El Gobierno nacional prorrogó este lunes la Emergencia del Sector Energético en los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal hasta el 31 de diciembre de 2027. La medida le permitirá a la Secretaría de Energía mantener las facultades extraordinarias para intervenir en los cuadros tarifarios de transición, renegociar contratos e instrumentar mecanismos excepcionales de abastecimiento ante las contingencias del sistema.
A través del Decreto de Necesidad y Urgencia (DNU) 585/2026, la administración central unificó el horizonte de excepcionalidad eléctrica con el régimen de la emergencia para el gas natural. El diagnóstico oficial expone los desequilibrios de infraestructura del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), caracterizado por niveles críticos de saturación en los nodos de transmisión y una vulnerabilidad estructural en las redes de media y baja tensión de la Argentina.
La prorroga asegura en primera instancia la vigencia del proceso de transición hacia los fundamentos originales de la Ley 24.065. El texto recuerda que mediante decretos previos (especialmente las reformas introducidas al Marco Regulatorio Eléctrico de las Leyes N° 15.336 y N° 24.065) se fijó un período de transiciónpara adecuar las reglamentaciones y la normativa complementaria, con fuerte incidencia en el sector de generación.
En ese sentido, el decreto señala que «los actos dictados en el marco de la emergencia declarada (…) se encuentran en etapa de implementación» y que, por ende, «resulta indispensable preservar herramientas regulatorias transitorias» para continuar con el proceso de reordenamiento de los cuadros tarifarios y subsidios.
De similar manera, el texto justifica de forma explícita que la prórroga es necesaria porque «persisten las condiciones de vulnerabilidad del sistema eléctrico«, lo que obliga a mantener las facultades excepcionales para asegurar la sostenibilidad del Mercado Eléctrico Mayorista, mantener la articulación de las medidas adoptadas desde 2024 y regularizar las obligaciones financieras vigentes.
Una lectura crítica de la emergencia
Para Juan José Carbajales, director de la Consultora Paspartú, «extender por dos años más y vía DNU la ´emergencia´ en materia de generación, transporte y distribución de energía eléctrica bajo jurisdicción federal es un exceso regulatorio cuya justificación legal en norma carece de los estándares exigidos por la Corte Suprema de Justicia a la hora del control de constitucional de un decreto de necesidad y urgencia como éste».
«En este caso, no hay ni necesidad ni hay urgencia«, aseveró el especialista al identificar tres motivos: «Por un lado, los problemas descritos en los considerandos del DNU 585/26 ya han sido resueltos al realizar la RTI en los años anteriores y al reformar la normativa de «Adaptación progresiva del MEM» (Res. SEN 400, 501 y 606 de 2026).
Por el otro lado, entendió Carbajales, «las tareas pendientes en materia de generación y transporte pueden ser encaradas sin necesidad de un marco de emergencia. Ejemplo, licitaciones para baterías BESS o para la construcción de líneas de alta tensión bajo modalidad de contrato de obra pública)».
Finalmente, el consultor en temas regulatorios y energéticos explicó que «en materia de distribución se estaría generando una asimetría con las provincias que son las titulares de la jurisdicción sobre el servicio, a excepción del AMBA con Edenor y Edesur».
Para el gobierno subsisten las condiciones de vulnerabilidad
Al fundamentar la gravedad del escenario en el área de generación, el texto de la norma describe de forma literal que «subsisten las condiciones de vulnerabilidad del sistema eléctrico por la falta de inversiones en generación y transporte durante las últimas dos décadas». El decreto expone que el 10 de febrero de 2025 se registró un récord de demanda que «redujo el margen de reserva operativa del SADI a niveles críticos de alrededor del 4,4%», escenario en el cual «cualquier indisponibilidad imprevista de magnitud en la generación o el transporte podría comprometer el abastecimiento«.
Respecto a la red de alta tensión, se afirma que «los sistemas de transporte por distribución troncal y de transporte en alta tensión presentan niveles de saturación en las horas de alta demanda» que superan en forma recurrente «el 90% de la capacidad de diseño de la transformación en las Estaciones Transformadoras (ET)». A su vez, el Poder Ejecutivo consigna que durante el año pasado «solo se incorporaron al SADI ciento cincuenta y cuatro kilómetros (154 km.) de líneas de transporte eléctrico», lo cual se cataloga en la norma como un avance «claramente insuficiente para mitigar el riesgo de abastecimiento«.
Para el segmento de la distribución domiciliaria de energía eléctrica, la normativa advierte que «más del 60% de los eventos que ocurren en la red de media tensión son debidos a fallas en cables con una antigüedad superior a los 25 años«. Ante este diagnóstico técnico de obsolescencia física de las instalaciones, el decreto concluye que la situación «torna imperioso la adopción de medidas para que los prestadores del servicio público realicen inversiones orientadas a mejorar la calidad y seguridad del suministro».
Finalmente, el DNU justifica la unificación de los plazos temporales detallando que, dado que gran parte de las centrales de generación eléctrica requieren de gas para operar, «existe una estrecha interrelación operativa y regulatoria entre el mercado eléctrico mayorista y el mercado de gas natural«. Por tal motivo, el texto decreta que «resulta conveniente unificar el plazo de la prórroga de la emergencia del sector eléctrico con el establecido para el sector del gas natural» para que ambos procesos expiren conjuntamente el 31 de diciembre de 2027.
Las empresas familiares representan alrededor del 80% del entramado argentino, pero solo una de cada tres logra llegar a la segunda generación.
Nacer hijo de inmigrantes en el sur del conurbano bonaerense; estudiar y convertirse en la primera generación universitaria de la familia; emprender junto a amigos, colegas o hermanos; fundar una empresa; atravesar crisis económicas, hiperinflación, devaluaciones y cambios de modelo; generar empleo y abrirse camino en una industria de alta complejidad. Cumplir 60 años y descubrir que la empresa de toda una vida no puede sobrevivir sin vos.
En esta historia podrían verse reflejadas miles de empresas familiares que conforman el grueso del entramado productivo nacional. Específicamente, las empresas familiares representan alrededor del 80% del entramado argentino, generan cerca del 70% del empleo privado y aportan aproximadamente el 60% del PBI nacional. Sin embargo, solo una de cada tres logra llegar a la segunda generación, según un análisis que reúne datos del Instituto Argentino de la Empresa Familiar (IADEF) y del estudio Insight 21 de la Universidad Siglo 21.
Otro dato del IADEF es que menos del 20% cuenta con un plan formal para atravesar el proceso sucesorio. Esto no implica únicamente encontrar quien ocupe el lugar del fundador, sino también profesionalizar la estructura de la organización y distribuir responsabilidades para que la empresa siga funcionando más allá de la persona que la creó.
“Normalmente la empresa para los fundadores es casi un hijo más, sino el primero”, explicó e EconoJournal Pablo Loyola, presidente del IADEF. Para el especialista, aquel que crea una compañía suele construir su identidad alrededor de ella: “Yo soy porque soy alguien en esta empresa. Imaginarse fuera es toda una pregunta existencial: ‘¿qué hago después?’”.
Del otro lado aparecen las nuevas generaciones, con diferentes formas de entender el trabajo. Es en esa convivencia donde comienzan muchos de los conflictos. Según Loyola, alrededor del 70% de las empresas familiares que desaparecen lo hacen por cuestiones ajenas a la coyuntura económica o de mercado. “Simplemente porque no se ponen de acuerdo”, afirmó.
Profesionalizar antes de delegar
Para Loyola, la profesionalización representa un “paso de madurez obligatorio” para cualquier empresa que busca crecer. La energía, voluntad e intuición del emprendedor pueden ser suficientes al principio, pero dejan de alcanzar a medida que la empresa crece en escala.
“No se puede escalar sin un sistema de gestión, sin tomar decisiones desde un sistema de información y no solamente de manera intuitiva”, señaló. Procesos, estructuras de decisión y responsabilidades claras son algunas de las herramientas que permiten reducir la dependencia de una sola persona.
En TYCSA, una pyme industrial especializada en ingeniería para la industria energética fundada en 1977, ese camino comenzó antes de que la segunda generación asumiera mayores responsabilidades.
Sus cuatro hijos trabajaron desde edad temprana en la empresa, pero ninguno ingresó directamente a un cargo jerárquico, sino que antes recorrieron distintos puestos y se formaron profesionalmente. Mientras tanto, la compañía ya contaba con gerencias y una estructura profesional impulsada por su fundador.
“No es que nos recibimos, llegamos a la empresa y ya fuimos gerentes. Primero trabajamos toda la vida ahí y con el tiempo fuimos naturalmente adoptando cada uno una gerencia distinta”, explicó a EconoJournalJorge Scian, director de TYCSA y presidente de la Comisión de Energía de ADIMRA.
La segunda generación incorporó nuevos sistemas de gestión, amplió el acceso a la información y avanzó hacia una estructura de decisión menos concentrada basada en la holocracia, es decir, un sistema organizativo sin jerarquía gerencial tradicional para distribuir la autoridad y la toma de decisiones de forma horizontal y descentralizada. Las gerencias se reúnen diariamente para seguir los proyectos y las distintas áreas participan de la resolución de problemas.
“Si mañana un gerente no viene, todo tiene que seguir igual. Nada tiene que poder afectar el devenir normal de la empresa”, resumió Scian.
El fundador, sin embargo, nunca dejó la compañía, sino que de manera progresiva se retiró de la operación diaria y hoy principalmente se concentra en un proyecto de ampliación de la planta. Y este es otro punto fundamental: la importancia de incluir a la generación anterior.
La importancia de la “Generación Silver”
Cuando una empresa crece, los empleados que crecieron junto con ella se sienten parte integral de su esencia, especialmente en pymes. ¿Qué pasa cuando la reticencia al cambio generacional no viene de parte del fundador sino de los propios trabajadores?
Según Loyola, el miedo se basa en la continuidad: si es que los cambios que traen los más jóvenes los incluirán, si podrán estar a la altura y seguir el ritmo, sobre todo de los avances tecnológicos.
Sin embargo, no hay que olvidar que estas generaciones traen consigo una experiencia valiosa. “El aporte de las generaciones más viejas es realmente importante porque ya han pasado por muchas problemáticas, y ese bagaje cultural y empresarial de cómo sobrellevar una crisis, las generaciones más jóvenes no lo tienen”, explica Loyola.
Así coincide Sian: “Entendimos que una persona que tiene 40 años trabajando en la empresa reúne un capital enorme y dejarlo a un lado es una tontería”.
Hablar antes de que el problema sea urgente
Para Loyola, uno de los principales obstáculos de la sucesión es la dificultad para conversar sobre los conflictos antes de que el problema sea mayor.
Quién puede ingresar a trabajar, qué lugar ocupará cada familiar (sobre todo familia política), cómo se distribuirán las responsabilidades o qué sucederá si la próxima generación no quiere continuar son algunas de las preguntas que las empresas suelen postergar.
“Si no hay una cultura del diálogo desde el momento cero va a ser muy difícil que se pongan de acuerdo”, advirtió el especialista.
En TYCSA, la familia decidió anticipar esas conversaciones. Sus integrantes se capacitaron sobre empresas familiares, trabajaron en un protocolo y separaron los ámbitos de discusión entre el negocio y la familia.
“Nosotros hablamos de los temas difíciles, los ponemos arriba de la mesa”, sostuvo el empresario. Como presidente de la Comisión de Energía de ADIMRA, y a partir del contacto con otras pymes industriales, considera que la principal dificultad no es encontrar una respuesta al recambio generacional, sino evitar la discusión: “Esta problemática la tienen todos. Lo más preocupante es que no la abordan”.
Prepararse para que los hijos no continúen
Planificar la sucesión tampoco implica asumir que un hijo deberá ocupar la conducción. Cuando no existe una nueva generación interesada o preparada, Loyola identifica otras alternativas, como mantener la propiedad familiar y delegar la gestión en profesionales externos o, como última opción, vender la compañía.
Hoy, las empresas que lograron traspasar la primera generación con éxito se plantean otro desafío: qué hacer con la tercera generación, siendo que apenas entre el 10% y el 15% del universo de empresas familiares la alcanza, según el IADEF.
La discusión ya forma parte de la planificación de TYCSA y aparecen varios escenarios. Mientras tanto, ordenan la información a futuro con el objetivo de traspasar los valores, logros e historia a quien continúe el legado, ya sea un familiar o un trabajador que se forme para un puesto gerencial.
“No estamos obligando a la tercera generación para que trabaje, pero si quieren hacer algo obviamente son bienvenidas. Nuestro mayor deseo es que haya una continuidad generacional”, admite Scian. Un deseo que comparten miles de empresarios familiares y que, sin planificación, pocas veces logra hacerse realidad.
La Cámara de Empresas Químicas, Petroquímicas y Afines de Neuquén (QPQ) se presentó en Neuquén.
Se conformó formalmente la Cámara de Empresas Químicas, Petroquímicas y Afines de Neuquén (QPQ), una nueva organización sectorial que funcionará bajo el paraguas de la Federación de Cámaras del Sector Energético de Neuquén (FECENE) y que tiene como objetivo acompañar el avance operativo de Vaca Muerta y al entramado empresarial en la Patagonia.
La aparición de QPQ busca dar respuesta al crecimiento del volumen de empresas que se concentran en la Cuenca Neuquina, donde la escala de los proyectos ligados al desarrollo de hidrocarburos no convencionales atrae de manera constante a pequeñas y medianas compañías, así como a firmas extranjeras que buscan radicarse en la región. La entidad se sumará formalmente al ecosistema asociativo local, interactuando junto a cámaras preexistentes como CEIPA y CAPESPE.
Ordenamiento y transversalidad industrial
Desde la nueva cámara señalaron que uno de los ejes principales de la gestión será actuar como plataforma de ordenamiento ante el crecimiento de la cuenca, facilitando la interlocución con organismos públicos y el acceso al financiamiento para la cadena de valor.
“El punto de partida es sumar al ecosistema de Vaca Muerta y conformar una plataforma que ordene este crecimiento vertiginoso que ha convocado a muchas pymes”, explicó a este medio Yamil Quispe, presidente de la entidad. “Las cámaras podemos ser interlocutores con los organismos públicos, facilitadores de acceso al financiamiento para la cadena de valor y colaborar al orden del segmento”, agregó.
Quispe comentó que la presentación de la Cámara se realizó formalmente en la ciudad de Neuquén y contó con la presencia de funcionarios y representantes empresariales. Según indicó, la diferencia con las agrupaciones ya existentes, radica en que el planteo de la entidad se enfoca en el concepto de industrializar los recursos dentro de las provincias productoras y también sumar a otras como La Pampa o Córdoba.
Al respecto, Quispe remarcó que la organización “es muy específica en cuanto al agregado de valor en origen que le cabe a todas las industrias, para dejar de exportar materia prima y pensando en las próximas generaciones”.
Esta propuesta abarca desde refinerías e industria química tradicional hasta automatización, servicios ambientales y entidades financieras con el fin de involucrar transversalmente a diversos eslabones del upstream y downstream, incluyendo a sectores como la metalmecánica y la logística.
Proyección logística
La entidad, que cuenta con representación y oficinas en Neuquén, Buenos Aires y Estados Unidos, inició su etapa de afiliación corporativa en un escenario donde muchas compañías analizan reinstalarse o expandir sus operaciones en Vaca Muerta.
Según indicaron desde la comisión directiva, actualmente hay una gran cantidad de empresas con interés en radicarse en Neuquén, procedentes de otros países, que hasta el momento no habían sido contenidas por ninguna cámara específica del sector.
El planteo de mediano plazo apunta a capitalizar el conocimiento técnico acumulado por las empresas locales para proyectar servicios e insumos industriales a través de los corredores logísticos hacia el Atlántico, por el nodo de Bahía Blanca, y hacia el mercado de Asia mediante las conexiones con Chile.
En la víspera del encuentro entre las selecciones de Argentina y Suiza por los cuartos de final de la Copa Mundial de la FIFA 2026 en Kansas City, el plano del comercio exterior minero expone una relación bilateral que se destaca por el flujo de minerales metalíferos. De acuerdo con el último informe de la Secretaría de Minería de la Nación, la confederación helvética se ubica como el principal comprador de la producción minera del país.
Durante los primeros cinco meses de 2026, las exportaciones mineras argentinas con destino a Suiza alcanzaron un valor FOB de US$ 1.308 millones. Esta cifra representa el 33% del total de las divisas liquidadas por el sector minero en dicho período. El volumen comercializado marca una tendencia creciente en el intercambio sectorial, consolidando a la nación europea por encima de otros compradores tradicionales del sector como Estados Unidos y China.
El flujo hacia el mercado suizo experimentó un incremento interanual del 35% en comparación con el mismo período de cinco meses del año previo. Este aumento se fundamenta de manera casi exclusiva en el despacho de metales preciosos. La estructura de las exportaciones mineras locales hacia ese destino está compuesta por oro y plata bajo la forma de metal doré, que consiste en barras de aleación en bruto extraídas de los yacimientos en operación.
La concentración de los despachos hacia Suiza responde a la infraestructura industrial instalada en los cantones para el procesamiento de estos minerales. En su territorio (especialmente en la región del Cantón del Tesino) alberga varias de las principales refinerías de metales preciosos a nivel global, entre las que se encuentran firmas como Valcambi, PAMP, Argor-Heraeus y Metalor. Estas plantas industriales asumen la tarea de purificar el mineral en bruto importado para elevarlo a estándares internacionales de pureza.
Allí, las refinerías toman el metal crudo argentino y lo procesan hasta alcanzar el estándar global de 99,99% de pureza conocido como four nines. Una vez refinado, pierde su rastro de origen y recibe el sello Swiss Made, la certificación de máxima confianza para ser comercializado en los mercados financieros de Londres, Nueva York o Shanghái. Gran parte de ese oro y plata purificados se transforman en lingotes de inversión, monedas y barras certificadas por la London Bullion Market Association (LBMA).
Estos productos se pueden destinar a las bóvedas de los bancos centrales de todo el mundo, fondos de inversión comunes (como los ETF respaldados en oro físico) y grandes inversores privados que buscan estos metales como activo de refugio ante contextos de inflación o volatilidad geopolítica.
En paralelo al uso financiero, el oro y la plata refinados abastecen la demanda de insumos de alta pureza para sectores manufactureros muy específicos dentro del territorio suizo. La Federación de la Industria Relojera Suiza (FH) identifica a estos metales importados como componentes de la cadena de producción de bienes suntuarios y alta relojería, uno de los pilares industriales estables en la balanza comercial de ese país.
Balance de las exportaciones mineras
Las exportaciones de productos mineros del país totalizaron US$ 644 millones durante mayo, con un acumulado de US$ 3.934 millones durante los primeros cinco meses del año. Estas cifras representaron el 7,6% de las exportaciones totales del país en el mes de mayo y alcanzaron el 10,0% en la participación de la canasta exportadora nacional en lo que va de 2026, de acuerdo a la Secretaría de Minería.
En términos de variaciones comerciales, los US$ 644 millones registrados en mayo equivalen a un incremento interanual del 36,1% respecto. Por su parte, el acumulado de los primeros cinco meses del año reflejó un aumento del 75,8%. De acuerdo con los registros de la Dirección Nacional de Promoción y Economía Minera, el nivel alcanzado en este período acumulado se posiciona un 155,1% por encima del promedio histórico registrado entre los años 2010 y 2025 para estos meses.
La mayor participación responde a los minerales metalíferos, los cuales sumaron US$ 3.010 millones en el acumulado. Este rubro registró un incremento interanual del 64,2% y representó el 76,5% de las exportaciones mineras totales en lo que va del año. En lo que respecta a mayo, los metalíferos generaron US$ 442 millones (un aumento interanual del 10,6%), explicando el 68,7% de los despachos totales de dicho mes.
Dentro del segmento, el oro se mantuvo como el principal componente al aportar US$ 2.485 millones en los primeros cinco meses de 2026, lo que representa el 63% del total exportado por el sector minero general y un crecimiento interanual del 58,7%. La plata se ubicó en el segundo lugar con US$ 454 millones acumulados (12% del total de las exportaciones mineras y una suba interanual del 87,3%). En mayo, el oro generó US$ 382 millones (59%), mientras que la plata sumó US$ 45 millones (7%) debido a una baja del 48% en las cantidades físicas enviadas al exterior.
Por último, el litio consolidó su posición como la segunda categoría de minerales más exportados del país. En el quinto mes del año se registraron ventas externas por US$ 187 millones, lo que implicó un crecimiento interanual del 218,0% y representó el 29,1% del total mensual. Este desempeño permitió que el litio alcanzara en el acumulado de los primeros cinco meses de 2026 un valor FOB de US$ 859 millones, con una suba interanual del 155,8% y una participación del 21,8% en el total de las exportaciones mineras de la Argentina.
El gobierno de Neuquén inició el proceso de consulta previa con la comunidad mapuche Paynemil.
El gobierno de Neuquén puso en marcha por primera vez, a casi tres años de su sanción, el procedimiento de consulta previa, libre e informada con una comunidad mapuche de Vaca Muerta. La Provincia busca aval para el desarrollo del bloque La Angostura Norte II de YPF, uno de los que producirá el petróleo para exportar a través del oleoducto VMOS desde Punta Colorada.
El proyecto involucra obras dentro del territorio reconocido de los Paynemil, una de las 57 comunidades indígenas con personería jurídica que existen en Neuquén.
El procedimiento de consulta previa, libre e informada se aprobó por decreto 108/2023 durante la segunda gestión de Omar Gutiérrez y luego se ratificó en la Legislatura con la ley 3401, en diciembre de 2024.
Se debe aplicar, entre otros casos, «antes de emprender o autorizar cualquier programa de prospección o explotación de los recursos naturales existentes en tierras de las comunidades indígenas». Si bien la ley establece que debe realizarse con la finalidad «de llegar a un acuerdo o lograr el consentimiento» sobre la propuesta, no es directamente vinculante.
Esta semana, el ministro de Gobierno, Mujeres y Derechos Humanos de Neuquén, Jorge Tobares, y la ministra de Turismo, Ambiente y Recursos Naturales, Leticia Esteves, encabezaron el encuentro preliminar con la comunidad Paynemil, dando así inicio formal al procedimiento.
En esta primera instancia participaron representantes de YPF, cuyos equipos técnicos presentaron las características del proyecto y el plan de trabajo previsto, además de responder las consultas de la comunidad, se indicó desde el gobierno.
«También se realizaron recorridos técnicos en el territorio para relevar el plan de trabajo, en un marco de diálogo intercultural y reconocimiento de la vida comunitaria», informaron.
«Será una oportunidad para conocer y respetar las formas de organización, de debate y de toma de decisiones de la comunidad Paynemil. Nuestro objetivo es que cuenten con toda la información necesaria sobre el proyecto sometido a este procedimiento», dijo Tobares, el principal negociador del gobierno de Rolando Figueroa frente a las comunidades.
Aclaró que los plazos establecidos por la normativa «tienen carácter ordenatorio», y resaltó la relevancia institucional del proceso.
Los tiempos de la consulta previa
Según la ley 3401, tras el primer encuentro preliminar, las partes deben consensuar fecha para la audiencia de apertura en donde se entregará a la comunidad toda la información relativa al proyecto, que debe celebrarse en un plazo no mayor a 10 días.
Una vez realizada, la comunidad contará con un plazo de 30 días para remitir a la secretaría de Ambiente sus consideraciones, propuestas y conclusiones. El plazo se podrá prorrogar en forma excepcional hasta por otros 30 días.
Vencido el plazo, y de existir consideraciones, propuestas y conclusiones, se deberán incorporar a las actuaciones y trasladarse al órgano de gobierno que corresponda, que tendrá un plazo de cinco días para informar si insiste con el proyecto tal como está o si efectúa modificaciones, justificando la decisión.
El procedimiento de consulta previa no es vinculante, es decir, si la comunidad se opone no hace caer el proyecto automáticamente, pero la ley indica que, de no obtenerse un acuerdo, el órgano administrativo debe considerar, «en la mayor medida posible, las objeciones, modificaciones o las necesidades de las comunidades indígenas intervinientes».
«El órgano administrativo deberá valorar, al tiempo de adoptar la decisión, las diversas opiniones expresadas en el marco del procedimiento de consulta, bajo pena de nulidad», establece la ley.
La comunidad Paynemil ya había participado en febrero de este año de la audiencia pública ambiental que se realizó en Añelo encabezada por YPF junto con la consultora ambiental NOVA. En ese caso, se trató de una instancia formal de participación ciudadana para poner a consideración de la comunidad el Estudio de Impacto Ambiental (EIA).
Cómo es el proyecto LANOR II
El proyecto denominado «Desarrollo Integral Actividad Bloque LANOR II 2026-2027 – Área de Concesión Loma La Lata-Sierra Barrosa» involucra la construcción de 12 locaciones, que incluirán la perforación y terminación de 56 pozos, de unos 150 por 150 metros.
Se prevé la realización de caminos de acceso, la construcción de dos predios de captación de agua, el tendido de 18 ductos con trampas, el montaje de 11 predios derivadores, así como las tareas de operación, mantenimiento y abandono de las instalaciones.
El área La Angostura Norte está ubicada al norte del embalse Los Barreales, a pocos kilómetros de Añelo.
Forma parte del proyecto LLL Oil, una inversión de US$25.000 millones para acelerar el desarrollo exportador de petróleo crudo en Vaca Muerta.Fue presentado este año al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones(RIGI) y la expectativa de YPF es alcanzar una producción de 240.000 barriles diarios de petróleo a partir de 2032, que serán evacuados por el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), desde la terminal rionegrina de Punta Colorada.
La empresa norteamericana Pumpco, una de las principales constructoras de ductos para la industria del Oil&Gas de EE.UU., y la italiana Bonatti, otro de los principales referentes europeos dedicados a ese segmento, se adjudicaron la licitación para construir dos ductos dedicados a la exportación de hidrocarburos desde Vaca Muerta hacia las costas de Río Negro bajo el paraguas del proyecto Argentina LNG que impulsan YPF y la italiana ENI.
Según pudo reconstruir EconoJournal de fuentes privadas vinculadas al proceso, ambas compañías presentaron la mejor oferta técnica y económica para ejecutar un gasoducto de 48 pulgadas y un poliducto de 24 pulgadas que unirán Tratayén, principal nodo gasífero de Neuquén, con Punta Colorada, sobre la costa del Golfo San Matías, donde se emplazará las terminales flotantes de licuefacción y exportación de GNL.
Las dos compañías integrarían el proyecto junto con la constructora argentina Contreras Hermanos, una de las firmas con mayor trayectoria en obras de infraestructura energética en el país. Sin embargo, todavía resta definir el modelo societario definitivo del consorcio y la participación que tendrá cada una de las empresas en la ejecución del contrato.
La licitación forma parte del proyecto Argentina LNG, la iniciativa que desarrollan YPF y ENI para exportar hasta 12 millones de toneladas anuales (MTPA) de gas natural licuado desde la costa rionegrina, utilizando como fuente de abastecimiento el gas producido en Vaca Muerta.
Una obra de escala inédita
El contrato que se habrían adjudicado Pumpco y Bonatti comprende la construcción de dos ductos paralelos de aproximadamente 527 kilómetros de extensión. El principal será un gasoducto de 48 pulgadas destinado exclusivamente al transporte del gas que abastecerá las futuras plantas de licuefacción, mientras que el segundo será un poliducto de 24 pulgadas para el transporte de líquidos asociados a la producción.
De acuerdo con fuentes consultadas por este medio, la inversión asociada a esta infraestructura superaría los US$ 3.000 millones, convirtiéndose en uno de los mayores contratos de construcción de ductos licitados en la historia de la industria energética argentina.
Pumpco aportará la experiencia acumulada en algunos de los principales proyectos de infraestructura energética desarrollados en Estados Unidos, mientras que Bonatti es uno de los mayores contratistas europeos en construcción de ductos e instalaciones para la industria del petróleo y el gas.
Por su parte, Contreras Hermanos contribuiría con la ingeniería, el montaje y el conocimiento operativo desarrollado en grandes obras ejecutadas en la Argentina, además de asumir un papel relevante en la contratación de proveedores nacionales, la formación de personal especializado y la articulación con sindicatos y autoridades provinciales durante la ejecución del proyecto.
“La escala del proyecto obliga a desarrollar capacidades locales con mucha anticipación. La contratación de personal, la capacitación de trabajadores y la coordinación logística serán determinantes para cumplir con los plazos previstos”, explicó una fuente que participa del proceso.
Un nuevo paso para Argentina LNG
La definición de los contratistas representa un nuevo avance en el desarrollo de Argentina LNG, el megaproyecto con el que YPF busca convertir a la Argentina en un exportador estructural de gas natural licuado.
Semanas atrás, EconoJournal informó que la UTE integrada por SACDE y la italiana Tecnimont había sido seleccionada para desarrollar la planta de tratamiento y separación de gas que abastecerá el complejo exportador, una inversión estimada en torno a los US$ 7.000 millones.
La adjudicación de los ductos confirma que YPF y ENI comenzaron a definir los principales contratos de infraestructura necesarios para poner en marcha el proyecto, que contempla una cadena integrada de producción, tratamiento, transporte y licuefacción del gas de Vaca Muerta.
De todos modos, el inicio efectivo de las obras continúa sujeto a la Decisión Final de Inversión (FID) que deberán asumir YPF y ENI para la primera etapa de Argentina LNG. Las empresas apuestan a completar esa fase en el último bimestre del año. La clave es cerrar el project finance para solventar el trazo grueso del proyecto.
Eric Salomone Strunz en una de las páginas web que creó para contrarrestar lo que calificó como una operación.
“El día que vengan los extraterrestres van a tener que negociar con nosotros”. La frase se le atribuye a Lorenzo Miguel cuando la Unión Obrera Metalúrgica era el sindicato más fuerte del país, pero Andrés Rodríguez, secretario general de UPCN, la hizo propia ante sus íntimos para demostrar el poder que el gremio de los empleados públicos tiene al interior de la estructura del Estado. En el caso del flamante Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (Enrege) diversas fuentes advirtieron en los últimos meses a EconoJournal que, más allá de las jerarquías que se desprenden del organigrama, el hombre fuerte que tiene un poder decisivo en el proceso de fusión de los ex Enargas y el ex ENRE, tarea que implicará la restructuración de numerosas áreas y la desvinculación de empleados, es Eric Salomone Strunz, gerente de Recursos Humanos y Relaciones Institucionales del ex Enargas y hombre fuerte del gremio UPCN.
EconoJournal estaba preparando un perfil de este funcionario, a partir de un trabajo conjunto entre Nicolás Gandini, director del medio, y quien escribe, que incluyó la consulta a múltiples fuentes. El miércoles por la mañana se puso en contacto con el Enrege para preguntar si Salomone Strunz quería aclarar algo sobre su doble rol de gerente y sindicalista, el salario que percibe, una denuncia sobre enriquecimiento ilícito y las páginas web con la que se autopromociona, entre otros puntos. La respuesta llegó al instante: “Dice Eric que quiere hablar con vos”, aseguró una fuente del organismo.
A los 10 minutos sonó el celular:
–Hola Fernando, ¿cómo te va, viejo? Soy Eric Salomone. Nos conocemos de la época del Ministerio de Planificación. Vos venías con remera gris y tenías pelo largo, colita y barba.
–No me acuerdo de vos.
–Yo estaba en la oficina con Alfredo Scocimarro –jefe de prensa de Julio De Vido — y vos en ese momento estabas en Página/12 y eras el zurdo que venía a buscar información. Me gustaría que nos juntemos cuando vos quieras, así yo te puedo contar todo y publicás la verdad. Yo soy evangélico y siempre digo la verdad, todo lo que hago es para bien y voy por la vereda del sol. Siempre de cara al sol. No hay nada que no pueda explicarte. Venite para el microcentro y te invito un churrasco.
A partir de ese momento la nota comenzó a cambiar y lo que iba a ser un perfil se terminó transformando en la crónica de una larga charla con Salomone Strunz en la parrilla Cero5 de la calle Suipacha, a metros de Marcelo T. de Alvear.
Gerente y gremialista
Salomone llegó acompañado con un asistente y una persona del área de prensa. Aceptó que se grabara la charla, aunque en algunos momentos pidió interrumpir esa grabación para hacer acotaciones en off the record.
–Vos sos gerente del Enargas y delegado de UPCN. ¿No hay una incompatibilidad?
–No negocio yo en nombre de UPCN. Di un paso al costado. Presenté una nota diciendo que me excusaba. Se ocupa mi adjunto, Leonardo Weintraub.
–¿Renunciaste cuando asumiste como gerente en 2020?
–Obvio. Yo como hombre de UPCN ya no hago nada porque la tarea de ser gerente me lleva mucho tiempo. Todos los días en la oficina hay un montón de gente pidiendo distintas cosas. Yo atiendo a todo el mundo y ayudo al que puedo.
–Pero el hombre fuerte de UPCN en el ente regulador sos vos.
–Porque Andrés Rodríguez me quiere como un hijo. Andrés me llama permanentemente. Además, todos hablan conmigo.
Uno de los salarios más altos del ente
–Otro de los cuestionamientos tiene que ver con tu sueldo. Me dijeron que en bruto cobrás 32,5 millones de pesos y sos de los que más ganás dentro del ente.
–Es verdad. Soy de los que más ganan, pero porque tengo 20 años de antigüedad. Soy de los gerentes más viejos. Hay 3 personas que somos los que más ganamos. Te cuento toda la verdad. Daniel González –secretario Coordinador de Energía y Minería—me dijo que la primera línea del ente tenía que trabajar sobre los beneficios para tener remuneraciones más razonables y yo le respondí que vamos a eliminar el concepto de movilidad y vamos a bajar 5 millones cada sueldo.
–¿Eso ya está cerrado?
