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La cadena de valor debe acompañar el desarrollo de la industria no solo en calidad y volumen, sino al mismo tiempo, en valores. Milicic, empresa argentina de servicios y construcciones con más de 50 años de experiencia, lo sabe. Por eso, continúa fortaleciendo sus capacidades para responder a las demandas de la minería, la energía el petróleo, el gas y la infraestructura. 

Así lo demuestra su cuarto  Reporte de Sostenibilidad bajo estándares Global Reporting Initiative (GRI), los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) y los 10 principios de Pacto Global en donde la empresa que actualmente suma más de 800 proyectos ejecutados, expone todo lo relacionado a su desempeño económico, social, ambiental y de gobernanza durante 2025. 

Sostenibilidad: avances y logros durante 2025

La sostenibilidad es un concepto transversal en Milicic y por ello se estructura bajo cinco pilares: Negocio, Personas, Comunidad, Planeta e Integridad y Gobernanza. Cada uno de estos ejes se encuentra alineado  con la Visión 2027, que proyecta a Milicic como una empresa líder, rentable y diversificada, integrada con las comunidades donde desarrolla sus actividades.

Entre los avances más relevantes de 2025 se destacan:

•  Consolidación de la medición de la huella de carbono bajo estándares internacionales,
• Desarrollo de la Política de Descarbonización.  
• Puesta en valor de  44.800 kg de neumáticos fuera de uso (NFU), 
• Gestión de 1.171 kg de residuos de aparatos eléctricos y electrónicos (RAEE)
•  Profundizó iniciativas de economía circular que permitieron evitar la emisión de 939 toneladas de CO₂.

En tanto, la empresa puso en marcha una nueva Política de Diversidad, Equidad e Inclusión (DEI), orientada a promover un entorno de trabajo más inclusivo y respetuoso, en el marco de las acciones referentes al pilar de Personas. Dentro de este mismo ámbito, se registraron más de 24 mil horas de capacitación en seguridad, calidad, ambiente y temas técnicos y el desempeño de seguridad tuvo indicadores superiores al promedio de la industria.

Milicic y el fortalecimiento de su estrategia de compre local y provincial 

«Entendemos que el desarrollo de nuestro negocio debe estar acompañado por la generación de valor para las comunidades donde operamos. Por eso trabajamos para fortalecer capacidades locales, promover empleo, desarrollar proveedores y acompañar iniciativas educativas que amplíen oportunidades para las personas», destacó Marian Milicic, Gerenta General de Milicic en relación a la estrategia de desarrollo social de la empresa.

En efecto, durante la gestión de 2025,  este eje siguió siendo uno de los pilares en la gestión. En ese sentido, hubo un fortalecimiento claro de su estrategia de compre local en San Juan, con proyección hacia Neuquén y Salta.

Asimismo, la compañía orientó su inversión social a través de cinco focos estratégicos: educación y empleabilidad, inclusión social, desarrollo económico, resiliencia ambiental e infraestructura comunitaria. Entre las iniciativas más relevantes se encuentran el diseño de la Escuela de Formación Técnica Milicic Minería en San Juan, las alianzas con Junior Achievement que alcanzaron a 145 estudiantes y la participación de 48 colaboradores en programas de voluntariado corporativo, que totalizaron 144 horas de servicio a la comunidad.

, Redaccion EconoJournal

La factura de gas a nivel país registró un aumento promedio de 19,7% debido a la reducción del subsidio por Zona Fría, según confirmaron este jueves en la reunión de directorio del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (Enrege). El mayor incremento lo sufrieron los clientes de Distribuidora Gas Cuyana que debieron afrontar una suba promedio de 50,3 por ciento.   

El congreso sancionó el 24 de septiembre la Ley 27.828, que modificó el régimen de Zona Fría. La reforma, publicada en el Boletín Oficial el 13 de octubre, eliminó los descuentos generalizados del 30% y el 50% para las localidades incorporadas por la Ley 27.637 en 2021, pero mantuvo la cobertura geográfica histórica de la Patagonia, Malargüe y la Puna.

En las zonas que dejaron de estar cubiertas de manera general, se mantuvo una bonificación del 20%, pero quedó condicionada a la inscripción en el Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), lo que requiere el cumplimiento de una serie de requisitos socioeconómicos, y a la ubicación del suministro en las zonas bioambientales previstas en la norma. Además, ese descuento pasó a aplicarse sobre el consumo base de gas y no sobre el total de la factura, lo que redujo aún más su impacto.

La ampliación del régimen de Zona Fría concretada en 2021 había generado una fuerte polémica porque extendió los subsidios a 3 millones de hogares. Hasta ese año el beneficio alcanzaba a 79 departamentos distribuidos en 10 provincias y luego de la ampliación terminó abarcando a 230 departamentos de 14 provincias. La ley 27.637 sumó a gran parte de Buenos Aires, centro y sur de Córdoba, sur de Santa Fe, Mendoza y casi la totalidad de San Luis. Algunas de esas zonas se caracterizan por sus climas templados, importantes niveles de actividad económica y una media/alta densidad poblacional.

Los aumentos en la factura por distribuidora

El mayor impacto por la quita del subsidio lo sufrieron los clientes de Distribuidora Gas Cuyana que debieron afrontar una suba promedio de 50,3% en su factura. Esta compañía, que opera bajo el nombre comercial de Ecogas, les brinda servicio a 665 mil usuarios en las provincias de Mendoza, San Juan y San Luis.

No todos venían siendo beneficiados por el régimen de Zona Fría, pero en el organismo confirmaron que ese es el aumento promedio. Por lo tanto, para los usuarios que perdieron el subsidio la suba fue todavía mayor, aunque en muchos casos sobre valores absolutos relativamente bajos.  

En segundo lugar, se ubicó Distribuidora Gas del Centro que aumentó su factura un 40,4% en promedio. La empresa les brinda servicio a 830 mil usuarios distribuidos en las provincias de Córdoba, Catamarca y La Rioja.

En el área de Camuzzi Gas del Sur el aumento promedio fue del 39%. La empresa opera en Neuquén, Rio Negro, Chubut, Santa Cruz, Tierra del Fuego y parte del sur de la provincia de Buenos Aires.  A su vez, en el área de Camuzzi Gas Pampeana la suba promedio fue de 30 por ciento.

Los usuarios de Litoral Gas también sintieron el impacto. La suba de la factura promedio en este caso fue del 38% y alcanzó a toda la provincia de Santa Fe y siete partidos del norte de la provincia de Buenos Aires: San Nicolás, Ramallo, Pergamino, Colón, Arrecifes, San Pedro y Baradero.

En la zona de concesión de Naturgy NOA, antes conocida como Gasnor, también habrá un aumento por el recorte del beneficio de Zona Fría, pero menor. La suba promedio para los usuarios de Salta, Jujuy, Tucumán y Santiago del Estero es de apenas 9,5%, mientras que en Naturgy BAN el impacto por esta medida es prácticamente imperceptible. Los usuarios de la zona norte y oeste del Gran Buenos Aires tuvieron un impacto promedio de apenas 1,75% porque los que contaban con el beneficio en esa región eran muy pocos.

Por último, quienes no fueron afectados por esta medida son los usuarios de Metrogas, GasNea y de la subdistribuidora Redengas. En estos casos, solo deberán afrontar el ajuste mensual regular que se aplica todos los meses, lo que tiró hacia abajo la suba promedio país provocada por la modificación del régimen de Zona Fría.

El aumento de noviembre

En la reunión de directorio se detalló también cual será el aumento que deberán afrontar todos los usuarios del país a partir del 1 de noviembre por el ajuste de las tarifas de transporte y distribución y del precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST). En esta ocasión la suba de la factura promedio país será de 2,17%, que se suma al impacto por el recorte de los beneficios del régimen de Zona Fría.

Ese incremento se explica por un incremento de 0,47% del PIST contabilizado en pesos y por una suba en los segmentos de transporte y distribución que combina la aplicación del escalón 18 del incremento del VAD acordado en la Revisión Quinquenal Tarifaria y la actualización por la fórmula polinómica que combina IPC e IPIM y que arrojó un aumento de 2,55%.

Una reunión de directorio tranquila

A diferencia de lo ocurrido en otras ocasiones, la reunión de directorio duro apenas una hora y transcurrió en calma. Las fuentes consultadas coincidieron en subrayar que la salida del secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, llevó a las partes a desescalar el conflicto hasta que se aclare un poco el escenario.

De hecho, el vicepresidente a cargo del ente, Vicente Serra, tenía previsto inicialmente avanzar con la presentación de la nueva Unidad de Integración y Transparencia para que el directorio la apruebe, pero como es un tema que genera diferencias internas prefirió aplazar su tratamiento.    

, Fernando Krakowiak

ROSARIO (Enviada especial)-. El gobernador de Córdoba, Martín Llaryora, reclamó que las empresas de petróleo, gas y minería que acceden a los beneficios del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) impulsen el desarrollo de proveedores nacionales mediante mecanismos de financiamiento, transferencia tecnológica y asistencia para la reconversión industrial. Lo hizo durante su participación en la primera Ronda de Negocios RIGI realizada en esta ciudad.

Desde La Fluvial, sede del encuentro que convocó a 4.500 personas, según datos de la gobernación de Santa Fé, Llaryora planteó que las grandes compañías deben asumir un compromiso activo con las pymes locales y replicar las herramientas que utilizó la industria automotriz para consolidar su cadena de suministros.

“Una de las responsabilidades de las empresas que obtuvieron el RIGI es realizar compras locales y estimularlas cada vez más. La Argentina les ofrece un régimen muy favorable, que les permite maximizar sus ganancias y acelerar sus inversiones, pero también existe una responsabilidad empresarial: desarrollar una estrategia de compras que impulse a la industria nacional y permita que muchas empresas se reconviertan para convertirse en proveedoras de la minería, el petróleo y el gas”, planteó Llaryora en diálogo con este medio y un grupo de periodistas.

El gobernador sostuvo que los incentivos fiscales otorgados para promover grandes inversiones deben traducirse en beneficios concretos para la economía local, a través de la creación de puestos de trabajo y el fortalecimiento de las capacidades industriales. Para ello, consideró que no alcanza con que las pymes estén dispuestas a participar de los nuevos proyectos, sino que las propias compañías beneficiarias deben involucrarse en su desarrollo.

RIGI y la experiencia de la industria automotriz como referencia

En ese sentido, tomó como referencia la experiencia de la industria automotriz, que desarrolló mecanismos de asistencia para que sus proveedores incorporaran tecnología y pudieran cumplir con los requerimientos de producción. “En la industria automotriz, cuando se incorpora un nuevo modelo o se implementa un régimen de promoción, muchas veces las terminales prefinancian a determinados proveedores para que puedan dar un salto tecnológico», explicó.

Y continuó: «Me parece que la industria minera, petrolera y gasífera va a tener que empezar a hacer lo mismo: desarrollar proveedores. No se trata solamente de que las empresas proveedoras tengan voluntad de participar, sino de que las grandes compañías tengan un canal y una vocación específica para acompañar ese proceso”.

Para el mandatario cordobés, este esquema permitiría aprovechar las capacidades industriales existentes y facilitar la incorporación de empresas que trabajan para otros sectores. La cercanía geográfica con los yacimientos y la posibilidad de brindar servicios de manera directa también representan ventajas para las firmas locales, especialmente en actividades que requieren mantenimiento, asistencia técnica y respuestas operativas rápidas.