–Ya está cerrado y lo va a firmar el directorio. Igual es importante aclarar que el artículo 66 de la Ley 24.076, que es la ley de gas, establece que los salarios salen de la cuenta de fiscalización y control que pagan las empresas. Enargas recauda de la tasa que pagan las empresas el dinero de los sueldos, no sale de la cuenta del Tesoro. Además, los sueldos altos buscan evitar que las empresas se lleven a los gerentes del organismo, pero Daniel González, con el cual tengo una muy buena relación, me pidió que tengamos un gesto para no estar tan altos. Es verdad que los gerentes se referencian conmigo y me han preguntado qué hacemos. Entonces yo dije: “Hubo tiempo de vacas gordas. Ahora vienen las vacas flacas y tenemos que ajustarnos. Si el gobierno está ajustando, tenemos que ajustar también nosotros”.
La militancia evangélica
–Vos sos evangélico. ¿De qué congregación?
— ¿Ubicás a Gabriel Mraida, el ministro de Desarrollo Humano de la Ciudad de Buenos Aires? El papá tiene una iglesia en Independencia al 1400. Yo soy de esa Iglesia. Voy todos los domingos.
–Me dijeron que incorporaste gente del movimiento evangélico al Enargas.
–Es verdad.
–¿Y luego le pediste la renuncia a varios?
–Claro. Yo contraté gente, pero si no labura o se mandan cagadas, los echo. Por ejemplo, a Mauricio Roitman –ex titular del Enargas—le pedí un ingreso y mi palabra era que el tipo iba a laburar. Si no laburaba yo lo tenía que sacar porque el tipo me hacía quedar mal a mí. Había un pibe que se llevó un auto a Mar del Plata y lo descubrieron. Lo eché yo primero. Lo único que yo tengo como capital es mi credibilidad. Andrés Rodríguez me nombró revisor de cuentas de la obra social porque tengo credibilidad. Trabajo mucho, trabajo bien y tengo credibilidad porque digo la verdad.
Los empleados del área de Recursos Humanos
–En la última auditoria que está en la web de Enargas dice que en septiembre de 2024 tu área tenía 59 personas.
–Somos 30 porque Tito Serra –el vicepresidente del Enrege a cargo del organismo—me quitó Institucionales y Prensa y se los llevó a la sede de Madero.
–¿30 personas había en Institucionales y Prensa?
–No.
–¿Y entonces?
–Esperame –agarra su celular y llama a una persona–. Dani, estás en speaker, estoy con unos amigos y necesito unos datos. Alguien te va a preguntar unos datos por favor contestale con la verdad.
Del otro lado de la línea confirman que en septiembre de 2024 el área de Recursos Humanos y Relaciones Institucionales tenía efectivamente 59 personas, que en diciembre de 2025 esa cifra se redujo a 34 empleados y en julio de este año ya sin Institucionales y Prensa quedaron 24 personas.
Salomone aclara además que la reducción de trabajadores del área en 2025 se debió a un pedido de racionalización que le formuló el ex interventor del Enargas, Carlos Casares. “Lo que pasa es que Federico Bernal –ex interventor de Enargas en la gestión de Alberto Fernández y hombre de consulta de Cristina Fernández de Kirchner en materia energética durante varios años–, dejó un quilombo”, agrega. Dice que se peleó con Bernal durante su paso con el organismo, pero prefiere no dar detalles.
Denuncia por enriquecimiento ilícito y las webs de autopromoción
–Te hicieron una denuncia por enriquecimiento ilícito.
–Es todo mentira. Realpolitik publicó todo un verso sobre que me habían denunciado por enriquecimiento ilícito, pero no hay ninguna denuncia. Todo lo que dicen es falso. Yo viví 10 años en un garaje en Lavallol, en un garaje de 3×8 donde él me hizo la luz –señala a una persona sentada a su lado–. En 2009 saqué un crédito en el Banco Francés y me hice en el fondo de la casa de mi madre una casita y en 2015 saqué otro crédito y compré el terreno de al lado de la casa de mi vieja y me hice una casa. Y después saqué otro hipotecario. Está todo registrado. Vengo bien, bien de abajo y todo lo que tengo siempre fue por milagro de Dios. Yo vendía huevos a la mañana en una bicicleta, a la tarde pintaba y cortaba el paso y los fines de semana era seguridad en un boliche. Un día le dije a Dios que quería un trabajo de 6 horas, de lunes a viernes y de traje y me llamó Javier Ruiz, a quien conocía de la iglesia, y me contactó con alguien del Ministerio de Planificación –durante la gestión de Julio De Vido–. En 2004 me contrataron de recepcionista para abrir puertas y estuve años abriendo puertas e iba los fines de semana de 7 de la mañana a 7 de la tarde para hacer horas extras y así pude hacerme mi primera casa.
–¿Cuándo ingresaste al Enargas?
–Ingresé en 2010. Estaba en Prensa de Planificación y me llevó Tony Pronsato –ex interventor de Enargas—para que le diera una mano con la comunicación.
–En la web había cuatro páginas desde donde te autopromocionabas como un referente de la gestión pública, la modernización del Estado, la ética pública y la anticorrupción. ¿Para qué armaste esas páginas y por qué las diste de baja?
–Te cuento la verdad, cuando sale la denuncia de Realpolitik, vos me googleabas y salía la denuncia de ese portal, entonces unos amigos que trabajan en redes me propusieron armar unas páginas web para que en las primeras búsquedas aparecieran mis páginas. Les di una tarjeta de crédito mía y ellos hicieron un montón de páginas mías buenas para que no salgan las operaciones primero. El de Realpolitik me pidió plata para bajar la nota y un amigo mío, Marcelo von Schmeling, el que era vocero de Berni, me dice: “No le pagues nada, boludo, porque vos estás limpio. Si le pagas te va a pedir plata todo el tiempo”. A Marcelo lo conozco de Pizza Piola. Yo participo los viernes de los encuentros en Pizza Piola con Raúl Timerman, Schiavi, Ferreira, Von Schmeling, Cristina Camaño. Si seguís el Twitter de Timerman me podés ver a mi en las fotos.
Salomone Strunz, el tercero empezando de abajo a la izquierda, en una de los encuentros en Pizza Piola. Posteo de Raúl Timerman en X.
-Pero algunas de esas páginas no son de ahora, debajo de todo figuraba que eran de otros años.
–Todas son de ahora.
–¿Y por qué las diste de baja?
–No las di de baja. No sé que pasó. Ya te digo.
Salomone vuelve a agarrar el celular y llama a alguien: “Amigo, estás en altavoz y estoy con amigos y periodistas. Necesito que me contestes con la verdad absoluta lo que te voy a preguntar. ¿Viste que vos me armaste un montón de páginas web? Me dicen que ahora se dieron de baja. ¿Por qué?
La persona del otro lado de la línea responde: “Porque se suspendió el pago de la tarjeta de crédito Se ve que durante algún tiempo no se cobró el servidor”.
Otra de las webs creadas por Eric Salomone Strunz.
Su pasión por las armas
–¿Sos coleccionista de armas?
–No.
–¿Es mentira?
–Tengo muchas armas, pero no soy coleccionista. Mi primo es coleccionista y tengo un amigo que me metió en el mundo armas.
–Me dijeron que comprabas armas por internet y que te las enviaban al ente.
–Es mentira. Cuando comprás un arma, vas a la armería, la comprás, la armería te hace el trámite y una vez que te sale la tenencia, vos vas y la retirás directamente de la armería.
–¿Nunca te llegó ningún arma al ente entonces?
–No, ¿a vos te parece lógico que te manden un arma por correo? Me gustan las armas y voy al Tiro Federal de Lomas de Zamora porque mi abuelo fue socio fundador del Tiro Federal de Lomas. Yo voy y tiro. Mirá tengo todas estas armas y el certificado de portación –muestra el detalle que figura en Mi Argentina–. Tengo portación porque hice los cursos e hice todo lo que tenía que hacer. Voy al tiro, me gusta, estoy 40 minutos, tiro una o dos cajas y me voy a mi casa. Encontré ahí una pasión. No voy al gimnasio, no hago natación y encontré ahí una pasión. Y noté que los tipos que van ahí son medio como yo. Son tipos que tienen algún cargo importante y necesitan descargar. Es una pasión.
Una banca que viene de arriba
Quienes estuvieron al frente del Enargas en los últimos tiempos afirman que cada vez que buscaron avanzar con algún tipo de restructuración que le recortaba poder a Salomone Strunz recibieron un llamado desde presidencia que los hizo dar marcha atrás. Algunos especulan que ese respaldo obedece a un supuesto acuerdo que Javier Milei selló con UPCN a nivel nacional para poder gestionar el aparato estatal.
Salomone Strunz desmiente que su poder en el ente tenga que ver con UPCN. “Yo no estoy acá por UPCN sino porque en los 22 años que tengo dentro del Estado siempre defendí a mis compañeros, les conseguí muchos beneficios, ayudé a mucha gente”. Luego afirma que tiene respaldo de arriba, pero de más arriba. Dice que lo respalda Dios y pone un ejemplo:
–Roberto Fernández, gerente de Administración del ENRE; Beatriz Suarez Trillo; auditora del Enargas, Marcelo Lamboglia, ex presidente del Enrege, y el de Recursos Humanos del ENRE, habían armado toda una estructura y me dejan afuera. Yo entonces pongo en el grupo de gerentes del ente: “¿Cómo puede ser que armen toda una estructura a espaldas de Recursos Humanos del Enargas y de UPCN?”. ¿Qué es lo que querían? Cagarme a mí y dejarme dentro del área de Administración. Yo a los del ENRE en un mes les había conseguido un montón de beneficios que no pudieron conseguir en años y ellos me operaron y me quisieron cagar. Yo no hice nada porque no podía hacer nada, pero me levantaba todas las mañanas y le pedía a Dios que haga Justicia. Nadie me llamaba, nadie me hablaba. Iba todos los días a la oficina a amargarme. Y yo decía: “Dios, vos ocúpate de lo que tenés que hacer”. Y los sacaron a todos. A todos los que me quisieron cagar los corrieron.
Enseguida pone un video de Whatsapp con una música que se oye muy bajo y Salomone canta arriba para amplificar: “Que sucedería si esta casa se llenara de su gloria, que sucedería si esta casa se llenara de su majestad, de su majestad”. Luego concluye con el cierre perfecto para esta nota: “Chicos, crean o revienten, pero yo vi la mano de Dios, porque a mí me quisieron cagar, se juntaron un montón para cagarme y yo no hice nada, no hablé con nadie, y todos los que me quisieron cagar ahora se quedaron sin el cargo y a mí me ratificaron”.
Por haberse jugado al mediodía en una jornada con sol se destacó se destacó el aporte fotovoltaico con unos 1840 MW.
De los partidos jugados hasta ahora por Argentina en el Mundial 2026, el que enfrentó el martes a Egipto tuvo cerca de un 25% de participación de eólica, solar, bioenergía e hidráulica pequeña, según datos de Cammesa, la administradora del mercado mayorista eléctrico. Hasta ahora el mayor record de cobertura con renovables en el país fue alcanzado en octubre del año pasado con más del 40 por ciento. La demanda volvió a dibujar una W.
Por haberse jugado a partir de las 13:00 de un día soleado, se destacó el aporte fotovoltaico con unos 1840 MW, algo que no había ocurrido en los otros partidos. En la fase de grupos, los partidos con Argelia y Jordania se jugaron de noche, mientras que con Austria había sido a las 14:00, pero la participación de renovables había estado en torno al 20%.
Por su parte, Argentina-Cabo Verde el 3 de julio, otro partido de sufrimiento para la hinchada, se había jugado a partir de las 19:00 y había tenido una participación renovable del orden del 8%. Fue una tarde oscura de invierno, ya sin sol.
Avanzado el segundo tiempo del partido Argentina-Egipto, el porcentaje de participación bajo “Ley 26.190″ (eólica, solar, bioenergía e hidráulica pequeña) se acercó al 25%, con una participación de energía fotovoltaica en torno a 1840 MW.
Movilización social en W
Al igual que había ocurrido en los partidos anteriores la demanda descendió durante el primer tiempo, subió en el entretiempo y volvió a bajar en el segundo tiempo, dibujando la típica W de cada partido, sobre la que informó EconoJournal el pasado 25 de junio.
¿Cómo explica Cammesa los cambios abruptos en la demanda? “La concentración de una gran parte de la población frente a los televisores modifica significativamente los hábitos habituales de consumo eléctrico. Estas variaciones se manifiestan principalmente al inicio de los partidos, durante el entretiempo y al finalizar los encuentros, provocando variaciones de carga rápida que requieren un seguimiento especial”, destacó la compañía.
La típica W tiene que ver con la importante movilización social asociada al seguimiento televisivo de los encuentros, que se refleja claramente en la evolución de la demanda eléctrica del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), dando lugar a un dibujo de esa letra.
Detalle del comportamiento de la demanda en el partido Argentina-Egipto con la típica W de cada partido de la selección de Scaloni, esta vez algo inclinada hacia abajo. Fuente: gerencia de operaciones de Cammesa.
Comportamiento eléctrico en la remontada del 3 a 2
Cammesa reporta cada partido de Argentina desde el Mundial Qatar 2022. La crónica de demanda del último, según el informe “Comportamiento de la Demanda del SADI durante los partidos de la Selección Argentina en la Copa Mundial de Fútbol FIFA 2026 / Partido 5 Argentina vs Egipto 07.07.26”, fue así:
Previa y primer tiempo: la demanda mostró un continuo descenso y acumuló una reducción de aproximadamente 2000 MW.
Entretiempo: se observó un esperado incremento abrupto de la demanda, del orden
de 600 MW en apenas 12 minutos.
Segundo tiempo: la demanda volvió a presentar una disminución sostenida, alcanzando una caída cercana a 1850 MW en 60 minutos.
Final del partido: la demanda se recuperó nuevamente en alrededor de 1100 MW durante los siguientes 60 minutos y luego retomó su comportamiento habitual.
Para afrontar las variaciones esperadas de demanda desde una hora antes del inicio del partido y hasta una hora después Cammesa operó en condición de alerta y realizó un despacho de seguridad, que incluyó, entre otras medidas, todas las líneas del STAT (líneas del sistema de transmisión y transporte) en servicio.
También se mantuvieron las reservas operativas previstas para el cubrimiento de pico y se operaron con margen los límites de intercambio por seguridad entre las regiones.
Se operó con el Grupo N°2 de CH Río Grande y el Grupo N°2 de CH Los Reyunos como bomba por seguridad, desde las 12:52 hasta las 16:49, y durante algunos momentos se incrementó la Consigna de frecuencia a 50,10 Hz, para atender la eventual variación rápida de la demanda.
Según este último informe de Cammesa, “la operación se desarrolló con total normalidad, tanto antes, durante y con posterioridad al partido de la selección argentina de fútbol”.
El gobernador Rolando Figueroa junto al jefe de Gabinete, Diego Santilli.
La negociación que abrió el gobierno de Javier Milei con los gobernadores para hacer avanzar en el Congreso una reforma electoral para el 2027 encuentra en Neuquén una aliada parcial. El gobernador Rolando Figueroa reiteró esta semana que está a favor de eliminar las Primarias Abiertas Simultáneas y Obligatorias (PASO) como propone el proyecto, aunque afirmó no tener ningún interés concreto en que la ley avance en el Senado.
La reforma se convirtió en una prioridad en la agenda legislativa del gobierno libertario, que encuentra en esta herramienta una de las llaves para la reelección de Milei el año que viene.
El proyecto ingresó formalmente en abril de este año al Congreso de la Nación con el objetivo de «corregir un sistema viciado de raíz», según lo presentó el propio gobierno. Entre los principales cambios, elimina el sistema de PASO, eleva los pisos de afiliación para registrar un partido y mantener las personerías, desregula los aportes privados a las campañas, reinstala las listas sábana en la Boleta Única de Papel e introduce la Ficha Limpia.
El flamante jefe de Gabinete, Diego Santilli, se embarcó desde su asunción en reemplazo de Manuel Adorni a buscar consensos entre los gobernadores para reunir los votos que la Casa Rosada necesita. Eso incluye al de Neuquén, con quien se reunió este miércoles en Tucumán previo a la vigilia por el 9 de Julio.
Figueroa fue uno de los mandatarios que dijo presente en el acto que encabezó Milei en la Casa Histórica, en un gesto de buena voluntad con el gobierno y sus pares provinciales.
Según pudo saber EN/CLAVE, partió con una agenda acotada en el Norte que tenía un encuentro con Santilli a las 22, para sumarse luego a la Vigilia de la Independencia y retornar hoy temprano hacia Neuquén. En la capital provincial participará del desfile cívico militar que se convocó para después del mediodía.
Zona Fría y traspaso de rutas nacionales
El vínculo entre Figueroa y Santilli es más que bueno. Ambos venían trabajando en una agenda común desde que el hombre del PRO asumió como ministro del Interior en la gestión libertaria.
El gobernador que conduce las riendas de Vaca Muerta tiene una banca en cada una de las Cámaras del Congreso y ambos votos son decisivos para el oficialismo libertario, lo que fortalece su capacidad de negociación.
Al encuentro realizado en Tucumán, Figueroa llevó algunos pendientes de Neuquén como la negociación por el traspaso de las rutas nacionales 22 y 242, cuya firma se había comprometido en abril.
También una compensación por la deuda que mantiene Nación, en particular por la no transferencia de fondos para obras paralizadas. El monto aún se está cuantificando a través de una auditoría y el gobierno de Figueroa evalúa la posibilidad de cobrar ese eventual crédito con la cesión de bienes que están en la provincia pero pertenecen al Estado Nacional.
Por el lado de Diego Santilli, la agenda tiene entre sus prioridades obtener el apoyo de Neuquén para dos reformas claves en el Senado: la electoral y la que modifica el régimen de Zona Fría en el país.
En cuanto a la segunda, como contó EN/CLAVE, el bloque de La Neuquinidad que representa Julieta Corroza espera una definición del gobierno nacional sobre un artículo que deja a discreción del Poder Ejecutivo el porcentaje de subsidio que tendría la Patagonia.
A Figueroa le habían prometido un anuncio del ministro de Economía, Luis «Toto» Caputo, para «no tocar» el beneficio, pero el mandatario esperará que se concrete antes de garantizar el voto de su espacio.
Dudas por la «lista frazada»
La posición sobre la reforma electoral, en cambio, encuentra más ambigüedades.
El gobernador de Neuquén ya reiteró que está de acuerdo con la eliminación de las PASO e incluso evalúa agosto como una fecha propicia para desdoblar la elección provincial. «Pero no se habló nada más», aseguraron desde el Ejecutivo sobre las negociaciones del proyecto que «no preocupa» al mandatario.
El mensaje es gestión, no hablar de roscas electorales y enfocarse en un segundo semestre que será de inauguraciones de obras y puesta en marcha de otras.
Una de las estrategias que está impulsando Santilli para convencer a los gobernadores aliados es la posibilidad de que las listas provinciales puedan ir a modo de «colectoras» de la candidatura de Milei en 2027. El proyecto que ingresó al Congreso habilita la incorporación de un casillero para votar todas las categorías de un mismo partido, en caso de que existan elecciones simultáneas provinciales y nacionales en octubre.
Un análisis sobre la propuesta que está en manos de la senadora Julieta Corroza advierte que esta herramienta habilitará una suerte de «lista frazada» que «mecaniza la conducta del elector y desnaturaliza el voto informado». Además, concluye que puede introducir «desequilibrios en el sistema de acuerdos electorales» entre el nivel federal y las jurisdicciones locales.
Justamente, el espacio provincialista de Rolando Figueroa había celebrado en 2024 la aprobación de la Boleta Única de Papel por no contener la opción de «lista completa». Por entonces destacó que el voto por categorías promovía «la elección por cada candidato y no de una lista sábana».
Por otra parte, el gobernador de Neuquén, si bien de buena relación con el gobierno nacional, no luce como uno de los interesados en pegar su boleta a la de Milei en las elecciones del año que viene.
No solo porque eso implicaría atentar contra la propia lógica de su alianza, en la que pueden convivir peronistas, emepenistas, libertarios y PRO en pos de un único denominador que es la provincia, sino porque las elecciones a gobernador irán desdoblados de las presidenciales.
El único municipio de Neuquén que, por su Carta Orgánica, tendrá elecciones concurrentes con las nacionales es Villa La Angostura. La ciudad cordillerana hoy está bajo la conducción de Javier Murer, un intendente de Figueroa, pero es una de las ciudades que más expectativa genera para un posible triunfo de La Libertad Avanza.
La prometida liberación del tránsito comercial por el estrecho de Ormuz tras el acuerdo preliminar entre los Estados Unidos e Irán pende de un hilo tras el reinicio este martes de los enfrentamientos militares en las últimas 24 horas. Si las exportaciones energéticas desde el Golfo Pérsico vuelven a colapsar, la oferta de crudo volvería a tensionarse y el mercado petrolero dejaría atrás el escenario de ‘contango‘ de las últimas semanas, que forzó a productores en Vaca Muerta y todo el mundo a vender su crudo con descuentos en el precio.
Irán ejecutó ayer ataques contra buques petroleros y GNL en Ormuz y el Golfo de Omán. EE.UU. respondió anoche con ataques principalmente contra blancos militares en territorio iraní. El presidente estadounidense, Donald Trump, declaró este miércoles que el cese al fuego se terminó, aunque no descartó la continuidad de las negociaciones con Irán. En paralelo, el Tesoro estadounidense reinstauró las sanciones al petróleo iraní.
El regreso de los enfretamientos militares hizo colapsar nuevamente el tráfico energético por Ormuz. El precio del Brent escaló casi ocho dólares en las últimas 24 horas, cotizando al cierre de esta nota a US$ 78 por barril.
Contango: cómo impacta en Vaca Muerta
Los acontecimientos sugieren que el mercado petrolero dejará atrás el escenario de ‘contango‘ que se había generado tras el acuerdo preliminar anunciado por EE.UU e Irán a mediados de junio.
El contango ocurre cuando el precio del petróleo en el mercado de venta inmediata (spot) es inferior a los precios en los contratos de futuro a largo plazo, lo que es indicativo de un escenario coyuntural de sobreoferta de crudo. En escenarios de este tipo, los productores compiten ofreciendo descuentos en sus precios para retener y atraer clientes.
Un relevamiento de EconoJournal entre petroleras en la Argentina arrojó que en las últimas semanas se cerraron ventas de crudo Medanito con descuentos de entre 5 y 7 dólares en el precio del Brent. En concreto, han aceptando precios por debajo de los 70 dólares por barril.
En cambio, en plena guerra, el Medanito llegó a comercializarse con premios de hasta 10 dólares sobre el precio del Brent. El balance global de petróleo crudo registró un déficit cercano a4 millones de barriles por día durante los meses de marzo, abril y mayo, según datos de Argus.
Durante esos meses, los productores pudieron colocar su petróleo en el mercado spot a precios significativamente altos en comparación con los contratos futuros de petróleo, un fenómeno conocido como backwardation, que indica un severo faltante de oferta en el presente. En marzo, el precio del Brent llegó a rozar los US$ 120 por barril.
Otros factores que contribuyeron al escenario de contango de las últimas semanas son la demanda de China y la oferta de crudo iraní. China, el mayor importador de crudo del mundo, redujo sus importaciones de petróleo en un 20% interanual en abril y en un 29% interanual en mayo. Por el lado de la oferta, el Tesoro estadounidense a medidados de junio había revocado temporalmente las sanciones que pesaban sobre el petróleo exportado por Irán.
La respuesta de Medio Oriente
El crudo Dubai, precio de referencia para los consumidores en Asia, también puso en precio el escenario abierto por el acuerdo. «El crudo Dubai pasó de un fuerte backwardation a contango, reflejando que el mercado percibe una abundancia de crudo disponible en el corto plazo, lo cual empuja los precios spot a la baja», explicó Nazareno Ferrero, senior Business Development Manager de Argus.
La situación es particularmente compleja para los productores en el Golfo Pérsico. Aramco, la petrolera estatal de Arabia Saudita, anunció el lunes un importante recorte en el precio de venta al Asia del barril de árabe liviano. El precio que ofrecerá a partir de agosto tendrá un recorte de US$ 11 por barril de petróleo, superando la previsión que hizo la agencia Bloomberg de un recorte de 8 dólares por barril. Este precio es para los clientes que están bajo contratos de suministro de largo plazo con Aramco.
El recorte de 11 dólares implica que Aramco venderá el árabe liviano con un descuento de US$ 1,50 respecto al precio de referencia regional, el crudo Dubai. Es la tercera vez en su historia que Aramco ofrece aquella variedad con un descuento en el precio: las anteriores veces fueron durante las guerras de precios de 2020 y 2015. El Dubai tocó valores mínimos de US$ 64 por barril tras el acuerdo entre EE.UU. e Irán.
«Para incentivar a los compradores, que son principalmente refinadores asiáticos, a volver a tomar crudo del Golfo Pérsico, los productores de esa región están ofreciendo descuentos importantes«, indicó Ferrero consultado por EconoJournal.
El acuerdo aceleró la salida de buques petroleros y de GNL que llevaban meses demorados en las aguas del Golfo Pérsico y permitió cerrar nuevas operaciones comerciales. Los ingresos de buques para cargar hidrocarburos repuntaron, aunque persisten las dudas entre los clientes sobre la seguridad de transitar por las rutas designadas por Irán y Omán.
Esta situación ha forzado a Saudi Aramco y otras petroleras estatales como ADNOC (Emiratos Árabes Unidos) y Somo (Irak) a modificar su estrategia comercial para evitar tener que profundizar aún más en los descuentos de manera tal de atraer refinadores dispuestos a ingresar al estrecho.
“En lugar de vender exclusivamente FOB dentro del estrecho, lo cual fue siempre la práctica habitual de la industria, están contratando buques por cuenta propia, trasladando el crudo fuera de Ormuz y realizando operaciones barco a barco (ship to ship) en el Golfo de Omán”, apuntó Ferrero.
Por qué China redujo sus compras de petróleo
Desde el inicio del conflicto en Medio Oriente, China recurrió a sus reservas estratégicas de petróleo e incentivó a la población a recurrir a otras modalidades de transporte. En efecto, el consumo chino de combustibles retrocedió entre 15 y 20% en abril según fuentes como Goldman Sachs y GL Consulting, mientras que la actividad de carga de vehículos eléctricos aumentó un 69% interanual en abril, según China Charging Alliance. La merma en el consumo de combustibles coincide con el brusco descenso en las importaciones de crudo.
El consenso mayoritario del mercado es que China deberá incrementar sus importaciones para no seguir consumiendo de sus reservas. Sin embargo, la posibilidad de que los cambios en los hábitos se mantengan y aceleren la reducción del consumo de combustible conlleva importantes implicaciones para la demanda mundial de petróleo y para el sector de refinado chino.
Jorge Sapag y Omar Gutiérrez finalizan su ciclo en la conducción del MPN en septiembre.
ElMovimiento Popular Neuquino, el partido con más afiliados en la provincia de Neuquén,puso fecha para elegir su nueva conducción el domingo 23 de agosto. Atravesado por un contexto de profunda crisis tras haber perdido una hegemonía que se extendió por seis décadas, resolvió este martes el punto de inicio para su renovación política.
La elección dará por concluido el ciclo del exgobernador Omar Gutiérrez como presidente de la Junta de Gobierno y el de Jorge Sapag como líder de la Convención.
Ambos transitaron un deslucido período desde la derrota a manos de Rolando Figueroa en 2023 hasta acá: la actividad partidaria prácticamente se paralizó, pese a reclamos de sus afiliados para movilizar las seccionales y debatir los porqués del golpe electoral. Sus mandatos vencen el 9 de septiembre.
Por la cercanía de la fecha, la jueza federal de Neuquén, Carolina Pandolfi, ya había intimado al partido el 22 de junio para que fije la convocatoria. En el escrito, la magistrada recordó que las elecciones internas deben llamarse «con suficiente antelación, de modo tal que las nuevas autoridades estén en condiciones de asumir antes del vencimiento del mandato de las actuales autoridades».
Finalmente, la Junta de Gobierno se reunió este martes por la tarde tras el triunfo de la Selección Argentina sobre a Egipto y resolvió el cronograma electoral que se iniciará con el corte del padrón de afiliados al 7 de julio, según solicitó la apoderada María Laura Du Plessis al juzgado federal.
El partido debe renovar la integración de la Junta de Gobierno, que se compone de 20 cargos titulares y diez suplentes, de la Convención con 52 representantes titulares e igual número de suplentes, y de cada una de las 22 seccionales distribuidas en el territorio. Hacen a un total de 662 cargos para completar.
En el 2022, el MPN había convocado a su interna partidaria para el 21 de agosto, pero solo hubo competencia en seis seccionales porque, para los máximos cargos de conducción, solo presentó candidatos la lista Azul. Eso permitió que tanto Gutiérrez como Sapag asumieran sus mandatos sin haber pasado antes por las urnas.
El MPN, camino a las intendencias
El proceso de renovación partidaria iniciará una etapa de reconversión mayor que aspira a dejar atrás el trauma de la derrota electoral del 2023 y poner al sello en un lugar relevante para la discusión política del 2027.
No será con un candidato propio a gobernador -Jorge Sapag ya reconoció que «no está la fortaleza»-, pero sí con la posibilidad de sentarse en la mesa de decisiones de Rolando Figueroa y arrimar nombres para la Legislatura y algunos municipios.
Según el último registro de la justicia, el MPN tiene actualmente 88.666 afiliados en Neuquén, un 16% del total del padrón electoral de la provincia.
El sello aún mantiene gravitación en localidades del interior, motivo por el cual podría haber candidatos de este espacio dentro del menú que ofrecerá La Neuquinidad el año que viene.
El gobernador ha dicho que habrá un «traje a medida» para cada pueblo o ciudad, con uno o varios postulantes para la intendencia pero que estarán la misma lista de gobernador, según vayan guiando las encuestas.
En octubre se hará un nuevo relevamiento sobre todas las ciudades de la provincia, mientras que el último sondeo se haría en marzo, si es que la fecha de la elección no se define antes.
Los nombres para la interna
El cronograma de la elección establece que el jueves 13 de agosto cerrará el plazo para que todos los sectores que quieran participar puedan presentar listas.
La elección se hará el domingo 23 de 9 a 18, siempre que haya competencia. En las categorías donde pudiera existir lista única, se proclamará sin necesidad de ir a las urnas.
Como había anticipado EN/CLAVE, hay una intención de sortear la interna y que todos los interesados puedan consensuar una lista de unidad, al menos en los principales cargos.
Hay referentes trabajando en eso junto al gobernador Rolando Figueroa como el jefe de bloque del MPN en la Legislatura, Gabriel Álamo, y el exintendente de Chos Malal, Hugo Gutiérrez.
El actual gobernador, que mantiene su afiliación al partido pese a que lo enfrentó en la elección del 2023, tendrá un rol clave en el armado de las candidaturas. Si bien aún no se conocen nombres, lo más probable es que la mayoría surjan de intendentes y exintendentes con despliegue territorial, aunque perfil bajo.
Josemaría es un yacimiento ubicado en el extremo noroeste de San Juan, en el departamento de Iglesia, a 475 km de la ciudad capital.
La demanda de energía eléctrica del sector minero podría expandirse de 1.256 a 6.630 GWh entre 2024 y 2034, si se concretan los proyectos que están en carpeta en el país, según una estimación de la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE). Esos 5.374 GWh adicionales en apenas una década, un 428% más, suponen el mayor incremento proyectado para esta industria en América Latina.
El estudio de OLACDE, realizado para 20 economías de la región, indica que en ese periodo el corazón de la demanda local se desplazará hacia las provincias de San Juan, Salta y Catamarca, dinamizada por los yacimientos de litio y cobre. También advierte que es necesario ejecutar obras de alta tensión (500 KV) que permitan transportar la energía a zonas con infraestructura de red más limitada, incorporar criterios de eficiencia energética, ejecutar proyectos de autogeneración y adoptar esquemas de “hibridación” con fuentes de energía renovable.
“La transición energética, a nivel global, se está apoyando en una demanda masiva de minerales críticos. Y como la minería es una industria intensiva en el uso de energía, los países deben considerar este escenario de mayor consumo en su planificación. De lo contrario, el sistema eléctrico puede colapsar por falta de generación o de transmisión. Hay que abordar esta cuestión hoy, porque en cinco años puede producirse un cuello de botella. En la Argentina, en particular, este incremento de la demanda es disruptivo”, advierte Gastón Siroit, coautor del estudio y asesor técnico de OLACDE.
Los proyectos deberán garantizar energía nueva
Las actividades que insumirán mayor demanda serán las de litio y cobre. Según datos de la Secretaría de Minería, ambos suman una cartera de más de 100 proyectos que transitan distintas fases de progreso; y si bien no todos llegarán a concretarse, los primeros en hacerlo comenzarán a operar hacia 2030. En el caso del litio, el “desarrollo de yacimientos en la Puna, como Centenario-Ratones, Sal de Oro y Mariana, configurará un clúster de alta intensidad energética”, consigna OLACDE.
En cuanto al cobre –añade el estudio-, “la entrada en operación de megaproyectos de escala global”, como TacaTaca, en Salta, y otros avanzados (MARA, El Pachón, Josemaría y Los Azules), “es el factor determinante” de la presión sobre el sistema energético.
En este contexto, ¿cuáles son las modalidades de inversión, las estrategias y las alternativas de abastecimiento? Diego Werner, CEO de la consultora Aires Renewables, explicó a EconoJournal que “la Resolución 400 obliga a todos los nuevos proyectos mineros a comprar hasta el 80% de energía nueva; por lo tanto, en la medida que se desarrollen, será necesario producir esas fuentes de suministro. Estimo que la demanda será de entre 3 y 4 Gigas de potencia y de energía por año para abastecer a todos. Sin embargo, esto depende de cuántos comiencen a construirse y, finalmente, se implementen. Pero para entonces, su demanda tendrá que estar satisfecha por energía nueva”.