Córdoba busca integrar su industria a la cadena energética

Llaryora señaló que Córdoba cuenta con una estructura industrial que puede aportar bienes y servicios a los proyectos de petróleo, gas y minería. En particular, destacó la experiencia acumulada por el entramado productivo provincial y el desarrollo de un clúster de petróleo y gas que comenzó a consolidarse cuando Vaca Muerta todavía era una expectativa de crecimiento

“El objetivo es trabajar en conjunto y que las empresas proveedoras tengan la oportunidad de convertirse efectivamente en proveedoras de estos grandes proyectos. Vemos la posibilidad de replicar lo que hizo la industria con el agro y con los automóviles. Tenemos empresas especializadas y pymes que pueden cumplir con estándares internacionales e insertarse en estas cadenas de valor”, afirmó.

El gobernador sostuvo que la provincia acompañó la implementación del RIGI porque considera que la energía y la minería pueden convertirse en nuevos motores productivos para la Argentina. También destacó que Córdoba cuenta con un ecosistema industrial capaz de aportar conocimientos y capacidades para ampliar la participación nacional en esos sectores.

El mandatario cordobés mencionó la adhesión provincial al régimen nacional y la creación de un esquema complementario, denominado “Súper RIGI”, destinado a acompañar las inversiones. Además, señaló que Córdoba dispone de una ley de promoción industrial que constituye una de las herramientas más amplias del país para incentivar la actividad manufacturera, según afirmó.

“Nosotros acompañamos el RIGI porque entendíamos que había que desarrollar los nuevos motores productivos de la Argentina. Este régimen también ayuda a las provincias a crecer y generar desarrollo. Tenemos un ecosistema industrial que puede aportar mucho, pero necesitamos que las grandes empresas ayuden a que las pymes puedan ingresar y desarrollar sus capacidades”, expresó.

El mandatario también consideró que el desarrollo de proveedores debe formar parte de la estrategia de las empresas para obtener y sostener la aceptación social de sus proyectos. A su entender, la generación de empleo, la contratación de firmas locales y la incorporación de valor agregado son elementos centrales para que las comunidades perciban los beneficios de las inversiones.

Financiamiento y reconversión industrial

El acceso al financiamiento fue otro de los puntos que Llaryora identificó como una de las principales dificultades para que las pymes puedan incorporarse a las cadenas de suministro de los grandes proyectos. El gobernador señaló que será necesario avanzar en herramientas que permitan a las empresas realizar las inversiones tecnológicas y productivas que requieren los nuevos contratos.

“Una de las cuestiones pendientes es el financiamiento. Tenemos que trabajar para desarrollar mecanismos que permitan a las pymes dar el salto que necesitan. Las grandes compañías tienen que asumir esa responsabilidad, porque reciben beneficios que les permiten acelerar sus inversiones y maximizar sus resultados. Ese esfuerzo debe tener una devolución en puestos de trabajo y en el desarrollo industrial de la Argentina”, sostuvo.

En esa línea, el gobernador expresó que: “El desarrollo de proveedores no debe limitarse a las empresas que ya trabajan en el sector energético. También debe contemplar la reconversión de firmas industriales con experiencia en otras actividades, que podrían adaptar sus procesos para responder a la demanda de la minería y los hidrocarburos.

Llaryora remarcó que la articulación entre compañías de gran escala, pymes y gobiernos provinciales será necesaria para identificar oportunidades y generar condiciones que permitan ampliar la oferta nacional de bienes y servicios.

El desarrollo energético y minero como política de Estado

El gobernador defendió la continuidad de las políticas orientadas a desarrollar la energía y la minería, más allá de las diferencias partidarias. Consideró que el crecimiento de estos sectores puede ampliar la capacidad exportadora del país y generar nuevas oportunidades para las provincias.

“Los argentinos tenemos que entender que en gas y energía somos una potencia, como ocurre con el agro. También somos una potencia minera en crecimiento y tenemos que priorizar su desarrollo. La Nación y las provincias deben ayudar a generar la aceptación social y a que estos proyectos sean comprendidos y asumidos por las comunidades. Necesitamos que la industria genere valor y empleo, y que podamos defender el desarrollo minero por la cantidad de puestos de trabajo que puede crear”, afirmó.

Llaryora también vinculó el potencial de los sectores exportadores con la necesidad de revisar la carga tributaria que enfrentan las actividades productivas. En particular, sostuvo que una expansión sostenida de las exportaciones debería permitir avanzar en una reducción de las retenciones.

“Creo que el crecimiento que esperamos tiene que traducirse en una baja de las retenciones. Cuando se habla de los dólares que genera el agro y de sus récords de producción, también hay que pensar cuánto más podría producir si no tuviera esa carga tributaria. Tenemos que generar condiciones para que las actividades productivas puedan desarrollar todo su potencial”, señaló.

“El desarrollo minero, gasífero y petrolero vino para quedarse. Tenemos que lograr que estos sectores se integren con la industria nacional, que las pymes puedan reconvertirse y que el esfuerzo que hace la Argentina para atraer inversiones se traduzca en empleo y desarrollo productivo. Es una agenda que tiene que superar las diferencias partidarias”, concluyó.

, Loana Tejero

ROSARIO (Enviada especial).- La minería como motor de desarrollo regional, la necesidad de atraer inversiones y la integración de proveedores locales a las cadenas de valor fueron los principales ejes del primer panel de gobernadores de la Ronda de Negocios RIGI, que se realizó en Rosario. Los mandatarios de Catamarca, Jujuy, Mendoza y San Juan expusieron los avances y las oportunidades de sus provincias, mientras que el secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero, destacó el interés internacional por los minerales críticos y el papel del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) en la llegada de capitales.

Los funcionarios coincidieron en que la expansión del sector requiere condiciones de estabilidad económica, previsibilidad regulatoria e infraestructura para acompañar el desarrollo de los proyectos. También señalaron la importancia de que las inversiones se traduzcan en empleo y en una mayor participación de empresas argentinas en la provisión de bienes y servicios.

Lucero destacó el interés internacional por los minerales críticosEl secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero, vinculó las perspectivas de crecimiento de la actividad con la demanda global de minerales críticos y los acuerdos de cooperación que el país mantiene con distintos mercados.

«Ayer tuvimos un gran día con la inauguración de la ampliación del proyecto Fénix, de la empresa Rio Tinto. El RIGI es un generador de federalismo. El mundo necesita minerales críticos y por eso mira a la Argentina como nunca antes. Firmamos documentos de cooperación para hacer realidad los grandes proyectos y aportar al país lo que necesita para desarrollarse”, remarcó.

El funcionario mencionó acuerdos con Estados Unidos, Alemania, Emiratos Árabes Unidos, Francia, Corea del Sur y Japón, orientados a impulsar iniciativas vinculadas con el sector.

Según explicó: «Estos entendimientos pueden facilitar tanto el ingreso de capitales como la incorporación de tecnología y la apertura de oportunidades comerciales». En particular, Lucero destacó el memorando firmado con Japón y lo vinculó con la confianza que, a su entender, está recuperando la Argentina ante los inversores internacionales.

San Juan busca acelerar los proyectos de cobre con infraestructura

El gobernador de San Juan, Marcelo Orrego, puso el foco en la necesidad de generar condiciones para que los proyectos mineros avancen y en el desarrollo de infraestructura para acompañar el crecimiento de la actividad.

“Argentina tiene el campo, Vaca Muerta y el motor de la minería. Son fundamentales para construir un futuro promisorio. Para que los proyectos se concreten hay que generar condiciones y entender qué sucede en las provincias. Cuando asumí había mucha incertidumbre y era necesario trabajar sobre la macroeconomía. Empezamos a tener estabilidad fiscal, seguridad jurídica y contamos con el RIGI. La incertidumbre teníamos que transformarla en oportunidades y prepararnos para recibir inversiones”, sostuvo.

Orrego definió a la minería como una política de Estado para San Juan y señaló que las características geográficas de la provincia requieren inversiones específicas en caminos, corredores energéticos y conexiones logísticas.

«Tenemos que generar las condiciones para que las empresas que operen en San Juan puedan trabajar con tranquilidad. El 83% de nuestro territorio es montaña y, para que los proyectos se desarrollen, la infraestructura es fundamental. Los sanjuaninos entendimos que no hay que esperar a que los problemas lleguen: tenemos que anticiparnos y trabajar para resolverlos”, aseveró.

En ese sentido, el gobernador mencionó el acuerdo con Vicuña para acceder a US$ 250 millones destinados al desarrollo de infraestructura y a la aceleración de los proyectos. También señaló que la provincia trabaja en obras viales, entre ellas la Ruta Nacional 20 y la Ruta Nacional 40 Sur, para mejorar la conexión de la producción con los mercados y facilitar la salida hacia el Pacífico mediante corredores logísticos.El mandatario destacó la colocación de un bono de San Juan en el mercado de Londres y aseguró que la operación permitió acceder a financiamiento por US$ 600 millones.

Según explicó esos recursos contribuirán a sostener el plan de infraestructura provincial.Orrego también planteó que la participación de empresas locales será un componente central de la estrategia minera. “Queremos que el 80% de los proveedores sean locales. Esto tiene que ver con abrir las puertas y generar un clima de negocios. San Juan es un destino confiable y tenemos que estar preparados para el movimiento que va a generar la actividad: habrá un camión cada 46 segundos en los próximos años”, señaló.

Jujuy proyecta duplicar su capacidad de producción de litio

El gobernador de Jujuy, Carlos Sadir, destacó la incidencia de la minería en la actividad económica provincial y su contribución al empleo, los recursos fiscales y el desarrollo de las comunidades.“La minería se está transformando en un actor importante de la economía y en un vector de desarrollo económico y social para nuestra provincia. Significa trabajo, recursos y oportunidades para nuestra gente. El objetivo es mejorar la calidad de vida de los habitantes, por eso es una actividad central para el futuro de Jujuy”, afirmó.

El mandatario anticipó que la provincia prevé inaugurar la ampliación de la planta de la empresa Exar y avanzar con el proyecto de litio del salar de Jama, que cuenta con el RIGI. De acuerdo con sus estimaciones, estas iniciativas permitirán elevar la capacidad productiva de 80.000 a 160.000 toneladas en un período de dos años.

Sadir sostuvo que el crecimiento de la producción también abre oportunidades para las empresas proveedoras, especialmente por las particularidades operativas de los emprendimientos mineros ubicados en zonas alejadas de los centros urbanos.

“Los proveedores locales tienen una participación muy importante en el trabajo de la minería. Se trata de exploraciones que están a mucha altura y lejos de los centros urbanos, donde resulta fundamental poder resolver los problemas con rapidez. Por eso, la mano de obra local y los proveedores de la provincia cumplen un papel central en el desarrollo de los proyectos”, explicó.

Catamarca apuesta al litio y espera el desarrollo del cobre

El gobernador de Catamarca, Raúl Jalil, destacó el avance de nuevos emprendimientos de litio y planteó que la expansión de las exportaciones será determinante para ampliar la capacidad del país de generar divisas y reducir la carga tributaria sobre los sectores productivos.

«Este mes inauguramos plantas de litio. La única posibilidad que tiene el país de bajar las retenciones es que aumenten las exportaciones. La oportunidad que tenemos con la energía es inmensa y la Argentina puede exportar US$` 9.000 millones. Estabilizar la macroeconomía es importante y la política de mantener las cuentas ordenadas va a continuar”, planteó.

«Estamos en un punto de inflexión y generando empleo. Muchas empresas de Catamarca están brindando servicios para la industria y se reconvirtieron para aprovechar esta oportunidad. Las empresas tienen que comenzar a producir cobre, mientras que la minería y el petróleo y el gas pueden aportar los dólares que necesita el país, siempre con controles ambientales”, sostuvo el gobernador catamarqueño.