¿De dónde se obtendrá? “La mayor parte tendrá que provenir de fuentes renovables: una combinación de eólica y solar, con almacenamiento –dice Werner-. En primer lugar, porque el megavatio hora más económico que se puede conseguir es renovable. En segundo lugar, por su flexibilidad y rapidez de inversión, tienen la capacidad de crecer y acompañar el incremento real de la demanda: pueden implementarse en menos de un año, mientras que un proyecto térmico demora no menos de cinco años desde que se inicia la inversión hasta que está operativo.” Y apunta que, además, “la minería necesita mostrar que su consumo de energía está descarbonizado para poder conseguir financiación a mejores tasas.”
Con esta visión coincide Daniel Dreizzen, director de la consultora Aleph Energy, para quien los proyectos de gran escala obligados a generar energía nueva y que pretendan poner en marcha sus operaciones en 2029 o 2030, deben comenzar a analizar estas cuestiones. Al respecto, señala que “no hay una solución única” para las mineras que deban invertir en su generación eléctrica, sino más bien la implementación de proyectos “híbridos”, que combinen diversas fuentes, y sean “resilientes y sólidos”. El especialista advierte que la Argentina tiene, desde hace 10 años, una potencia instalada de aproximadamente 45 Gigas, “que no crece porque la economía está estancada”. A su juicio, “hoy tenemos tres cuellos de botella, la generación, el transporte y la distribución”.
De acuerdo con Pablo Álvarez, consultor asociado de Aleph Energy, por cada emprendimiento se requiere, aproximadamente, 150MV o 200MV. “Es complejo conseguir este tipo de potencia en lugares alejados de los centros de distribución más importantes. Con lo cual, en algunos casos, es preciso construir cerca de 80 o 100 kilómetros de líneas en extra alta tensión: 220.000 o 500.000 voltios, explica.
“Una primera solución, entonces, es encontrar la ubicación exacta del centro de distribución de subestaciones para poder abastecerlas con líneas eléctricas conectadas al SADI. El valor del kilómetro de línea en ese nivel de tensión está en US$ 1 millón. Con lo cual, si se necesitan 80 kilómetros será necesario invertir US$ 80 millones solo en la línea –ejemplifica-. Si no es posible hacerlo porque el proyecto está alejado, habrá que evaluar si la zona tiene buena irradiancia como para instalar energía solar más baterías, que también tienen sus problemas y su costo. Cada situación es diferente. Hay distintas estrategias, soluciones a medida, y se puede avanzar de manera progresiva”.
Pero, en todo caso, admite que “las obras de infraestructura no se realizan en plazos cortos: requieren estudios especiales, integrar diversos actores, y en algunos casos de proyectos muy grandes, agregar generación y campos de transformación porque no hay suficiente oferta”.
Vehículo propio
Gastón Siroit, de OLACDE, explica que los proyectos productivos de cobre demandan mayor consumo de energía que los de litio. Mientras que los primeros insumen un promedio de 5MWh por tonelada, los segundos requieren 2MWh por tonelada de carbonato de litio. Según el estudio, el principal desafío pasa principalmente por el transporte de energía. “Hoy hay muchos proyectos que tienen más una limitación de despacho que en las capacidades de tener precios competitivos en la generación”, expresa.
A su juicio, “una de las tendencias que vamos a ver en la nueva minería es que muchos proyectos tendrán asociada su propia generación para minimizar, justamente, el riesgo de falta de abastecimiento eléctrico”. En ese punto, no sólo considera el potencial de las energías renovables, sino también “del gas natural para desplazar el combustible que se utiliza hoy, que es el diésel”.
En cuanto a los proyectos de generación propia de energía, el especialista destaca dos opciones. “Están los casos en que la empresa contrata para tener su generación ‘in situ’ o los contratos de PPA: en distancias menores, donde se cuenta con capacidad transporte, se invierte en la construcción de un parque, genera la energía y se abona la comercialización de esa energía por contratos en plazos determinados”.
Pablo Sampallo es el nuevo gerente Comercial y de Desarrollo de Negocios de Milicic.
Milicic anunció la designación de Pablo Sampallo como nuevo gerente Comercial y de Desarrollo de Negocios. El ejecutivo asumió el cargo durante julio y reemplazará a Gustavo Mas, en el marco del plan de fortalecimiento de capacidades y expansión de la compañía.
Desde su nueva posición, Sampallo será responsable de liderar la estrategia comercial de Milicic en los distintos segmentos de mercado, impulsar la expansión regional y desarrollar nuevas oportunidades de negocio. Entre sus objetivos también figuran el fortalecimiento de modelos colaborativos, la generación de alianzas estratégicas y la consolidación del vínculo con los principales actores de los sectores en los que opera la empresa.
Trayectoria
«Estamos convencidos de la visión estratégica que aportará Pablo en su nuevo rol. Su conocimiento del sector minero, experiencia en la gestión de cadena de suministros y visión integral sobre nuestros segmentos estratégicos serán claves para abordar los desafíos futuros que asumimos para nuestro desarrollo en Argentina y la región», afirmó María de los Ángeles Milicic, gerente general de Milicic S.A.
Sampallo cuenta con más de tres décadas de experiencia en gestión de cadenas de suministro, compras globales y logística, además de una amplia trayectoria en ventas, marketing, posventa y distribución.
Gran parte de su carrera profesional la desarrolló en General Motors, donde ocupó posiciones gerenciales y de dirección con responsabilidades en Argentina, Brasil, Chile, Ecuador y Medio Oriente. En una etapa más reciente, estuvo al frente de la estrategia de Supply Chain de Cerro Negro, la operación de Newmont Mining en Santa Cruz, donde combinó la gestión operativa con el desarrollo de proveedores locales y una visión orientada al negocio.
Recorrido profesional
Su recorrido profesional comenzó en Boehringer Mannheim y SKF. Es licenciado en Organización de la Producción por la Universidad Argentina de la Empresa (UADE), posee un MBA de la Universidad Austral y una especialización en Gestión de Proyectos por la UADE.
Con esta incorporación, Milicic busca fortalecer su estrategia comercial en un contexto de crecimiento de los sectores de minería, energía e infraestructura, consolidando su posicionamiento en Argentina y avanzando en nuevas oportunidades de desarrollo a nivel regional.
El Gobierno Nacional oficializó la adjudicación de la licitación «Alma SADI» para la incorporación de 700,5 megavatios (Mw) distribuidos en 20 proyectos que utilizarán sistemas de almacenamiento de energía eléctrica en baterías (BESS). El despliegue demandará una inversión privada estimada en US$ 700 millones, apuntando a robustecer los nodos críticos de la red en siete regiones del territorio nacional.
A través de la Resolución 155/2026 de la Secretaría de Energía, se consolidó una estrategia orientada a mitigar las restricciones operativas del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Tal como había adelantado EconoJournal, DQD Energy sumó 8 proyectos y Genneia otros 7, aunque por más potencia. El cuadro de operadores se completó con 3 proyectos de 360 Energy Solar, 1 de Aluar, y 1 de Intermepro.
La arquitectura de la licitación introdujo un esquema de remuneración basado en el «Valor de Adjudicación», expresado en dólares por megavatio-mes (USD/MW-mes), que combina el precio base ofertado por el desarrollador con un mecanismo de estímulo denominado «Valor Incentivo». Este componente premió la competitividad de las propuestas que se ubicaron por debajo del Precio Medio Ponderado de las Ofertas Asignadas, fijado por la autoridad en 8.338,54 USD/MW-mes.
Empresa
Proyectos
Potencia Adjudicada (MW)
Porcentual Potencia (%)
Costo Mensual (USD/mes)
GENNEIA
7
421,0
60,1%
3.259.981,00
DQD Energy
8
149,5
21,3%
1.427.671,25
360 Energy Solar
3
68,0
9,7%
582.020,00
ALUAR
1
50,0
7,1%
424.900,00
INTERMEPRO
1
12,0
1,7%
115.992,00
TOTALES
20
700,5
100,0%
A los oferentes más eficientes se les reconoció el 25% de la brecha existente entre su cotización nominal y dicho promedio ponderado, incrementando la tasa de retorno de los proyectos sin indexar de manera lineal el costo de la potencia del sistema. En este caso, solo las 4 (cuatro) ofertas mas agresivas (todas de Genneia) tuvieron este beneficio.
Para Diego Werner, presidente y CEO de la consultora de ingenieria y desarrollo AIRES Renewables, «la licitación fue un gran éxito, la cantidad y volumen de ofertas y la dispersión geográfica muestra que el almacenamiento en baterías es una tecnología madura. Los precios fueron muy competitivos, con lo cual la Secretaría de Energía podría adjudicar más capacidad si lo considerara».
No obstante, Werner entendió que la estrategia del Estado será «adjudicar lo comprometido, no mucho más, y a partir de ahora la Secretaría de Energía podría derivar el resto de los contratos hacia el sector privado, mediante un esquema donde Cammesa pueda licitar nuevos nodos en donde es necesario potencia». Según ese esquema, los oferentes privados podrán ofertar sus proyectos con potencia paro luego el contrato seguir entre el almacenador privado y el consumidor de potencia privado, tal como promueve la Secretaría de Energía.
Finalmente, para el especialista, el gran desarrollo de proyectos muestra que probablemente toda la nueva potencia que venga en los próximos años no sea térmica, sino de fuente de almacenamiento y probablemente incorporando renovables. «Vamos a empezar a ver proyectos híbridos -auguró- eólico y solar, solar-almacenamiento, eólico-almacenamiento, para poder dar respaldo de potencia también desde las renovables y creo que eso es un hecho por el nivel de desarrollo de tecnología».
Piso y techo de las ofertas adjudicadas
Bajo el esquema de incentivos implementado, la dispersión de precios de los contratos adjudicados arrojó un promedio general de 8.427 USD/MW-mes. El extremo más competitivo de la compulsa lo lideró el proyecto 126-BRAGADO I-II de la firma Genneia en la provincia de Buenos Aires, logrando un piso de adjudicación de 7.632 USD/MW-mes tras capturar el beneficio pleno del estímulo oficial.
En contrapartida, el techo tarifario se ubicó en los 9.705 USD/MW-mes correspondientes a la oferta 179-BESS Presidencia Roca, desarrollada por la firma DQD Energy para la región NEA Chaco-Formosa, reflejando el mayor costo relativo asociado a la logística y los requerimientos de instalación en los nodos del norte argentino.
La relevancia técnica de la convocatoria quedó de manifiesto en el volumen de ofertas recibidas por Cammesa el 27 de mayo, alcanzando 235 propuestas técnicas que sumaron 8.338 MW, cifra que superó en más de once veces el objetivo base fijado por el Poder Ejecutivo. Esta sobreoferta expuso el interés del mercado por estructurar activos de infraestructura de almacenamiento y otorgó un margen de selección para convalidar proyectos con mayor viabilidad técnica y eficiencia económica.
Desde la perspectiva geográfica, la distribución de la potencia adjudicada buscó responder de manera descentralizada a las urgencias de despacho y cuellos de botella del SADI. La provincia de Buenos Aires capturó la mayor proporción con 185 Mw, seguida por el bloque NEA Chaco-Formosa con 161,5 MW y el Noroeste Argentino (NOA) con 150 MW.
El saldo restante se distribuyó entre la Pampa (68 MW), el corredor Litoral Entre Ríos (50 MW), NEA Misiones-Corrientes (50 MW) y Litoral Santa Fe (36 MW), estructurando una red de amortiguación en aquellos puntos dondelas líneas de alta tensión operan de forma recurrente al límite de su capacidad nominal.
La justificación operativa de los sistemas BESS radica en su capacidad de respuesta en milisegundos para aportar potencia firme, regular frecuencia y proveer reservas ante grandes fluctuaciones de la demanda. A diferencia de las centrales de generación convencional térmica o hidráulica, las baterías permiten estabilizar el flujo de tensión en nodos saturados, optimizar el despacho de las energías renovables intermitentes y mitigar los riesgos de colapso ante picos de consumo estacional.
El programa Alma SADI es una extensión de la iniciativa previa Alma-GBA, enfocada en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), donde el Estado convalidó la asignación de 713 Mw en nodos críticos mediante un desembolso de US$ 540 millones. Los proyectos de la fase metropolitana se encuentran actualmente en etapa de ejecución de obras con plazos de entrega entre fines de este año y el primer semestre de 2027.
El reporte define a las Utility Customer Platforms como un ecosistema que integra sistemas de información y facturación de clientes (CIS), herramientas de relacionamiento (CRM), plataformas de experiencia del usuario y capacidades para gestionar recursos energéticos distribuidos (DER)
La empresa tecnológica Open Intelligence fue reconocida como uno de los principales proveedores de plataformas para empresas de servicios públicos en el reporte Smart Innovators: Utility Customer Platforms 2026, elaborado por la consultora independiente Verdantix, uno de los estudios de referencia para la industria global de utilities.
El informe analiza la innovación, las capacidades funcionales y el nivel de diferenciación de las principales soluciones tecnológicas destinadas al sector, a partir de cuestionarios, reuniones con proveedores y evidencia pública de mercado. En esta edición, Verdantix seleccionó a Open Intelligence junto con otros 13 proveedores internacionales como referentes del segmento.
El reporte define a las Utility Customer Platforms como un ecosistema que integra sistemas de información y facturación de clientes (CIS), herramientas de relacionamiento (CRM), plataformas de experiencia del usuario y capacidades para gestionar recursos energéticos distribuidos (DER). Según el análisis, la evolución del sector exige soluciones cada vez más integradas que permitan conectar la atención al cliente, la facturación, la operación de la red y los nuevos servicios energéticos dentro de una misma plataforma.
Smartflex, la plataforma desarrollada por Open Intelligence, obtuvo sus mejores calificaciones en las categorías de Incorporación Digital de Clientes y Gestión del Ciclo de Vida del Cliente, áreas vinculadas a la digitalización de procesos comerciales y a la personalización de la relación con los usuarios
La calificación
En ese contexto, Smartflex, la plataforma desarrollada por Open Intelligence, obtuvo sus mejores calificaciones en las categorías de Incorporación Digital de Clientes y Gestión del Ciclo de Vida del Cliente, áreas vinculadas a la digitalización de procesos comerciales y a la personalización de la relación con los usuarios.
Además, el informe destacó sus capacidades en tarifas dinámicas e innovación en facturación, experiencia energética del cliente, integración de recursos energéticos distribuidos y conectividad de dispositivos, así como en la orquestación entre clientes y redes eléctricas. Estas funcionalidades buscan responder tanto a mercados regulados como desregulados y a empresas que operan múltiples servicios.
William Corredor, CEO de Open Intelligence, sostuvo que el reconocimiento representa una validación independiente de la capacidad tecnológica de la compañía. «Tradicionalmente, en el sector de utilities las decisiones tecnológicas se han tomado por reputación de marca o por inercia. Pero el mundo de los servicios públicos cambió, y los líderes de hoy necesitan preguntarse si su plataforma tecnológica tiene la capacidad real de sostener la transformación que viene, o si se convertirá en el techo que la limite. Estudios independientes como el de Verdantix existen precisamente para responder esa pregunta con evidencia, no con supuestos», afirmó.
«Ser reconocidos en este benchmark es, para nosotros, la validación de que nuestra tecnología está construida con solidez y, para nuestros clientes, la confirmación de que al elegirnos tomaron la decisión correcta, agregó el CEO de Open Intelligence.
En la actualidad, Smartflex gestiona las operaciones comerciales de más de 45 millones de usuarios residenciales y comerciales en Estados Unidos y otros 18 países de América Latina y el Caribe. La plataforma es utilizada por empresas de electricidad, gas natural, agua potable y saneamiento, y está diseñada para acompañar la incorporación de nuevos modelos de negocio vinculados con tarifas dinámicas, vehículos eléctricos, generación distribuida, almacenamiento de energía y servicios de flexibilidad energética.
El reconocimiento de Verdantix llega en un contexto en el que las utilities aceleran sus procesos de transformación digital para responder a una mayor electrificación de la demanda, la incorporación de recursos energéticos distribuidos y las crecientes exigencias regulatorias y de experiencia del cliente. En ese escenario, las plataformas integradas de gestión comercial y operativa se consolidan como una pieza clave para modernizar la relación entre las empresas y los usuarios, destacaron desde la empresa.
La interacción entre los índices internacionales, las primas de invierno y los costos logísticos traza la línea de eficiencia para los proyectos exportadores de GNL.
El gas natural licuado (GNL) transformó en pocas décadas un recurso históricamente condicionado por la infraestructura de gasoductos regionales en una commodity transable a escala mundial. Actualmente, el mercado global encuentra sus anclas en tres precios de referencia: Henry Hub (Estados Unidos), TTF (Europa) y JKM (Asia), tres referencias que marcarán la pauta de competitividad que deberán atender los proyectos de exportación de Vaca Muerta a partir de 2027.
Los diferenciales de cotización entre estos índices, una vez descontados los costos logísticos y de transporte marítimo, determinan en tiempo real el rumbo, la viabilidad y el destino final de los buques metaneros en el mercado spot.
El gran incentivo es que si la Argentina no logra ser ultraeficiente en sus costos internos de infraestructura, quedará atada exclusivamente a firmar contratos rígidos a largo plazo, explicaron fuentes del mercado, y perderá la oportunidad de capturar las ganancias del mercado spot cuando se abran las primas de contraestación.
En la actualidad hay tres precios de referencia conocidos como JKM (Japan Korea Marker), que es el índice desarrollado por S&P Global Platts que evalúa el valor spot de los cargamentos de GNL entregados en las terminales de Japón, Corea del Sur, China y Taiwán, representando el pulso del mayor polo importador industrial del planeta.
El otro precio, quizás más conociodo, es el Henry Hub de referencia del gas natural de mercado interno en Estados Unidos, con punto de entrega físico en Luisiana. Refleja la dinámica de oferta y demanda del upstream norteamericano, especialmente del shale gas.
Finalmente, el TTF (Title Transfer Facility) refleja el centro de negociación virtual (hub) ubicado en los Países Bajos que actúa como el principal indicador del mercado europeo. Este indicador fue el que midió la vulnerabilidad del bloque tras la pérdida del suministro ruso, a partir del cual hubo una transformación del mercado.
Hasta 2022, el flujo de GNL proveniente de Estados Unidos mostraba una orientación prioritaria hacia los mercados de Asia debido a los márgenes atractivos del índice JKM. Sin embargo, la invasión rusa a Ucrania y el corte drástico del gas transportado por gasoductos tradicionales hacia Europa reconfiguraron la matriz comercial de forma permanente, provocando un salto sin precedentes en las cotizaciones del TTF.
El mercado europeo desplazó las ofertas de compra asiáticas mediante primas de precio elevadas, capturando los cargamentos flexibles disponibles. Hoy en día, las operaciones con flexibilidad de destino liquidan sus posiciones mirando estos indicadores diarios y despachan los buques hacia la ruta que convalide el mayor retorno financiero neto.
Cómo se calculan los costos en la cadena logística
La interacción de los tres mercados de referencia (JKM, HH y TTF) tienen liquidez, participantes y realidades regulatorias propias que conforman la grilla de precios que unifica el sector a nivel internacional. La viabilidad económica de exportar desde las terminales licuefactoras hacia los centros de consumo en otros punros del mundo responde a una estructura de costos sucesivos.
Así una operación típica como la que deberán realizar los consorcios de empresas que llevar adelante los proyectos exportadores en la Argentina, deben contemplar el valor competitivo de la molécula de Vaca Muerta, más el costo de licuefacción que añade entre US$ 2,00 y US$ 3,00 por MMBtu, más el flete marítimo internacional que oscila entre US$ 0,50 y US$ 2,00 por MMBtusegún la distancia y la disponibilidad de flota, mas la regasificación con su tarifa de descarga e inyección en destino.
El monitoreo de los spreads y las ventanas de oportunidad en el mercado spot define la rentabilidad y el rumbo de los cargamentos de gas licuado en tiempo real.
El negocio de exportar gas licuado funciona igual que cualquier flete: lo que importa no es solo el precio de venta en destino, sino cuánto cuesta llevar la mercadería. Enfriar el gas a -160°C para licuarlo, subirlo a un barco metanero y pagar el transporte marítimo cuesta un peaje fijo de entre US$ 4 y US$ 6 por MMBtu. Por lo tanto, para que a un operador le convenga enviar un barco desde el golfo de México o la costa de Río Negro hacia las plantas de Europa o Asia, la diferencia de precios entre los mercados internacionales debe ser mayor a ese costo logístico.
Si la brecha de precios es amplia (por ejemplo, si el gas en Estados Unidos vale US$ 2 y en Europa cotiza a US$ 9), el negocio cierra con el pago de los costos de transporte y una ganancia neta en el medio. Pero si la diferencia de precios se achica y no llega a cubrir el costo del flete, la ventana comercial se cierra. En ese momento, los barcos que tienen flexibilidad de destino cancelan los viajes largos y se quedan vendiendo el gas en los mercados más cercanos para evitar perder dinero.
En sus informes trimestrales del Gas Market Reports y en el World Energy Outlook, la Agencia Internacional de la Energía (IEA) monitorea de manera continua los spreads globales (las brechas entre el Henry Hub, el TTF y el JKM). La agencia documenta cómo, a partir de la crisis energética de 2022, el TTF europeo pasó a competir directamente con el indicador asiático por los cargamentos de GNL de oportunidad.
De la misma manera, la Administración de Información de Energía de Estados Unidos (EIA) publica de forma períodica sus análisis técnicos sobre la capacidad de exportación de GNL desde las terminales del Golfo de México. Otro tanto hacen reportes sectoriales de grandes traders e instituciones financieras como S&P Global Platts o consultoras como Wood Mackenzie o ICIS, y la asociación Gas Infrastructure Europe (GIE) que nuclea a empresas de transporte, almacenamiento y regasificación.
La prima estacional de invierno
Los mercados de Europa y Asia exhiben curvas de precios con fuertes primas invernales causadas por el pico de consumo de gas para calefacción residencial. Por el contrario, el mercado estadounidense experimenta un patrón estacional mucho más suave y amortiguado gracias a su elevada capacidad de almacenamiento subterráneo.
En este esquema, la ubicación geográfica de la Argentina le permitirá a los proyectos locales de GNL ofertar su producción a contratestación. Esta ventana estratégica se da en meses estivales en que el menor consumo interno coinciden con el pico de demanda del invierno en el hemisferio norte. Al despachar los excedentes de Vaca Muerta durante el tercer y cuarto trimestre del año, las operadoras evitarán los momentos de sobreoferta global y podrán colocar el gas licuado en los mercados de Europa o Asia cuando estos convalidan sus primas de invierno.
La competitividad a largo plazo del gas neuquino depende de una estructura de costos que permita capturar los picos de demanda estacional en los mercados internacionales.
Como consecuencia, los spreads estacionales entre el TTF-HH y el JKM-HH tienden a ensancharse significativamente. De este modo, se anticipa, la producción argentina podrá capturar el mayor valor neto en el mercado spot internacional, optimizando la amortización de la infraestructura de licuefacción y compensando con creces los costos logísticos derivados de la distancia geográfica.
El costo del transporte marítimo representa la principal incógnita de la ecuación y posee la capacidad de clausurar o expandir los márgenes comerciales de forma independiente a los precios del gas en tierra. Su comportamiento divide al mercado en dos escenarios de escasez de buques metaneros disponibles o de sobreoferta de barcos, lo que encarece o deprime los costos.
Por este motivo, se resalta que el seguimiento del mercado de fletamento (a través del índice Spark30 o de los contratos de futuros de transporte) resulta una condición crítica. Analizar el triángulo de precios del GNL descuidando las tarifas de los buques implica evaluar solo la mitad de la ecuación operativa.
La oportunidad spot o la estabilidad de largo
A diferencia del mercado spot, los contratos de GNL a largo plazo (de 10 a 20 años) buscan previsibilidad y esquivan la volatilidad diaria mediante fórmulas de indexación estables. El método tradicional es la indexación al petróleo o Fórmula Brent, donde el gas se calcula como un porcentaje fijo del barril de crudo, una alternativa atractiva para blindar los retornos de Vaca Muerta ante los vaivenes del mercado gasífero.
La otra gran opción es la indexación al gas de origen o Fórmula Henry Hub -impulsada por los exportadores norteamericanos-, la cual ata el precio final al costo de la molécula estadounidense más una tarifa fija de licuefacción, aunque en los últimos años ganaron terreno las fórmulas híbridas que combinan componentes de ambos escenarios para diversificar los riesgos.
La otra gran diferencia con el mercado de oportunidad radica en las condiciones logísticas de entrega, bajo las modalidades DES o FOB. En los contratos DES (Delivered Ex-Ship), el vendedor entrega el GNL directamente en el puerto de destino, manteniendo una rigidez absoluta que impide desviar el cargamento.
Por el contrario, la modalidad FOB (Free on Board) permite que el comprador retire el producto en la planta de origen y se haga cargo del barco; si la cláusula de destino es flexible, este operador conserva la potestad de redireccionar el metanero en pleno océano para revenderlo en el mercado spot si el ensanchamiento de los spreads globales justifica la operación logística.
La autorización permitirá avanzar con la etapa final del proyecto, orientado a producir radioisótopos y radiofármacos para estudios oncológicos de alta complejidad.
La Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN) otorgó la licencia para la instalación del ciclotrón y la radiofarmacia en el Centro de Medicina Nuclear y Radioterapia «Dr. Néstor Kirchner» (CEMENURNK), un paso clave para el desarrollo de la medicina nuclear en Formosa. La autorización permitirá avanzar con la etapa final del proyecto, orientado a producir radioisótopos y radiofármacos para estudios oncológicos de alta complejidad dentro de la provincia.
La habilitación fue concedida luego de que la ARN verificara el cumplimiento de los requisitos establecidos en materia de seguridad nuclear. Con esta aprobación, el centro podrá continuar con la ejecución de las obras de infraestructura y la incorporación del equipamiento especializado necesario para la puesta en marcha del ciclotrón y la radiofarmacia.
Instalación del ciclotrón y la radiofarmacia
Durante la apertura de las sesiones ordinarias de la Legislatura provincial, el gobernador Gildo Insfrán había anunciado una inversión estimada en $12.800 millones para completar esta etapa del proyecto, financiada con recursos del Tesoro Provincial.
«Vamos a iniciar la etapa final de la puesta en marcha del ciclotrón, que comprende la finalización de la infraestructura civil y la adquisición de equipamiento especializado con una inversión estimada de $12.800 millones. Este avance nos permitirá producir radiofármacos para el diagnóstico de alta precisión, consolidando la soberanía tecnológica y sanitaria en un área crítica», señaló el mandatario formoseño.
Ingeniería nuclear
La obra contempla la construcción de la infraestructura específica que demanda este tipo de instalaciones, entre ellas un búnker de alta seguridad diseñado bajo estándares de ingeniería nuclear, además de la incorporación del equipamiento necesario para la operación del ciclotrón y la radiofarmacia.
El gobernador Gildo Insfrán había anunciado una inversión estimada en $12.800 millones para completar esta etapa del proyecto, financiada con recursos del Tesoro Provincial
El proyecto incorpora infraestructura nuclear destinada exclusivamente a aplicaciones médicas. El ciclotrón es un acelerador de partículas capaz de producir radioisótopos que luego son procesados en la Radiofarmacia para obtener radiofármacos utilizados en medicina nuclear. La integración de ambos sistemas permitirá completar en la provincia toda la cadena de producción, control de calidad y distribución de estos insumos estratégicos para el diagnóstico oncológico.
Una vez operativo, el ciclotrón permitirá producir en Formosa radioisótopos de uso médico, materia prima esencial para la elaboración de radiofármacos utilizados en estudios de diagnóstico molecular, especialmente mediante equipos PET/CT (Tomografía por Emisión de Positrones combinada con Tomografía Computada). Debido a la corta vida media de estos radioisótopos, su producción cercana al lugar de utilización resulta determinante para garantizar su disponibilidad y calidad. La incorporación de esta tecnología permitirá reducir la dependencia de insumos provenientes de Buenos Aires, disminuir los tiempos de espera y optimizar la planificación de los estudios diagnósticos.
El proyecto
El proyecto se complementa con la incorporación del equipo PET/CT, instalado en el centro durante 2024, cuya operación requiere el suministro de radiofármacos para la realización de estudios oncológicos de alta precisión.
Desde el Gobierno provincial destacaron que la nueva capacidad instalada fortalecerá el sistema público de salud, ampliando el acceso a diagnósticos y tratamientos de medicina nuclear para los pacientes de Formosa, independientemente de su cobertura médica. Asimismo, señalaron que la producción local de radiofármacos abre la posibilidad de abastecer la demanda de otras provincias del norte argentino e incluso de países limítrofes, consolidando al Centro de Medicina Nuclear y Radioterapia «Dr. Néstor Kirchner» como un nodo de referencia para la región.
“Con la autorización de la Autoridad Regulatoria Nuclear, Formosa avanza en el desarrollo de infraestructura nuclear aplicada a la salud y suma capacidades para la producción local de radioisótopos y radiofármacos”, destacaron desde la gobernación. Además de fortalecer el acceso a diagnósticos oncológicos de alta precisión, el proyecto posiciona a la provincia como uno de los pocos distritos del país con capacidad para integrar todo el proceso de medicina nuclear, desde la producción de insumos hasta su aplicación clínica.
Se estima que Vaca Muerta podría demandar 12 millones de toneladas de arena anuales en 2030.
El shale argentino consume actualmente alrededor de 6,5 millones de toneladas de arena por año, proveniente mayormente de Entre Ríos y transportadas por camión, pero las proyecciones de la industria indican que esa demanda podría ubicarse entre 10 y 12 millones de toneladas anuales hacia 2030, en línea con el incremento esperado de las etapas de fractura. En ese escenario, la logística deja de ser una cuestión operativa para transformarse en un factor determinante de la competitividad. ¿Cómo hay que hacer para trasladar la arena a Vaca Muerta al menor costo posible?
Un informe elaborado en mayo por Roberto Lino Blanco, consultor del sector y especialista en logística de arena para shale, plantea combinar distintos modos de transporte: trasladar la arena por camión desde las canteras hasta los puertos de Ibicuy y Campana, continuar el recorrido por vía fluvial hasta San Antonio Oeste en Río Negro y completar el tramo final hacia Vaca Muerta mediante un esquema ferroviario y camiones bitrenes para la última milla.
Sin embargo, esta solución multimodal presenta limitaciones. Otros especialistas sostienen que la alternativa ferroviaria es compleja para activar en el corto plazo, ya que requiere inversiones multimillonarias –se estiman en 3.000 millones de dólares– y plazos de ejecución incompatibles con las necesidades actuales de la industria. La creación de una traza San Antonio Oeste-Añelo-Rincón de los Sauces de 661 km tomaría aproximadamente 60 meses a un ritmo de 11 km de vía por mes.
Mientras el desarrollo ferroviario parecería estar descartado, se comienza a explorar soluciones intermedias que permitan aliviar la creciente presión sobre el transporte por camión. La pregunta es si esas soluciones son viables.
El desafío no está en los barcos sino en los puertos
Una de las alternativas que comenzó a analizar la industria es incorporar el transporte fluvial para reemplazar parte de los más de 1.200 kilómetros que hoy recorren los camiones entre las canteras de Entre Ríos y la Cuenca Neuquina. La propuesta apunta a utilizar el barco hasta San Antonio Oeste y, frente a la imposibilidad de contar con un corredor ferroviario en el corto plazo, utilizar transporte por camión para la denominada «milla intermedia» hacia Añelo y Rincón de los Sauces.
En un principio, especialistas del sector afirmaban que el principal desafío pasaba por la disponibilidad limitada de embarcaciones, enmarcado en el Decreto/Ley 19.492/44 que establece que el cabotaje nacional por agua puede ser prestado únicamente por barcos argentinos, los cuales no darían abasto. Sin embargo, distintas fuentes coinciden en que el dilema es otro.
«El problema no son los barcos, sino dónde cargás y descargás la arena. Después tenés que almacenarla y volver a despacharla por tren o por camión. Ahí está el verdadero cuello de botella», explicó Ángel Padilla, integrante del Departamento de Transporte y Logística de la UIA.
Respecto a la cantidad de buques disponibles, el especialista sostuvo que la modificación del régimen de cabotaje impulsada por el Gobierno es innecesaria y no resolvería el problema real. Según explicó, el sistema vigente ya contempla excepciones que permiten incorporar buques de bandera extranjera cuando no existe oferta nacional suficiente, por lo que el verdadero desafío pasa por desarrollar infraestructura portuaria, reducir los costos de estiba (tarifas por la carga, descarga y acomodo) y mejorar la eficiencia operativa de las terminales.
Ese diagnóstico es compartido por un empresario del sector arenero consultado por EconoJournal, quien aseguró que el transporte fluvial fue evaluado en distintas oportunidades por la industria, aunque hasta el momento no logró competir en costos con el esquema actual. Según explicó, cada transferencia de la arena -desde el camión al barco, del barco al puerto y nuevamente al transporte terrestre- incorpora nuevas operaciones de carga, descarga y almacenamiento, lo que incrementa los costos logísticos y genera mermas del material.
“Hoy las operadoras cargan en camión desde Entre Ríos y lo llevan directo al pozo. Eso es lo más práctico y barato”, explicó. A su entender, ese escenario podría comenzar a cambiar únicamente cuando el crecimiento de la actividad termine por saturar la infraestructura vial y obligue a buscar alternativas que permitan sostener el ritmo de desarrollo. «Toda solución que sea más cara que el transporte en camión no se va a poner en marcha hasta que el sistema colapse», sentenció.
Cómo hacer más eficiente al camión
Si el camión se mantiene como la opción más viable de la logística de arena para los próximos años, la discusión pasa entonces por cómo volverlo más eficiente y reducir sus costos operativos.
Juan Manuel Bazaul, titular de la empresa logística JBS, considera que una de las alternativas que gana terreno es la incorporación de camiones impulsados a GNC o GNL. Bazaul aseguró que la migración ya comenzó en algunas empresas del sector y sostuvo que el ahorro operativo permite recuperar la inversión inicial. Sin embargo, hizo una distinción entre el GNC y el GNL. Mientras que el GNL ofrece una mayor autonomía para recorridos de larga distancia, requiere plantas de licuefacción cuya construcción demanda inversiones mucho más elevadas. El GNC, en cambio, aprovecha una infraestructura de abastecimiento ya instalada. «Es viable migrar. El desafío es animarse a invertir», afirmó.