Jalil también defendió la participación de proveedores nacionales y planteó que el crecimiento del sector debe traducirse en mejoras para las comunidades donde se desarrollan los emprendimientos.“Queremos que los proveedores sean argentinos y vemos que las empresas están cambiando su mentalidad. La idea es mejorar la calidad de vida de las comunidades. Tenemos que trabajar todos juntos para aprovechar esta oportunidad y lograr que la Argentina crezca, incluso en un contexto internacional muy complejo”, señaló.

Mendoza busca ampliar la exploración y avanzar con el cobre

El gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, sostuvo que la estabilidad macroeconómica y las reglas de juego constituyen condiciones necesarias para desarrollar el potencial minero de la provincia. En ese sentido, señaló que Mendoza aprobó 65 proyectos de exploración y destacó el avance de PSJ Cobre Mendocino, que cuenta con un RIGI por US$ 800 millones.

“Hoy hay reglas claras y tenemos todo para encender un nuevo motor de la economía. Si la minería no se desarrolló antes fue por las condiciones nacionales: faltó estabilidad macroeconómica. Mendoza quiere aprovechar esta oportunidad y por eso aprobamos 65 proyectos de exploración”, indicó.

Cornejo destacó las características del proyecto PSJ Cobre Mendocino, su ubicación y los antecedentes exploratorios de la zona. También indicó que se están realizando trabajos para construir la línea eléctrica necesaria para abastecer el emprendimiento y que existe potencial para avanzar hacia la producción de cobre entre 2027 y 2028.

El gobernador también mencionó el desarrollo del parque solar El Quemado, al que atribuyó un impacto sobre la matriz energética provincial, y señaló que las iniciativas mineras y energéticas pueden generar oportunidades para las pequeñas y medianas empresas.

“Todos estos proyectos representan una oportunidad para nuestras pymes y para que el trabajo quede en Mendoza. Al mismo tiempo, nos obligan a integrarnos con proveedores de otras provincias. Estamos disponibles para que las empresas estudien las posibilidades de inversión en los distintos sectores de nuestra economía”, concluyó.

, Loana Tejero

ROSARIO (Enviada especial)-. En un salón colmado de representantes de empresas proveedoras de servicios para la minería y el Oil&Gas, el ministro de Economía, Luis Caputo, defendió la continuidad del rumbo económico del Gobierno y destacó el alcance del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), en la apertura de la primera Ronda de Negocios RIGI, realizada este jueves en Rosario.

“Hoy Argentina tiene la previsibilidad que no tenía. Nunca estuvo la convicción de tener orden macroeconómico por decisión política, sino por crisis. Hoy hay conciencia de la importancia de mantener la estabilidad y de que no podemos movernos de este camino ni un centímetro, porque tenemos una trayectoria negativa que hace que, ante el primer desvío, el mundo desconfíe. No hay opción de tomar atajos”, sostuvo Caputo.

El titular del Palacio de Hacienda vinculó la llegada de inversiones con el equilibrio de las cuentas públicas, la estabilidad macroeconómica y las garantías para los inversores. También destacó el papel del presidente Javier Milei en el posicionamiento internacional de la Argentina y afirmó que la continuidad de las políticas económicas es una condición necesaria para consolidar los proyectos anunciados.

«El objetivo de esta reunión es unir a los proveedores con los proyectos RIGI. Tenemos 2.500 pymes inscriptas y proyectos federales con empresas de todas las provincias. Queremos que estas inversiones contribuyan al desarrollo del interior del país. Las inversiones tienen que darse en todo el territorio y la centralidad que hubo durante años tiene que quedar atrás”, aseveró el ministro.

Según los datos presentados por el Gobierno, el régimen acumula anuncios de inversión por US 80.000 millones, que permitirían asegurar un flujo de inversiones durante los próximos años. Además, señaló que en la actualidad hay 1.794 proveedores locales contratados por proyectos alcanzados por el RIGI y que el 82% de las compras corresponde a proveedores nacionales.

Generación de empleo

En materia de empleo, el ministro estimó que los proyectos podrían generar 250.000 puestos de trabajo formales y bien remunerados. También proyectó exportaciones anuales por casi US$ 55.000 millones y sostuvo que el desarrollo de estos emprendimientos contribuirá a fortalecer la disponibilidad de divisas.

“Siempre nos hicieron creer el cuento de que en la Argentina faltaban dólares. De nada sirve tener a los mejores jugadores en el banco de suplentes y quejarse de que falta juego. Nosotros les estamos dando incentivos para que puedan desarrollarse. Todo esto es de largo plazo y apenas ha comenzado. Estas inversiones son para los próximos años y nos garantizan estabilidad”, expresó Caputo.

El ministro también sostuvo que el país podría converger hacia niveles internacionales de inflación sin registrar déficit fiscal en los próximos años. En ese sentido, anticipó que el Gobierno continuará con la reducción de impuestos, aunque reconoció que el costo financiero sigue siendo elevado y que será necesario desarrollar el mercado de capitales para ampliar las alternativas de financiamiento de las empresas.

RIGI, seguridad jurídica y previsibilidad

Caputo atribuyó parte del interés inversor a los cambios en las reglas económicas y a las garantías de estabilidad que ofrece el régimen. Para fundamentar esa posición, recordó los antecedentes de incumplimientos contractuales y restricciones financieras que atravesó el país.

“La Argentina siempre encontró la manera de que las crisis también fueran institucionales: se avasalló la propiedad privada y se rompieron contratos. Tuvimos corralitos, corralones y pesificaciones asimétricas. Por eso necesitábamos el RIGI. Hoy es un éxito, porque estamos mostrando que la Argentina puede ofrecer reglas diferentes de las que tuvo históricamente”, sostuvo.

El funcionario también destacó la importancia de diversificar los destinos de exportación y las fuentes de abastecimiento energético. Como ejemplo, mencionó las dificultades que enfrentaron países europeos por su dependencia del gas ruso y sostuvo que la Argentina tiene la posibilidad de posicionarse como un proveedor alternativo de energía.

En esa línea, señaló que YPF está cerrando acuerdos con países que, según afirmó, hasta hace tres años no mostraban el mismo interés en negociar con la Argentina. Para el ministro, estos avances reflejan un cambio en la percepción internacional del país y en sus posibilidades de integrarse a los mercados globales.Infraestructura y reducción de costos logísticosOtro de los ejes del discurso de Caputo fue la infraestructura de transporte.

El ministro anticipó que el Gobierno avanzará con la licitación del Belgrano Cargas y planteó que la modernización del sistema ferroviario y vial será determinante para mejorar la competitividad de la producción nacional.

“La idea es bajar los costos argentinos. Históricamente, el costo argentino estuvo asociado a los impuestos, las tasas elevadas y la mala logística que tuvimos, a pesar de las supuestas inversiones en obra pública. No recuerdo haber visto un gran desarrollo de infraestructura pública; muchas veces, las obras terminaron asociadas a la corrupción. En los próximos dos años vamos a ver un cambio fenomenal en la logística”, sostuvo.

La iniciativa ferroviaria contempla la concesión de las líneas Belgrano, San Martín y Urquiza, que suman 7.594 kilómetros de vías distribuidos en 16 provincias. El esquema prevé inversiones obligatorias y la posibilidad de acceder a los beneficios del RIGI.

En paralelo, el Gobierno impulsa la Red Federal de Concesiones, que comprende más de 9.000 kilómetros de rutas nacionales por las que circula el 80% del tránsito del país. El programa proyecta inversiones privadas por US$ 13.970 millones durante los próximos 20 años, sin subsidios estatales y con las obras y el mantenimiento a cargo de los concesionarios. Según los datos oficiales presentados, ya se finalizaron trabajos en 1.142 kilómetros.

«El objetivo es reducir los costos de transporte y facilitar la conexión entre los centros productivos, los corredores logísticos y los puertos de exportación», manifestó Caputo.

Pullaro pidió que las inversiones se traduzcan en desarrollo regional

El gobernador de Santa Fe, Maximiliano Pullaro, destacó el potencial de la industria provincial para integrarse a las cadenas de valor de la energía y la minería. El mandatario sostuvo que el desarrollo de estos sectores puede abrir una nueva etapa de crecimiento para el país, en una escala comparable con el aporte histórico del campo.

«Lo que nos dio el campo durante años nos lo pueden dar la energía y la minería. Tenemos que trabajar juntos porque somos socios estratégicos. Estamos orgullosos del ADN de nuestros industriales y empresarios, que construyeron sus empresas, invirtieron y reinvirtieron en la Argentina. Hoy pueden asociarse a la energía y a la minería para aportar al desarrollo del país”, afirmó.

Pullaro también reclamó que una parte de las divisas generadas por las exportaciones se destine a infraestructura productiva y que las provincias con capacidad industrial participen de los nuevos negocios. En ese sentido, planteó que Santa Fe busca ampliar su participación en la logística de los sectores minero y energético a través de sus puertos.

“Tenemos que empezar a discutir qué vamos a hacer con las divisas que aporte este sector. Tuvimos superávit gemelo en 2008, pero el populismo y la corrupción lo destruyeron. Necesitamos que los dólares que generen la energía y la minería se destinen al desarrollo y a la infraestructura, con rutas, aeropuertos y mejores puertos. El crecimiento tiene que llegar al interior productivo que hizo crecer a este país”, expresó.

El gobernador también pidió que el gas disponible llegue a las industrias de Santa Fe y del resto del país para reducir los costos de producción. A su entender, la expansión energética debe acompañarse con inversiones que permitan mejorar la competitividad industrial y ampliar las oportunidades de exportación.

“Queremos que las explotaciones mineras puedan salir por los puertos de Santa Fe, porque eso va a generar empleo y desarrollo económico para nuestra región. El gas tiene que llegar a todas las industrias para bajar costos y generar crecimiento. La Argentina va a tener una oportunidad de desarrollo si se parece más al interior productivo”, señaló.

A su vez, Caputo retomó una expresión habitual del gobernador santafesino y manifestó su expectativa de que el país alcance un proceso sostenido de crecimiento. “Me encanta la máxima de una Santa Fe invencible que usa Maxi. Yo quiero que todos podamos decir también una Argentina invencible”, afirmó.

Santilli reclamó avanzar con el “Súper RIGI”

El jefe de Gabinete, Diego Santilli, defendió el rumbo económico de la administración nacional y sostuvo que el régimen de incentivos debe ampliarse para captar inversiones de gran escala que todavía no se concretaron. “Argentina había perdido el rumbo, pero ahora volvió a su esencia y a las democracias occidentales. Hay una convicción económica como nunca antes. Llegamos con el 10% de los senadores y el 14% de los diputados, y hoy estamos con 2.500 pymes que participan de negociaciones para reconstruir la matriz productiva y generar negocios, trabajo y desarrollo”, remarcó.

Santilli describió la estrategia oficial a partir de cuatro sectores que, según su visión, pueden impulsar el crecimiento: el agro, el petróleo y el gas, la minería y la economía del conocimiento.

“Argentina era un avión que volaba con un solo motor, que era el campo. Milei encendió el segundo motor con el petróleo y el gas. La minería comenzó a desarrollarse como otro de los motores y el cuarto es la industria del conocimiento. En los sectores en los que somos competitivos tenemos que poner la atención, respetar la propiedad y garantizar el respeto a la vida”, planteó.

El funcionario también defendió el equilibrio fiscal y aseguró que la recuperación económica debe traducirse en una reducción sostenida de la pobreza. En relación con el régimen de incentivos, consideró necesario avanzar con el denominado “Súper RIGI” para ampliar la llegada de capitales y consolidar nuevos proyectos productivos.