Otra de las herramientas que aparece en el horizonte son los bitrenes. Según el empresario, este tipo de unidades permite reducir el costo por tonelada transportada al aumentar la capacidad de carga, aunque su implementación requiere de rutas aptas y una estructura de costos diferente a la de un camión convencional, ya que se trata de unidades que no solo demandan una inversión inicial superior, sino también mayores costos operativos: valor del equipo, mantenimiento, consumo de combustible y necesidad de conductores especializados.
De cara al crecimiento esperado de Vaca Muerta, el desafío según Bazaul pasa por mejorar la infraestructura y avanzar en un proceso de modernización que involucre tanto a las operadoras como a sus proveedores. «Hay que invertir en tecnología, equipamiento, capital humano y herramientas que permitan bajar costos y volvernos más eficientes», resumió.
¿Cuál es, entonces, la mejor solución? Lejos de existir una hoja de ruta clara, cada alternativa resuelve un problema mientras abre otros. El tren requiere inversiones y plazos incompatibles con las necesidades actuales de la industria, el transporte fluvial todavía enfrenta obstáculos de competitividad, y los bitrenes y camiones impulsados a gas demandan inversiones tanto de proveedores como de las operadoras.
A corto plazo, la opción más viable según las fuentes consultadas sería la optimización del sistema actual con camión: aumentar la capacidad de carga mediante bitrenes, avanzar hacia la incorporación de flota impulsada a gas e invertir en infraestructura en rutas y tecnología para los camiones. Las alternativas ferroviarias y fluviales, en cambio, permanecerían como una discusión de más largo plazo, cuyo desarrollo dependerá de resolver primero los desafíos de infraestructura y competitividad que hoy limitan su implementación.
Trabajadores de CNEA se manifestaron este lunes en el Centro Atómico Ezeiza. También hubo una movilización en el Centro Atómico Bariloche.
Los despidos anunciados la semana pasada en la Comisión Nacional de Energía Atómica dejaron virtualmente paralizadas áreas clave del organismo y afectaron el cumplimiento de contratos de servicio que le reportan recursos sustanciales a la institución. Así se lo hicieron saber al presidente del organismo, Martín Porro, dos gerentes de área que solicitaron por escrito la reincorporación de su personal. Además, renunciaron tres gerentes en disconformidad con las desvinculaciones de los profesionales contratados.
Frente al impacto que generaron los despidos en algunas áreas, las autoridades aseguraron ante los gremios y algunos gerentes estar dispuestas a revisar casos particulares, pero ya adelantaron que no habrá una reincorporación masiva de los despedidos.
Este lunes estaba prevista una nueva reunión con el sindicato que inició poco antes del mediodía, pero al mismo tiempo comenzaron a llegarles los telegramas al personal despedido que el martes de la semana pasada se había enterado de la novedad a través del sistema de Gestión Documental Electrónica.
Ese mismo martes Porro justificó en la red social X las desvinculaciones al afirmar que “no hubo despidos de personal científico ni estratégico”. Luego agregó que “la medida forma parte de una serie de cambios que está implementando nuestra gestión desde su inicio, cuyo objetivo central es el crecimiento y la modernización de una estructura organizativa que necesita mayor dinamismo en todos sus proyectos”. “Cabe aclarar que ningún operador licenciado, investigador ni personal especializado fue desvinculado. Que quede claro, estamos buscando potenciar la CNEA, no disminuirla”, insistió. Sin embargo, los pedidos formulados por varios gerentes de la entidad contradicen esas afirmaciones.
Áreas paralizadas e ingreso de recursos en riesgo
El gerente del Área Energía Nuclear, Juan Manuel Ranalli, también le envió una carta a Porro solicitándole la reincorporación de los seis trabajadores despedidos de su área. “La interrupción de sus vínculos laborales genera un impacto sumamente negativo y un perjuicio directo sobre la operatividad de instalaciones críticas, la continuidad de proyectos de absoluta relevancia para la casa y que atañen a cuestiones estratégicas, así como al cumplimiento de compromisos contractuales vigentes que representan dividendos sustanciales para la Institución”, dice en la solicitud que elevó el miércoles pasado a la presidencia de la CNEA.
“Las referidas desvinculaciones resultan contradictorias a los lineamientos de generación de recursos y vectores de exportación, formulados por el Sr. Secretario de Asuntos Nucleares en la Sede Central de nuestra institución, durante la celebración del 31 de mayo de 2026”, agrega luego.
Los trabajadores por los que reclamó Ranalli son Paula Alderete, Gustavo Menéndez, Gustavo Bosisio, Micaela Bianchi, María Eugenia Martínez y Ailén Bárbara Disi. En cada caso formuló una breve justificación sobre por qué es importante que continúen realizando sus tareas.
En el caso de Paula Alderete, Ranalli detalla que “es la única operadora calificada del Microscopio Electrónico de Barrido en el Centro Atómico Constituyentes y “su baja pone en riesgo inminente las acreditaciones bajo norma ISO/IEC 17025 (ante la OAA) e ISO 9001 (ante IRAM), siendo este laboratorio el único de su tipo acreditado en toda América Latina”. “Desconocer su rol documental y técnico de cara a la auditoría de mantenimiento de septiembre de 2026 afectará de forma irreversible la reputación institucional internacional (validada históricamente ante organismos como la Atomic Energy of Canada Ltd. – AECL)”, agrega Ranalli.
Otro de los argumentos que esgrime Ranalli para defender a Alderete está vinculado con el impacto económico y comercial que generaría su salida. “La agente gestiona de manera autónoma todo el circuito comercial (turnos, cotizaciones, preparación de muestras e informes técnicos en GDE). Bajo su operación, la facturación por servicios a terceros creció exponencialmente, pasando de $1.894.398 (2023) a un récord de $8.787.750 (2025). En los primeros seis meses de 2026, ya registra $4.687.000 (135 turnos), proyectando un cierre anual histórico que quedará completamente paralizado, obligando a cancelar turnos asignados”, dice la carta. Alderete contó su situación en algunos programas de radio y fue hostigada en la red social X por numerosas cuentas anónimas de simpatizantes del gobierno.
Fragmento de la carta de Juan Manuel Ranalli en la que solicita la reincorporación de los despedidos de su área.
Al pedir por Gustavo Menéndez, Ranalli remarca que “el LENAP (Laboratorio de Ensayos de Alta Presión) cuenta con el contrato CP-I-06/26 vigente con NA-SA por un monto aproximado de $1.000.000.000.- para el ciclado térmico de la soldadura de soportes del moderador. Este proceso crítico requiere el funcionamiento continuo del circuito por tres meses en cuatro ciclos sucesivos. Su remoción desarticula el equipo especializado necesario para estas maniobras de alta complejidad”.
Otro ejemplo es el de Gustavo Bosisio, encargado directo de la gestión, logística y preservación decomponentes del Sistema de Protección del Reactor (SPR) y los Sistemas de Instrumentación Nuclear (SIN) del Reactor Multipropósito RA-10. “Su desvinculación afecta severamente los cronogramas comprometidos para la puesta en marcha del reactor al punto de no poder garantizar de forma alguna el cumplimiento de las responsabilidades asumidas, dice Ranalli.
El jefe de Bosisio destaca también su papel como responsable del control de stock de insumos para contratos clave CNEA-NASA. “Durante su gestión lideró la reorganización integral del depósito y el acondicionamiento bajo estrictos estándares de trazabilidad de más de 70 kg de piezas electrónicas complejas, un rol especializado que no posee reemplazo inmediato”, agrega.
El listado de despedidos también incluyó a la doctora en Física Micaela Bianchi, quien, según se destaca, antes de su desvinculación se encontraba en la etapa final de una capacitación altamente especializada en el Centro Atómico Bariloche para asumir de forma independiente el Análisis por Activación Neutrónica de muestras biológicas. “Ante la próxima jubilación del Dr. Ribeiro Guevara, la Dra. Bianchi es la única profesional con la capacidad técnica remanente en la institución para realizar dicha tarea. Su cese de actividades extingue la continuidad operativa y la sostenibilidad de esta línea de investigación y servicio”, sostiene Ranalli.
Los despidos también dejaron al borde de la parálisis al sector administrativo. Así lo expresa Ranalli al pedir que den marcha atrás con el despido de Ailén Bárbara Disi: “El área administrativa asiste a los 117 agentes de la Gerencia Materiales (GMAT) en la totalidad de sus trámites (RRHH, compras, licitaciones, BAPINES y contratos). El sector ya atravesaba una exigencia extrema originada por dos bajas recientes del personal de mayor trayectoria (por jubilación y pase interno). La referida desvinculación en este contexto sitúa al área en una parálisis operativa inminente.
De la celebración al despido
El titular de la Gerencia de Combustibles Nucleares, Oscar Edmundo Novara, le solicitó por escrito a Martín Porro que revierta la desvinculación de Mauricio Nicolás Benegas por el “desempeño altamente satisfactorio” que ha venido demostrando en su cargo.
“El agente Benegas es técnico electromecánico y reviste en el Dpto. Tecnología de las Aleaciones de Circonio de la Gerencia de Combustibles Nucleares, con un desempeño altamente satisfactorio en la Planta Piloto de Fabricación de Aleaciones Especiales en los dos años y medio que lleva trabajando en la CNEA, que incluye dedicación extensiva con cumplimiento horario impecable, tal como se puede verificar en los registros de asistencia mensuales”, dice Novara en la carta que envió el martes pasado, el mismo día en el que se anunciaron los despidos.
Luego Novara ofrece mayores detalles sobre las funciones de Benegas. “El agente contribuyó significativamente en las tareas de desarrollo y puesta a punto del proceso de extrusión de las barras de control de Ag-In-Cd para el reactor CAREM. También tuvo una participación activa en los procesos de laminación de cables de Cu con aislación mineral que se fabricaron para el reactor OPAL, en el marco de una asistencia a INVAP”.
Lo más llamativo es el dato que destaca al final de su carta cuando explica la participación de Benegas en el proceso de fabricación de las sondas detectoras de flujo neutrónico
para las centrales nucleares de potencia Atucha I y Atucha II, como parte de un contrato con Nucleoeléctrica Argentina (NA-SA). “Como ejemplo que contrasta notoriamente con la decisión de cancelar su contrato, en el día de ayer –el mismo día de su despido– el Téc. Benegas finalizó el arreglo de un horno de la planta por su cuenta, sin requerir la participación de contratistas. Por sus características, este horno es una herramienta fundamental para los tratamientos térmicos intermedios entre los pasos de laminación y trefilación de los cables de Cu (cobre) que forman parte de la ruta de fabricación de los detectores”, subraya Novara.
Por último, afirma que “la intervención del Téc. Benegas generó júbilo y alivio en el grupo ya que permite continuar con el desarrollo de este importante suministro y cumplir en tiempo y forma con la asistencia técnica a la que el sector se ha comprometido sin tener que recurrir a contratistas externos, evitando así mayores costos y retrasos”.
Fragmento de la carta en la que Oscar Novara solicita la reincorporación de Mauricio Benegas.
Renuncias a tres gerencias
Luego de los despidos también se conoció la renuncia de tres gerentes del organismo: Karina Pierpauli, gerenta de Área Investigación, Desarrollo e Innovación; Fabiana Gennari, gerenta de Investigación Aplicada; y Alejandra Calvo, gerenta del Centro de Investigación Laboratorio Argentino de Haces de Neutrones.
Karina Pierpauli renunció a su gerencia el jueves 2 de julio. “Las condiciones actuales de gestión y operación institucional difieren sustancialmente de aquellas acordadas al asumir mis funciones. En virtud de que este nuevo marco de trabajo no ha sostenido los compromisos preexistentes —los cuales guían de manera estricta mis valores personales y profesionales—, considero que no me es posible continuar acompañando la gestión del organismo desde la conducción de esta Gerencia de Área”, sostuvo en su carta la ingeniera química.
Fabiana Gennari compartió mismos argumentos en una carta dirigida a la propia Pierpauli, de quien dependía: “Mi incorporación a este rol tuvo como premisa fundamental la conformación de un equipo de trabajo orientado a alcanzar objetivos claros, en un marco de diálogo constante y construcción conjunta. No obstante, y ante su reciente decisión de dar un paso al costado compartiendo sus motivos (“las condiciones actuales de gestión y operación institucional difieren sustancialmente de aquellas acordadas al asumir mis funciones”), considero que el compromiso asumido en el cargo ha finalizado”.
Por último, Alejandra Calvo se limitó a comunicar su renuncia a la gerencia el miércoles pasado, sin dar mayores argumentos.
Rolando Figueroa junto al ministro de Economía, Guillermo Koenig, uno de los que liderará la discusión por los salarios. Foto: Matías Subat.
El gobierno de Rolando Figueroa retomará el lunes 13 de julio la negociación paritaria con tres sindicatos estatales de Neuquén, en un clima marcado por el debate sobre la renta de Vaca Muerta tras la sanción de la ley de GNL en la Legislatura. La Provincia llegará a esa instancia con la premisa de contener el equilibrio presupuestario, mientras que los gremios buscarán una recuperación de los salarios que no se limite a sostener las actualizaciones atadas a la inflación.
Esta paritaria, que incluye a todos los empleados públicos a excepción de los docentes, involucra a unos 35.000 agentes y a más de un 56% de la masa salarial de la provincia, que se ubicó en 350.000 millones el último mes.
El gobierno de Figueroa viene de un buen primer semestre en cuanto a la evolución de los recursos que, en general, crecieron por encima de los precios.
Como publicó EconoJournal, en el caso de las regalías, la guerra en Medio Oriente empujó hacia arriba el precio del barril de petróleo, lo que redundó en aumentos reales por encima del 50% en abril y mayo para estos ingresos de los que ahora reclaman su parte los estatales.
La recaudación de junio, sin embargo, marcó un récord, con ingresos mensuales de 327.000 millones de pesos. Es más del doble en términos reales de lo que Neuquén había recibido en igual mes del 2025 y acerca a la provincia a un hito que solo alcanzó en el momento de mayor producción de Loma La Lata: que los ingresos de regalías alcancen para pagar los sueldos estatales.
Los sindicatos que serán recibidos por los funcionarios de Economía y Gobierno el lunes son ATE, UPCN y la Unión Neuquina de Agentes Viales Provinciales (Unavp). El que representa a los docentes, ATEN, no fue incluido en la negociación porque firmó un acuerdo con vigencia a todo el 2026.
Los demás, en cambio, acordaron un esquema de actualizaciones trimestrales atadas al Índice de Precios al Consumidor (IPC) por el período enero-junio.
El gobierno ya pagó un aumento salarial del 9,13% por el primer trimestre y tiene pendiente una suba más que se definirá cuando se conozca el martes de la semana que viene la inflación de junio. De acuerdo a los datos que ya se conocen de abril y mayo, podría rondar un 7% en este segundo trimestre del año.
Un acuerdo «único en el país»
Los sindicatos involucrados en esta negociación ya anticiparon que reclamarán continuar con las subas salariales atadas al índice de inflación, aunque con algunos cambios.
Hoy la provincia calcula un ponderado entre el 50% de lo que mide el Indec y el 50% de lo que mide la dirección provincial de Estadística y Censos. UPCN, por ejemplo, pedirá que esa fórmula se desestime y, en cambio, para la suba salarial se aplique el porcentaje que sea más alto de los dos.
Esto ha sido motivo de debate en negociaciones anteriores. Algunos sindicatos llegaron a solicitar que solo se utilice la medición neuquina, cuando solía dar por encima de la nacional, aunque es una tendencia que no se repite mes a mes.
Por otra parte, ATE anticipó que irán por una «recuperación» que implique, no solo sostener el esquema de aumentos por inflación, sino también una ingeniería de ajustes sobre otros ítems de los salarios.
En la negociación del primer semestre se llevaron un bono extraordinario de 350.000 pesos más otro importe similar en concepto de «ropa de trabajo».
El gobierno de Figueroa no ha dado anticipos sobre cómo se sentará a negociar con los gremios, pero el gobernador destaca siempre que puede que el acuerdo que tiene Neuquén para actualizar los sueldos por IPC «es único en el país», aunque requiere un gran esfuerzo presupuestario por parte de la Provincia.
GNL, regalías y clima electoral
La discusión salarial que se abrirá la próxima semana viene precedida por el debate en la Legislatura de la ley que aprobó las condiciones para el proyecto de YPF de producir GNL con el gas de Vaca Muerta.
El gobierno de Rolando Figueroa acordó con la petrolera de mayoría estatal un esquema de regalías diferenciales que, por primera vez, habilitan a la Provincia a cobrar menos del 12% por la extracción de sus recursos. La ley autorizó un régimen móvil en el que oscilarán entre el 7,5%, el 10% y el 12% según sea la rentabilidad del negocio.
Esa fue la principal crítica que plantearon los sindicatos estatales a la ley, al plantear que Neuquén resignará parte de su renta para garantizarle condiciones más favorables para invertir a YPF y sus socios internacionales.
«Hoy no hay excusa. Si están regalando los recursos de la provincia a las multinacionales, vamos a ir por la billetera del Estado a pedir, no solo el IPC, sino que recompongan nuestro salario», afirmó el secretario general de ATE, Carlos Quintriqueo, durante la movilización que se realizó en la Legislatura el día de la sesión.
Allí también abrió expectativas para otros sectores del universo estatal como los trabajadores docentes, quienes ahora se ven tentados de pedir la reapertura de su propia paritaria. «Lo que nos toque discutir va a ser para todos», afirmó Quintriqueo.
El dirigente que aglutina a buena parte de la masa estatal de la provincia también se juega estos meses su construcción política rumbo al 2027. El año pasado compitió por una banca de senador con su flamante partido Más por Neuquén y aspira a disputar cargos en municipios y en la provincia en las elecciones que vienen.
Quintriqueo es un aliado declarado del intendente de Neuquén capital, Mariano Gaido, con quien supo disputar reñidas negociaciones salariales cuando el jefe comunal era ministro de Jorge Sapag. Esa cercanía, sin embargo, aún no lo ubica encolumnado detrás del armado de Figueroa.
Cuánto cobran los empleados estatales en Neuquén
El gobierno de Neuquén destina unos 350.000 millones mensuales para el pago de sueldos de los trabajadores estatales, cuyos montos iniciales rondan los 1,2 millones de pesos según los datos del ministerio de Economía.
En una provincia atravesada por Vaca Muerta y la permanente tensión entre los sueldos que paga la industria petrolera y un costo de vida que otros sectores no pueden alcanzar, los estatales volverán a poner el foco en mejorar esos pisos.
Actualmente, un agente administrativo sin antigüedad cobra alrededor de 1,2 millones, mientras que un maestro de grado que recién se inicia alcanza 1,4 millones.
En la policía, el sueldo más bajo arranca en 1,8 millones de pesos.
En salud, donde el gobierno de Rolando Figueroa tiene varios frentes sindicales abiertos, un médico residente percibe un salario mensual de 2,9 millones de pesos, uno con dedicación exclusiva 3,1 millones, pero uno con una carga horaria de 30 horas apenas supera los 1,5 millones.
A través del Decreto 792, la gestión de Figueroa fijó nuevas reglas para el uso del agua en Vaca Muerta.
La Provincia de Neuquén decidió reconfigurar las reglas de juego para el uso de un insumo clave en Vaca Muerta y dictó una nueva reglamentación que modifica el canon por el uso del agua con fines industriales y para la actividad no convencional. La norma -publicada bajo el Decreto 792/26-le permitirá anticiparse al desembarco de los grandes proyectos que queden bajo el paraguas del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).
El timing de la nueva reglamentación -que entró en vigencia este 1° de julio- posibilitará a la gestión de Rolando Figueroa a responder a la arquitectura legal del RIGI ya que, una vez que los proyectos hidrocarburíferos ingresan al régimen federal, las provincias pierden margen de maniobra para alterar la ecuación de costos debido a las garantías de estabilidad fiscal y tributaria a largo plazo que establece. También va en línea con las exigencias de mayor sustentabilidad que el gobierno planteó las compañías de Vaca Muerta.
De esta forma, los cambios introducidos ahora por el gobierno neuquino buscan enviar una señal económica lo suficientemente agresiva como para que las operadoras eviten la inyección de flowback (agua de retorno de fractura) en pozos sumideros y comiencen a financiar nuevas tecnologías de reúso.
¿En qué consisten los cambios?
La nueva norma introduce dos modificaciones clave a la legislación original. Hasta ahora, el valor del recurso se regía a través de la Disposición N° 0352/16, que había fijado el Canon Básico para el Uso Industrial de Aguas Públicas en apenas $2,16 por metro cúbico. Si bien posteriormente se aplicaron resoluciones para actualizar sus valores, en la práctica el costo en pesos era marginal dentro de los gastos de una perforación.
La Disposición 260/26, articulada con el mencionado decreto, introduce una actualización automática de manera bimestral al cobro del canon del agua para uso en la Exploración y Explotación No Convencional. Esto evita que la provincia deba emitir nuevas resoluciones de actualización de forma constante, tal como se hacía desde 2016.
En segundo lugar, incorpora una fórmula por la cual el canon cobrado se calculará utilizando como referencia el Gasoil Grado 3 (Premium) de YPF en Neuquén capital. Este nuevo esquema abandona las sumas fijas e indexa el costo del recurso hídrico directamente al precio del combustible en surtidor. De esta forma, desde el 1° de julio de 2026, el canon será el equivalente a 2,5 litros de Gasoil Grado 3 por metro cúbico (m3) de agua captada. A partir del 1° de enero de 2027, el valor escalará a 3 litros por m3 quedando indexado de forma automática mediante declaraciones juradas bimestrales.
El factor RIGI: fijar precio antes de la estabilidad fiscal
Esta nueva reglamentación le permite a Neuquén anticiparse mediante la actualización de una tarifa que, en los hechos, desmotivaba la reutilización del agua en los proyectos hidrocarburíferos de Vaca Muerta. Asimismo, contempla el fuerte impacto que tendrá sobre las cuencas la actividad proyectada para el período 2029/30, frente a la crisis hídrica que atraviesa la provincia.
“En el contexto actual, en el que Vaca Muerta tiene varios proyectos solicitando el RIGI, es una forma de resguardar tarifas a futuro, teniendo en cuenta que luego las pautas no podrán modificarse por 30 años”, opinó a Econojournal Pedro Brissio, socio gerente de Confluencia Ambiental.
Para entender el impacto de la medida hay que mirar el balance hídrico de Vaca Muerta: el desarrollo masivo de pozos horizontales demanda volúmenes que requieren desde 30.000 a 72.000 m3 de agua por pozo. Una vez realizada la estimulación hidráulica, el pozo devuelve a la superficie el flowback, un fluido que regresa con una carga alta de salinidad, además de químicos y arenas residuales.
Según el informe “Cadena de Valor para el desarrollo de Vaca Muerta: Análisis y Proyección de los Insumos y Servicios Requeridos”, elaborado en 2025 por el Instituto Argentino del Gas y el Petróleo (IAPG), en el pico de actividad de Vaca Muerta (previsto para 2029) se consumirán entre 60 y 70 millones de m3 de agua. Si se considera el período 2026-2040, el volumen se disparará a entre 700 y 800 millones de m3 en total, una cifra equivalente al 3% del caudal del río Limay en un año.
“Hasta hoy, el destino del agua en Vaca Muerta se dividía en tres opciones: riego, reúso industrial o pozos sumideros. Sin embargo, en la realidad el 97% del agua va a parar a los pozos sumideros. Apenas un 3% se recicla en proyectos piloto muy puntuales”, agregó Brissio.
En este sentido, afirmó que como el costo de captar agua dulce del río era insignificante, las empresas no tenían incentivos para costear la infraestructura o tecnologías de tratamiento del flowback. El mismo argumento sostiene el decreto oficial, el cual plantea específicamente que “los costos económicos de los proyectos de reúso compiten principalmente con el canon aplicable al agua captada, sin que exista una obligación general impuesta por el Estado (…) Los valores vigentes no resultan suficientes para generar señales económicas compatibles con los objetivos de reúso, eficiencia hídrica y preservación del recurso perseguidos por la Provincia”.
Un informe del IAPG calculó que a 2040 se utilizarán 800 millones de m3 de agua para fracturar pozos en Vaca Muerta.
Tecnologías y costos: el nuevo cálculo de las operadoras
El encarecimiento del agua dulce forzará un cambio de paradigma tecnológico en los próximos meses. Tratar el flowback requiere procesos disímiles que van desde la filtración básica y tratamientos físico-químicos hasta la ósmosis inversa. El remanente es un agua altamente salina que exige un blendeo (mezclado) con agua dulce del río para bajar su salinidad y poder darle nuevos usos.
“Antes, con los cánones bajos, ni se evaluaban las tecnologías de tratamiento. Con este nuevo esquema de precios, las empresas ya tienen la necesidad de sentarse con un prestador de servicios a evaluar qué tecnología les conviene contratar para reducir el pago del canon”, detalló Brissio.
Aunque el impacto inicial sobre el opex (costo operativo) de las productoras será notorio, en el gobierno neuquino confían en que la medida acelerará la masa crítica de proyectos de reciclado. El objetivo técnico de mínima es que las unidades de tratamiento permitan elevar los niveles de reúso en el circuito de fractura a un 10% o 15% en el corto plazo, cerrando paulatinamente un circuito hídrico circular en el corazón de Vaca Muerta.
Para esto, el gobierno provincial presentó a las compañías otro incentivo explicitado en el artículo 5° del Decreto 792/26 que les permitirá reducir en gran medida el valor del canon del agua si incorporan “esquemas de aprovechamiento complementario del agua pública captada, destinando parte del recurso autorizado a proyectos productivos, agropecuarios, forestales, industriales, ambientales, o de cualquier otra naturaleza que sean declarados por la Provincia del Neuquén como estratégicos para el desarrollo económico, social o ambiental de la misma”.
Fuentes provinciales confirmaron a este medio que el objetivo de este artículo es que las empresas cuenten con un incentivo económico que también las impulse al reúso del agua y su aplicación a nuevos sistemas productivos.
Servimagnus, empresa enfocada en salvamento, remoción de restos náufragos, dragado, balizamiento y otros servicios de alta complejidad, participando en proyectos vinculados al desarrollo de la infraestructura portuaria del país, finalizó la remoción integral de la draga 259-C Mendoza, una embarcación que permanecía inactiva desde hacía más de diez años en el Puerto de Mar del Plata y que representaba un importante pasivo ambiental. La obra se realizó en el marco de un contrato adjudicado por la Administración General de Puertos S.E. mediante licitación pública.
El proyecto incluyó la extracción de la embarcación del espejo de agua, su reducción en tierra y la disposición final de los materiales, lo que permitió liberar un sector de alto valor operativo para el puerto.
Además de recuperar espacio para la actividad portuaria, la intervención tuvo un impacto ambiental significativo. La draga contenía hidrocarburos, sedimentos contaminados y otros residuos peligrosos, entre ellos materiales aislantes con contenido de asbesto, distribuidos en distintos sectores de la estructura.
La operación de remoción de la draga Mendoza
Para llevar adelante la operación, Servimagnus desplegó equipos especializados, incluida la grúa flotante Magnus IX, junto con maquinaria pesada, equipos de corte, medios de transporte y personal técnico especializado.
Como parte del proceso, cerca de 2.500 toneladas de acero naval fueron recuperadas y enviadas a acería para su reciclaje mediante procesos de fundición, favoreciendo la reutilización de materiales y la economía circular.
La ejecución de la obra
La ejecución de la obra implicó importantes desafíos técnicos debido al tamaño y las características de la embarcación, así como a la necesidad de trabajar dentro de un puerto en funcionamiento sin interferir con la operatoria habitual.
En ese sentido, el gerente de Operaciones de Servimagnus y responsable del proyecto, Diego Martínez, destacó que «la planificación fue un factor determinante para el éxito del proyecto. Cada etapa fue cuidadosamente coordinada para garantizar una ejecución segura y eficiente, manteniendo en todo momento la operatividad del puerto y cumpliendo los más altos estándares técnicos, ambientales y de seguridad».
El gerente General de la compañía, Marcos De Vincenzi, afirmó que la finalización de la obra «representa un hito muy importante para Servimagnus. No solo demuestra nuestra capacidad para ejecutar proyectos integrales de alta complejidad técnica y ambiental, sino que también refleja el compromiso que asumimos con nuestros clientes y con el desarrollo de la infraestructura portuaria de la Argentina».
Los aerogeneradores están diseñados para detectar vientos extremos y resguardarse ante posibles daños.
Eran cerca de las 15:00 de un día de febrero del año pasado cuando un temporal se levantó casi de imprevisto en Bahía Blanca, al sur de la provincia de Buenos Aires, y en unos 15 minutos se desató un viento de más de 100 km/h que sorprendió a todos en la ciudad, pero también a quienes viajaban por las rutas cercanas, porque de pronto los parques eólicos pararon y las palas de los aerogeneradores dejaron de girar.
Videos tomados instantes después registraron la escena —en Bahía Blanca se recuerda ese temporal por el tamaño del granizo y porque fue unos días antes de la trágica inundación de marzo 2025— e incluso, ya con el cielo casi despejado y el paso de las ráfagas, los parques eólicos seguían con la generación detenida.
Fueron los sistemas de protección: los aerogeneradores están diseñados para detectar vientos extremos y resguardarse ante posibles daños. A partir de determinada velocidad, dejan de generar electricidad. En la industria se lo considera algo necesario para proteger su integridad.
Parque eólico sobre RN 3 en cercanías de Bahía Blanca, tras el paso de un temporal de viento y granizo el 02 de febrero de 2025 (Video EconoJournal).
Cutt off
Al mecanismo se lo conoce como “cutt off” o “cut out” y está documentado, entre otros, por la Asociación Empresarial Eólica de España y distintos fabricantes: la velocidad de viento máxima de los aerogeneradores suele establecerse alrededor de los 25 metros por segundo, unos 90 kilómetros por hora, velocidades poco habituales en forma continua, pero que pueden darse en situaciones de tormenta.
Otro de los registros en Argentina de una caída de este tipo se observó el 8 de marzo de 2022, cuando se detuvo toda la generación eólica del nodo de Puerto Madryn, en la provincia de Chubut: “Pasamos de tener el sistema patagónico contra la máxima exportación admisible a un intercambio prácticamente nulo en pocos minutos”, publicó en LinkedIn Fabian Ferrer Petit, ingeniero de operación en Cammesa, quien compartió un gráfico de cómo se vio en ese momento el efecto de los fuertes vientos sobre la generación afectada.
Registro de cómo altos vientos llevaron la generación del nodo eólico Madryn a cero, vía LinkedIn de Fabian Ferrer Petit, de la ingeniería de la operación de la empresa (08/03/2022).
En el nodo eólico Bahía Blanca también ocurrió en otra ocasión con registro de cutt off de Cammesa. Fue el 24 de marzo de 2022, durante un ciclón que se sintió en varias zonas del país y que tuvo un efecto en el total de generación de ese nodo eólico.
Generación eólica en el nodo Bahía Blanca tras el paso de un ciclón (24/03/2022), vía Fabian Ferrer Petit, de la ingeniería de la operación de Cammesa.
Palas paralelas al viento
La Asociación Empresarial Eólica española explica que la producción de energía eléctrica comienza con vientos suaves de 3 m/s (unos 10 km/h), que es la velocidad de arranque o cut-in, y se extiende hasta el límite máximo de operación según la tecnología en torno a 90 km/h.
Cuando se alcanza esa velocidad, el aerogenerador activa automáticamente su sistema de control de paso (pitch control) para reducir las cargas y, si es necesario, detener el rotor.
Según la misma asociación, las palas se colocan paralelas al viento, no perpendiculares como es habitual, y se procede a la parada del generador. Las paradas por seguridad son necesarias, ya que de lo contrario la fuerza excesiva del viento podría dañar la máquina.
En aquel temporal de Bahía Blanca el cutt off fue breve: pocos minutos después el parque eólico sobre RN3 comenzó a operar nuevamente.
Genneia es la principal operadora de parques eólicos y solares del país.
Genneia, la principal compañía generadora de energías renovables del país, inició el proceso para comenzar a cotizar sus acciones tanto en la Bolsa de Nueva York como en Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA). Desde la empresa indicaron que el proceso está en una etapa inicial y que no implica que la operación vaya a concretarse, ante una consulta de EconoJournal. De suceder, Genneia sería la primera empresa argentina en realizar una oferta pública inicial en Wall Street en más de ocho años.
La compañía, que tiene como presidente y accionista al empresario Jorge Brito, presentó el prospecto preliminar necesario para registrar una oferta pública inicial (IPO) ante la Securities and Exchange Commision (SEC), la agencia reguladora del mercado de capitales en los Estados Unidos.
La IPO más reciente de una empresa argentina en Wall Street corresponde a otra compañía generadora, Central Puerto, que comenzó a cotizar en la Bolsa de Nueva York en 2018.
Genneia inició un proceso de oferta pública de acciones en Wall Street
Jorge Brito, presidente y accionista de Genneia.
El formulario F-1 registrado por Genneia indica el lanzamiento de una oferta global de acciones que combine una colocación internacional con otra en la Argentina. Las acciones de Genneia se ofrecerán mediante American Depositary Shares (ADS) y cotizarían en la NYSE bajo el símbolo GENN.
Genneia mantendrá una estructura accionaria de doble clase. Las acciones Clase A conservarán cinco votos por acción. Las Clase B (las únicas que se ofrecerán al público) otorgarán un voto por acción. En cualquier caso, el grupo controlador mantendrá el control de la sociedad aun después de la colocación, amparado en la figura de “controlled company” contemplada en las normas de gobierno corporativo de la NYSE.
Por ser un prospecto preliminar la documentación no incluye información relevante para la operación, como la cantidad de acciones que se ofrecerán, el monto que la empresa quiere captar ni la fecha del debut bursátil. Incluso se advierte que el prospecto puede ser revisado y modificado por la SEC.
De avanzar con una IPO, la coordinación global de la operación será realizada por Morgan Stanley y BTG Pactual, mientras que BofA Securities, J.P. Morgan y Latin Securities actuarán como colocadores.
Genneia es la empresa generadora con mayor capacidad de generación con energía eólica y solar instalada en el país. La empresa proyecta superar este año los 1700 MW de potencia instalada, tras concretar en Mendoza un plan de inversiones en parques solares.
El Parque Solar Anchoris, ubicado en Luján de Cuyo, Mendoza, fue su último parque inaugurado, con una capacidad de 180 MW. Se trata del desarrollo fotovoltaico más grande de la provincia y que demandó una inversión de US$ 160 millones.
Los referentes de las compañías operadoras, constructoras y tecnológicas del sector durante el panel organizado por el Cluster BIM Córdoba en Buenos Aires.
La transformación digital del sector del oil & gas en la Argentina está empujando un cambio de paradigma en el desarrollo de obras, en el cual el principal desafío ya no es la disponibilidad de la tecnología. En este escenario, dos de las principales compañías de la industria como YPF y Techint coincidieron en que el éxito de la metodología BIM (Building Information Modeling) y de los gemelos digitales se trasladó a la capacidad de alinear de forma transversal a toda la cadena de valor.
El mayor potencial de eficiencia y ahorro de estas herramientas se manifiesta en la integración de los procesos, redefiniendo los costos tanto en la ejecución del capex como en las etapas posteriores de operación y mantenimiento. Así se planteó en la antesala del encuentro internacional BIM for All 2026, para el cual el Cluster BIM Córdoba organizó un panel en la Ciudad de Buenos Aires enfocado en la innovación y la gestión inteligente de proyectos en la industria energética.
De la mesa dedicada al sector energético participaron Marcelo Duarte, Gerente de Procesos – VP de Infraestructura de YPF; Gustavo Rojas, Digital Engineering Sr Manager de Techint; Gustavo Guitera, Regional Digital Enterprise & Business Development de Siemens y Lautaro Gelso, Gerente de Proyectos en AESA.
El eje central del debate estuvo marcado por las coincidencias entre YPF, el principal owner y dinamizador de inversiones del país, Techint, el mayor EPCista encargado de la ingeniería y construcción de las grandes obras, y Siemmens y Aesa como dos de los principales tecnólogos del sector. Esta convergencia requiere superar la tradicional fragmentación de la industria para consolidar un ecosistema integrado. Los panelistas coincidieron en que optimizar los millonarios presupuestos necesita que la información digital nazca de manera temprana en el diseño y se transfiera sin fricciones entre el cliente, el constructor y el proveedor.
Cómo adecuarse sin acelerar el caos
Durante su exposición, Marcelo Duarte ponderó la innovación como la solución indispensable para procesar grandes volúmenes de datos en tiempos reducidos, aunque advirtió sobre la necesidad de adecuar las estructuras internas. Al respecto, el especialista de YPF enfatizó: “Ajustar tecnología, procesos y personas es clave; el gran riesgo es acelerar el caos si los procesos no están adecuados”. En ese sentido, remarcó la importancia de la capacitación para evitar la exclusión de empresas y operarios locales en el mercado de proveedores.
El panel debatió sobre el impacto de la metodología BIM y los gemelos digitales para reducir sobrecostos y eficientizar las etapas de construcción, operación y mantenimiento.
Duarte hizo hincapié en las ventajas de proyectar mediante gemelos digitales en etapas tempranas, lo que permite instruir al personal antes de la puesta en marcha de las instalaciones y del posterior ramp up. El directivo concluyó que el owner debe tender puentes transversales entre el universo del Capex, IT y OT, señalando que «hay que hablar de colaboración y pensar en ir todos a una mesa para hacer proyectos bien hechos en la Argentina, reuniendo a owners, epcistas y tecnólogos”.
Por su parte, Gustavo Rojas enfocó su exposición en el reto que tiene el constructor para integrar toda la cadena de valor y transformar un diseño en un activo construible, operable de forma segura y sustentable. El representante de Techint recordó que los modelos digitales comenzaron en la década de 1980, cuando el obstáculo principal era el acceso costoso a las herramientas de computación, y contrastó: “Hoy existe la tecnología; el gran desafío pasa por la transformación de la organización”.
Rojas profundizó en la necesidad crítica de capturar la información clave en las fases iniciales de la ingeniería básica y de detalle, advirtiendo que reconstruir datos faltantes en plena obra genera costos altísimos. En esa línea, defendió el uso de entornos virtuales para anticipar problemas de montaje, argumentando que “la simulación nos ayuda a equivocarnos rápido y barato”. Para consolidar este avance, propuso trabajar junto al Instituto IRAM en una normativa y un sello diferencial que proteja los estándares de ingeniería y permita competir en las licitaciones más allá de la comparación lineal de precios.
El rol del tecnólogo en la optimización de obra
A su turno, Gustavo Guitera detalló cómo trabaja Siemens en la integración de la metodología BIM con la gestión de información de activos (AIM), orientada a optimizar el ciclo de vida completo de la operación y el mantenimiento. El especialista describió el valor de emular el funcionamiento real de las plantas mediante datos en tiempo real y copilotos de procesos, alertando sobre la urgencia de actualizar los recursos humanos: “Tenemos que hacer un upskilling de personas que hoy están trabajando con conocimientos, herramientas y un mindset viejo, articulando esfuerzos con la academia”.
Guitera explicó que los activos maduros (brownfield) presentan una complejidad mayor para la reconversión digital frente a los proyectos desde cero (greenfield), requiriendo una considerable inversión de horas hombre para llevar a entornos BIM la documentación existente. Frente a un ecosistema industrial cada vez más complejo, el ejecutivo destacó la importancia de las alianzas de co-creación, afirmando que “el partner tecnológico intenta trabajar desde la base la simulación de los equipos para algo que se va a poner en marcha dentro de tres años”.
Los líderes de la cadena de valor energética remarcaron que el éxito de los nuevos procesos no depende del software, sino del cambio cultural y la capacitación del factor humano.
Finalmente, Lautaro Gelso expuso la experiencia de AESA en la aplicación de maquetas digitales en el segmento del downstream y los desafíos prácticos de trasladar esta metodología a la ejecución real de un contrato de ingeniería, compras y construcción. “La digitalización cuenta con distintas herramientas, pero los actores son los que lo logran o lo impedimos; el factor humano es clave en el ecosistema del oil & gas”, subrayó el referente, señalando que la adaptación cultural demanda un esfuerzo consciente por parte de los profesionales.
Gelso concluyó que el diseño conceptual temprano mediante metodologías integradas permite optimizar las estrategias de montaje y evitar dilaciones de suministros en obras de gran envergadura que demandan millones de horas hombre. Para el especialista, la clave de este proceso radica en evitar la imposición contractual rígida y fomentar un desarrollo gradual de las capacidades técnicas de los especialistas, alertando que “es un crecimiento al que, si no nos sumamos, nos vamos a quedar afuera, porque esta va a ser la base de la industria”.
Desde que a finales de abril se abrió el nuevo registro de beneficiarios para el subsidio al gas licuado de petróleo (GLP) envasado, apenas se inscribieron 250.000 personas, según pudo saber EconoJournal de fuentes de la Secretaría de Energía. La cifra equivale a menos del 10% de los 3 millones de beneficiarios que el organismo espera alcanzar, y queda muy por debajo de los 3,9 millones de hogares con garrafa que llegó a tener el ex Programa Hogar, cuyos pagos están discontinuados desde el año pasado.
El nuevo esquema, formalizado por la Disposición 1/2026, que instrumentó el Decreto 943 de Subsidios Energéticos Focalizados, exige a los beneficiarios del antiguo Programa Hogar revalidar su situación socioeconómica bajo los nuevos parámetros del Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (RSEF). Quien no se reempadrone queda dado de baja de forma automática. A dos meses de abierta la convocatoria, el ritmo de reinscripción resultó más lento de lo previsto y todavía resta reincorporar a la inmensa mayoría de los que tenían subsidio al nuevo régimen.
Notificaciones vía Mi Argentina y demoras de 30 días para autorizar
En la Secretaría de Energía reconocen que están tardando 30 días en autorizar las solicitudes que sí se presentan.
Al ser consultados por qué el número de anotados es tan bajo, desde la Secretaría de Energía lo atribuyen a la difusión: «Estamos haciendo notificaciones a usuarios de Mi Argentina», señalaron. El organismo reconoció además que está tardando 30 días en autorizar las solicitudes que sí se presentan.
Para Ricardo Espinoza, de la Asociación de Usuarios y Consumidores (ADDUC), el Estado debería haber usado organismos con llegada territorial, como el Anses o el Banco Nación, para acelerar el reempadronamiento o aprovechar el padrón ya armado del Programa Hogar para reinscribir de oficio en lugar de exigir un trámite nuevo. «Cuando hablamos del usuario de garrafa, estamos hablando de sectores muy vulnerables, prácticamente inhóspitos donde hay mucha gente que no está conectada, no tiene teléfono inteligente, no se entera de las cosas”.
Un subsidio que no sigue al precio de mercado
La Disposición 1/2026 fijó el nuevo monto del subsidio en $9.593 por cada garrafa de 10 kilos, valor que se actualizará periódicamente según los costos de fraccionamiento, cuando la Secretaría lo disponga. El cálculo toma como referencia el precio mayorista del butano, la materia prima principal de la garrafa, al que se le suman costos operativos del sector.
En los hechos, ese monto no sigue el precio de mercado, dado que hoy una garrafa de YPF Gas cuesta $30.000 en el modelo de acero y $33.000 en el nuevo modelo de plástico en el Gran Buenos Aires, por lo que el subsidio cubre apenas un 31,9% del valor, según reportó Econojournal cuando se publicó la medida.
A eso se suma el esquema de cupos: de abril a septiembre el subsidio reconoce hasta dos garrafas mensuales por hogar, y en el período estival —de octubre a marzo— el cupo baja a una sola unidad. Según Espinoza, ese tope no refleja el consumo real de una familia sin gas de red en invierno.
«Hay lugares donde tenés que utilizar tres o cuatro garrafas durante el mes. Si está a $35.000, son alrededor de $150.000 mensuales, el reintegro de menos de $20.000 del subsidio no es suficiente», graficó.
Un informe de la consultora Economía y Energía, dirigida por Nicolás Arceo, había estimado el costo fiscal del nuevo esquema en US$476 millones para 2026.
Requisitos y dónde anotarse
La asistencia quedó reservada estrictamente a hogares sin conexión a la red de gas natural cuyos ingresos del grupo familiar iguales o inferiores a tres Canastas Básicas Totales y no posean autos con menos de tres años de antigüedad, tres o más inmuebles, aeronaves ni embarcaciones de lujo.
La compra de la garrafa deberá ser obligatoriamente a través de las billeteras virtuales BNA+ y MODO, incluyendo a todos los bancos adheridos a esta plataforma de pagos. De esta manera, el subsidio opera como reintegro directo en el momento de la operación, de forma transparente para el usuario.
En las provincias de Santa Fe, Córdoba y el NOA hay 300 industrias con cortes de gas.
La Unión Industrial Argentina (UIA) está monitoreando de cerca las restricciones y corte de gas natural que se le están aplicando a industrias. Allegados a la entidad entienden que el gobierno debería convocar al Comité de Emergencia, la instancia coordinada por el ente regulador –antes Enargas, ahora Enrege- para atender los problemas de abastecimiento en momentos críticos.
Desde las distribuidoras sostienen que «aquella industria que decidió comprar su GNL lo está consumiendo». De este modo buscan dejar en claro que no hay un problema de cantidad sino de precio, dando a entender que las industrias se resisten a pagar el gas el valor de mercado y buscan que se convoque al comité de Emergencia para que sea el Estado las que las rescate con algún tipo de subsidio.
Distintas fuentes industriales consultadas por EconoJournal estimaron que hay alrededor de 300 empresas que tienen restricciones o cortes de suministro de gas natural en Santa Fe, Córdoba y las provincias del NOA. Incluso, las mismas fuentes remarcaron a este medio que sólo en Santa Fe hay 70 empresas con corte total de gas y aclararon que “muchas de ellas tienen contratos en firme”.
Los cortes de gas a industrias se han venido produciendo durante mayo y junio y la llegada de la ola polar agudizó las restricciones. La intención del gobierno es que no corra peligro la demanda prioritaria como los hogares, escuelas, hospitales, entre otros organismos.
El secretario de Coordinación de Energía, Daniel González, dijo en una entrevista en Radio Mitre que “la demanda prioritaria de todo el país está perfectamente satisfecha. Hoy hay producción y transporte suficientes para satisfacer toda la demanda prioritaria”. Y añadió que “hay industrias que no tienen cortes porque eligieron comprar el GNL. Nosotros queremos transparentar el costo de la energía para que cada actor económico pueda tomar decisiones racionales de consumo”.
No falta gas
Los problemas de abastecimiento no tienen que ver con una falta física de gas natural en el país, como ocurrió en el invierno de 2025. De hecho, hay más gas disponible en el sistema que el año pasado.
En este caso, los problemas en el abastecimiento tienen que ver con el nuevo marco regulatorio del mercado del gas. El gobierno decidió avanzar este año en una serie de medidas para que productores, distribuidoras y consumidores vuelvan a operar bajo las reglas básicas de la licencia del servicio luego de dos décadas de funcionamiento bajo intervención de la empresa estatal Enarsa.
Este invierno Enarsa no está actuando como proveedor de gas de última instancia ya que el nuevo marco regulatorio pondera a los comercializadores privados. Esto implica que los grandes usuarios de gas, como es el sector industrial, tengan que comprarle directamente el gas a los comercializadores.
Este año el Gas Natural Licuado (GNL) tiene un costo mucho mayor por la suba de los precios internacionales que provocó la guerra en Medio Oriente. En rigor, los industriales no quieren afrontar el precio del GNL a 20 dólares por millón de BTU (US$/MMBTU).
Si bien hay gas físico disponible en el sistema, en el sector productivo entienden que hay industrias que no pueden pagar el gas a este precio cuando en el último año han venido pagando entre 3 y 4 US$/MMBTU.
“El nuevo esquema regulatorio podría funcionar, pero con tiempo. Para pasar del esquema de Enarsa al otro extremo se necesita tiempo, porque si no es un descontrol y cada uno se arregla como puede y termina pasando esto”, expresó un industrial consultado por EconoJournal. “Lo que terminó pasando este año es que hay un descontrol total, algunas pocas industrias grandes contrataron el gas caro para seguir operativas, pero el resto no”, agregó.
Otro industrial señaló que “los grandes usuarios del sur no tienen problemas, los del centro y norte del país sí”. “Estamos en un escenario donde si no compras gas caro, finalmente tenés cortes. Pero la gran mayoría de las industrias no quieren pagar el GNL a 20 US$/MMBTU”, detalló la fuente del sector industrial que prefirió reservar su nombre.
Propuesta de la UIA
Desde la UIA afirmaron que la entidad le acercó una propuesta al gobierno hace un mes, cuando comenzaron algunas restricciones de gas en grandes usuarios y estaciones de GNC. La UIA le propuso al área energética del gobierno que, ante el cambio regulatorio y la escalada de precios por la guerra en Medio Oriente, este año el Estado financie el 50% del costo del GNL para los grandes usuarios.
La propuesta en concreto no contemplaba un subsidio, si no que la mitad del precio del GNL importado durante el invierno esté financiado por el Estado por un plazo de siete u ocho meses y que el otro 50% lo asumían los grandes usuarios.
La propuesta fue conversada en los despachos oficiales del ministro de Economía Luis Caputo, el ministro coordinador Daniel González y la secretaria de Energía, María Tettamanti, pero no llegó a buen puerto.
El flamante jefe de Gabinete, Diego Santilli, se reunió con jefes de bloque del Senado por la ley de Zona Fría.
El gobierno de Javier Milei reactivó esta semana la negociación por la ley que modifica elrégimen de Zona Fría, a partir del aire político que obtuvo con la salida de Manuel Adorni y su reemplazo por Diego Santilli. A más de un mes de la media sanción en la Cámara de Diputados de la Nación, el flamante jefe de Gabinete tendió un puente en el Senado, pero nadie anticipa un debate del proyecto antes del receso invernal.
Esta media sanción retrotrajo el esquema de subsidios al vigente hasta 2021, antes de que se extendieran los beneficios a gran parte de Buenos Aires, el centro y sur de Córdoba, el sur de Santa Fe, Mendoza y casi la totalidad de San Luis.
Ahora, el funcionario nacional enfrenta una ardua tarea para conseguir los votos: no solo cuenta con el rechazo de los gobernadores afectados por la quita de subsidios como Martín Llaryora de Córdoba y los del Norte que habían dado apoyo a la media sanción a cambio de una promesa para crear un régimen de zonas cálidas. Santilli también encuentra obstáculos en provincias aliadas que seguirán dentro del esquema, pero que no están conformes con la redacción final de la ley.
En el caso de Neuquén, la senadora Julieta Corroza de La Neuquinidad volvió a reiterar esta semana la posición del bloque contra el artículo que brinda discrecionalidad al Poder Ejecutivo para fijar el porcentaje de subsidio en la Patagonia.
El gobernador Rolando Figueroa había mencionado un compromiso del ministro de Economía, Luis «Toto» Caputo, de no tocar el 50% actual, pero la legisladora no quiere votar una ley que pueda dejar abierto el escenario para las futuras gestiones.
Y, como había anticipado EN/CLAVE, en paralelo a esa discusión corre otra más doméstica por la elección de las autoridades de la comisión de Energía en la Cámara Alta. Persiste una «lucha encarnizada» por ocupar la vicepresidencia y la secretaría que tiene a tres postulantes: Corroza, el libertario Pablo Cervi y la salteña Flavia Royón.
El presidente es Flavio Fama, de Catamarca, quien tiene mandato hasta fines de 2027.
Operativo Santilli
El flamante jefe de Gabinete, Diego Santilli, encabezó un encuentro el miércoles en el Senado con los jefes de bloque e integrantes de la comisión de Energía. El desembarco no fue en soledad, sino con dos funcionarios del área energética: la secretaria María Tettamanti y el coordinador Daniel González.
Fue el primer abordaje a la media sanción que se aprobó en mayo en Diputados y que se trabó ni bien llegó a la Cámara Alta por la dificultad del oficialismo para conseguir los 37 votos que necesitará en el recinto.
En ese encuentro, la senadora Julieta Corroza de La Neuquinidad volvió a plantear sus diferencias con el artículo que sustituye el 3° de la ley 27.637 que ahora indica que los beneficios para las regiones y departamentos alcanzadas por el régimen de Zona Fría «serán determinados por el Poder Ejecutivo nacional, por sí o a través de la autoridad de aplicación de la presente ley, con las modalidades que considere pertinentes».
La redacción actual estable que tales beneficios «serán equivalentes al 50% de los cuadros tarifarios plenos establecidos por el Enargas».
Los funcionarios de Energía explicaron que esa especificación «nunca estuvo escrita» antes de la reforma del 2021. Sin embargo, el argumento sigue sin convencer a la enviada de Rolando Figueroa, quien se mantiene en la pulseada y advirtió su rechazo a avalar un texto que le deje discrecionalidad para modificaciones en los próximos gobiernos.
La Neuquinidad es otro de los bloques que había aportado la media sanción en la Cámara Baja, pero endureció su postura al llegar la media sanción al Senado.
Pablo Cervi, uno de los representantes de Neuquén por La Libertad Avanza, dijo a EN/CLAVE que el proyecto es «una de las prioridades del gobierno por lo que significa para los costos» y planteó que, de no salir la ley, el gobierno debería incrementar el recargo para todos los usuarios del 7,5% al 11% para sostener el sistema.
Insistió con que el gobierno analiza cómo «generar un entendimiento o un compromiso respecto de lo que pide Neuquén», pero que «lo importante es que no vuelva a Diputados». Fue el mismo planteo que hizo Daniel González en la reunión con los legisladores.
Cervi advirtió también que la mayoría de las provincias que quedan dentro del esquema de subsidios del régimen de Zona Fría son productoras de gas. «Si querés que te paguen el gas como corresponde, tenés que cobrarlo como corresponde», afirmó y sugirió que los gobiernos de esas jurisdicciones podrían buscar «una forma de generar también beneficios a la gente con las regalías que reciben».
Autoridades vacantes en Energía
Para que la media sanción inicie su camino formal en el Senado, primero debe constituirse la comisión de Energía y definir sus autoridades, más allá de su presidencia que está en manos de Flavio Fama.
El jueves a la mañana, Julieta Corroza se reunió con el senador catamarqueño para analizar una eventual convocatoria del cuerpo para la semana que viene, aunque nadie ve chances de que el debate avance antes del receso invernal.
Sí deben resolverse las autoridades de la comisión, negociación que derivó en una «lucha encarnizada» con tres candidatos y solo dos lugares.
Neuquén se siente con derecho a tener un lugar por la relevancia que tiene Vaca Muerta para el país, pero no hay acuerdo entre el libertario Pablo Cervi y la rolista Julieta Corroza para quedarse con el puesto.
Corroza volvió a argumentar, esta vez en la mesa con Santilli, que una eventual vicepresidencia o secretaría debería corresponderse con la línea del gobernador y el modelo provincial. Pero Cervi tenía un compromiso de su partido y viene trabajando junto al gobierno nacional en la ley de biocombustibles como miembro de esa comisión.
La otra postulante que busca un lugar en la comisión es la salteña Flavia Royón, quien tiene entre sus pergaminos haber ocupado la secretaría de Energía de la Nación en la gestión de Alberto Fernández y de Minería en el inicio del gobierno de Javier Milei.
Pablo Franzetti (Meitner), Federico Ramos Napoli (secretario de Asuntos Nucleares), Luis Caputo (ministro de Economía) y Teófilo Lacroze (CEO de Meitner Energy).
Meitner Energy, la compañía conformada entre capitales estadounidenses e INVAP para desarrollar el reactor ACR-300, presentó este jueves ante el Ministerio de Economía una iniciativa privada por US$ 1200 millones para construir su primera unidad en la Argentina. La intención es poder calificar el proyecto al Súper RIGI, el régimen de incentivos para inversiones en nuevas actividades económicas que todavía debe ser aprobado por el Congreso.
El proyecto de Meitner Energy es el primero en ser anunciado para el futuro régimen de inversiones. También constituye la segunda iniciativa privada para el sector nuclear presentada ante el Ministerio de Economía en el gobierno de Javier Milei, luego de la propuesta que la empresa estadounidense Nano Nuclear Energy formalizó este año para finalizar la planta de uranio de Dioxitek en Formosa.
En concreto, la iniciativa contempla la construcción en el complejo nuclear de Atucha de un ACR-300. Se trata de un reactor modular pequeño (SMR) con una potencia aproximada de 300 MWe. Su construcción dará origen al primer proyecto First of a Kind (FOAK) de este diseño a nivel mundial.
Nucleoeléctrica Argentina, la empresa estatal que opera las centrales nucleares, tendrá el derecho de asumir la operación y el mantenimiento de la central en condiciones de mercado. Meitner Energy abonará un canon por el derecho real de superficie sobre los terrenos donde se emplazará la central.
La propuesta privada fue presentada este jueves por el CEO de Meitner, Teófilo Lacroze, acompañado por el secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli. «Es exactamente el modelo que venimos impulsando: el Estado genera las condiciones y garantiza la previsibilidad, y el sector privado invierte el capital asumiendo el riesgo. Todo esto va en consonancia con los Lineamientos de la Política Nuclear Argentina que presentamos a finales de mayo», publicó Ramos Napoli en X.
Meitner Enegy presentará un proyecto de reactor SMR al Súper RIGI
Meitner Energy propone construir su primer reactor ACR-300 en el complejo nuclear Atucha en Lima, Buenos Aires.
La intención de la empresa es calificar el proyecto al Súper RIGI una vez que el Senado apruebe la creación del nuevo régimen de inversiones. El proyecto de ley ya obtuvo media sanción en la Cámara de Diputados.
El Súper RIGI será aplicable a proyectos en actividades sin antecedentes en el país y con un piso mínimo de inversión de US$ 1000 millones. La Argentina ya cuenta con dos centrales nucleares. No obstante, el gobierno considera que los reactores SMR constituyen una nueva actividad.
También está el antecedente del reactor prototipo CAREM, cuyo desarrollo fue frenado tras una revisión independiente que sugirió realizar correcciones en el diseño. Fuentes al tanto del proceso señalaron a este medio que el proyecto de Meitner implica la construcción directa de un reactor comercial, sin pasar antes por un prototipo.
En cualquier caso, el desarrollo del ACR-300 se encuentra en un estadio aún preliminar. Meitner concluyó con la ingeniería conceptual y ya esta trabajando en la ingeniería básica del diseño del reactor, con dos revisiones críticas internacionales superadas con éxito.
La empresa está empleando a un equipo de 120 profesionales, principalmente en Bariloche. Muchos profesionales provienen de Nucleoeléctrica y de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA). Algunos inclusive dejaron el proyecto CAREM para sumarse a Meitner, en un contexto de bajos salarios y recorte presupuestario en la CNEA, que esta semana registró un conflicto mayor por la desvinculación de 61 contratados.
En paralelo, la empresa deberá licenciar el diseño y la construcción de un primer reactor ante la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN), el organismo regulador del sector nuclear argentino. Una vez cumplidos con esos pasos y con la aprobación de la iniciativa por parte del Ministerio de Economía, la empresa proyecta que construirá el reactor en aproximadamente cinco años.
Se estima la creación de alrededor de 2000 puestos de trabajo directos durante las etapas de desarrollo, construcción, puesta en marcha y operación del reactor.
Cómo será el reactor ACR-300
Lacroze adelantó algunos puntos sobre el diseño ACR-300 y la perspectiva general del proyectoy negocio que impulsa Meitner en un evento realizado el mes pasado en Buenos Aires. Fue la primera presentación formal de la compañía que tiene a INVAP como accionista minoritario con el 40% de las acciones y a un grupo inversor liderado por el empresario estadounidense de origen iraní Hamid Ansari con el resto del paquete accionario.
El ACR-300 es un reactor SMR de 300 MW de potencia eléctrica. Conceptualmente, se trata de un reactor de agua presurizada (PWR por sus siglas en inglés) compacto, lo que en la industria se considera un reactor de tercera generación plus (generación III+). De hecho, varios diseños SMR en el mundo son conceptualmente también reactores de agua presurizada.
Tres cuartas partes de los reactores para generación eléctrica en el mundo son grandes reactores PWR, generalmente de 1000 MW. Pero el renovado interés por la energía nuclear esta empujando al desarrollo de reactores SMR con el objetivo de disminuir el costo económico de los proyectos nucleoeléctricos.
Según Lacroze, la principal fortaleza del ACR-300 estará en la combinación justa entre innovación «donde realmente importa» y tecnologías ya probadas para el funcionamiento del reactor. «El 11% de los componentes de un reactor generan el 67% de los costos, es ahí donde enfocamos, en temas como configuración horizontal, que hace que nuestros componentes y la construcción de los reactores sean un 40% más pequeña que otros SMR», explicó en el evento FIRST a comienzos de junio.
«Nuesta misión es desarrollar soluciones nucleares limpias, sostenibles y escalables. Hacer eso en la Argentina, aprovechando el ecosistema nuclear argentino, y también sin dudas el contexto macroeconómico, la estabilidad y reglas muy claras de largo plazo aseguradas a través de programas como el RIGI o el proyecto del Super RIGI, que sin dudas es muy relevante para nuestra industria«, concluyó en aquella oportunidad.
Pablo Franzetti (Meitner), Federico Ramos Napoli (secretario de Asuntos Nucleares), Luis Caputo (ministro de Economía) y Teófilo Lacroze (CEO de Meitner Energy).
Meitner Energy, la compañía conformada entre capitales estadounidenses e INVAP para desarrollar el reactor ACR-300, presentó este jueves ante el Ministerio de Economía una iniciativa privada por US$ 1200 millones para construir su primera unidad en la Argentina. La intención es poder calificar el proyecto al Súper RIGI, el régimen de incentivos para inversiones en nuevas actividades económicas que todavía debe ser aprobado por el Congreso.
El proyecto de Meitner Energy es el primero en ser anunciado para el futuro régimen de inversiones. También constituye la segunda iniciativa privada para el sector nuclear presentada ante el Ministerio de Economía en el gobierno de Javier Milei, luego de la propuesta que la empresa estadounidense Nano Nuclear Energy formalizó este año para finalizar la planta de uranio de Dioxitek en Formosa.
En concreto, la iniciativa contempla la construcción en el complejo nuclear de Atucha de un ACR-300. Se trata de un reactor modular pequeño (SMR) con una potencia aproximada de 300 MWe. Su construcción dará origen al primer proyecto First of a Kind (FOAK) de este diseño a nivel mundial.
Nucleoeléctrica Argentina, la empresa estatal que opera las centrales nucleares, tendrá el derecho de asumir la operación y el mantenimiento de la central en condiciones de mercado. Meitner Energy abonará un canon por el derecho real de superficie sobre los terrenos donde se emplazará la central.
La propuesta privada fue presentada este jueves por el CEO de Meitner, Teófilo Lacroze, acompañado por el secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli. «Es exactamente el modelo que venimos impulsando: el Estado genera las condiciones y garantiza la previsibilidad, y el sector privado invierte el capital asumiendo el riesgo. Todo esto va en consonancia con los Lineamientos de la Política Nuclear Argentina que presentamos a finales de mayo», publicó Ramos Napoli en X.
Meitner Enegy presentará un proyecto de reactor SMR al Súper RIGI
Meitner Energy propone construir su primer reactor ACR-300 en el complejo nuclear Atucha en Lima, Buenos Aires.
La intención de la empresa es calificar el proyecto al Súper RIGI una vez que el Senado apruebe la creación del nuevo régimen de inversiones. El proyecto de ley ya obtuvo media sanción en la Cámara de Diputados.
El Súper RIGI será aplicable a proyectos en actividades sin antecedentes en el país y con un piso mínimo de inversión de US$ 1000 millones. La Argentina ya cuenta con dos centrales nucleares. No obstante, el gobierno considera que los reactores SMR constituyen una nueva actividad.
También está el antecedente del reactor prototipo CAREM, cuyo desarrollo fue frenado tras una revisión independiente que sugirió realizar correcciones en el diseño. Fuentes al tanto del proceso señalaron a este medio que el proyecto de Meitner implica la construcción directa de un reactor comercial, sin pasar antes por un prototipo.
En cualquier caso, el desarrollo del ACR-300 se encuentra en un estadio aún preliminar. Meitner concluyó con la ingeniería conceptual y ya esta trabajando en la ingeniería básica del diseño del reactor, con dos revisiones críticas internacionales superadas con éxito.
La empresa está empleando a un equipo de 120 profesionales, principalmente en Bariloche. Muchos profesionales provienen de Nucleoeléctrica y de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA). Algunos inclusive dejaron el proyecto CAREM para sumarse a Meitner, en un contexto de bajos salarios y recorte presupuestario en la CNEA, que esta semana registró un conflicto mayor por la desvinculación de 61 contratados.
En paralelo, la empresa deberá licenciar el diseño y la construcción de un primer reactor ante la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN), el organismo regulador del sector nuclear argentino. Una vez cumplidos con esos pasos y con la aprobación de la iniciativa por parte del Ministerio de Economía, la empresa proyecta que construirá el reactor en aproximadamente cinco años.
Se estima la creación de alrededor de 2000 puestos de trabajo directos durante las etapas de desarrollo, construcción, puesta en marcha y operación del reactor.
Cómo será el reactor ACR-300
Lacroze adelantó algunos puntos sobre el diseño ACR-300 y la perspectiva general del proyectoy negocio que impulsa Meitner en un evento realizado el mes pasado en Buenos Aires. Fue la primera presentación formal de la compañía que tiene a INVAP como accionista minoritario con el 40% de las acciones y a un grupo inversor liderado por el empresario estadounidense de origen iraní Hamid Ansari con el resto del paquete accionario.
El ACR-300 es un reactor SMR de 300 MW de potencia eléctrica. Conceptualmente, se trata de un reactor de agua presurizada (PWR por sus siglas en inglés) compacto, lo que en la industria se considera un reactor de tercera generación plus (generación III+). De hecho, varios diseños SMR en el mundo son conceptualmente también reactores de agua presurizada.
Tres cuartas partes de los reactores para generación eléctrica en el mundo son grandes reactores PWR, generalmente de 1000 MW. Pero el renovado interés por la energía nuclear esta empujando al desarrollo de reactores SMR con el objetivo de disminuir el costo económico de los proyectos nucleoeléctricos.
Según Lacroze, la principal fortaleza del ACR-300 estará en la combinación justa entre innovación «donde realmente importa» y tecnologías ya probadas para el funcionamiento del reactor. «El 11% de los componentes de un reactor generan el 67% de los costos, es ahí donde enfocamos, en temas como configuración horizontal, que hace que nuestros componentes y la construcción de los reactores sean un 40% más pequeña que otros SMR», explicó en el evento FIRST a comienzos de junio.
«Nuesta misión es desarrollar soluciones nucleares limpias, sostenibles y escalables. Hacer eso en la Argentina, aprovechando el ecosistema nuclear argentino, y también sin dudas el contexto macroeconómico, la estabilidad y reglas muy claras de largo plazo aseguradas a través de programas como el RIGI o el proyecto del Super RIGI, que sin dudas es muy relevante para nuestra industria«, concluyó en aquella oportunidad.
La minería en Neuquén se rige hoy por una ley de procedimiento de 1975.
El gobierno de Neuquén abrió un debate en la Legislatura para «limpiar el mapa» de la minería en la provincia y tentar a nuevos inversores a una actividad hoy subexplotada, aunque complementaria a Vaca Muerta. Con la presentación de un Código de Procedimiento Minero actualizado y un inédito régimen para cobrar regalías sobre la extracción, Rolando Figueroa busca aval de los diputados para reescribir las reglas del sector.