Karina Milei destacó el papel de las pymes y la minería

La secretaria general de la Presidencia, Karina Milei, destacó la participación de empresas interesadas en vincularse con los grandes proyectos de inversión. “Nos impresiona la cantidad de empresas que vinieron y se hicieron presentes. Hoy tenemos 2.500 empresas para que se unan a los proyectos RIGI. También quiero reconocer a los gobernadores que adhirieron al régimen, porque su participación es importante para que estas inversiones puedan desarrollarse en las provincias”, expresó.

La funcionaria hizo especial hincapié en el potencial de la minería y en la necesidad de que las inversiones generen oportunidades tanto para las grandes compañías como para los proveedores nacionales.

«Estoy convencida de que la minería va a ser uno de los sectores con mayor prosperidad y crecimiento de la Argentina. Acá tienen que ganar todos: las grandes empresas mineras, que necesitan encontrar proveedores y precios competitivos, y las empresas argentinas, que tienen que poder crecer y generar nuevos puestos de trabajo”, expresó.

, Loana Tejero

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, anunció hoy la presentación de tres nuevos proyectos bajo el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), los cuales involucrarán inversiones adicionales por US$ 44.000 millones en el upstream del Hub Norte de Vaca Muerta. El anuncio fue realizado durante la conferencia con inversores para analizar los resultados financieros del tercer trimestre de la compañía, donde el ejecutivo detalló que la iniciativa abarca un desarrollo estratégico sobre cinco bloques claves ubicados en la provincia del Neuquén.

El plan de trabajo contempla la intervención sobre los bloques Bajo del Toro, Bajo del Toro Norte, La Escalonada, Rincón de Ceniza y Naranbuena. Sobre el alcance de estas operaciones que se presentarás a corto plazo, Marín destacó que están «trabajando en tres proyectos en la zona norte de Vaca Muerta, que abarcan cinco bloques en los cuales YPF es el operador en todos ellos y colabora con socios líderes en el sector energético». Esperamos presentar estos proyectos a corto plazo.

En el detalle expuesto por la compañía, se especificó la participación societaria y la previsión para cada uno de los tres desarrollos del Hub Norte, donde comparte sociedad con Shell, Pluspetrol, Chevrón y Vista. En el área La Escalonada y Rincón La Ceniza, YPF actuará como operador con una participación del 25%. En Naranbuena, la petrolera mantendrá el 50% de la titularidad de la operación, mientras que en los bloques Bajo del Toro y Bajo del Toro Norte elevará su participación al 65%, consolidando en todos el rol de operadora.

“Estos proyectos contemplan una inversión de capital total de unos US$ 44.000 millones, distribuida en un periodo de 16 a 26 años, dependiendo de cada proyecto. Si incluimos el proyecto de petróleo en Loma La Lata, la inversión total de YPF en petróleo ascendería a cerca de US$ 70.000 millones, lo que representa el mayor desarrollo de yacimientos en la Argentina hasta la fecha”, explicó Marín.

El detalle de cada uno de los nuevos proyectos bajo el RIGI

De acuerdo con el cronograma de inversiones proyectado, el bloque La Escalonada y Rincón La Ceniza requerirá un Capex bruto de US$ 23.000 millones en un plazo de 26 años. En tanto, el proyecto Naranbuena demandará US$ 12.000 millones a lo largo de 22 años, mientras que en Bajo del Toro y Bajo del Toro Norte se destinarán US$ 9.000 millones durante 16 años. A estos montos del Hub Norte se le suman los US$ 25.000 millones para el proyecto de petróleo en Loma La Lata (LLL Oil), ubicado en el Hub Sur y con el 100% de titularidad de la compañía.

La infraestructura en el Hub Norte demandará una intensa actividad operativa orientada a sostener volúmenes de producción, contemplando un inventario bruto total de aproximadamente 2.190 pozos. “Estos proyectos -puntualizó Marin- incluyen una producción en meseta que podría alcanzar unos 270.000 barriles de petróleo diarios y 28 millones de metros cúbicos de gas natural al día. Estas cifras son valores brutos y reflejan la gran escala y el valor a largo plazo del Hub Norte”.

El plan contempla 1.150 pozos en La Escalonada con una meseta de 110.000 barriles diarios a partir de 2031 y 22 millones de metros cúbicos de gas desde 2046. En Naranbuena se prevén 600 pozos para alcanzar 80.000 barriles y 3 millones de metros cúbicos de gas desde 2035 y en Bajo del Toro se perforarán 440 pozos para sumar otros 80.000 barriles y 3 millones de metros cúbicos de gas a partir de 2033.

El esquema de alianzas con firmas internacionales se reafirma como el motor central de la estrategia corporativa en el segmento no convencional. En ese sentido, Marín ponderó: “Esta gran iniciativa demuestra la solidez de nuestro modelo de asociación en Vaca Muerta, así como la capacidad de YPF para liderar proyectos de gran envergadura orientados a la exportación en la región. Estos proyectos respaldarán nuestra próxima etapa de crecimiento y generarán valor a largo plazo”.

Desempeño financiero récord y fortaleza operativa

En el balance trimestral Marín resaltó que la compañía alcanzó ingresos operativos por u$s 6.557 millones -un incremento interanual del 41%- y un EBITDA ajustado de US$ 2.503 millones, configurando el segundo registro más elevado en la historia de la petrolera con un margen del 38%. Este desempeño estuvo apuntalado por la transición hacia los yacimientos no convencionales, los mayores niveles de procesamiento en las refinerías, las políticas de eficiencia de costos implementadas y la favorable dinámica de precios en el mercado doméstico.

En el upstream, la extracción de shale oil continuó en ascenso y llegó a 224.000 barriles diarios, un 32% por encima del volumen registrado el año previo, impulsada por mejoras operativas que elevaron la velocidad de perforación hasta los 354 metros por día y optimizaron las etapas de fractura por set. A este ritmo de actividad se sumó la entrada en operación de la primera planta de tratamiento de crudo en el bloque Bandurria Sur y el avance en la construcción de la terminal de exportación Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) en Río Negro, próxima a finalizar su primera etapa.

Como contrapartida del proceso de optimización de cartera y el desprendimiento de áreas convencionales maduras -cuya producción convencional cayó un 47% interanual-, los hidrocarburos no convencionales pasaron a explicar cerca del 95% de la producción total de crudo de la empresa. Esta focalización permitió encausar a la compañía con holgura hacia la meta de superar los 250.000 barriles diarios de petróleo shale hacia diciembre.

En paralelo, la gestión financiera y de los pasivos se tradujo en una generación de flujo de caja libre que alcanzó los US$ 901 millones en el trimestre, impulsando el ratio de apalancamiento neto a un piso histórico de 0,81 veces, considerado por la petrolera el nivel más bajo registrado en la última década. Esta flexibilidad patrimonial se vio complementada por la recompra de notas internacionales y el programa de desinversión de activos no estratégicos, que acumula ingresos por aproximadamente US$ 2.200 millones desde diciembre de 2025.

, Ignacio Ortiz

A casi 30 kilómetros de Sierra Grande, sobre la costa rionegrina del Golfo San Matías, tras un camino de ripio que atraviesa una estepa inusualmente verde por las tormentas convectivas asociadas al fenómeno El Niño, se imponen en el horizonte delineado por el mar los tanques del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). Son seis estructuras de 30 metros de alto y 83 de diámetro que pueden almacenar hasta 750.000 barriles de petróleo cada una. 

Allí, en la terminal onshore de Punta Colorada, termina la traza de 437 kilómetros que parte de la estación cabecera de Allen e incluye un cruce subfluvial del río Negro. Desde ese punto se exportará el crudo de Vaca Muerta. El proyecto demanda una inversión de unos US$ 3.000 millones de YPF y otros ocho socios: Pan American Energy, Vista, Pampa Energía, Pluspetrol, Chevron, Shell, Tecpetrol y la neuquina GyP. La obra apunta a cargar el primer buque en marzo de 2027. La exportación comenzará con 180.000 barriles diarios y la obra está dimensionada para alcanzar los 550.000 hacia fines de 2027. 

Para llegar al predio hay que atravesar parte de las instalaciones de la vieja mina de HIPASAM (Hierro Patagónico de Sierra Grande S.A. Minera), testimonio del derrotero que vivió la región desde la década del 70, con sucesivos intentos de reactivación que quedaron truncos. Hoy la ciudad vuelve a movilizarse con esta obra: las plazas hoteleras están completas y la actividad comercial muestra un dinamismo impensado dos años atrás. 

Dentro de la terminal, además de los tanques, se levanta un campamento: un laberinto de tráilers de oficina que dibujan calles por las que circulan constantemente los trabajadores. En otro sector, un pabellón habitacional donde viven, en turnos de 21 días de trabajo por 7 de descanso, 1.100 de las 1.500 personas que trabajan en esta parte de la obra. 

El predio, de 160 hectáreas, fue comprado por YPF a la provincia de Río Negro hace poco más de dos años. Allí se montaron los seis tanques que son los más grandes de Sudamérica. Cada uno ocupa una superficie equivalente al 75% de una cancha de fútbol profesional, tiene la altura de un edificio de diez pisos y puede almacenar 120.000 metros cúbicos, el equivalente a 50 piletas olímpicas. 

En la terminal también se instala la unidad LACT de medición y fiscalización, un entramado de ductos que controlará la cantidad y la calidad del crudo que se bombeará desde los tanques hacia las monoboyas, previo paso por una planta de filtrado. Además funcionará un Real Time Intelligence Center (RTIC), desde donde se controlarán parte de los procesos que comienzan en Allen y terminan en las monoboyas. La coordinación general estará a cargo del centro de monitoreo que YPF tiene en su torre de Puerto Madero. 

El impacto de VMOS en Sierra Grande y la región 

Gustavo Gallino, vicepresidente de Infraestructura de YPF y presidente de VMOS, detalló que en lo que va del proyecto se pagaron más de US$ 240 millones en salarios a trabajadores locales, con la contratación de 2.000 rionegrinos, de los cuales el 65% proviene del Alto Valle y el Valle Medio, y el 35%, de la Zona Atlántica. A eso se suman US$100 millones en contratos con empresas locales, US$ 300 millones en productos y servicios y US$ 9 millones en compras de terrenos, tasas y servidumbres con unos 70 propietarios a lo largo de la traza. 

Gallino afirmó que la provincia fue «muy exigente» con el cumplimiento de las leyes provinciales, como la que establece que el 80% del personal contratado debe ser rionegrino. «A veces hay personal especializado que no está en la zona, pero en general se trata de cumplir con ese porcentaje y de trabajar fundamentalmente con empresas que tengan capacidades, y si son locales, mejor. Seguramente, con los proyectos que vengan y el crecimiento, lo vamos a poder hacer todavía más», explicó. 

«Las empresas locales tienen que capacitarse, buscar mejora continua y trabajar para convertirse en compañías con capacidades para participar de estos proyectos. Nuestra idea es que YPF esté entre las diez principales empresas de shale del mundo y queremos que las empresas que trabajen con nosotros tengan la misma premisa», agregó. 

El directivo recordó el inicio del proyecto: «Cuando vinimos por primera vez, en julio de 2024, todavía no había nada. Visualizamos este terreno, que después se lo compramos a la provincia, y era todo una quimera: ni siquiera teníamos el proyecto terminado. En estos últimos años se armó el project finance, lo pudimos hacer con los socios y hoy es una realidad». 

También se refirió al impacto en la ciudad: «Sierra Grande es una ciudad castigada. Me acuerdo de HIPASAM, que apareció con muchísima expectativa y se cayó; después vinieron los chinos y se volvió a caer. Uno ve hoy Sierra Grande en relación con cuando vinimos por primera vez y es otra ciudad. Uno la recorre y ve locales nuevos, negocios nuevos, hay muchísima gente que trabaja en el proyecto. Los proyectos de esta magnitud tienen que tener impacto en la comunidad. Todas estas grandes obras terminan modificándole la vida a la gente», remarcó. 