La expectativa de la gestión está puesta, no solo en reactivar la mina de oro de Andacollo, en el Norte Neuquino, sino también ampliar la explotación de las arenas de fractura para la industria hidrocarburífera en el centro de la provincia y tentar a inversores con un yacimiento «de clase mundial» de sales de potasio, al norte de Rincón de los Sauces.
Si bien ambos proyectos los envió el gobernador a la Legislatura el 1 de marzo, el debate comenzó a tomar forma recién esta semana en la comisión de Energía. El miércoles, los diputados recibieron al director provincial de Minería, Carlos Portilla, y al director general de Legales, Elías Salazar, quienes explicaron los alcances de los cambios.
Los legisladores aún no pusieron fecha para someter el despacho a votación, algo que recién podría suceder tras el receso de invierno.
Los funcionarios indicaron que el nuevo código busca unificar la legislación vinculada a la materia y, principalmente, modernizarla, ya que el procedimiento minero se rige actualmente por la ley 902 de 1975.
«La idea principal es contener en un solo texto normativo toda esa legislación para hacer más expedito cada trámite y garantizar la estabilidad jurídica necesaria para las inversiones mineras y la sociedad en su conjunto», afirmó Portilla.
El nuevo código eleva a rango de ley las disposiciones ambientales, incorpora la tramitación electrónica de los expedientes mineros y contiene un capítulo específico de regulación de las concesiones relativas a minerales de tercera categoría, a las que el gobierno definió de «relevancia económica y social» por su vinculación con la construcción y la obra pública.
Estas concesiones tendrán una duración de diez años prorrogables por tres y pagarán un canon minero. Esto alcanzará a los nuevos trámites como a los que estén vigentes a partir de la sanción de la ley.
Salazar explicó que, para el caso de los minerales de primera y segunda categoría, se reforzaron algunas exigencias para obtener la concesión. «En el caso de los cateos, requieren denunciar un área y, a la vez, presentar un programa mínimo de trabajo que son requisitos técnicos para llevar adelante la exploración. Eso nos da elementos para saber si está realmente interesado en llegar a una explotación», apuntó.
La nueva legislación establece que, en los casos de liberación de áreas ocupadas por trámites o derechos mineros, de declaración de minas vacantes, caducas o abandonadas, la autoridad minera deberá notificar a la estatal Cormine para que, dentro de los 10 días posteriores, comunique su decisión de someter el área a investigación o bien solicitar la concesión de las minas.
Contra la «minería de café»
El titular de Minería, Carlos Portilla, dijo a los diputados que la ley actual es «bastante permisiva», algo que vinculó a «otro contexto histórico donde la avidez por minerales no tenía la misma fuerza que ahora».
«Bajo esa legislación antigua, la provincia se ve llena en el mapa minero de solicitudes de cateo que tienen la posibilidad de pisar grandes áreas y dejarlas inamovibles hasta que se van cumpliendo los plazos para ir devolviendo hectáreas y conformar la mina», explicó.
Esa maniobra especulativa es la que intenta bloquear el nuevo código, según planteó, exigiendo un mayor compromiso de inversión a quien solicite el cateo.
«Como está hoy, alguien puede pisar un área de interés por mucho tiempo esperando que venga alguien que sí tenga la inversión y tener que recurrir a esta persona que solamente hace, como le llamamos vulgarmente, minería de café», graficó.
Según los datos al 2025, Neuquén tiene unos 135 yacimientos mineros activos de los cuales más del 70% corresponde a áridos.
La minería sigue siendo una actividad poco explotada en la provincia: genera unos 3.800 puestos de empleo directos e indirectos y alcanzó el año pasado una producción total de 4.199.468 de toneladas. De esta cantidad, 3.578.066 toneladas correspondieron a rocas de aplicación, 615.658 toneladas a minerales industriales, y solo 5.744 toneladas a minerales de primera categoría.
Arenas para Vaca Muerta
Carlos Portilla, director de Minería, expuso en la Legislatura el proyecto.
Este año, el gobierno de Neuquén anunció la creación de una Mesa Interprovincial de la Arena con participación de productores, procesadores y comercializadores de distintas jurisdicciones, entre ellas Entre Ríos, Chubut, Río Negro y Neuquén con el objetivo de «ordenar el mercado, anticipar la demanda y optimizar la logística» frente al crecimiento de la actividad en Vaca Muerta.
También se hicieron las primeras pruebas de fractura hidráulica utilizando arenas silíceas extraídas en la provincia. Vista Energy es una de las operadoras más avanzadas en el proceso, con una cantera propia cuyo procesamiento se hace en instalaciones ubicadas en Bajada del Palo.
Neuquén aplicó también una novedad en el tratamiento de este tipo de minerales, a los que asignó como de primera categoría y no de tercera, como sucede en provincias como Río Negro o Entre Ríos.
«Hemos logrado facilitado los trámites interpretando que las famosas arenas para fracking son de primera categoría. Porque contienen cuarzo, principalmente, y feldespato que son dos minerales que el Código de Minería los clasifica en la primera categoría», explicó Carlos Portilla.
«Por lo tanto, para Neuquén, esas arenas son de la primera categoría cuando en otras provincias se manejan como canteras en general y se deja la administración de ese recurso al dueño del suelo. Para nosotros, pertenecen al Estado provincial. Bajo esta mirada hemos logrado que se interesen empresas y que ya exista la primera mina de arena de cercanías y que ya la están usando en las diversas fracturas», sostuvo.
En paralelo a la sanción del Código de Procedimiento Minero, la Legislatura también deberá avanzar en el régimen de regalías mineras que aplicará tanto para los minerales de primera categoría, los de segunda y los de tercera que estén sobre tierras fiscales.
El proyecto fija dos tipos de porcentajes sobre el valor boca mina de la totalidad de los minerales extraídos: del 3% cuando los productos minerales sean sometidos a procesos de elaboración fuera del territorio provincial; y del 2% cuando los productos minerales sean sometidos a procesos intermedios y/o finales de elaboración dentro de la provincia.
El valor boca mina se determinará conforme al artículo 22 bis de la ley nacional 24.196.
También crea la Tasa de Fiscalización Minera, destinada a solventar las actividades de control, verificación y fiscalización que realice la autoridad de aplicación y que deberán pagar todos los sujetos obligados.
Otra vez el potasio
El titular de Minería, Carlos Portilla, dijo a los diputados esta semana que una de las expectativas del área para generar un salto de escala de la actividad en Neuquén está puesta en el potasio.
«Tenemos identificado un recurso que puede ser de clase mundial, que es el potasio. La sal de potasio es ampliamente demandada hoy en el mundo, y no va a faltar mucho para que la Argentina lo requiera», explicó el funcionario, quien detalló que es «uno de los principales nutrientes para el agro».
«Vemos que nuestros yacimientos de potasio tienen una potencialidad importante de explotación. ¿Qué ocurre? Se ubican entre los 1.000 y los 1.500 metros de profundidad y, para extraerlo, hay que usar tecnologías que cada vez son más complejas, pero que ofrecen las soluciones. La naturaleza hizo lo suyo. Nosotros intentamos, con este código, facilitar las cuestiones administrativas para limpiar el mapa y que los inversores reales vengan», aseguró.
En Neuquén ya se conoce un antecedente vinculado al potasio que generó amplísimas expectativas en Rincón de los Sauces, pero que fracasó. Fue la inversión anunciada al sur de Mendoza del proyecto Potasio Río Colorado, que prometía puestos de trabajo, la construcción de una vía férrea y aportes económicos para infraestructura en la localidad petrolera de Neuquén.
La empresa brasileña Vale Do Rio Doce, que había adquirido los activos en 2009, finalmente confirmó en 2014 su decisión de venderlos y el yacimiento quedó paralizado hasta hoy.
Portilla insistió con que Neuquén cuenta con un yacimiento que es «de clase mundial», aunque reconoció que del lado mendocino se encuentra a menor profundidad y que «es mucho más fácil desde los aspectos de rentabilidad extraer ese potasio que el nuestro, aunque es el mismo».
La minería en Neuquén se rige hoy por una ley de procedimiento de 1975.
El gobierno de Neuquén abrió un debate en la Legislatura para «limpiar el mapa» de la minería en la provincia y tentar a nuevos inversores a una actividad hoy subexplotada, aunque complementaria a Vaca Muerta. Con la presentación de un Código de Procedimiento Minero actualizado y un inédito régimen para cobrar regalías sobre la extracción, Rolando Figueroa busca aval de los diputados para reescribir las reglas del sector.
La expectativa de la gestión está puesta, no solo en reactivar la mina de oro de Andacollo, en el Norte Neuquino, sino también ampliar la explotación de las arenas de fractura para la industria hidrocarburífera en el centro de la provincia y tentar a inversores con un yacimiento «de clase mundial» de sales de potasio, al norte de Rincón de los Sauces.
Si bien ambos proyectos los envió el gobernador a la Legislatura el 1 de marzo, el debate comenzó a tomar forma recién esta semana en la comisión de Energía. El miércoles, los diputados recibieron al director provincial de Minería, Carlos Portilla, y al director general de Legales, Elías Salazar, quienes explicaron los alcances de los cambios.
Los legisladores aún no pusieron fecha para someter el despacho a votación, algo que recién podría suceder tras el receso de invierno.
Los funcionarios indicaron que el nuevo código busca unificar la legislación vinculada a la materia y, principalmente, modernizarla, ya que el procedimiento minero se rige actualmente por la ley 902 de 1975.
«La idea principal es contener en un solo texto normativo toda esa legislación para hacer más expedito cada trámite y garantizar la estabilidad jurídica necesaria para las inversiones mineras y la sociedad en su conjunto», afirmó Portilla.
El nuevo código eleva a rango de ley las disposiciones ambientales, incorpora la tramitación electrónica de los expedientes mineros y contiene un capítulo específico de regulación de las concesiones relativas a minerales de tercera categoría, a las que el gobierno definió de «relevancia económica y social» por su vinculación con la construcción y la obra pública.
Estas concesiones tendrán una duración de diez años prorrogables por tres y pagarán un canon minero. Esto alcanzará a los nuevos trámites como a los que estén vigentes a partir de la sanción de la ley.
Salazar explicó que, para el caso de los minerales de primera y segunda categoría, se reforzaron algunas exigencias para obtener la concesión. «En el caso de los cateos, requieren denunciar un área y, a la vez, presentar un programa mínimo de trabajo que son requisitos técnicos para llevar adelante la exploración. Eso nos da elementos para saber si está realmente interesado en llegar a una explotación», apuntó.
La nueva legislación establece que, en los casos de liberación de áreas ocupadas por trámites o derechos mineros, de declaración de minas vacantes, caducas o abandonadas, la autoridad minera deberá notificar a la estatal Cormine para que, dentro de los 10 días posteriores, comunique su decisión de someter el área a investigación o bien solicitar la concesión de las minas.
Contra la «minería de café»
El titular de Minería, Carlos Portilla, dijo a los diputados que la ley actual es «bastante permisiva», algo que vinculó a «otro contexto histórico donde la avidez por minerales no tenía la misma fuerza que ahora».
«Bajo esa legislación antigua, la provincia se ve llena en el mapa minero de solicitudes de cateo que tienen la posibilidad de pisar grandes áreas y dejarlas inamovibles hasta que se van cumpliendo los plazos para ir devolviendo hectáreas y conformar la mina», explicó.
Esa maniobra especulativa es la que intenta bloquear el nuevo código, según planteó, exigiendo un mayor compromiso de inversión a quien solicite el cateo.
«Como está hoy, alguien puede pisar un área de interés por mucho tiempo esperando que venga alguien que sí tenga la inversión y tener que recurrir a esta persona que solamente hace, como le llamamos vulgarmente, minería de café», graficó.
Según los datos al 2025, Neuquén tiene unos 135 yacimientos mineros activos de los cuales más del 70% corresponde a áridos.
La minería sigue siendo una actividad poco explotada en la provincia: genera unos 3.800 puestos de empleo directos e indirectos y alcanzó el año pasado una producción total de 4.199.468 de toneladas. De esta cantidad, 3.578.066 toneladas correspondieron a rocas de aplicación, 615.658 toneladas a minerales industriales, y solo 5.744 toneladas a minerales de primera categoría.
Arenas para Vaca Muerta
Carlos Portilla, director de Minería, expuso en la Legislatura el proyecto.
Este año, el gobierno de Neuquén anunció la creación de una Mesa Interprovincial de la Arena con participación de productores, procesadores y comercializadores de distintas jurisdicciones, entre ellas Entre Ríos, Chubut, Río Negro y Neuquén con el objetivo de «ordenar el mercado, anticipar la demanda y optimizar la logística» frente al crecimiento de la actividad en Vaca Muerta.
También se hicieron las primeras pruebas de fractura hidráulica utilizando arenas silíceas extraídas en la provincia. Vista Energy es una de las operadoras más avanzadas en el proceso, con una cantera propia cuyo procesamiento se hace en instalaciones ubicadas en Bajada del Palo.
Neuquén aplicó también una novedad en el tratamiento de este tipo de minerales, a los que asignó como de primera categoría y no de tercera, como sucede en provincias como Río Negro o Entre Ríos.
«Hemos logrado facilitado los trámites interpretando que las famosas arenas para fracking son de primera categoría. Porque contienen cuarzo, principalmente, y feldespato que son dos minerales que el Código de Minería los clasifica en la primera categoría», explicó Carlos Portilla.
«Por lo tanto, para Neuquén, esas arenas son de la primera categoría cuando en otras provincias se manejan como canteras en general y se deja la administración de ese recurso al dueño del suelo. Para nosotros, pertenecen al Estado provincial. Bajo esta mirada hemos logrado que se interesen empresas y que ya exista la primera mina de arena de cercanías y que ya la están usando en las diversas fracturas», sostuvo.
En paralelo a la sanción del Código de Procedimiento Minero, la Legislatura también deberá avanzar en el régimen de regalías mineras que aplicará tanto para los minerales de primera categoría, los de segunda y los de tercera que estén sobre tierras fiscales.
El proyecto fija dos tipos de porcentajes sobre el valor boca mina de la totalidad de los minerales extraídos: del 3% cuando los productos minerales sean sometidos a procesos de elaboración fuera del territorio provincial; y del 2% cuando los productos minerales sean sometidos a procesos intermedios y/o finales de elaboración dentro de la provincia.
El valor boca mina se determinará conforme al artículo 22 bis de la ley nacional 24.196.
También crea la Tasa de Fiscalización Minera, destinada a solventar las actividades de control, verificación y fiscalización que realice la autoridad de aplicación y que deberán pagar todos los sujetos obligados.
Otra vez el potasio
El titular de Minería, Carlos Portilla, dijo a los diputados esta semana que una de las expectativas del área para generar un salto de escala de la actividad en Neuquén está puesta en el potasio.
«Tenemos identificado un recurso que puede ser de clase mundial, que es el potasio. La sal de potasio es ampliamente demandada hoy en el mundo, y no va a faltar mucho para que la Argentina lo requiera», explicó el funcionario, quien detalló que es «uno de los principales nutrientes para el agro».
«Vemos que nuestros yacimientos de potasio tienen una potencialidad importante de explotación. ¿Qué ocurre? Se ubican entre los 1.000 y los 1.500 metros de profundidad y, para extraerlo, hay que usar tecnologías que cada vez son más complejas, pero que ofrecen las soluciones. La naturaleza hizo lo suyo. Nosotros intentamos, con este código, facilitar las cuestiones administrativas para limpiar el mapa y que los inversores reales vengan», aseguró.
En Neuquén ya se conoce un antecedente vinculado al potasio que generó amplísimas expectativas en Rincón de los Sauces, pero que fracasó. Fue la inversión anunciada al sur de Mendoza del proyecto Potasio Río Colorado, que prometía puestos de trabajo, la construcción de una vía férrea y aportes económicos para infraestructura en la localidad petrolera de Neuquén.
La empresa brasileña Vale Do Rio Doce, que había adquirido los activos en 2009, finalmente confirmó en 2014 su decisión de venderlos y el yacimiento quedó paralizado hasta hoy.
Portilla insistió con que Neuquén cuenta con un yacimiento que es «de clase mundial», aunque reconoció que del lado mendocino se encuentra a menor profundidad y que «es mucho más fácil desde los aspectos de rentabilidad extraer ese potasio que el nuestro, aunque es el mismo».
Como consecuencia de la ola polar, en las últimas horas se intensificaron los cortes de gas a industrias y estaciones de GNC. La medida es esperable porque en los días de frío extremo no hay capacidad de transporte de gas suficiente para garantizarle el suministro a todos los agentes del sistema y en ese escenario siempre se privilegia a los hogares.
Sin embargo, la novedad de este año es que aún durante días templados de mayo y junio las industrias sufrieron muchos más cortes que el año pasado, pese a que la producción de gas es mayor, aumentó la capacidad de transporte desde Vaca Muerta y el país importó un volumen de GNL similar al del invierno pasado. ¿Por qué ahora sí y antes no?
La explicación hay que buscarla en una serie de medidas que ha venido tomando el gobierno para que productores, distribuidoras y consumidores vuelva a operar bajo las reglas básicas de la licencia del servicio, después de más de 20 años en los que la intervención estatal había desdibujado el funcionamiento del mercado.
El regreso de los contratos
Durante casi dos décadas, la fuerte intervención del Estado sobre el mercado gasífero terminó modificando en la práctica el funcionamiento previsto por los contratos de abastecimiento y de transporte. Las asignaciones de capacidad dejaron de reflejar el origen efectivo del gas y la administración cotidiana del sistema pasó a depender crecientemente de decisiones discrecionales del Poder Ejecutivo.
Como consecuencia, muchas cláusulas contractuales quedaron prácticamente desactivadas. Una de ellas fue el denominado ‘contrato de transporte en firme con ventana‘, utilizado principalmente por las industrias P3 abastecidas por distribuidoras.
Ese contrato garantiza capacidad firme durante unos 300 días al año, pero habilita a la distribuidora a interrumpir el servicio durante aproximadamente 60 días cuando la capacidad de transporte debe priorizar el abastecimiento residencial. Durante años esa ventana existió en los contratos, pero su utilización fue excepcional.
Qué cambió este año
En marzo, el Gobierno redefinió a través de la resolución 66/26 el mix de transporte asignado a cada distribuidora para que reflejara con mayor precisión el origen efectivo del gas que abastece a cada zona del país. Esa modificación permitió que las empresas comenzaran a administrar el sistema de acuerdo con las condiciones originalmente previstas en los contratos.
El resultado fue que las cláusulas de ‘firme con ventana’ dejaron de ser una formalidad testimonial y comenzaron a aplicarse efectivamente. Es decir, durante este año las distribuidoras tuvieron que reformular sus propios contratos de suministro de gas natural firmados con productores y comercializadores y, al mismo tiempo, adecuar los contratos de acceso al sistema de gasoductos troncales con las transportistas TGN y TGS para reflejar la nueva asignación de capacidad dispuesta por la Secretaría de Energía.
Esa reestructuración aguas arriba terminó modificando la forma en que se administra el abastecimiento de gas durante los picos de demanda invernal, con coletazos sobre los grandes usuarios industriales, que funcionan como una suerte de “buffer” del sistema cuando comienza a crecer la demanda prioritaria de los usuarios residenciales durante los meses de mayor consumo.
Con un agravante. Hasta el año pasado, la empresa estatal Enarsa actuaba, en los hechos, como proveedor de gas de última instancia. Es decir, aportaba el gas adicional necesario para cubrir los «desbalanceos» que se generaban durante los días de mayor demanda, evitando que distribuidoras, comercializadores y grandes usuarios quedaran expuestos a faltantes de suministro por haber consumido más gas del efectivamente contratado.
Hasta el año pasado esos volúmenes adicionales eran provistos por Enarsa y posteriormente abonados por las distribuidoras, comercializadoras e industrias, por lo general a un precio menor al que lo había pagado Enarsa.
Este invierno Enarsa dejó de actuar como proveedor de última instancia. En su lugar empezaron a ganar protagonismo comercializadores privados y, en particular, Trafigura, que pasó a desempeñar un papel central en la comercialización del gas natural licuado (GNL) importado a través de la terminal regasificadora de Escobar.
La diferencia es que ese gas tiene un costo significativamente mayor. El precio internacional del GNL superó los US$ 15 por millón de BTU como consecuencia de la guerra entre Israel e Irán, muy por encima de los valores que predominan en el mercado doméstico.
En ese contexto, para las distribuidoras resulta mucho más complejo garantizar el abastecimiento físico de todo el gas comprometido con sus distintos segmentos de clientes —hogares, industrias, estaciones de GNC y comercios— sin incurrir en mayores costos de aprovisionamiento, porque además el gobierno no autorizó a las distribuidoras a trasladar el costo del GNL a las tarifas residenciales de invierno, sino que el Estado accedió a financiarlas en seis cuotas mensuales a partir de noviembre por medio del mecanismo de Diferencias Diarias Acumuladas (DDA’s), aunque por el momento esa decisión no se formalizó en ninguna resolución del Ejecutivo.
La discusión de fondo
En base a este novedoso contexto de cambios que se están instrumentando a partir de este año, grandes industrias consultadas por EconoJournalsostienen que, en varios casos, las distribuidoras están utilizando la ventana contractual de corte no porque exista una saturación física en los gasoductos, sino porque no contrataron suficiente gas para abastecer simultáneamente a todos sus clientes.
La diferencia no es menor. Si el problema es falta de capacidad de transporte, las distribuidoras están habilitada a activar la ventana prevista en los contratos. Pero si la limitación responde a un faltante comercial de gas, las industrias entienden que corresponde convocar al comité de emergencia del ente regulador —antes del Enargas, ahora del ENREGE— para verificar si otros productores o comercializadores disponen de volúmenes que puedan abastecer esa demanda.
«En mayo y junio de este año las restricciones y cortes de gas más que se duplicaron con relación a los mismos meses del año pasado y la razón no es la falta de oferta de gas, porque este año hay más gas disponible en el sistema», explicó el director comercial de una gran industria de Córdoba, una de las provincias —el suministro está a cargo de EcoGas— que más restricciones de gas registró en los últimos dos meses.
En la visión extendida de las industrias, aplicar directamente el corte evita exponer públicamente que la distribuidora enfrenta un problema de abastecimiento propio. Como indicó Nicolás Arceo, director de Economía & Energía, en el último episodio de Dínamo, este invierno el sistema cuenta con más producción disponible que hace un año porque hay una mayor cantidad de pozos de gas enganchados en Vaca Muerta. A eso se suma que la Argentina importó un volumen de GNL similar al del invierno pasado a través de la terminal de Escobar.
Por eso, la paradoja no radica en la disponibilidad física de gas. El cambio pasa por otro lado: después de muchos años de intervención estatal, el mercado comenzó a volver a operar bajo las reglas contractuales originales. Y esa normalización dejó al descubierto tensiones comerciales que hasta ahora permanecían ocultas o poco visibles.
Por la suba del precio del crudo registrada en el primer semestre, las petroleras que operan en el país registraron un fuerte ingreso adicional que no estaba previsto antes del inicio de la Guerra en Medio Oriente. “Son US$ 5.500 millones más de free cash flow para el sector hidrocarburífero que van a dinamizar inversión”, aseguró Nicolás Arceo, director de la consultora Economía y Energía, quien analizó en Dínamo las perspectivas de la industria hidrocarburífera para el segundo semestre junto a Nadia Sager, titular de la comercializadora Geinsa, y Ernesto Díaz, vicepresidente para Latinoamérica de la consultora Rystad Energy.
El panel repasó también en el streaming organizado por EconoJournal la licitación de baterías Alma Sadi, el impacto de la privatización de las hidroeléctricas del Comahue en las tarifas de invierno y el proyecto del Súper RIGI.
El segundo semestre en Vaca Muerta
Las declaraciones de inversión que las empresas hicieron a la Secretaría de Energía a comienzos de año rondaban los US$ 13.000 millones, en base a una proyección de barril en torno a los US$ 60. Con el precio actual del Brent en los mercados de futuros, de entre US$ 75 y 80 para el año, representaría US$ 5.500 millones adicionales de free cash flow para el sector hidrocarburífero, disponibles para dinamizar la inversión. “Nosotros creemos que se va a acelerar el nivel de inversión respecto a lo que estaba planificado”, sostuvo Arceo, que no descartó que ese número original pueda escalar hasta los US$ 15.000 millones.
En el plano del comercio exterior, el economista proyectó que el superávit comercial pasará de US$ 7.800 millones el año pasado a US$ 11.000 millones este año, impulsado por el mayor precio y el mayor volumen exportado. En el último trimestre las exportaciones de crudo rondarían los 400.000 barriles diarios. Para dimensionar el crecimiento, recordó que en 2022 la Argentina exportaba 100.000 barriles día, una cifra que se multiplicó por cuatro en apenas cuatro años: “El crecimiento fue muy significativo y esta condición lo acelera”.
De cara a 2027, si se mantiene la tendencia actual, proyectó un nivel de exportaciones promedio de 550.000 barriles diarios y un superávit comercial en torno a los US$ 14.500 millones.
Ernesto Díaz, vicepresidente para Latinoamérica de la consultora Rystad Energy, matizó el optimismo de corto plazo. “Lo que vamos a ver en este segundo semestre 2026 y 2027 va a ser una alta volatilidad de precio”, con una banda entre US$ 65 y 75 —un piso puesto por la prima de riesgo geopolítico y un techo por la sobreoferta global, que estimó entre 4,5 y 5 millones de barriles diarios provenientes de Estados Unidos, Sudamérica y, eventualmente, Medio Oriente—, y se mostró escéptico respecto de la durabilidad del acuerdo entre Estados Unidos e Irán: “No confiaría tanto en un acuerdo. Yo miraría qué es lo que está pasando con esos barcos día a día”.
Consultado sobre si el próximo salto inversor en Vaca Muerta podría verse afectado por eventos como la incertidumbre de un año electoral en 2027, Díaz relativizó el riesgo en el sector petrolero: “Ya tenés infraestructura que está disponible, que se va a usar independientemente del precio”.
El salto siguiente depende de los proyectos de GNL. A los dos proyectos encaminados —Southern Energy e YPF—, probablemente se le sumarán otros. En ese desarrollo, Díaz señaló que tendrán prioridad los proyectos brownfield — que aprovechan infraestructura de transporte y procesamiento ya existente— por sobre los greenfield, más difíciles de financiar en la región porque requieren capitales del exterior que, en general, no llegan a construir infraestructura desde cero. “Ya tuvimos anuncios en el pasado, experiencias con hidrógeno verde y demás que no han prosperado”, recordó.
Sistema eléctrico: privatización de las represas de Comahue, la factura de invierno y AlmaSADI
En el segmento eléctrico, el panel repasó la licitación de baterías de almacenamiento Alma SADI, que buscaba cubrir 770 megavatios y recibió ofertas por 8.350. “Eso habla de que el mercado, las empresas generadoras o nuevos desarrolladores confiaron en el instrumento que se diseñó para poder avanzar”, señaló Nadia Sager, titular de la comercializadora Geinsa, quien remarcó además que el precio promedio de adjudicación quedó por debajo del tope de US$ 12.500 fijado a partir de la licitación previa, AlmaGBA. Sobre el invierno en curso, Sager anticipó que julio se mantendrá con precios elevados por el costo del GNL importado, con una baja recién proyectada para agosto.
Respecto a las políticas oficiales en el sector, Arceo cuestionó el esquema bajo el cual se privatizaron las hidroeléctricas del Comahue, que llevó la remuneración hídrica de US$ 11 a US$ 19 por megavatio: “Deberían haber licitado gestión privada, y operación y mantenimiento privado”. A esa decisión sumó el acuerdo binacional con Paraguay —que llevó la remuneración de la generación hidroeléctrica binacional de US$ 13 a 26— y el esquema de gestión propia de combustible, que en conjunto explican buena parte del encarecimiento del sistema eléctrico en un invierno también presionado por el precio internacional del GNL.
Sobre el impacto fiscal, Arceo apuntó que los subsidios energéticos bajaron de US$ 9.800 millones en 2023 a US$ 3.999 millones el año pasado, y que, aunque subirán durante este invierno, el ratio sobre el PIB rondaría el 0,7%, por encima del 0,5% que preveía originalmente el Gobierno, pero sin representar un problema macroeconómico de magnitud.
Súper RIGI y la incógnita del gas natural licuado
Díaz, que hizo pública su defensa del Súper RIGI, aclaró que a su entender el régimen no está pensado para un proyecto como Argentina LNG, sino para los centros de datos e inteligencia artificial. Para el ejecutivo de Rystad Energy, la vía por la que el instrumento debería orientarse es dándole a los productores de Vaca Muerta una opción adicional de monetización del gas, más allá del GNL.
Trafigura, uno de los principales traders globales de materias primas, que en el país controla la marca de combustibles Puma y este año se posicionó como principal proveedor de Gas Natural Licuado (GNL) para industrias y empresas eléctrica, anunció este miércoles la compra de la central termoeléctrica Los Guindos, ubicada en la región del Biobío, en Chile. Trafigura concretó la adquisición en asociación con la empresa Generadora Metropolitana, una de las principales empresas de energía del país trasandino, que se encargará de la operación de la usina térmica, que cuenta con una capacidad instalada de 273 megwatt (MW) por medio de dos turbinas de generación que hoy consumen diésel.
Una imagen aérea de la Central Los Guindos en Chile.
El desembarco en el parque de generación chileno le permitirá a Trafigura, que apunta a convertirse en uno de las mayores comercializadoras de gas natural de la Argentina, explorar sinergias entre los mercados energéticos de ambos lados de la Cordillera. Es más que factible que Los Guindos empiece a futuro a consumir gas natural producido en Vaca Muerta (en Neuquén) u otras cuencas productoras de hidrocarburos de nuestro país.
Integración
«Chile representa un mercado estratégico para Trafigura en América Latina, y esta operación marca nuestro ingreso al sector eléctrico del país con un compromiso de largo plazo. Generadora Metropolitana aportará su experiencia operativa en el mercado local, respaldada por la experiencia logística y comercial que Trafigura ha desarrollado a lo largo de décadas en mercados energéticos de todo el mundo», indicó Gerardo Zmijak, Director Comercial de Trafigura en Argentina.
Por su parte, Diego Hollweck, gerente general de Generadora Metropolitana, que es propiedad de Electricité de France (EDF) y el grupo local AME, señaló que “esta adquisición es un paso concreto en nuestro plan de crecimiento y en la consolidación de una matriz energética más limpia y confiable». «La reconversión de las dos unidades de Los Guindos a gas natural nos permitirá incorporar capacidad adicional con menores emisiones y, al mismo tiempo, aportar flexibilidad, seguridad y respaldo al sistema eléctrico, un aporte en la transición energética de Chile”, agregó.
La mayor incidencia positiva de los derivados en el sector energético provino del consumo de gasoil neto de centrales eléctricas.
El desempeño del sector energético en la Argentina experimentó una moderada expansión durante el primer trimestre de 2026. Según el informe técnico publicado por el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC), el nivel general del Indicador Sintético de Energía (ISE) registró una suba de 1,2% con respecto a igual período de 2025.
En tanto, la serie desestacionalizada presentó un incremento de 1,4% frente al trimestre anterior, mientras que el índice de tendencia-ciclo marcó un avance de 0,7% en la comparación intertrimestral, lo que consolidó una trayectoria positiva en el inicio del año.
El resultado global del indicador reflejó un comportamiento heterogéneo entre los distintos componentes que integran la matriz energética. Mientras que los derivados del petróleo seleccionados para la medición exhibieron un fuerte incremento interanual, la generación neta de energía eléctrica y el gas distribuido por redes sufrieron retrocesos significativos en comparación con el primer trimestre del año previo.
En el sector de la electricidad, la generación neta del Sistema Interconectado Nacional, excluyendo el insumo propio utilizado por las plantas, sufrió una caída de 1,6% respecto al primer trimestre de 2025. Desde el organismo estadístico asociaron esta contracción principalmente a una menor producción de origen hidráulico y térmico.
En cuanto a las perspectivas para el segundo trimestre de 2026, la encuesta cualitativa sectorial reveló que el 50% de las firmas consideró que la demanda interna no variará, un 33,3% anticipó una disminución y solo un 16,7% estimó un incremento.
El sector gasífero también en negativo
El empuje de la autogeneración en yacimientos y plantas fabriles, y el incremento de los biocombustibles también consolidaron el avance del ISE.
El panorama del sector gasífero también tuvo signo negativo, ya que el volumen de gas distribuido por redes, neto de las entregas efectuadas a las centrales de generación eléctrica, registró una disminución de 9,6% interanual. La caída obedeció de forma particular a un menor requerimiento por parte de los usuarios industriales.
De cara al trimestre siguiente, el 70% de las empresas distribuidoras consultadas por el Indec previó una estabilidad en la demanda local, en tanto que el 30% proyectó un escenario de aumento, sin que la mayoría prevea saldos exportables.
En contraposición, el sector petrolero actuó como el principal motor de crecimiento del bloque energético general. Los derivados del petróleo considerados para la estructura del ISE, medidos en toneladas equivalentes de petróleo (TEP), registraron una suba conjunta de 9,8% respecto al primer trimestre de 2025.
Al analizar este comportamiento, la mayor incidencia positiva provino del consumo de gasoil neto de centrales eléctricas, es decir el campo, la industria o la generación. A la vez, para el período abril-junio, la mitad de los refinadores locales consideró que el mercado doméstico permanecerá estable.
Por su parte, el segmento de autogeneración y cogeneración eléctrica reflejó las variables operativas de la actividad industrial pesada y extractiva de la Argentina. Durante el primer trimestre de 2026, la autogeneración total combinada entre la minería y la industria manufacturera aumentó 6,5% interanual.
Este salto se produjo como consecuencia de una fuerte expansión del 36,1% en los excedentes de energía despachados al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), lo cual logró mitigar el impacto de una contracción del 2,0% en la energía destinada al autoconsumo puro.