Por qué Punta Colorada como cabecera de exportación

Gallino explicó los motivos por los que se eligió Punta Colorada como cabecera de exportación. Por un lado, las condiciones naturales: aguas profundas que permitirán el ingreso de buques VLCC, con capacidad para dos millones de barriles, el doble que los que pueden operar en Bahía Blanca, lo que reduce el costo de transporte por barril.

Por otro, el marco normativo: la modificación de la ley que prohibía la actividad hidrocarburífera en el Golfo San Matías y la adhesión de Río Negro al RIGI. «Fue la primera provincia que adhirió al RIGI nacional. La facilidad que da fue muy importante para los inversores, en términos económicos, pero también en términos de seguridad jurídica», señaló. 

El VMOS comienza en la estación cabecera de Allen y sigue con la estación de bombeo de Chelforó. En la traza se suma una segunda estación de bombeo, en construcción, y una eventual tercera, que se construiría si la capacidad de exportación se amplía a 750.000 barriles diarios y, más adelante, al millón. El sistema termina en Punta Colorada, con la terminal onshore, donde están los tanques de almacenamiento, y la offshore, que se conectará mediante una plataforma submarina (PLEM) con las monoboyas que cargarán los buques. 

El VMOS lleva 18 meses de ejecución. El oleoducto se terminó en mayo y la terminal onshore estaría lista a fines de octubre. En la obra marina resta completar el cruce costero, conectar las monoboyas y, en diciembre, instalar las mangueras flotantes y hacer las pruebas. «Si todo sale bien y se cumple lo previsto, en enero tendremos el oil in, el primer ingreso de petróleo al sistema», anticipó Gallino. 

El llenado del oleoducto y de los tanques demandará entre 40 y 50 días, según el caudal que se inyecte y la disponibilidad de crudo de las operadoras y, según estimó Gustavo Chaab, CEO de VMOS, el primer buque zarparía cargado en marzo «como fecha temprana» y en abril «como fecha segura».

, Redaccion EconoJournal

La Legislatura de Río Negro aprobó este jueves la creación de una nueva área natural protegida en el Golfo de San Matías, una propuesta del gobernador Alberto Weretilneck que busca compatibilizar la preservación de la biodiversidad marina con el desarrollo de los proyectos exportadores como el VMOS y los de GNL.

Si bien la iniciativa se sancionó por unanimidad en general, un sector de la oposición votó en contra los artículos que delimitan la zona a proteger. El llamado «Corredor de los Cinco Grandes» abarcará una superficie de 273.300 hectáreas marinas y costeras en el noreste del golfo.

No incluirá los sectores donde se desarrolla el hub exportador como Punta Colorada o Fuerte Argentino.

«A partir de esta nueva área natural protegida no solo vamos a generar crecimiento con el GNL y el petróleo, también vamos a cuidar a quienes estaban en nuestro golfo desde muchísimo antes que nosotros», dijo Weretilneck al momento de presentar la ley.

Esta avanzada política del gobierno llega a pocos días de que se realice la audiencia pública en Sierra Grande por el proyecto Argentina LNG donde se expondrán los estudios de impacto ambiental para la construcción de los ductos dedicados que saldrán desde Vaca Muerta, un complejo industrial para el fraccionamiento de gases y la instalación de dos unidades flotantes de licuefacción.

En la Legislatura, el debate giró en torno al impacto que estos proyectos y otros como el oleoducto VMOS tendrán sobre el Golfo San Matías y el oficialismo tildó a la oposición de «anticipadores de desgracias».

Corredor de los Cinco Grandes

La ley aprobada este miércoles crea el Área Natural Protegida «Corredor de los Cinco Grandes» con el objetivo de garantizar el cuidado de la biodiversidad marina y, en particular, preservar a los cinco grupos de especies que habitan esa zona: orcas, tiburones, delfines, ballenas y lobos marinos.

Abarca una superficie aproximada de 273.300 hectáreas desde la desembocadura del río Negro y las áreas protegidas Punta Bermeja y Pozo Salado, Caleta de Los Loros y Punta Mejillón.

Se trata de un área que, según describió el proyecto, «presenta una importante interacción con actividades antrópicas, lo que plantea la necesidad de fortalecer estrategias de manejo que permitan compatibilizar las actividades productivas con la conservación de los procesos ecológicos».

Además, subdivide el área en categorías de manejo como «Paisaje Protegido», «Parque Provincial» y «Reserva de Uso Múltiple», con distintos tipos de limitaciones. El denominado «Parque Provincial» tendrá una mayor protección, dado su «alto valor ecológico y bajo nivel de uso humano, orientando su uso a actividades de bajo impacto, ecoturismo y educación
ambiental». En la «Reserva de Uso Múltiple» seguirá habilitada la pesca.

La ley prevé que la autoridad de aplicación, que será la secretaría de Ambiente y Cambio Climático, deberá elaborar un plan de manejo del área, promover la investigación científica y será la encargada de aplicar sanciones por incumplimientos, entre otras funciones.

Odarda habló de «green washing»

La diputada Magdalena Odarda (Vamos con Todos) habló en el debate de la «masiva mortandad» de ballenas y ballenatos en las costas de Puerto Madryn y Península Valdés y puso en duda si se debe a una causa natural «o es una causa provocada por la acción antrópica, la mano del hombre y el bombardeo acústico que está sufriendo el Golfo San Matías».

Sugirió que ese «desastre ambiental» en la provincia de Chubut y su repercusión en redes sociales fue lo que motivó al gobernador Weretilneck a presentar el proyecto, pero advirtió que la ley no abarca todo el Golfo San Matías.

«Estamos defendiendo una mínima porción. Justamente la porción que no está hoy bajo el peligro del ataque que va a significar la explotación o exportación de gas y petróleo y sus obras conexas, sobre todo a la altura de San Antonio Oeste y Sierra Grande», sostuvo.

Advirtió sobre las posibles consecuencias del vertido de «agua de lastre» que traerán los buques licuefactores en el golfo, habló de un «green washing» del gobierno, aunque aprobó en general el proyecto sin respaldar los artículos que delimitan el área.

Lo mismo hicieron sus pares de bancada Fabián Pilquinao, Ayelén Spósito, José Luis Berros y Luciano Delgado Sempé.

El diputado Fernando Frugoni (CC ARI-Cambiemos) ironizó que el discurso de Odarda pareció de 1989 cuando el buque petrolero Exxon Valdez tuvo un «volcado catastrófico» en Alaska. «La industria ha evolucionado, no estamos frente a una catástrofe imposible de contener», planteó.

También planteó que no fueron más de 300, como planteó la legisladora, sino 113 los ejemplares de ballenas muertas y afirmó que «en las crías se detectó una bacteria y, en juveniles y adultos, la ingestión de toxinas por marea roja». «A pesar de estos picos, la población general ha mostrado un crecimiento a largo plazo gracias a su protección», afirmó Frugoni, quien defendió que la ley trae «un ordenamiento de algo que está absolutamente desordenado».

«Anticipadores de desgracias»

El jefe de bloque de Juntos Somos Río Negro, Facundo López, defendió que con ley «queremos avanzar, dar un paso más». «No estamos queriendo matar una actividad subiendo otra actividad», planteó.

«Acá parece que hay anticipadores de las desgracias», dijo López, quien desmintió el «bombardeo acústico» porque dijo que está prohibido y cuestionó la advertencia sobre el «agua de lastre». «Parece que apareció ahora, ¿y el agua de todos los buques que exportan frutas y se llevan la producción del Valle?», reclamó.

«No podemos decir que no a todo y después reclamar que en la provincia o en la Argentina haya mayor cantidad de recursos, mejores edificios en los hospitales, escuelas, haya infraestructura vial y más trabajo si a las oportunidades que tenemos les vamos a a poner un manto de duda transformándonos en anticipadores de desgracias», sostuvo el legislador oficialista.

Defendió que el gobierno provincial quiere «hacer gas y petróleo cuidando el ambiente» y que vino a «poner orden a las actividades que se desarrollan en el golfo y a poner el ojo para que aquellos que no cumplan sean sancionados».

, Andrea Durán

Por el norte del predio de Punta Colorada llega, enterrado, el oleoducto que recorre 437 kilómetros desde la estación cabecera de Allen. Fuera de la terminal no se ve. Recién aparece al llegar a la trampa scraper, el primer eslabón de un circuito que en pocos meses empezará a mover el crudo de Vaca Muerta desde la costa rionegrina hacia el mundo. 

«Técnicamente, este no es un proyecto muy complejo. No tiene ningún proceso que modifique el estado de la materia, no hay una central térmica ni nada. Ponemos petróleo en una punta y sacamos petróleo en la otra. Pero es muy grande: la complejidad de esto es el tamaño, la magnitud que tiene», explicó Gustavo Gallino, vicepresidente de Infraestructura de YPF y presidente de VMOS, durante una recorrida por la terminal. Gallino explicó que toda la obra se sigue con una maqueta electrónica para ver el avance, los inconvenientes que pueden surgir y los materiales que faltan. 

Por su parte, Gustavo Chaab, CEO de VMOS, describió el camino que hará el petróleo dentro de la terminal: el primer paso es la trampa scraper, donde cada 15 o 20 días se recibe un cilindro que se lanza desde Allen para limpiar el ducto. Por ese mismo sistema puede pasar un dispositivo con sensores de ultrasonido, que «va leyendo todo el caño para obtener mediciones y saber si tenemos que hacer algún refuerzo», afirmó.  

Después, el crudo pasa por una batería de filtros que retiene las impurezas y entra en la unidad LACT, donde se mide y se toman muestras. De ahí va a los tanques. Cuando llega el momento de exportar, sale de los tanques, pasa por un segundo filtrado y llega a las cinco bombas de exportación. Antes de salir hacia el mar atraviesa una segunda unidad LACT, la fiscal, que medirá cantidad y calidad del crudo exportado. Estas unidades también funcionan como sistema de rechazo: si el producto no está en especificación, lo devuelven al sistema. 

Actualmente la mayoría de estos equipos están montados y las bombas en etapa de prueba, pero todavía se esperan algunos componentes de infraestructura que llegarían en los próximos días, principalmente provenientes de India. Gonzalo Alconada, gerente de Proyectos de YPF, señaló que «el mayor desafío hoy por hoy es todo lo que tiene que ver con el tendido de cables de potencia y control y el conexionado que luego reporta en la sala de control».  

VMOS: los tanques, el cuello de botella 

Los tanques fueron, según Gallino, el principal cuello de botella del proyecto. Se resolvió con la contratación de Chicago Bridge & Iron (CB&I), una de las empresas más antiguas y de mayor trayectoria del mundo en el rubro. Cada tanque tiene 30 metros de alto y 83 de diámetro, y puede almacenar 120.000 metros cúbicos, unos 750.000 barriles. 

«Un tanque de estos lo llenamos en un día y medio. Cuando carguemos los barcos, vamos a tener capacidad de cargar 1,2 millones de barriles por día», graficó Chaab. Para operar los primeros 180.000 barriles diarios bastarán dos tanques. Hacia fines de 2027, cuando el sistema llegue a 550.000 barriles diarios, estarán operativos al menos cinco. 

Mauricio Aguilera, jefe de Construcciones de YPF, explicó que antes de habilitar cada tanque, se lo somete a una prueba con agua de mar: «Tenemos que tenerlo lleno durante 24 horas para verificar el asentamiento del tanque». Después, los bomberos de Sierra Grande lavan el tanque con agua dulce para retirar el salitre, y por último se instala la membrana que permitirá el llenado posterior de crudo. Junto a cada tanque hay preparada una pileta de contención en caso de que ocurra algún incidente. 

Aguilera destacó el trabajo de la contratista con la mano de obra local: «Inicialmente era muy poca gente de Río Negro y de Sierra Grande. Hicieron tareas de capacitación y ya tienen hasta soldadores locales, que es una tarea sumamente calificada». 

Del predio al mar 

Desde la terminal sale un ducto de 38 pulgadas y 7 kilómetros, enterrado, hasta la playa. Ahí empieza la obra marina, con una válvula de corte y unos 200 metros de cañería también bajo tierra. Leandro Loguzzo, gerente de Proyectos de Obra Marina de YPF, explicó que el ingreso al agua se resuelve con una perforación horizontal dirigida, la misma técnica que se usó para cruzar el río Negro. El cruce costero tiene 700 metros de longitud y llega a 22 metros por debajo del lecho. 

La perforación arranca con un pozo piloto de 12 pulgadas y se ensancha en etapas hasta las 54 pulgadas finales. Al momento tiene un 75% de avance y quedan cinco o seis días de trabajo. Loguzzo destacó que es una técnica limpia frente a la alternativa del trenching, que consiste en abrir una zanja a cielo abierto para colocar la cañería. 

Mar adentro hay 8 kilómetros de cañería apoyada sobre el lecho marino, con un revestimiento de hormigón que le da protección y estabilidad. La tendió un buque de una empresa italiana que trabajó entre el 22 de agosto y el 15 de octubre. Resta insertar un tramo de 1.500 metros en el cruce costero y unirlo con el resto de la línea, una tarea prevista para noviembre. 

La cañería termina en las plataformas submarinas (PLEM), ya instaladas sobre el lecho. Desde cada PLEM, dos mangueras submarinas de 24 pulgadas y unos 60 metros suben hasta las monoboyas. Las mangueras tienen cierta holgura para acompañar el movimiento de las boyas. Cada boya quedará sujeta con seis anclas y cadenas, ya instaladas en junio. Estarán separadas por unos dos kilómetros y medio y en una primera etapa podrán trabajar de a una; a futuro, en simultáneo. 

Las monoboyas se fabricaron en Emiratos Árabes Unidos y su traslado se complicó por la guerra en Ormuz. Llegaron a principios de octubre al puerto de San Antonio Oeste, desde donde se trasladarán por agua hacia Punta Colorada en los próximos días. La última etapa, prevista para diciembre, es la instalación de las mangueras flotantes y las pruebas. 

Por la profundidad del Golfo San Matías, la terminal podrá recibir buques VLCC con capacidad para dos millones de barriles. «Un barco de un millón de barriles lo cargamos en 20 horas; los de dos millones, en 40 horas», precisó Chaab. 

Quién controla el sistema 

En el predio funcionará un Real Time Intelligence Center (RTIC) desde el que se operará la terminal; el ducto se controlará habitualmente desde Allen y el conjunto del sistema se coordinará desde Buenos Aires. Esta sala de control servirá para arrancar y frenar bombas, abrir y cerrar válvulas, y optimizar el consumo eléctrico, además de ver en todo momento cuánto crudo entra y sale, entre otras variables. Todo el trayecto, desde el Alto Valle hasta las monoboyas, está acompañado por un tendido de fibra óptica para poder garantizar el funcionamiento de estos centros de monitoreo.  

En las oficinas trabajarán ingenieros de operaciones en horario diurno. El resto del personal cubrirá las 24 horas en turnos rotativos de cuatro días de 12 horas, con cuatro días de descanso. El centro de seguridad hará la vigilancia perimetral con cámaras, incluidas las que siguen la traza del ducto desde Allen. En la sala de control habrá dos personas en forma permanente: una a cargo de la recepción y el almacenaje, y otra del despacho. 

El llenado y el primer barco 

Antes de exportar el primer barril hay que llenar todo el sistema. «Cuando los productores decidan llenar la instalación, inmovilizan un millón y medio de barriles», explicó Chaab, en referencia al line fill, el volumen de crudo necesario para llenar la instalación, del que 1,2 millones de barriles quedan en el caño. Ese proceso demandará entre 20 y 25 días para el oleoducto y un plazo similar para los tanques, según el caudal y el crudo disponible. Una vez lleno, el sistema funciona por desplazamiento. «Entra un litro y sale un litro», graficó.  

«Vamos a estar enero y febrero llenando el sistema y después tenemos que llenar los dos tanques para poder cargar el primer barco, que va a ser en marzo como fecha temprana y abril como fecha segura. Va a depender también de la disponibilidad de evacuación de los socios, pero más allá de abril no va a ser», afirmó Chaab. 

El cronograma prevé 180.000 barriles diarios en la primera etapa, 390.000 en una segunda, y se trabaja para llegar a 550.000 a fines de 2027 en lo que representaría el 100% de la obra finalizada. Actualmente está a un 85%. Además, Gallino afirmó que están estudiando la posibilidad de ampliar la infraestructura para «llevarla a 750.000 barriles por día», y agregó: «Tenemos la ilusión de que en algún momento podamos llegar a un millón de barriles por día». 

, Redaccion EconoJournal

La petrolera Vista Energy produjo en el tercer trimestre de este año 169.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d), un 33% más que en el mismo período de 2025, según detalló en sus resultados.

La compañía sostuvo que el crecimiento estuvo impulsado por la ejecución de su plan de inversiones y el desempeño productivo de los nuevos pozos. Durante el trimestre, Vista invirtió 460 millones de dólares, lo que le permitió conectar 25 nuevos pozos, alcanzando un ritmo operativo equivalente a 100 pozos anuales.

En los últimos doce meses, la compañía invirtió más de US$ 2.300 millones -incluyendo la adquisición de los activos de Equinor-, y puso en producción 91 pozos, que contribuyeron al incremento de los volúmenes producidos.

La producción de petróleo promedió alcanzó los 147.100 barriles diarios, un 34% más que en el tercer trimestre de 2025, mientras que la producción de gas registró un crecimiento interanual del 29%.

Exportó el 73% del volumen comercializado

Durante el trimestre, Vista exportó 9.9 millones de barriles de petróleo, un crecimiento del 56% respecto del mismo período de 2025. Las exportaciones representaron el 73% del volumen comercializado de crudo y generaron ingresos por US$ 935 millones.

En los primeros nueve meses del año, Vista acumuló exportaciones por más de 25 millones de barriles de petróleo, que representaron ingresos superiores a los US$ 2.000 millones.

Ingresos totales y utilidades de la compañía

Durante el tercer trimestre, los ingresos totales alcanzaron los US$ 1.234 millones, lo que representó un crecimiento del 75% respecto del tercer trimestre de 2025, impulsado por el aumento de la producción de petróleo y gas, y por mayores precios de realización del crudo.

El EBITDA ajustado ascendió a US$ 841 millones de dólares, un incremento interanual del 78%, con un margen del 68%, un punto porcentual superior al registrado en el mismo período del año anterior. Por su parte, la utilidad neta alcanzó los US$ 293 millones.

El flujo de caja libre alcanzó los US$ 334 millones durante el trimestre, impulsado principalmente por el crecimiento del EBITDA ajustado.

En materia de eficiencia, el lifting cost se ubicó en US$ 4.7 por barril equivalente de petróleo.

“Los resultados del tercer trimestre reflejan el avance del programa de desarrollo de Vista, sustentado en el crecimiento de la producción, la productividad de los nuevos pozos y la disciplina de costos. La compañía mantiene su perspectiva de cumplir con los objetivos operativos establecidos para 2026”, remarcó la compañía en un comunicado.

, Redaccion EconoJournal

El gobernador Rolando Figueroa presentó este miércoles en la Legislatura el proyecto de Presupuesto 2027 para Neuquén, con un total de ingresos por 11,4 billones de pesos y un fuerte apalancamiento en las regalías petroleras. La Provincia estima para el año que viene una producción diaria superior a los 800.000 barriles desde Vaca Muerta, con perspectivas también positivas para el gas.

El proyecto prevé gastos totales por 11,2 billones de pesos, lo que implica una proyección de superávit financiero de 234.000 millones.

Neuquén ya administra el quinto presupuesto más importante del país. Para tener una dimensión del aumento de los recursos que viene experimentando la provincia, basta ver que el número que presentó para el 2027 es equivalente al que estimó Córdoba para este 2026, un distrito con cinco veces su población.

El gasto per cápita de Neuquén estimado para el año que viene será de 15,4 millones de pesos.

«En un contexto nacional complejo, donde la mayoría de las jurisdicciones experimenta una desaceleración de la actividad económica, la Provincia del Neuquén se posiciona como líder indiscutida en crecimiento», describió el gobierno en el mensaje de elevación del Presupuesto a la Legislatura.

Un 75% de los ingresos que administrará Figueroa en 2027 serán propios, es decir, provenientes de la recaudación provincial y de las regalías hidrocarburíferas, mientras que solo el 15% tendrá como origen el Estado Nacional.

En cuanto a las erogaciones, el 84% corresponderá a gastos corrientes, con un fuerte peso de los salarios públicos, y alrededor de un 15% será para financiar Inversión Real Directa (IRD), es decir, obras de infraestructura.

Presupuesto 2027: las perspectivas para Vaca Muerta

El proyecto de Presupuesto 2027 de Neuquén estima proyecciones positivas para Vaca Muerta y los ingresos derivados de regalías, en particular por la puesta en marcha de proyectos exportadores como el oleoducto VMOS.

En el segmento del petróleo, la Provincia estima para el año que viene una producción de 806.278 barriles diarios de petróleo, un aumento del 21% interanual respecto del Presupuesto 2026.

El gobierno estimó un precio promedio del barril en boca de pozo de 68 dólares y un tipo de cambio promedio de 1.848 pesos a diciembre del 2027. En función de esos parámetros, proyectó las regalías anuales en 4,2 billones de pesos, lo que representará casi un 40% del total de recursos del Presupuesto.

En cuanto al gas, el gobierno de Figueroa auguró perspectivas «positivas», con una producción promedio de 105,4 Mm3 diarios, un aumento del 6% sobre el presupuesto actual.

El proyecto estima un precio de venta de 3,2 dólares por millón de BTU (MMBTU) lo que resultaría en una recaudación de regalías anuales por 970.131 millones de pesos.

En cuanto a las regalías hidroeléctricas, el gobierno indicó que se estimaron bajo el supuesto de que en el año 2027 siga vigente el cobro de las regalías en especie. En base a eso, la provincia cobraría el equivalente al 50% de la demanda del EPEN a precio monómico del distribuidor, mientras que el saldo restante lo percibirá como regalía al precio que establecieron las nuevas concesiones de las represas.

Por lo tanto, para el 2027 los ingresos proyectados ascienden a 62.302 millones de pesos, un incremento del 98% en relación al presupuestado para el 2026.

Presupuesto 2027: ingresos y gastos de Neuquén

El proyecto de Presupuesto 2027 prevé ingresos totales por 11,4 billones de pesos de los cuales 11,3 billones son corrientes.

La recaudación de impuestos provinciales aportará 3,2 billones de pesos mientras que las regalías sumarán 5,1 billones. Los envíos del gobierno nacional totalizarán apenas 1,7 billones para el 2027.

Los gastos totales se contabilizaron en 11,2 billones de pesos de los cuales 9,3 billones serán corrientes. En este apartado el mayor peso lo tiene la partida de personal, que se lleva el 68% con una erogación anual de, al menos, 6,3 billones de pesos. Ese número crecerá con la indexación salarial al Índice de Precios al Consumidor (IPC) que acordó el gobierno con los sindicatos estatales.

El presupuesto fijó en 71.548 cargos la planta permanente y temporaria de los trabajadores de la Provincia.