El inicipiente peso de la demanda minera
La fuerte expansión de los derivados del petróleo (+9,8%) logró contrarrestar el marcado retroceso del gas distribuido por redes (-9,6%) y de la generación eléctrica (-1,6%).
Al evaluar de forma aislada el desempeño de los campamentos mineros, la autogeneración eléctrica en este sector específico evidenció un crecimiento de 10,5% interanual. Dicho incremento estuvo traccionado por las ventas de energía despachada al MEM, que experimentaron un ascenso del 42,8% respecto al mismo lapso del año anterior.
Por el contrario, la energía dirigida al autoabastecimiento de los propios yacimientos mineros se redujo un 3,8%, confirmando una mayor interacción de las empresas privadas con la red nacional interconectada.
Finalmente, el mercado de los biocombustibles aportó cifras de crecimiento sostenido a la oferta verde. Los datos resumidos por la Dirección Nacional de Estadísticas Económicas arrojaron que la producción y despacho de biodiésel anotó una variación positiva del 12,5% interanual.
En paralelo, el sector del bioetanol registró un progreso del 4,3% en comparación con igual trimestre de 2025, cerrando un balance trimestral donde los combustibles de origen vegetal y los refinados de petróleo lideraron los indicadores de reactivación.
Personal de Gendarmería en los pasillos de la sede central de CNEA.
La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) despidió este martes por la mañana a 61 trabajadores que se venían desempeñando en distintas sedes del organismo. Todos estaban empleados bajo la modalidad de contrato a plazo fijo, que inicialmente eran por un año y desde enero se habían comenzado a renovar por trimestre. El anuncio se concretó en medio de un fuerte operativo de la Gendarmería que rodeó la sede central de Avenida Libertador y también ingresó a los distintos pisos del organismo científico. “Por lo pronto, no hay ninguna desvinculación más prevista”, aseguraron a EconoJournal fuentes cercanas a las autoridades de la CNEA.
“Las desvinculaciones afectan a profesionales, investigadores, técnicos y personal especializado que sostienen áreas críticas del desarrollo nuclear argentino”, aseguró el sindicato ATE CNEA a través de un comunicado en el denunció una política de desmantelamiento que también incluye una fuerte licuación salarial y el vaciamiento de capacidades adquiridas durante décadas.
“No se trata de despidos, sino de 61 contratos no renovados, de mayoría analistas/asistentes administrativos. No hubo despidos de ingenieros nucleares ni personal técnico-especializado”, retrucaron a EconoJournal fuentes cercanas a las autoridades de la CNEA.
Las mismas fuentes oficiales remarcaron que “el 100% de los desvinculados fueron ingresados en el año 2023 bajo la modalidad de contrato de plazo fijo (no planta), durante la presidencia de Adriana Serquis”. “42 de los 61 desvinculados es personal que contaba solo con nivel secundario/primario”, agregaron.
La argumentación oficial va en línea con la declaración que había formulado el subsecretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli quien el pasado 15 de abril preparó el terreno para estos despidos al afirmar en la red social X que “durante años, se utilizó a la Comisión Nacional de Energía Atómica –y al sector nuclear en general—como aguantadero de la política”.
Este planteo fue refutado ante EconoJournal por personal de la CNEA que aseguró que el listado incluye técnicos capacitados, en su mayoría jóvenes, que en algunos casos contaban incluso con informes de desempeño positivos elaborados por los gerentes de área, los cuales no fueron tomados en cuenta por la conducción de CNEA.
Las fuentes consultadas aseguraron, por ejemplo, que entre los despedidos está Paula Alderete, técnica en el laboratorio de microscopia de la Gerencia de Área de Energía Nuclear que funciona en el Centro Atómico Constituyentes y utiliza un microscopio SEM (Scanning Electron Microscope); Carla Melisa Navazzotti, licenciada en RR.HH., con un posgrado en Ingeniería Gerencial en la Universidad Tecnológica Nacional, que se desempeña en la Gerencia de Área CAREM, reactor modular en construcción que el gobierno frenó; Lucas Di Donatis, ingeniero químico egresado de la Universidad Nacional de Mar del Plata; y Alejandro Valentín Coria, ingeniero electrónico también egresado de la Universidad Nacional de Mar del Plata. Ambos trabajaban en la Gerencia de Área CAREM. Di Donatis como analista de Seguridad Radiológica y Coria como Ingeniero de Proyectos en Instrumentación y Sistemas de Control.
Además, afirmaron que, a Leila Cantera, que se desempeña en la Gerencia de Área Reactor Argentino Multipropósito (RA-10) en el Centro Atómico Ezeiza, la desvincularon solo porque antes se desempeñaba en la Gerencia de Área CAREM y en la información que utilizó la presidencia del organismo para llevar adelante los recortes no figuraba su nueva dependencia interna.
Más allá de las declaraciones encontradas, los nombres de Los 61 empleados desvinculados están circulando desde la mañana de este martes y EconoJournal los detalla al final de la nota. Por lo tanto, se va a poder conocer su formación y trayectoria profesional en detalle durante los próximos días.
Despidos, protestas y gendarmes en la sede de CNEA
“Por la presente, y conforme a lo instruido por la autoridad competente, se le notifica por esta vía, y mediante el envío de carta documento al domicilio declarado en su legajo, que el contrato de trabajo a plazo fijo que lo vincula con la Comisión Nacional de Energía Atómica finalizará definitivamente el 30 de junio de 2026, por vencimiento del plazo pactado y no será renovado ni prorrogado”. Esa fue la comunicación que le llegó a los 61 contratados este martes por la mañana a través del sistema de Gestión Documental Electrónica.
La noticia sorprendió porque los delegados afirmaron que habían hablado informalmente con el presidente de CNEA, Martín Porro, y que este les había prometido que no habría despidos a fin de este mes de junio. “No nos viene dando reuniones, pero el otro día lo agarramos en un pasillo y le preguntamos si iba a haber despidos y nos dijo que no”, aseguró a EconoJournalRodolfo Kempf, secretario de Relaciones Institucionales CTAA y vocal del Consejo Directivo ATE Nacional.
Una promesa similar había sido formulada por Porro en el Centro Atómico Bariloche a fines del primer trimestre y en esa ocasión no hubo ninguna desvinculación, pero esta vez fue diferente y a la mañana temprano comenzaron a llegar los avisos.
Un análisis del listado de los despedidos realizado por EconoJournal permitió precisar que se desvinculó personal de 16 gerencias: 15 de la Gerencia de Área CAREM; 12 de laGerencia de Área Investigación, Desarrollo e Innovación; 6 de la Gerencia de Área Energía Nuclear del Centro Atómico Constituyentes; 4 de la Gerencia de Administración y Finanzas; 4 de la Gerencia de Área Académica; 4 de la Gerencia Centro Atómico Bariloche; 3 de la Gerencia de Área Producción de Radioisótopos y Aplicaciones de la Radiación y los 13 restantes se distribuyen en otras ocho gerencias.
Cuando la noticia de los despidos comenzó a circular, los sindicatos y otros trabajadores de la CNEA se acercaron a la sede central para pedirle explicaciones al presidente. Porro se negó a recibirlos y recién salió de la oficina de la presidencia, en el segundo piso, cuando la Gendarmería fue a buscarlo.
La presencia creciente de Gendarmería viene generando polémica desde hace varios meses en la CNEA, sobre todo en la sede central donde no hay material nuclear. Fuentes cercanas a la conducción del organismo señalaron a EconoJournal que CNEA está custodiada por Gendarmería “por ser institución estratégica”. “El personal desvinculado ingresó ilegalmente al edificio y generó disturbios. Al verse desbordada, Gendarmería pidió refuerzos, incluidos vehículos blindados”, agregaron.
“Con la excusa del inicio de la Guerra en Medio Oriente, hace unos meses pusieron gendarmes con armas largas en las puertas y nos requisan los bolsos a la entrada y la salida, pero en realidad esos gendarmes los fueron poniendo para enfrentar esta situación que estalló ahora con los despidos”, aseguró a EconoJournal Rodolfo Kempf.
La sede central de la CNEA rodeada de Gendarmería.
El listado completo del personal desvinculado
Gerencia Área Central Argentina de Elementos Modulares – CAREM (GACAREM):
Fernando Jesús Cohello
Franco Farid Zalazar
Sabrina Queipo
Alejandro Valentín Coria
Florencia Vanina Peduzzi
Cristian Emmanuel Barrios
Alfonsina Ghiglione
Anabella Ayelén Bressan
Melina Daniela Parodi
Lucas Di Donatis
Carla Melisa Navazzotti
Diego Eduardo Basualdo
Guillermo Julián Anselmino
Augusto Gabriel Manzi
Carlos Natanael Burdiles Azocar
Gerencia de Área Investigación, Desarrollo e Innovación(GAIDI):
Rocío Malen Quidel
Silvina Edith Pérez Álvarez
Andrea Beatriz Mozzone
Marcela Edith Godoy
Alejandro Petrone
Érica Gamboa
María Florencia Lenzano
Luana Agustina Perna
Facundo Leanes
Natalia Josefina Ebel
Camila Giselle Gómez
Laura Magali Tapies
Gerencia de Área Energía Nuclear(GAEN):
Ailén Bárbara Disi
Paula Nicole Alderete
María Eugenia Martínez
Micaela Bianchi
Gustavo Ariel Bosisio
Gustavo Adrián Menéndez
Gerencia de Administración y Finanzas(GAYF):
María Agustina González Barreiro
Jimena Lazare
Gastón Damián Basler Vega
Marcos Servant
Gerencia de Área Académica (GAA):
Verónica Ramírez
Nahuel Rodríguez Caza Rocha
Ramiro Sáenz Valenzuela
Karina Velásquez
Gerencia Centro Atómico Bariloche(GCAB):
Iván Álvarez
Darío Tejeda
Inda Pagano
Matías Cellini
Gerencia de Área Producción de Radioisótopos y Aplicaciones de la Radiación(GAPRYAR):
Paula Liliana Richeri
Carla Ayelén Corvela Bustos
Miguel Ángel Benvenuto
Gerencia de Comunicación Social (GCS):
Diego Martín González
Nahuel Ernesto Beglia
Nora Fabiana Sánchez
Gerencia de Área Aplicaciones Nucleares a la Salud(GAANS):
Juan Pablo De Marco
Valeria Alejandra López
Gerencia de Vinculación Tecnológica y Empresas Asociadas (GVTYEA):
Ayelén Soledad Encina
Marianela Amira Pini
Gerencia de Combustibles Nucleares(GCN):
Mauricio Nicolás Benegas
Gerencia de Área Articulación Institucional(GAAI):
Ivana Luz Campos
Gerencia de Exploración de Materias Primas(GEMP):
Rodolfo Agustín Gavagnin
Gerencia de Área Seguridad Nuclear y Ambiente (GASNYA):
Fermín Pablo SOSA
Gerencia de Área Reactor Argentino Multipropósito (RA-10):
Leila Cantera
Gerencia de Tecnologías de la Información y las Telecomunicaciones (GTIC):
Una práctica que cuesta miles de millones: Según el Banco Mundial, el venteo global de gas en 2025 destruyó energía por un valor estimado de US$54.000 millones, el nivel más alto desde 2019.
En 2025, la quema de gas natural en antorchas -práctica conocida internacionalmente como flaring- aumentó en el mundo por tercer año consecutivo, alcanzando los 167.000 millones de metros cúbicos (bcm) y potenciando el impacto ambiental. Este volumen representó el nivel más alto registrado en el planeta desde 2019, lo que encendió las alarmas entre los especialistas en transición energética y cambio climático.
Así se desprende del informe anual Global Gas Flaring Tracker, publicado por el Banco Mundial. «El venteo global de gas aumentó por tercer año consecutivo en 2025, alcanzando los 167.000 millones de metros cúbicos. La cifra representa un máximo en seis años y equivale a unos US$54.000 millones en gas desperdiciado que de otro modo podría haberse utilizado para generar electricidad, apoyar a la industria y fortalecer la seguridad energética», destacó el documento.
Según el documento elaborado junto al Instituto Payne de la Escuela de Minas de Colorado, «la escala del desperdicio es significativa. La cantidad de gas venteado el año pasado fue casi equivalente al consumo anual de gas de África y superó el volumen de gas natural licuado que transitó por el Golfo Pérsico durante el mismo período». Asimismo, la cifra equivalió al consumo anual completo de todo el continente africano».
Los expertos del organismo internacional remarcaron que esta quema masiva persiste mientras numerosas naciones padecen severas crisis de suministro energético. El aprovechamiento del fluido disipado en la atmósfera permitiría fortalecer la seguridad energética global, generar electricidad confiable en las regiones más vulnerables y dinamizar actividades industriales para la creación de empleo.
La contradicción entre el venteo y la importación de gas
El volumen de gas natural desperdiciado en antorchas como esta durante 2025 superó el total de Gas Natural Licuado que transitó por el Golfo Pérsico en el mismo período.
«Para muchas economías en desarrollo, esto representa una contradicción. Varios países continúan importando gas natural costoso mientras simultáneamente ventean cantidades sustanciales de recursos de gas doméstico en los campos petroleros», resaltó el Banco Mundial. No obstante, la falta de acción coordinada posterga la implementación de estas soluciones elementales.
Eliminar la quema rutinaria a nivel global demandaría una inversión inicial de entre US$70.000 y US$100.000 millones, una cifra que es menos del doble del valor anual del gas que se desperdicia actualmente. Los analistas indicaron que las barreras actuales no son de carácter tecnológico, dado que las herramientas de captura y procesamiento ya existen y están consolidadas en el mercado.
De hecho, el documento recalca que «las tecnologías de captura de gas, los sistemas de procesamiento y los mecanismos de financiamiento están ampliamente disponibles. El verdadero obstáculo radica en fallas de tipo estructural, regulaciones deficientes, falta de infraestructura comercial y la ausencia de prioridad por parte de gobiernos y operadores».
El BM sentenció que la concentración de esta práctica nociva se mantiene en un grupo reducido de naciones petroleras. Asi, se identificó que nueve países, Rusia, Irán, Irak, Venezuela, México, Libia, Argelia, Nigeria y Estados Unidos, concentraron más de las cuatro quintas partes del flaring mundial en 2025, a pesar de representar menos de la mitad de la producción global de crudo. Entre ellos, el incremento estuvo traccionado por un mayor volumen de quema en Rusia, Libia y México.
El informe destaca que Estados Unidos vio disminuir sus volúmenes de venteo en 2025, a pesar de que la producción de petróleo aumentó un 3% el año pasado. Las cantidades e intensidad del venteo disminuyeron un 13% y un 15%, respectivamente, en la cuenca Pérmica. Por su parte, Kazajistán redujo sus niveles de flaring en un 87% desde 2012, consolidando una baja adicional del 16% el año pasado por la aplicación de marcos regulatorios estrictos y un liderazgo comprometido.
¿Qué ocurre en Argentina respecto del venteo de gas?
En este complejo escenario internacional de retroceso, la Argentina se posicionó como uno de los pocos casos destacados de mejora sostenida en la materia. El documento del organismo describe este proceso: «La situación en la Argentina se vio aliviada por nuevos gasoductos y desarrollos en el procesamiento de gas, y la intensidad del venteo disminuyó de manera constante, con una notable disminución tanto en las cantidades como en la intensidad del venteo en 2025″.
Estas obras de infraestructura de transporte, se explicó, aliviaron los cuellos de botella operativos que antes forzaban la quema del gas asociado a la extracción de crudo, especialmente en los yacimientos no convencionales de Vaca Muerta. La ampliación de la capacidad de evacuación resultó determinante para capturar el recurso de manera productiva en el mercado interno.
El impacto del venteo y la quema en antorchas va más allá del plano económico, afectando severamente el entorno ambiental mediante la liberación de gases de efecto invernadero. En 2025, esta práctica generó un total de 429 millones de toneladas métricas de dióxido de carbono equivalente a nivel mundial. De ese total, 50 millones provinieron del metano no quemado debido a una combustión incompleta, un componente con un poder de calentamiento global muy superior al del CO2 convencional.
Para revertir la tendencia global hacia la meta de «Quema Rutinaria Cero para 2030«, la dirección del Banco Mundial subrayó la urgencia de aplicar un liderazgo firme y un cambio de prioridades en la gobernanza corporativa y estatal.
El caso de la Argentina y de otros países reformistas demostró que «la combinación de inversiones dirigidas y controles efectivos genera resultados concretos. Evitar el derroche de miles de millones de dólares y mitigar la inseguridad energética requiere transformar de inmediato los compromisos políticos en obras reales sobre el terreno», enfatizó el extenso documento de reciente publicación.
La Libertad Avanza de Neuquén en una reunión con el influencer Iñaki Gutiérrez.
La disputa política por el manejo de Neuquén capital, la ciudad más importante de la provincia y un verdadero imán para inversiones asociadas al desarrollo de Vaca Muerta, se anticipa como una de las prioridades para La Libertad Avanza en 2027.
El partido, que se formalizó en el territorio el año pasado y debutó con un triunfo en las legislativas nacionales, trabaja en sumar voluntades con una interpelación a la clase media y, en particular, a los comerciantes afectados por el incremento de tasas municipales, tarifas de electricidad elevadas y los trastornos generados por la mega obra que transformará la exRuta 22 o Avenida Mosconi en una vía de cuatro carriles por lado.
Los libertarios exploran un escenario que también tuvo como telón de fondo, en las últimas semanas, un enfrentamiento entre la Asociación de Comercio, Industria, Producción y Afines de Neuquén (Acipan) y la gestión del intendente Mariano Gaido por el momento que atraviesa el comercio de la ciudad, «el más delicado de la última década».
Ese reclamo institucional, que se fundó en los altos costos operativos de los negocios, fue abordado por el senador Pablo Cervi, aunque los dirigentes de LLA también apuntan a escuchar directamente a los perjudicados, quienes dicen tampoco sentirse representados por la entidad empresaria.
De allí surgió la convocatoria a una reunión este jueves en Neuquén capital con comerciantes de la zona centro, tras meses de visitas puerta a puerta. La invitación, impulsada por redes sociales, incluyó a Cervi y otros referentes del partido como el concejal de la capital, Nicolás Montero.
«Además de la luz, los costos de licencias comerciales y retributivos, estamos haciendo hincapié en los locales que están tremendamente afectados por la obra de la Avenida Mosconi», dijo a EN/CLAVE uno de los organizadores, Gabriel Jankowski.
«Se atendió a los frentistas de la obra, pero a quienes están en las calles perpendiculares no les llegó un peso de descuento en las tasas y encima ahora tienen estacionamiento medido. Se convirtió en una zona totalmente muerta. Los comerciantes quieren hablar de esto y nadie los escucha», planteó.
Dijo que «todos están hablando de Neuquén y de las inversiones de grandes empresas que trae Vaca Muerta, pero nadie se está ocupando de las pequeñas, que son las que mueven la economía del día a día».
Tasas municipales y el shock de obras
El incremento de las tasas retributivas municipales fue uno de los detonantes del malestar del sector este año, al alcanzar porcentajes del 500% y hasta el 800% por la quita de subsidios automáticos, que el municipio buscó suavizar con la posibilidad de inscribirse a un descuento voluntario.
Entre los esfuerzos de la gestión por incentivar la actividad también se implementó la exención de la tasa de patente sobre la compra de vehículos 0 kilómetro, la habilitación gratuita de nuevas licencias comerciales y la eliminación de lapolémica Tasa Forestal Habitacionalque implicaba el pago de montos millonarios a operadoras y empresas de servicios petroleros.
«Somos el municipio del país que mayor cantidad de tributos ha quitado», afirmó el intendente cuando encabezó la apertura de sesiones legislativas a principios de año.
En los equipos de Gaido hay confianza con que el principal activo de la gestión es la obra pública, que se volcó a modo de «shock» en todos los sectores de la ciudad.
Jankowski, comerciante y colaborador de La Libertad Avanza en Neuquén, afirmó que el partido buscará construir una «alternativa política» para «replicar lo que está haciendo el gobierno nacional» en la capital neuquina. «Hoy no tenemos injerencia, tenemos un solo concejal, apuntó.
La pelea entre Acipan y Gaido, telón de fondo
Acipan difundió días atrás un duro comunicado titulado «El espejismo de la isla próspera» en el cual aseguró que el comercio de la ciudad de Neuquén «atraviesa el momento más delicado de la última década».
Planteó que los negocios trabajan con un margen de rentabilidad «mínimo» donde «una baja de ventas moderada alcanza para convertir a un negocio sano en uno que pierde plata todos los meses». Dio como ejemplo comercios históricos de la capital que cerraron sus puertas en el último tiempo: el más reciente fue una zapatería con más de 60 años de trayectoria en la zona del Bajo comercial.
La organización, de habitual buen diálogo con los gobiernos, enumeró múltiples causas. Señaló que el consumó decayó porque los salarios privados no aumentaron en Neuquén al mismo ritmo que lo hicieron los costos fijos de una familia como el alquiler (271% versus 532% entre fines de 2023 y fines de 2025) y advirtió sobre la carga tributaria y de las tarifas sobre los comercios, además del impacto de la obra para transformar la exRuta 22 en avenida urbana, principal hito de gestión del intendente Mariano Gaido.
«Es necesaria y debe hacerse, pero golpeó la accesibilidad de un Bajo ya castigado», plantearon. La construcción, según advirtieron, desincentivó la circulación de consumidores por esa zona donde se concentra el grueso de los negocios.
El comunicado no cayó bien en el municipio, que contraatacó con cifras récord de altas comerciales en la ciudad. Y, de manera indirecta, con una intimación que envió la cooperativa eléctrica CALF, cuya conducción está en manos de aliados políticos del intendente, contra el presidente de Acipan, Dante Scatamburlo.
Fue a través de una carta documento que le exigió rendir cuentas sobre un programa de eficiencia energética implementado por la distribuidora para que asociados de la cámara dentro de las categorías T2 y T3 reciban descuentos en sus tarifas a cambio de implementar mejoras o incorporar energías renovables.
Acipan aprovechó su descargo para rechazar la «indebida personalización» del reclamo y reiterar que la principal preocupación del sector sigue siendo el costo de la energía eléctrica para comercios e industrias de la ciudad y la provincia.
El reclamo de Cervi tras la Zona Fría
El senador de La Libertad Avanza, Pablo Cervi, ya había introducido el tema tras la media sanción del proyecto que modifica el régimen de Zona Fría para el gas, al señalar que la provincia tiene una de las tarifas de luz más caras del país. «Un comerciante de Neuquén capital paga 270.000 pesos más por mes que uno de Río Negro con el mismo consumo», afirmó.
El libertario fue uno de los que difundió un informe de Acipan publicado con anterioridad a que escalara el conflicto con el municipio sobre el costo de la electricidad y su comparación con el resto del país. Cervi reclamó al gobierno «una discusión más amplia sobre los precios de la energía en Neuquén».
El mes pasado se reunió con los representantes de la cámara de comercio y también con autoridades de la Federación de Cámaras del Sector Energético de Neuquén (Fecene) donde hablaron sobre el costo de la luz, pero también de otros factores de interés para las pymes vinculados a la presión impositiva, la situación fiscal y «el impacto de los incrementos en las tasas municipales».
Apuesta libertaria por la capital
La Libertad Avanza ve la capital como una plaza tentadora sobre la cual hacer pie en 2027. El empuje de Vaca Muerta la convirtió en una de las ciudades con mayor crecimiento del país, receptora de desarrollos inmobiliarios y con un presupuesto anual por encima del medio billón de pesos sin grandes deudas ni déficit operativo.
Es, también, una ciudad donde el gobernador Rolando Figueroa no llevará candidato propio, sino que apoyará a quien elija el intendente actual, Mariano Gaido, sin posibilidad de reelección.
Ambos dirigentes formaron una alianza política más sostenida por la mutua supervivencia que por la afinidad de ideas o la construcción de lealtades. Los libertarios creen que el gobernador podría no ver con malos ojos un triunfo violeta que corte la racha ganadora de Gaido, eventual candidato para la provincia en 2031.
Figueroa ya no podrá reelegir para entonces, pero querrá que continúe su proyecto político en el largo plazo de la mano de un sucesor o sucesora de su espacio.
«Está dispuesto a entregar la ciudad», afirmó a EN/CLAVE un dirigente de La Libertad Avanza, quien aseguró que hubo reuniones con el mandatario por este tema, algo que en el oficialismo desmienten.
El partido de Javier Milei llegará a las elecciones con lo que considera un buen antecedente: en las legislativas nacionales del 2025, su lista se impuso en 24 de los 25 circuitos electorales de la ciudad, obteniendo un triunfo holgado en prácticamente todos los barrios.
Pero un dato podría conspirar contra este entusiasmo oficial: los comicios municipales irán desdoblados de los nacionales, como ya anticipó EN/CLAVE. Y, en ese escenario, bien podría repetirse lo que ya sucedió en 2023: Neuquén capital optó en las municipales por el espacio de Mariano Gaido, en la categoría provincial por La Neuquinidad de Rolando Figueroa y, cuando llegó el momento de elegir presidente, se volcó mayoritariamente por Javier Milei.
La nueva línea de Operaciones de Wireline de Calfrac Well Services Argentina.
Después de más de dos años de análisis de campo, planificación, capacitación y de trabajo coordinado, Calfrac Well Services Argentina puso en marcha su línea de Operaciones de Wireline. Una propuesta de valor que se suma al resto de sus servicios incorporando unidades nuevas y acompañando el crecimiento de la cuenca neuquina.
Hasta el momento, la oferta de Calfrac incluía Fractura, Coiled Tubing, Flowback y Cementación. Con la línea de operaciones de Wireline, la empresa busca alinearse de forma estratégica a las necesidades de un escenario más competitivo en la medida que Vaca Muerta crece.
Si bien las operaciones de Calfrac se extienden desde Denver Colorado en EEUU hasta Columbia Británica en Canadá, la compañía eligió específicamente la cuenca neuquina para dar inicio a este desarrollo. Detrás de esta decisión hubo un trabajo de alineación de recursos y capacidades de los diferentes sectores de la compañía con soporte internacional, según explican César Aglieri, Gerente de Wireline y Angela Delaloye, especialista en Wireline en Calfrac Argentina.
Operaciones de Wireline y el desafío del equipamiento
De forma sencilla, las operaciones de Wireline -o línea de cable- permiten introducir o extraer herramientas especializadas en el interior de un pozo de gas o petróleo a través de un cable de acero fino, pero al mismo tiempo, resistente. Y es que, el cable en cuestión no sólo transmite información, energía y señales entre la superficie y el pozo, sino que, además, resiste el peso del propio equipo.
“En la historia de operaciones no convencionales en Calfrac, para hacer una gestión completa y de alineación de estrategia era necesaria la incorporación de esta línea de operaciones al portfolio”, asegura Aglieri.
Lo cierto es que detrás de este hito hubo un estudio previo que analizó experiencias y necesidades de los clientes. Así llegaron al modelo que hoy incluyen en el mercado. “Tras numerosos estudios de impacto y soluciones para nuestros clientes, luego de años de contratación y seguimiento con auditorias de calidad de wireline y evaluando las necesidades se llegó a la conclusión de lo que hoy tenemos: una estrategia modular, sistema de cañones plug&play con detonadores de alta tecnología en procesos de seguridad y desconectores de boca de pozo mecánicos”, explica Aglieri.
El objetivo, además, fue disminuir tiempos no productivos por fallas en el equipamiento que al mismo tiempo fuera seguro y fácil de incorporar para el personal de campo. El proceso comenzó a diseñarse a lo largo de los últimos 3 años hasta que finalmente a fines de mayo de este 2026 se puso en operaciones de línea de Wireline con el soporte de uno de sus clientes.
Y si bien todo inicio de Wireline es complejo en el Plug & Perf,“nosotros –Calfrac– lo logramos gracias al sostén y la alineación de los altos mandos y el equipo de trabajo para ser una compañía por excelencia de Wireline”, concluyó Aglieri.
La demanda de GNL en el mundo fue de 422 MTPA en 2025.
La demanda de Gas Natural Licuado (GNL) en el mundo aumentará hasta los 695 millones de toneladas anuales (MTPA) para 2050, lo que representa un salto de un 65% respecto al consumo de 2025, que fue de 422 MTPA. El número se desprende del cálculo medio entre la proyección más ambiciosa de 780 MTPA y la más cauta de 610 MTPA que detalla el informe “LNG Outlook 2026” publicado este martes por la compañía Shell.
En el informe, Shell– uno de los grandes jugadores del comercio global de GNL, que el año pasado fue el responsable del 16% del suministro mundial– resalta que la demanda aumentará “a medida que los países sigan priorizando la seguridad energética flexible y fiable que ofrecen el gas y el GNL”.
La compañía destaca que este año se esperaba un fuerte crecimiento de la demanda mundial de gas natural licuado en comparación con 2025, pero “las graves interrupciones en el transporte marítimo a través del Estrecho de Ormuz paralizaron alrededor de una quinta parte del suministro mensual mundial de GNL desde que comenzó el conflicto, que provocó un aumento del precio y un impacto negativo en los países asiáticos”.
“La puesta en marcha de nuevas plantas de licuefacción en Norteamérica, la mejora del rendimiento de las existentes y la menor importación de GNL desde Asia compensaron parcialmente el impacto de la reducción de la oferta desde Medio Oriente”, detalla Shell. Y añade que en 2026 el comercio del GNL podría ser similar al del año pasado “si el transporte marítimo a través del Estrecho de Ormuz se normaliza este verano, antes de retomar el crecimiento en 2027”.
El GNL para 2030: las perspectivas del mercado y el rol de Asia
Fuente: Informe «LNG Outlook 2026» de Shell.
Además, Shell anticipa que para 2030 se espera que ingresen al mercado 180 MTPA más de GNL que mejorarán la disponibilidad y la asequibilidad del gas. El ingreso de los nuevos volúmenes dependerá de la disponibilidad de infraestructura en los países importadores, incluida la capacidad de regasificación y la conectividad de los gasoductos, especialmente en el sur y sureste de Asia, advierte el informe.
Según las proyecciones de Shell, el sur del continente asiático representará alrededor de un 40% de las importaciones mundiales de GNL para 2050, que impactará en una reducción en el alto consumo de carbón que tienen los países de esta región.
China es el principal importador de GNL del mundo. En la última década el gigante asiático aumentó un 258% la demanda al pasar de importar 27 MTPA en 2016 a 67 MTPA en 2025. En el mismo período, Estados Unidos se consagró en el primer puesto del ranking de países exportadores, ya que pasó de vender 4 MTPA a 109 MTPA en 10 años.
El GNL en el mercado energético europeo se convirtió en una fuente de energía determinante. En efecto, en 10 años el GNL pasó de representar un 15% de las importaciones de gas de Europa a cubrir un 43% en 2025.
Todo indica que en el futuro Europa seguirá aumentando su demanda, ya que el GNL es clave para equilibrar las energías renovables intermitentes. Por este motivo, en los últimos 10 años las terminales de regasificación pasaron de 124 a 200 en todo el mundo y los países importadores saltaron de 36 a 49.
En mercados asiáticos más maduros como Japón, los centros de datos y nuevas tecnologías están surgiendo como una nueva fuente de demanda energética que está siendo abastecida con mayor importación de GNL.
Barcos: Demanda emergente de GNL
Los buques impulsados mediante GNL pasaron en 10 años de 81 a un total de 877 buques en 2025, según detalla el informe de Shell.
Al mismo tiempo, hay otros segmentos emergentes de demanda de GNL en el mundo que también están creciendo rápidamente. Según las proyecciones del informe de Shell, el suministro de GNL a barcos se multiplicará por siete, alcanzando una demanda de 27 MTPA en 2035, una cantidad superior a la importada por India en 2025.
Los barcos impulsados mediante GNL pasaron en 10 años de 81 a un total de 877 buques en 2025 y los lugares de abastecimiento para este combustible durante ese mismo período crecieron de 10 a 222 en todo el mundo.
“Para satisfacer la creciente demanda, será necesaria una importante inversión adicional en nuevas plantas de licuefacción de GNL durante las décadas de 2030 y 2040, con una necesidad de suministro adicional de alrededor de 200 MTPA, además de los proyectos que ya están en construcción”, remarca el informe de Shell.
Un mercado más resiliente
Shell subraya que en la última década el comercio de GNL en el mundo superó tres crisis que lo pusieron a prueba:
La histórica caída de la demanda desatada por la pandemia del Covid-19 de 2020;
La guerra entre Rusia y Ucrania de 2022, que provocó una situación crítica en el abastecimiento en Europa; y
La guerra en Medio Oriente de este año, que generó una caída en la oferta mundial.
“Si bien los precios al contado del GNL en Asia aumentaron a más de 20 dólares por millón de unidades térmicas británicas (US$/MMBTU) en el punto álgido de la crisis de Oriente Medio, se mantuvieron significativamente más bajos que en 2022, cuando se interrumpieron los suministros de gas tras la invasión rusa de Ucrania, lo que refleja la mayor resiliencia del mercado del GNL en la actualidad”, destaca Shell.
Dado que los acuerdos de suministro a largo plazo representan alrededor de dos tercios del comercio total de GNL, el informe sostiene que el precio promedio que los compradores pagaron por el GNL en mayo de este año fue de entre 11 y 12 US$/MMBTU, en comparación con los 7 a 11 US$/MMBTU de enero, antes de que comenzara el conflicto.
Cederic Cremers, presidente de Gas Integrado de Shell, declaró que “el conflicto en Medio Oriente generó una conmoción sistémica con repercusiones en todos los sectores de la economía, pero la industria del GNL demostró ser resiliente y capaz de adaptarse a las cambiantes condiciones del mercado. Si bien se necesita mayor inversión en infraestructura, las perspectivas a largo plazo siguen siendo sólidas y el GNL continuará siendo un factor estabilizador en el sistema energético mundial”.
FECENE realizó un aporte de $463,4 millones al Programa Provincial Becas Gregorio Álvarez
La Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén(FECENE) realizó un aporte de $463,4 millones al Programa Provincial Becas Gregorio Álvarez, en una iniciativa que busca respaldar la formación de estudiantes neuquinos y fortalecer el desarrollo del capital humano en una de las provincias con mayor dinamismo energético del país.