El gasto de capital será de 1,8 billones de pesos, de los cuales 1,6 billones serán para el plan de infraestructura de Neuquén. El proyecto contempla unas 780 obras distribuidas en las siete regiones de la provincia, con cerca de un 20% de los recursos enfocados en el plan de pavimentación y repavimentación de rutas.

La gestión de Figueroa proyectó un servicio de deuda para el 2027 equivalente a 503.246 millones de pesos, aunque el 77% deberá pagarse en dólares.

El 37% se destinará a cancelar intereses y comisiones, mientras que el 63% será para amortizaciones de capital. Figueroa emitió este año un bono por 500 millones de dólares, los Tipden, aunque su amortización comenzará recién en 2032.

, Andrea Durán

Mercuria Energy Group anunció que la gestión de la marca Shell en el negocio de downstream en el país, anteriormente operada por Raízen, quedará bajo la nueva identidad corporativa Signar Energy S.A.U.

La flamante compañía tendrá a cargo la operación y control de la red de 892 estaciones de servicio Shell, la refinería de Dock Sud, la planta de lubricantes ubicada en la Ciudad de Buenos Aires, las aeroplantas en Ezeiza y Aeroparque y las terminales logísticas de Arroyo Seco y Santa Fe. 

Andrés Cavallari, CEO de Signar Energy y ex CEO de Raizen, expresó que «esta nueva etapa consolida el prestigio que hemos construido a lo largo de 112 años de trayectoria de la marca Shell, líder en combustibles y lubricantes en Argentina. Con el respaldo del mismo equipo y la solidez de los valores que nos definen, reafirmamos nuestro compromiso con la continuidad de la marca y los productos Shell y avanzamos con una visión clara y estratégica de crecimiento sostenido hacia el futuro”.

La compra de Shell

La brasileña Raízen, controlada por el grupo Cosan y Shell, anunció en junio de este año la venta de la totalidad de su negocio de downstream en la Argentina a la firma suiza Mercuria Energy Group, una de las mayores traders de energía del mundo y socia en el país de José Luis Manzano.

La transacción fue valuada en US$ 1.420 millones y representó una de las operaciones más relevantes de los últimos años en el mercado local de refinación y comercialización de combustibles. 

Fundada en Ginebra en 2004, Mercuria se consolidó como uno de los principales actores independientes del comercio global de energía, con operaciones en más de 50 países y una facturación anual superior a los US$ 140.000 millones.

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

“Esta adquisición en Argentina refleja el compromiso de largo plazo de Mercuria con la inversión estratégica en los mercados energéticos globales y refuerza la presencia consolidada de la compañía en América Latina. Mercuria considera que Argentina representa un mercado energético importante, con sólidos fundamentos de largo plazo y oportunidades significativas de crecimiento operativo e inversión. Por ello, tiene la intención de aprovechar su experiencia global y regional para apoyar el éxito y el desarrollo continuo del negocio en el país”, indicó Brian Falik, Global Chief Investment Officer de Mercuria Energy Group.

, Redaccion EconoJournal

La minería atraviesa un momento de expansión impulsado por la demanda global de minerales críticos, la transición energética y el desarrollo de nuevos proyectos. Para la Argentina, que busca transformar una cartera promisoria de recursos en una nueva escala productiva, esta oportunidad plantea una exigencia central. Además de capital, infraestructura y permisos, será necesario contar con el talento capaz de desarrollar y operar proyectos cada vez más complejos. 

La industria necesita incorporar nuevas capacidades justo cuando una parte importante de sus trabajadores más experimentados se acerca al retiro y resulta difícil atraer y retener perfiles jóvenes. El desafío excede la cobertura de vacantes. Cada salida puede llevarse años de conocimiento operativo, desde cómo anticipar una falla hasta interpretar información o tomar una decisión segura bajo presión. Son conocimientos que no se encuentran en manuales y que sostienen la continuidad, la productividad y la seguridad de las operaciones. 

Un reciente análisis de Boston Consulting Group sobre las industrias de procesos en Estados Unidos muestra que esta erosión ya tiene características estructurales. El estudio señala que la participación de la fuerza laboral en estas actividades disminuyó durante las últimas dos décadas y que su capacidad para convertir búsquedas abiertas en contrataciones efectivas se encuentra por debajo de sectores como la construcción y el transporte. 

A esto se suma la dificultad para retener a quienes recién ingresan. De acuerdo con la investigación, la mitad de los trabajadores de entre 18 y 24 años espera cambiar de empresa dentro de sus primeros tres años. Entre los factores que más pesan aparecen la seguridad, la exigencia física, la compensación, el equilibrio entre la vida personal y laboral y las oportunidades de desarrollo. Para una actividad con operaciones remotas, esquemas de turnos exigentes y roles intensivos en experiencia, esa rotación puede convertirse rápidamente en una pérdida de capacidades difícil de recomponer. 

En la Argentina, la competencia por el talento se extenderá más allá de los perfiles tradicionales. Los proyectos mineros no solo necesitarán geólogos, ingenieros y técnicos especializados, sino también expertos en automatización, analítica, mantenimiento predictivo y gestión de datos, demandados por muchas otras industrias. La capacidad de crecimiento dependerá, en parte, de que el sector pueda ofrecer trayectorias profesionales atractivas, entornos seguros y una experiencia laboral acorde con las nuevas expectativas. 

Pero para nuestro país los desafíos para contar con el talento no serán solamente el retiro de empleados experimentados o la dificultad para retener a los ingresantes; habrá que prestar atención a la base cuantitativa de trabajadores. Hoy en día, el empleo minero formal ronda los 40.000 puestos de trabajo directos aproximadamente, según el último informe de la Dirección Nacional de Promoción y Economía Minera en marzo de 2026, apenas un 1,2% más que hace un año atrás.

Sin embargo, ese crecimiento todavía no refleja plenamente el impacto laboral de los nuevos proyectos incorporados bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), muchos de los cuales se encuentran aún en etapas previas a la operación, como son la factibilidad, ingeniería previa y compras tempranas. 

Para 2030, se proyecta que se requerirán aproximadamente el doble de trabajadores directos, ascendiendo a 78.000, y 133.000 indirectos, según datos y estimaciones del Sistema Integrado Previsional Argentino, la Cámara Argentina de Empresas Mineras -CAEM- y la consultora Equilibra. Y un aspecto no menor es que varias provincias mineras cuentan con normas que priorizan o establecen requisitos de contratación de mano de obra local. 

Por eso, frente a este escenario, cabe preguntarse: cuando los proyectos en danza y los venideros empiecen a operar, ¿habrá suficiente talento disponible para cubrir esa demanda? 

En esta encrucijada, la inteligencia artificial aparece como un aliado clave. Gracias a sus funciones de automatización, registro y operabilidad, puede ayudar a multiplicar la capacidad de los equipos disponibles y escalar rápidamente el rendimiento de la fuerza laboral. Su aporte permite documentar el conocimiento de los especialistas, asistir a los operadores en la toma de decisiones, anticipar desvíos, priorizar tareas de mantenimiento y reducir la exposición a actividades repetitivas o riesgosas. La oportunidad es significativa. Entre 2002 y 2024, la productividad laboral de las industrias de procesos de Estados Unidos creció apenas un 6%, por debajo de otros sectores. 

Traigo un caso concreto que permite dimensionar ese potencial. Ante el retiro próximo de trabajadores experimentados, una compañía de semiconductores recurrió a la inteligencia artificial para capturar el conocimiento de ingenieros senior que operaban maquinaria con décadas de antigüedad. Parte de ese saber era intuitivo y se apoyaba en cambios mínimos en el sonido o las vibraciones de los equipos. La empresa convirtió esa experiencia en módulos de capacitación con inteligencia artificial y realidad virtual. Así logró reducir entre un 20% y un 30% el tiempo de formación de los nuevos ingenieros y aumentar la productividad entre un 30% y un 50%. 

Aunque proviene de otra industria de procesos, el ejemplo resulta relevante para la minería. Muestra cómo la tecnología puede transformar conocimiento tácito en una capacidad organizacional transferible, acelerar el aprendizaje y evitar que décadas de experiencia desaparezcan con una jubilación. Su valor está en ampliar el alcance de lo que sabe ese especialista. 

Capturar ese valor requiere identificar los procesos donde la escasez de capacidades es más crítica e involucrar desde el comienzo a quienes conocen la operación. Una herramienta que no se integra a la rutina del operador, no utiliza datos confiables o agrega tareas en vez de simplificarlas difícilmente resolverá el problema. La adopción debe combinar tecnología, rediseño operativo y formación, con soluciones aplicadas sobre necesidades concretas. 

Al mismo tiempo, una minería más automatizada, conectada y basada en datos puede resultar más atractiva para el talento joven. La tecnología puede reducir la exposición al riesgo, habilitar tareas remotas, acelerar el aprendizaje y abrir recorridos profesionales más diversos. Pero esa transformación debe ser visible en la experiencia cotidiana, no limitarse a una renovación del discurso. 

La crisis de talento, en definitiva, no es un asunto exclusivo de recursos humanos. Es un riesgo para la ejecución de proyectos, la continuidad operativa, la seguridad y la capacidad de crecimiento. En Argentina, el desafío será incluso mayor porque el sector tendrá que ampliar significativamente su fuerza laboral desde una base todavía pequeña, además de formar nuevas capacidades. Las compañías que comiencen ahora a mapear los conocimientos críticos, anticipar los roles más difíciles de cubrir y rediseñar el trabajo con inteligencia artificial estarán mejor preparadas para la próxima etapa de la industria. Las que esperen a que las vacantes se acumulen descubrirán que el recurso más difícil de reemplazar no estaba debajo de la tierra, sino dentro de la organización.

*Martín Meninato es Managing Director & Partner en Boston Consulting Group.

, Martín Meninato

El Gobierno habilitó a las generadoras que operan centrales térmicas existentes a elevar el volumen de energía que pueden contractualizar con industrias y grandes usuarios a partir del año próximo, con la clara intención de intentar contener el incremento de los costos que enfrenta el sector industrial durante el invierno. Desde el 1 de abril de 2027, las empresas alcanzadas podrán destinar hasta el 60% de su producción mensual de energía a contratos de abastecimiento con ese segmento, frente al límite del 20% vigente en la actualidad.

La decisión busca corregir los efectos nocivos que se registraron este año, cuando el encarecimiento del gas natural licuado (GNL) y del gasoil que se importan para cubrir la demanda de combustible del parque termoeléctrico se tradujo en un alza significativa de la electricidad para los grandes usuarios industriales. El impacto fue mayor porque muchos sectores productivos atraviesan un período de recesión y baja demanda, con menos margen para absorber aumentos de sus costos.

La medida de la Secretaría de Energía, que dirige María Tettamanti, quedó plasmada en la resolución 293/2026, publicada la semana pasada, el 21 de octubre. Modificó el calendario de transición establecido por la Resolución 400, de octubre de 2025, que puso en marcha desde noviembre de ese año una reforma por etapas del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). El cambio comprende tanto a los grandes usuarios del MEM como a las distribuidoras que contratan energía para sus Grandes Usuarios de Distribución (GUDI).

De fondo, el objetivo económico es ampliar las alternativas que tienen las industrias para cubrir parte de su consumo con contratos que, según las referencias de mercado recabadas para esta nota, podrían ubicarse en torno de los US$ 70 a US$ 80 por MWh. La expectativa es que esos acuerdos les permitan reducir su exposición al costo monómico durante los meses de frío y ganar previsibilidad.

Como publicó EconoJournal el 2 de septiembre, el precio de abastecimiento para los grandes usuarios expuestos al mercado spot llegó a US$ 163 por MWh en junio. El salto, explicado en el primer programa de NODO, reflejó el impacto del encarecimiento del GNL importado por la guerra en Medio Oriente.