La entidad, que reúne a las principales cámaras empresarias vinculadas a la actividad energética en Neuquén, destacó que el aporte refleja el compromiso del sector privado con una política pública orientada a ampliar las oportunidades educativas y acompañar el crecimiento de la provincia.
Desarrollo y educación
Desde la Federación señalaron que el desarrollo de Neuquén requiere no solo de inversiones en infraestructura y producción energética, sino también de políticas que impulsen la formación de las futuras generaciones.
«Creemos que la educación es una herramienta estratégica para construir una provincia con más oportunidades, mayor competitividad y un desarrollo sostenible. Por eso, las empresas neuquinas acompañamos esta iniciativa convencidos de que el trabajo articulado entre el sector público y el privado genera beneficios concretos para toda la sociedad», expresaron desde FECENE.
La organización también agradeció al Gobierno de Neuquén por impulsar políticas que priorizan la educación y ratificó su voluntad de continuar acompañando iniciativas que contribuyan al desarrollo económico y social de la provincia.
El aporte se enmarca en una estrategia de articulación entre el sector público y el entramado empresarial, en un contexto en el que la expansión de la actividad energética —con Vaca Muerta como principal motor— incrementa la demanda de trabajadores calificados y pone en agenda la necesidad de fortalecer la formación y la inclusión educativa en el territorio.
La Cámara de la Industria Química y Petroquímica de la República Argentina (CIQyP®) realizó su asamblea ordinaria de socios y anunció la elección de Matías Campodónico, presidente de PBB Polisur S.R.L., como presidente de la principal entidad del sector para el período 2026-2028.
Entre las autoridades que acompañarán esta gestión se destacan Marcos Martín Sabelli (Profertil S.A.), Carolina Porchile (YPF S.A.) y Matías Guido Martin (BASF Argentina S.A.), quienes ocuparán los cargos de vicepresidentes 1°, 2° y 3°, respectivamente. Por su parte, Jorge de Zavaleta continuará desempeñándose como director ejecutivo de la CIQyP®.
Trayectoria
Campodónico cuenta con una amplia trayectoria en la industria química y petroquímica. Tras desempeñarse durante años en Dow y presidir la Cámara durante el período 2024-2026, actualmente se desempeña como presidente de PBB Polisur, una de las principales compañías petroquímicas del país.
Durante la presentación ante los socios y autoridades de la entidad, Campodónico agradeció la confianza depositada en su gestión y destacó la importancia de continuar fortaleciendo el trabajo conjunto entre las empresas del sector.
Industria química y petroquímica
«La industria química y petroquímica tiene un rol estratégico en el desarrollo económico del país. Contamos con capacidades productivas, recursos humanos de excelencia y oportunidades únicas asociadas al desarrollo energético y de nuevas cadenas de valor. Desde la CIQyP® seguiremos trabajando para fortalecer la competitividad, promover inversiones y generar las condiciones necesarias para que el sector continúe creciendo, creando empleo y aportando valor a toda la economía argentina», afirmó Matías Campodónico, presidente de la CIQyP®.
La industria química y petroquímica constituye uno de los principales motores del entramado productivo argentino. Actualmente representa aproximadamente el 12% de la manufactura industrial nacional, genera más de 69.000 empleos directos y 250.000 indirectos, participa con cerca del 19% de las manufacturas de origen industrial y provee insumos esenciales para más del 96% de las actividades industriales del país.
En este contexto, el desarrollo de Vaca Muerta se presenta como una de las mayores oportunidades para fortalecer la competitividad de la industria química y petroquímica argentina. El acceso a gas natural en condiciones competitivas no solo mejora la disponibilidad de materias primas estratégicas para la producción petroquímica, sino que también abre la posibilidad de atraer nuevas inversiones, ampliar la capacidad productiva y desarrollar productos de mayor valor agregado destinados tanto al mercado local como a la exportación.
Durante el período 2026-2028, la CIQyP® continuará impulsando una agenda orientada a promover la competitividad, la sustentabilidad, la innovación tecnológica y la articulación público-privada. Asimismo, seguirá trabajando en iniciativas vinculadas a la mejora regulatoria, el comercio exterior, la seguridad de los procesos industriales y el desarrollo de condiciones que permitan consolidar una industria química y petroquímica moderna, integrada al mundo y preparada para acompañar el crecimiento económico de la Argentina.
A continuación, el listado de las nuevas y principales autoridades de la Cámara:
Los hogares que siguen recibiendo subsidio en el área de Edenor y Edesur suman 3,3 millones.
Las tarifas de Edesur y Edenor subirán a partir de este miércoles 5% en promedio para casi el 40% de los usuarios residenciales que no perciben ningún tipo de subsidio, unos 2 millones. El resto de los hogares tendrá una leve baja de 0,75% promedio porque el gobierno decidió incrementar el porcentaje de bonificación que aplica sobre el precio estacional de la energía eléctrica. En este caso, el beneficio alcanza a 3,3 millones de hogares. Para los comercios e industrias, el aumento oscilará entre 7,5% y 13,5%, de acuerdo a la categoría.
En junio esa bonificación para los hogares subsidiados había sido del 61,97% y en julio debía ser de 60,67%, pero el gobierno la subirá a 65,59%, según se informó el viernes pasado en la reunión de directorio del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad a la que asistió EconoJournal.
El gobierno informará en las próximas horas que el aumento para los hogares será del 1,5% porque ese es el promedio ponderado entre los que tienen y no tienen subsidio. Sin embargo, el dato puede resultar engañoso porque es el promedio de las distintas categorías y no del consumo efectivo de cada casa. Esa diferencia es clave porque los hogares no tienen todo su consumo subsidiado sino solo 300 kWh mensuales en invierno y el excedente por sobre ese tope abona tarifa plena.
El aumento de la electricidad para los hogares sin subsidio
Según pudo averiguar EconoJournal, el Valor Agregado de Distribución (VAD) que perciben las distribuidoras tendrá un ajuste de entre 2,7% y 3 por ciento. A ese incremento se le suma además un incremento de casi 13% en el precio de la potencia energética y de un 5% en el precio estacional de la energía.
Esos ajustes explican el incremento de 5% promedio que tendrán que abonar los usuarios residenciales sin subsidio, que representan cerca del 40% del total.
Descuento para los hogares subsidiados
El Régimen de Subsidios Focalizados eliminó en enero, a través del decreto 943/25, el criterio de segmentación en tres niveles de ingresos (N1, N2 y N3) que se había puesto en marcha en 2022 y lo reemplazó por una única categoría de usuarios residenciales que requieren asistencia del Estado.
Esa norma establecióuna bonificación del 50% sobre el consumo base subsidiado, que puede oscilar entre 150 y 300 kWh mensuales de acuerdo al período del año. En el invierno el tope es de 300 kWh.
A su vez, creó una bonificación transitoria adicional que comenzó siendo del 25% en enero y estaba previsto que se reduzca de modo gradual hasta desaparecer a fin de año. Es decir, los usuarios que antes eran N2 y N3 arrancaron el año con una bonificación del 75% sobre el precio estacional de la energía eléctrica y había un cronograma de baja gradual que el gobierno ha venido modificando en los últimos meses. Según la resolución 109/25 la bonificación en julio debería ser de 60,67% (50% + 10,67%), pero en la reunión de directorio del Enrege dijeron que esa cifra será modificada y subirá al 65,59%. Por ese motivo, para los hogares con subsidio, la tarifa correspondiente al bloque de consumo subsidiado no subirá, sino que retrocederá 0,75% en promedio.
Qué pasará con los comercios e industrias
Dentro de la tarifa 1, además de los hogares, se encuentran los usuarios G1, G2 y G3, clasificación que distingue distintos niveles de consumo. Los G1, con consumo mensual de hasta 800 kWh suelen ser kioscos, pequeños locales, estudios profesionales y oficinas chicas; los G2, con consumos que van de 800 kWh y hasta 2.000 kWh, incluyen comercios medianos, restaurantes pequeños, farmacias y supermercados de barrio; mientras que los G3, con consumo mensual superior a 2.000 kWh, suelen ser supermercados, gimnasios o comercios con mucha refrigeración o climatización. Para todo ese universo las tarifas subirán en julio entre 6% y 7%, con leves variaciones entre cada categoría.
Luego están los usuarios T2 que reciben el suministro de la red de baja tensión y tienen una demanda máxima de potencia igual o superior a los 10 kW e inferior a los 50 kW. En ese grupo suelen ubicarse pequeños y medianos establecimientos industriales; supermercados y autoservicios medianos; talleres; edificios de oficinas; locales comerciales grandes; y hoteles, restaurantes y otros establecimientos de servicios con una demanda eléctrica intermedia. En este caso el aumento estará en torno al 7,5 por ciento.
La siguiente categoría es T3 BT <300, usuarios con una demanda de potencia de entre 50 y 300 kW que reciben el suministro en baja tensión. Allí entran industrias pequeñas y medianas, como metalúrgicas, plásticas, alimenticias, textiles, imprentas, carpinterías o frigoríficos de menor escala; grandes comercios, como supermercados, hipermercados medianos, mayoristas, centros de distribución y grandes locales comerciales; edificios de servicios, por ejemplo hoteles, sanatorios, clínicas, universidades privadas, colegios, clubes y gimnasios grandes; depósitos y centros logísticos que operan íntegramente en baja tensión; y algunas plantas industriales que, por su tamaño, todavía no justifican un suministro en media tensión. Todo este universo tendrá un aumento de entre 7,5% y 8 por ciento.
Por último, están los T3 BT ≥300 que tienen una demanda de potencia contratada de 300 kW o más y reciben el suministro de la red de baja tensión. El listado incluye grandes plantas industriales; hipermercados y centros comerciales; grandes centros logísticos; hospitales de alta complejidad; grandes edificios corporativos; y plantas de procesamiento de alimentos y frigoríficos de gran porte. El aumento para este segmento será el más alto ya que la suba oscilará entre 12,5% y 13,5 por ciento.
El Complejo Sierra Pintadaen Mendoza.La CNEA lleva adelante un proyecto de remediación de la mina de uranio que operó entre 1975 y 1997.
Las tareas en el proyecto de remediación de los pasivos ambientales en Sierra Pintada, la mina de uranio de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) que lleva casi 30 años inactiva en Mendoza, se acelerarán con miras a lograr en 2027 la reactivación de la producción de uranio, según indicaron EconoJournal allegados a la Secretaría de Asuntos Nucleares(SAN). No será una tarea sencilla: con mayor o menor iniciativa, la CNEA inició una gestión técnico-administrativa para retomar la explotación del mineral en 2004, desde hace más de 20 años, a fin de dejar de importar el mineral que demanda la operación de las centrales nucleoeléctricas que existen en la Argentina (Atucha I y II y Embalse en Córdoba). La compra en el exterior del combustible para esas plantas le cuesta al país más de US$ 100 millones por año.
En las últimas dos décadas, la falta de decisión y acuerdo político entre Nación y Mendoza para alinear a los actores que se oponen a la reactivación del complejo uranífero —entre los que figuran empresarios de otros sectores económicos, grupos ambientalistas y agrupaciones de izquierda— atentaron contra esa iniciativa. Habrá que ver si esta vez es distinto. En cualquier escenario, lo primero es remediar los pasivos ambientales existentes en el lugar desde fines de los ’90.
Por lo pronto, el objetivo en el horizonte cercano de la CNEA es comenzar con el tratamiento del agua de cantera hacia finales de 2027, un hito clave en la fase 1 del proyecto de reactivación. Para esto, desde el año pasado se avanzó con la construcción de un dique de disposición final en Sierra Pintada con sistemas de doble membrana de polietileno de alta densidad (HDPE), la instalación de 2,6 kilómetros de cañerías para conducción de agua, la ampliación de la Planta de Tratamiento de Uranio y la construcción de diques y vasos impermeabilizados con sistemas de detección de fugas.
El secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, encabezó esta semana una recorrida por el complejo minero ubicado en San Rafael junto a autoridades provinciales y del sector, para coordinar con Mendoza los próximos pasos de la remediación de los pasivos históricos del complejo.
«El mundo vuelve a mirar a la energía nuclear, y la Argentina tiene todo para aprovechar ese momento», señaló Ramos Napoli durante la recorrida. «Sierra Pintada es parte de eso: ordenamos el sitio, avanzamos con la remediación y abrimos la puerta a volver a producir uranio en nuestro propio suelo«, añadió.
La ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, remarcó que las tareas de remediación continúan ejecutándose y que el establecimiento mantiene actividad permanente. “Esta visita tiene un objetivo muy claro: revisar el estado actual de las tareas de remediación y reafirmar la importancia de proteger un proceso que continúa en marcha y que desde 2019 no paró pese al desfinanciamiento del anterior Gobierno Nacional”, afirmó Latorre. La funcionaria es impulsora junto con el gobernador Alfredo Cornejo de la creación del distritos mineros para permitir y viabilizar la actividad metalífero en algunas regiones de la provincia.
Remediación y potencial reactivación de la minería de uranio en Sierra Pintada
Ayelén Giomi (SAN), Jimena Latorre (ministra de Energía y Ambiente de Mendoza), Federico Ramos Napoli (SAN) y Bruno Orbelis (Dioxitek) visitaron Sierra Pintada para respaldar el avance del proyecto de remediación.
La fase 1 del proyecto de remediación, aprobada por la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN) y con la Declaración de Impacto Ambiental concedida por la provincia de Mendoza en 2019, contempla el tratamiento del agua de cantera y la gestión de los residuos sólidos existentes en el complejo minero que operó entre 1975 y 1997.
En una mirada estratégica, el razonamiento de la SAN es que el costo operativo (OPEX) de gestionar algunos pasivos, como ciertas colas de minerales, es económicamente viable con la reactivación de la producción de uranio en posteriores fases. La reactivación con un socio privado es factible en función de los buenos precios internacionales del uranio por su creciente demanda y oferta limitada.
“Para reprocesar algunas colas minerales que están alojadas desde los 90, el OPEX compatible con eso implica la reactivación del sitio minero. Hay que gastar decenas de millones de dólares solo para poner en marcha el reprocesamiento”, explicó a este medio una fuente con conocimiento del tema. En cualquier caso, la reactivación de la mina deberá obtener las aprobaciones provinciales pertinentes.
Durante su vida operativa, de Sierra Pintada se extrajeron y procesaron 1600 toneladas de uranio, lo que se estima que representa alrededor de un 20% del recurso total existente en el sitio. Allí quedaron 5223 tambores de 200 litros provenientes del tratamiento del uranio, primero minado en Sierra Pintada y luego procesado por Dioxitex en Córdoba. También existe un millón de m3 de agua almacenada en las canteras con contenidos de uranio, radio y arsénico superiores a los límites admisibles.
En lo inmediato, los esfuerzos estarán puestos en poder comenzar con el tratamiento del agua de cantera. Durante su vida operativa, el complejo generó canteras agotadas, rocas estériles y otras con muy bajo contenido de uranio. Además, en las aberturas de las canteras se acumuló agua de lluvia y subterránea que, al estar en contacto con zonas mineralizadas, cambia su composición y origina la denominada agua de cantera.
La subsecretaria de Políticas Nucleares de la SAN, Ayelén Giomi, explicó los pasos a seguir. “Falta terminar la planta de radio de arsénico y para el año que viene tenemos previsto finalizar el sistema de riego. Pero a fines del año 2027, queremos empezar a tratar el agua de cantera. Ese es nuestro nuestro propósito. Con eso quedaría toda la infraestructura necesaria para hacer el punta a punta de las tareas de remediación», explicó Giomi.
«Se hizo todo el recondicionamiento de la planta de uranio, que llevó más de 100 cambios de válvulas y también conseguimos la licencia de ‘parada prolongada de la Autoridad Regulatoria Nuclear’, que fue un hito muy importante para nosotros», añadió la funcionaria sobre los avances ya concretados.
Cómo funciona el tratamiento del agua de cantera
Diagrama del proyecto de remediación en Sierra Pintada. Fuente: CNEA.
Vanesa García, subgerente del Compejo Fabril Sierra Pintada, explicó que el proceso de remediación del agua de cantera se apoya en un sistema integrado de tratamiento diseñado para reducir progresivamente la presencia de uranio, radio y arsénico.
En una primera etapa, el agua es procesada en la Planta de Tratamiento de Uranio para reducir las concentraciones de este elemento hasta alcanzar los valores requeridos por el Departamento General de Irrigación.
Posteriormente será conducida a la Planta de Tratamiento de Radio y Arsénico, actualmente en construcción, donde se completará el proceso de depuración. Los residuos generados serán dispuestos en el dique DN 8-9, una instalación especialmente diseñada con sistemas de seguridad y captación de posibles fugas.
Una vez finalizado el tratamiento, el agua será almacenada en un vaso de control para realizar los análisis correspondientes y posteriormente podrá ser utilizada en un sistema de riego especialmente diseñado para Áreas de Cultivos Restringidos Especiales (ACRE), cuya implementación ya se encuentra en marcha.
Monitoreo permanente y auditoría externa
Vista del Dique DN 8-9.
La Facultad de Ciencias Aplicadas a la Industria de la Universidad Nacional de Cuyo actúa como organismo auditor externo del proceso de remediación desde la aprobación de la DIA en 2019.
Laura Lucero, funcionaria de la FCAI, explicó que la comisión realiza monitoreos periódicos cada 15 o 20 días y elabora informes bimestrales que son elevados a la Unidad de Evaluaciones Ambientales, la Dirección de Minería y la CNEA.
“Hasta el momento, todos los resultados obtenidos se han mantenido dentro de los parámetros establecidos, sin registrarse valores fuera de los rangos normales. Incluso durante las tormentas ocurridas el último verano realizamos un seguimiento permanente junto con el personal del complejo y los organismos competentes, observando un trabajo coordinado y profesional”, afirmó.
“Los resultados obtenidos en todos los monitoreos realizados indican que las tareas se desarrollan conforme a lo previsto y dentro de los parámetros ambientales establecidos”, concluyó.
El presidente del Brasil, Lula da Silvia, junto a la presidenta y trabajadores de Petrobras en una visita a la planta de fertilizantes nuevamente en construcción en Mato Grosso do Sul.
Petrobras puso en marcha la finalización de un viejo proyecto de planta de producción de fertilizantes nitrogenados en el estado de Mato Grosso do Sul, en una región del Brasil históricamente abastecida por el gas de Bolivia y que ahora busca otras alternativas de suministro, como el gas de Vaca Muerta. La presidenta de la compañía dijo que estudian duplicar la capacidad en cada una de las cuatro plantas de fertilizantes que tiene en Brasil.
La petrolera controlada por el Estado brasileño anunció el jueves la firma de los contratos con las empresas ganadoras del proceso de licitación para retomar la construcción de la Unidad de Fertilizantes Nitrogenados (UFN-III) en Três Lagoas, durante un acto al que asistió el presidente del Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva. Petrobras detuvo la construcción de la planta en 2014.
El proyecto UFN III consumirá 2,2 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas natural para producir unas 3600 toneladas de urea y 2200 toneladas de amoníaco por día. Petrobras invertirá 5000 millones de reales (cerca de US$ 1000 millones) en el proyecto, cuya puesta en producción se espera para 2029.
Con el inicio de las operaciones en la planta de Três Lagoas, Petrobras pretende cubrir el 35% de la demanda nacional de fertilizantes nitrogenados. La petrolera ya tiene otras tres plantas en los estados de Bahía, Sergipe y Paraná. Estas plantas tienen un consumo máximo de 3,3 MMm3/d. Sumando a la futura planta en Mato Grosso do Sul, las cuatro plantas a plena capacidad demandarían 5,5 MMm3/d.
La presidenta de Petrobras, Magda Chambriard, destacó que la planta UFN-III es estratégica por su ubicación en el centro de la principal región agroindustrial del Brasil, donde se concentra el 40% de la demanda nacional de urea.
“Esta fábrica abastecerá a los mercados de Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Goiás, Paraná y São Paulo. Con ello, logramos una reducción significativa en los costos logísticos, además de una mayor fiabilidad en el suministro para maíz, caña de azúcar, café, algodón y pastos”, afirmó Chambriard.
Producción de fertilizantes en Brasil con gas de Vaca Muerta
Magda Chambriard, presidenta de Petrobras, acompañada por Lula da Silva.
Según Chambriard, la petrolera brasileña esta estudiando duplicar la capacidad de producción en cada una de las cuatro plantas de fertilizantes, lo que implicaría un consumo diario de por lo menos 10 MMm3/d. El gobierno brasileño mira a la producción doméstica de gas offshore para abastecer a las plantas de fertilizantes existentes sobre la costa de Brasil y sus eventuales ampliaciones.
En cambio, el proyecto UFN-III supone una oportunidad para las operadoras en Vaca Muerta interesadas en exportar gas al Brasil a través del gasoducto Gasbol, como sustituto de la menguante producción boliviana de gas. El Gasbol ingresa de Bolivia a Brasil por Corumbá, en el estado de Mato Grosso do Sul.
Petrobras viene dando señales de interés en el gas argentino. La petrolera obtuvo a fines de 2025 un permiso por dos años para importar hasta 180 millones de metros cúbicos anuales en formato interrumpible desde la Argentina, concedido por la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP). La prioridad sobre esos volúmenes la tendrán las centrales térmicas y clientes industriales.
Por otro lado, la petrolera aún mantiene una presencia mínima en la Argentina a través de su filial Petrobras Operaciones SA (POSA), que cuenta con una participación en el yacimiento de petróleo y tight gas Río Neuquén, ubicado entre las provincias de Río Negro y Neuquén.
Sin embargo, el desarrollo de aquella y otras oportunidades comerciales por la ruta boliviana todavía requieren de obras einversiones en el sistema troncal argentino para transportar más moléculas desde Neuquén a la frontera con Bolivia.
Ruta boliviana: qué obras se necesitan para apuntalar el sistema troncal argentino
Puntualmente, la obra prioritaria es la última relativa al proyecto de Reversión del Gasoducto Norte, que consiste en la adecuación de cuatro plantas compresoras para elevar su capacidad de transporte al noroeste del país a unos 19 millones de metros cúbicos diarios desde los 15 actuales. El gasoducto Norte es operado por Transportadora Gas del Norte (TGN).
La estatal Enarsa adjudicó en 2024 las obras de adecuación de esas estaciones a la constructora Esuco. Las obras tenían que estar listas entre marzo y junio de 2025. Sin embargo, se encuentran virtualmente paralizadas por un conflicto por pagos adeudados que la contratista arrastra con Enarsa desde el año pasado.
La empresa constructora atraviesa una situación financiera delicada. En efecto, a principios de este mes inició un proceso de concurso preventivo para reestructurar deudas con más de 800 acreedores.
Adicionalmente, TGN tiene en carpeta un proyecto para construir un nuevo gasoducto entre Tratayén (Neuquén) y La Carlota (Córdoba) que habilitaría más gaspara potencialmente abastecer la demanda interna del norte y litoral del país y atender la exportación.
De todas formas, el CEO de la empresa, Horacio Pizarro, dijo que este proyecto no es obligatorio para poder atender la capacidad extra que tendrá el gasoducto Norte. La empresa evalúa tomar la decisión final de inversión (FID) en su nuevo proyecto en la segunda mitad de este año.
La empresa transportista ya está encarando la ingeniería básica del proyecto. En ese sentido, aún resta definir la capacidad final de transporte del gasoducto. “Lo haríamos en 36 pulgadas, dependiendo de la demanda que exista podría ser de menos. La idea es juntar un volumen mínimo para lanzar el proyecto, de entre 13 y 15 MMm3. Después es ampliable, pero necesitamos juntar esa demanda para hacerlo realidad”, explicó Pizarro en la última edición del Midstream & Gas Day de EconoJournal.
Los bloques Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas aportarán el fluido para el proyecto desde la ventana de gas de la Cuenca Neuquina.
YPF, la compañía italiana Eni y XRG -empresa internacional de la petrolera estatal de Abu Dhabi ADNOC- anunciaron este lunes la firma de acuerdos definitivos para el desarrollo del segmento upstream del proyecto Argentina LNG. La operación contempla la transferencia de participaciones accionarias en la sociedad vehículo UPCO ARLNG I S.A.U., que concentrará la titularidad de tres bloques de gas no convencional en la cuenca de Vaca Muerta afectados al plan de exportación.
De acuerdo con los términos informados, Eni y XRG adquirirán cada una un 32% del capital social de la mencionada sociedad, mientras que la petrolera argentina retendrá el 36% restante y la condición de operador. La transacción final se encuentra sujeta al cumplimiento de condiciones regulatorias precedentes, entre las que se destaca la aprobación de la transferencia de las áreas hidrocarburíferas por parte de la autoridad de aplicación correspondiente.
Tal como había anticipado EconoJournal a comienzos de noviembre, Los bloques dedicados al abastecimiento del proyecto de licuefacción son Meseta Buena Esperanza I y II, Aguada Villanueva Norte y Las Tacanas I y II. El ingreso de los socios internacionales convalida las proyecciones que anticipaban aquellas negociaciones para incorporar a las socias en esta ventana de la Cuenca Neuquina con el objetivo de apuntalar las inversiones necesarias en producción.
Previo a este esquema de asociación, el 30 de abril de 2026, YPF consolidó el 100% de la titularidad de los bloques tras concretar un intercambio de activos (swap) con Pluspetrol. Mediante dicho acuerdo, la petrolera local absorbió el 50% de la participación que Pluspetrol mantenía en las áreas Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas, resolviendo así la reconfiguración accionaria necesaria para dar ingreso a las corporaciones extranjeras.
“Estamos dando un paso más en el desarrollo de Argentina LNG. El ingreso de Eni y XRG al upstream fortalece la cadena de valor del proyecto y nos permite avanzar hacia su desarrollo a escala global”, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.
Las áreas de desarrollo conjunto en gas seco y húmedo
Las áreas involucradas suman superficie en las ventanas de gas húmedo y seco de la formación no convencional. Las Tacanas cuenta con una extensión de 323 kilómetros cuadrados al sur de Rincón del Mangrullo, orientada al gas seco; Aguada Villanueva abarca 50 kilómetros cuadrados con presencia de gas condensado; y Meseta Buena Esperanza cubre 303 kilómetros cuadrados con potencial de gas rico en derivados líquidos.
La viabilidad regulatoria del upstream en áreas de gas húmedo demandó adecuaciones normativas a nivel nacional a fines de 2025, permitiendo que proyectos con derivados líquidos asociados pudieran encuadrarse dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Los comunicados de las empresas detallan que la producción de estos bloques permitirá tanto el abastecimiento de gas como la monetización de los condensados asociados al fluido.
El esquema logístico integral proyecta la exportación de 12 millones de toneladas anuales de GNL mediante la utilización de dos unidades flotantes de licuefacción.
Los nuevos datos técnicos provistos por las compañías indican que los recursos extraídos de estos bloques se destinarán a alimentar una capacidad total de licuefacción de 12 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL. Esta infraestructura de procesamiento planificada para el proyecto integral se estructurará mediante la instalación de dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG) con una capacidad de 6 MTPA cada una.
Cerca de las firmas habían estimado que la fase integral del proyecto requerirá desembolsos por US$ 16.000 millones en el segmento de infraestructura de transporte y licuefacción (midstream y puertos), y otros US$ 12.000 millones dedicados exclusivamente al upstream. El proyecto vincula de forma integrada la extracción en la Cuenca Neuquina con gasoductos y plantas terminales para transformar el fluido en gas natural licuado (GNL) de exportación.
El desembarco de XRG y ENI en Vaca Muerta
Para XRG, subsidiaria de la estatal ADNOC, la transacción representa su inserción directa en la cuenca no convencional de la Argentina. La firma árabe precisó que la inversión se alinea con su estrategia global de expansión en gas natural y GNL, sumándose a su cartera de activos que incluye participaciones en proyectos de infraestructura en los Estados Unidos (Rio Grande LNG), Azerbaiyán (campo Absheron), Turkmenistán y Mozambique.
Mohamed Al Aryani, presidente de International Gas de XRG, afirmó que la “Argentina tiene el potencial de desempeñar un papel cada vez más importante en la satisfacción de la creciente demanda mundial de gas natural, y proyectos como Argentina LNG serán clave para aprovechar esa oportunidad. Vaca Muerta es uno de los recursos de gas más atractivos del mundo».
«Esta transacción le da a XRG un rol directo en impulsar un proyecto con la escala, la calidad y el potencial a largo plazo para convertirse en una nueva fuente significativa de suministro confiable de GNL para los mercados globales. Estamos muy contentos de asociarnos con YPF, un socio altamente capaz y estratégico con amplia experiencia en el sector energético argentino y un rol líder en el desarrollo de Vaca Muerta», y con Eni, un desarrollador líder de proyectos de GNL flotante.», afirmó Al Aryani
Por su parte, Eni consignó que la firma del contrato de compraventa de acciones (SPA) responde a su estrategia corporativa de diversificación geográfica y fortalecimiento de su cartera de gas natural y GNL de equidad. El Chief Operating Officer de Global Natural Resources de Eni, Guido Brusco, comentó que “la entrada en la cuenca no convencional de Vaca Muerta, junto a YPF y XRG, fortalece la capacidad de Eni para desarrollar recursos de gas a escala mundial y convertirlos en GNL competitivo para los mercados internacionales»
«Vaca Muerta -detalló- es una de las cuencas no convencionales más ricas del mundo en términos de recursos: nuestra participación nos posiciona a lo largo de toda la cadena de valor, desde el upstream argentino hasta el suministro de GNL a clientes internacionales, generando valor mientras contribuimos a la seguridad energética global”.
El cronograma de trabajo acordado por el consorcio tripartito contempla avanzar de forma inmediata en las fases técnicas siguientes con el objetivo de formalizar la Decisión Final de Inversión (FID, según la sigla en inglés) antes del cierre de 2026. La firma de este compromiso financiero y operativo resultará determinante para viabilizar el inicio de la construcción de las facilidades del upstream y asegurar el fondeo requerido para el montaje de la infraestructura de midstream y licuefacción.
El timing aprieta más de lo que parece: un proyecto de migración de SAP a la nube demanda, en promedio, no menos de 12 meses, y en entornos regulados con alta integración entre sistemas comerciales y técnicos puede extenderse hasta 18 o 24 meses según relevamientos de IDC
Para las empresas de servicios públicos argentinas, 2027 dejó de ser una fecha lejana. El 31 de diciembre de ese año finaliza el mantenimiento estándar de SAP ECC 6.0, la plataforma sobre la que desde hace más de una década buena parte de las distribuidoras eléctricas, transportistas de gas y empresas de agua y saneamiento gestionan sus operaciones administrativas, comerciales y de campo.
La migración hacia SAP S/4HANA ya no aparece como una simple actualización tecnológica, sino como una decisión estratégica que condicionará los costos, la continuidad operativa y la capacidad de innovar durante la próxima década. Por eso, un proyecto que durante años se consideró deseable o eventual pasó a formar parte de la planificación inmediata de las compañías del sector.
El timing aprieta más de lo que parece: un proyecto de migración de SAP a la nube demanda, en promedio, no menos de 12 meses, y en entornos regulados con alta integración entre sistemas comerciales y técnicos puede extenderse hasta 18 o 24 meses según relevamientos de IDC. A nivel global, más de 35.000 organizaciones todavía operan sobre SAP ECC, lo que anticipa una concentración de demanda sobre integradores y proveedores cloud a medida que se acerque la fecha límite.
Por qué la nube se volvió la trayectoria dominante para SAP en sector regulado
La decisión sobre dónde correr SAP S/4HANA está, en la práctica, resuelta para gran parte del mercado. Amazon Web Services (AWS) se consolidó como la nube certificada por SAP con la mayor cantidad de instancias y configuraciones validadas para cargas productivas en industrias críticas, y aporta sobre eso una serie de ventajas que exceden lo estrictamente vinculado a SAP.
Servicios como AWS Migration Hub y AWS Application Migration Service permiten orquestar la transición sin discontinuidad operativa, mientras que la disponibilidad geográfica de regiones, las capacidades nativas de recuperación ante desastres y los mecanismos de cifrado y gestión de identidad como AWS Key Management Service e Identity and Access Management resuelven, en una sola plataforma, exigencias que en infraestructura on-premise requieren múltiples capas independientes.
A eso se suma la elasticidad para absorber picos estacionales (típicos en facturación de utilities), la integración directa con servicios de analítica y de inteligencia artificial sobre los mismos datos operativos, y un modelo de costos basado en consumo que, según IDC, reduce el TCO de cargas SAP entre un 15% y un 30% a 5 años.
Para el mercado argentino, el peso del cambio es considerable, por ejemplo, las distribuidoras eléctricas concentran millones de usuarios, y la operación administrativa de empresas como las transportistas de gas, empresas de agua y saneamientos depende de procesos críticos sobre SAP que no admiten interrupciones. Teracloud, AWS Advanced Tier Partner, es uno de los actores que viene acompañando a empresas reguladas en la planificación y ejecución de este tipo de migraciones, articulando el roadmap técnico con las exigencias regulatorias propias del sector.
Cómo se planifica una migración de SAP a la nube en utilities
A nivel regional, la adopción de SAP en cloud entre empresas reguladas viene acelerándose, lo que sugiere que el sector utilities argentino tiene una ventana limitada para definir su estrategia sin presión de cronograma. Quienes busquen profundizar en cómo se estructura una migración de SAP a la nube de AWS para empresas reguladas pueden consultar, donde Teracloud reúne el roadmap completo, los casos de uso aplicables al sector utilities y los marcos de referencia para empresas que están comenzando a planificar la transición.
Para distribuidoras, transportistas y empresas de servicios que ya están delineando su roadmap de migración, contar con un partner certificado puede definir la diferencia entre llegar a 2027 con margen o con presión de cronograma. Teracloud acompaña a empresas reguladas en cada etapa del proceso, desde el asesoramiento inicial y la planificación del proyecto hasta la ejecución técnica y el soporte post-migración.