Una cobertura antes del invierno

Lo que ocurrió este año es que, en la antesala del invierno, justo cuando aumenta la demanda residencial de gas y se reduce la disponibilidad del hidrocarburo local para las centrales termoeléctricas, se dispararon los precios del GNL y del gasoil como consecuencia de la guerra en Medio Oriente y sus efectos sobre el suministro global de combustibles.

El proceso de apertura del mercado eléctrico quedó así atravesado por un encarecimiento internacional que alteró las previsiones de abastecimiento. Las industrias que permanecieron sin contratos quedaron especialmente expuestas a la suba.

La decisión oficial apunta a reducir ese riesgo para 2027 ante la posibilidad de que continúe un escenario de precios elevados de los combustibles importados. La Resolución 293 ofrece un paliativo: habilita a las industrias a contratar una mayor proporción de energía de centrales eficientes que utilizan gas local de Vaca Muerta, mucho más barato que el GNL importado.

En los hechos, es esperable que una parte importante de esos acuerdos se cierre con generadoras que operan centrales termoeléctricas en el Comahue. Esas unidades combinan eficiencia con acceso al gas cerca de los yacimientos, lo que reduce los costos de transporte del combustible frente a centrales más alejadas de la cuenca.

El objetivo es que generadores, grandes usuarios y distribuidoras acuerden precios y condiciones de suministro directamente, sin que Cammesa determine el precio de esos contratos. La administradora conserva sus funciones de despacho y administración del mercado, pero las partes pueden pactar una cobertura con un precio estable durante el año.

¿Cuánta energía se liberará?

La ampliación alcanza a la generación térmica al mercado spot que ingresó antes del 1 de enero de 2025. Para esas centrales, el porcentaje es un límite conjunto para los contratos con grandes usuarios del MEM y con distribuidoras para sus GUDI.

El programa mantiene el 20% hasta marzo de 2027. La lógica económica de ese calendario es permitir que los GUDI aprovechen primero la baja estacional del costo monómico que suele registrarse en verano, cuando hay mayor disponibilidad de gas local para generación.

El porcentaje subirá al 60% desde abril del año próximo, justo antes de los meses más fríos. Desde abril de 2028 aumentará al 80% y, a partir de enero de 2029, desaparecerá la restricción porcentual, un año antes de lo previsto originalmente.

Según estimaron fuentes privadas consultadas por este medio, el cambio permitirá ampliar la oferta contractual desde las centrales térmicas hacia el sector industrial en alrededor de 2.000 MW de generación térmica.

Esa mayor oferta debería propiciar la contractualización a precios más competitivos.

La contracara para las renovables

En la práctica, la medida del Gobierno modifica el equilibrio comercial entre la generación térmica existente y los nuevos proyectos renovables que buscan contratos con grandes consumidores. Esos acuerdos fueron el principal motor de expansión del segmento renovable en los últimos años a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

El límite actual del 20% para la contratación de generación térmica deja una porción mayor de ese mercado disponible para otras tecnologías. Es decir, preserva un incentivo para que los desarrolladores eólicos y fotovoltaicos encuentren compradores y financien nuevas inversiones.

Al acelerar la apertura de la contratación térmica, el Gobierno prioriza ampliar las opciones de abastecimiento industrial antes del próximo invierno. Fuentes ligadas al sector renovable indicaron que competir con centrales térmicas que, en algunos casos, están ampliamente amortizadas y tienen acceso a gas competitivo dificultará la inversión en nuevos proyectos, que necesitan precios suficientes para recuperar el capital invertido y obtener una rentabilidad.

Fuentes cercanas al Gobierno explicaron, sin embargo, que una parte de esa discusión entre renovables y térmicas se vuelve abstracta por las restricciones del sistema de transporte. Según señalaron, tanto los corredores de alta y media tensión como los nodos de la red están prácticamente saturados en las zonas con potencial para incorporar nuevos parques.

Aunque existe voluntad de invertir en nuevos proyectos eólicos y solares, la falta de capacidad para transportar esa energía hacia los centros de consumo impide materializar muchas de esas inversiones. Desde esa perspectiva, la discusión sobre cuánto mercado puede captar cada tecnología pierde alcance práctico mientras no se amplíe el sistema de transmisión.

, Nicolas Gandini

Las empresas energéticas consiguieron un 54% más de financiamiento en los primeros nueve meses de 2026, sin pagar tasas más altas en el mercado local. Así, colocaron US$ 9.598 millones, concentrando el 62% de todo el mercado de obligaciones negociables, y de ese total, US$ 6.269 millones correspondieron a petróleo y gas.

Durante el período comprendido entre enero y septiembre de 2026, de acuerdo con el informe elaborado por RICSA Alyc, el mercado primario de obligaciones negociables registró colocaciones por US$ 15.498 millones distribuidas en 294 series, lo que representó un incremento del 30% en comparación con los US$ 11.934 millones de igual lapso de 2025. El volumen general se fondeó mayoritariamente en dólares, mientras que el promedio por emisión se ubicó en US$ 52,7 millones.

El ritmo de actividad en el tercer trimestre sostuvo la dinámica del segundo al sumar US$ 5.769 millones, cifra prácticamente idéntica a los US$ 5.773 millones del trimestre previo y un 89% superior al tercer trimestre de 2025. Septiembre se consolidó como el mes de mayor movimiento del año con US$ 2.907 millones colocados, traccionado por las operaciones internacionales de grandes jugadores del sector de hidrocarburos.

Dentro de este escenario, el sector energético fue el principal demandante de fondos corporativos al captar US$ 9.598 millones mediante 53 emisiones, abarcando el 61,9% del volumen total negociado en la plaza local con apenas el 18% de las series. Siguiendo el reporte de RICSA, la dolarización de estas colocaciones alcanzó el 99,7%, operando bajo una tasa promedio ponderada en dólares del 7,8% TNA, idéntica al registro observado en los primeros nueve meses del año anterior.

Dentro de la apertura subsectorial, el segmento de petróleo y gas lideró con US$ 6.269 millones, equivalente al 65% del total sectorial en 25 emisiones, destacándose por ofrecer los plazos más extensos con un promedio de 96,2 meses y una tasa del 7,5% TNA, por debajo de la media general. Por su parte, el midstream concentró US$ 474 millones en cuatro emisiones, posicionándose como el segmento más económico con un costo del 6,5% TNA y plazos promedio de 48,1 meses.

Un dato relevante del informe radica en que los plazos de emisión más prolongados no implicaron necesariamente costos financieros superiores. Firmas como Vista Energy, Pampa Energía y Pluspetrol estructuraron financiamientos que superaron los once años de plazo -llegando a 146,1 y 139,8 meses- con tasas inferiores al 8% TNA, demostrando que el costo del crédito dependió estrictamente de la solidez crediticia del emisor y no de la duración del instrumento.

Radiografía del financiamiento corporativo y la dispersión de tasas

En el segmento eléctrico, la generación sumó US$ 1.437 millones en 14 emisiones con un plazo promedio de 84 meses y una tasa del 8,2% TNA, mientras que la distribución eléctrica captó US$ 1.418 millones en 10 emisiones a 72,7 meses, registrando el costo más elevado del sector con un 9,2% TNA. Ambas ramas eléctricas absorbieron en conjunto el 30% de los fondos energéticos, reflejando condiciones de fondeo más onerosas que las vinculadas al upstream hidrocarburífero.

El análisis de los principales actores exhibe una fuerte concentración, ya que los diez mayores emisores del sector explicaron el 82,9% del volumen energético y el 51% de todo el mercado de obligaciones negociables del período. YPF lideró las colocaciones con US$ 2.205 millones divididos en cinco series, incluyendo una emisión internacional de US$ 1.200 millones concretada en septiembre, seguida por Edenor con US$ 1.053 millones y Vista Energy con US$ 1.050 millones.

El listado de los principales tomadores continuó con Pampa Energía, que obtuvo US$ 842 millones, Pluspetrol con US$ 617 millones y Tecpetrol con US$ 550 millones. Completaron el tramo superior del ranking MSU Green Energy con US$ 530 millones, el consorcio integrado por PCR y Luz de Tres Picos con US$ 400 millones, Pan American Energy con US$ 375 millones y CGC con US$ 339 millones, completando una constelación de 28 emisores distintos en la actividad.

La dispersión de tasas dentro del sector energético evidenció un spread intra-sector de 825 puntos básicos, oscilando entre el 3,75% TNA obtenido por Vista Energy en un plazo corto y el 12% TNA registrado por Chamical Solar. No obstante, el relevamiento de RICSA detalla que la mitad de las emisiones se situó en un rango de entre el 7,5% y el 10% TNA, siendo el 8% la tasa más repetida en el mercado.

, Ignacio Ortiz

El CEO y co-fundador de Adecoagro, Mariano Bosch, remarcó que el gas no convencional de Vaca Muerta le permitirá a Profertil, la mayor productora de fertilizantes del país, ganar competitividad y “convertirse en low cost producers de urea granulada en Sudamérica”. Lo dijo en la 46 Reunión Anual Latinoamericana de Petroquímica y Química organizado por la Asociación Petroquímica y Química Latinoamericana (APLA), evento que se realiza esta semana en Buenos Aires.

“Nos interesaba adquirir Profertil porque estábamos convencidos de que podíamos posicionarnos para ser los low cost producers de urea en la región. Sudamérica importa 10 millones de toneladas de urea por año y las va a seguir importando porque necesita producir alimentos”, subrayó Bosch.

Además, afirmó que “la Argentina tiene con Vaca Muerta la reserva de gas más importante por los próximos 100 años. Esa sinergia que vamos a hacer en Bahía Blanca nos va a permitir ser productores de bajo costo de urea de países de la región que son importantes productores de alimentos como Brasil, Argentina, Paraguay, Uruguay o Chile“.

Adecoagro adquirió el 90% de Profertil en diciembre del año pasado (el 10% restante pertenece a la Asociación de Cooperativas Argentinas) con el objetivo de concretar el proyecto de ampliación de la planta ubicada en Ingeniero White, en Bahía Blanca, y duplicar la producción de urea para abastecer el mercado local y exportar a países de la región.

Profertil presentará el proyecto de ampliación de la plata de Bahía Blanca en el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) antes de fin de año, tal como publicó EconoJournal en septiembre.

Ampliación de Profertil

“La planta de Profertil está en excelentes condiciones. Tiene 25 años, pero con cada renovación en realidad se transforma en una planta nueva. Cuando nosotros diseñamos la ampliación que queremos hacer al lado de la planta actual pensamos en más que duplicar la producción. Nos encantará concretarlo”, expresó Bosch.

La expansión de la planta de Profertil demandará una inversión de alrededor de US$ 2.000 millones y generará una nueva demanda local de gas de Vaca Muerta, la principal materia prima de la compañía para producir urea granulada y amoníaco. En la actualidad, demanda 2,5 millones de m3/día de gas natural.

El nuevo tren productivo que Profertil instalará en la planta de Ingeniero White le permitirá elevar la producción de 1.320.000 a 2.830.000 toneladas de fertilizantes nitrogenados por año. En los hechos, la ampliación de la planta tendrá una capacidad de producción de más de 1.500.000 toneladas anuales.

Sinergia entre Vaca Muerta y Bahía Blanca

“La historia de Profertil la vengo siguiendo desde el día uno porque es muy buena la urea que producen. Antes usábamos urea perlada, que era muy mala. Hace un tiempo nosotros como productores agropecuarios pagábamos la urea en la Argentina 300 dólares más que en Uruguay y Brasil. Y esto no podía pasarnos”, explicó Mariano Bosch.

“Tenemos que ser más competitivos. Para competir tenemos que tener los mejores costos y para esto tenemos que pelear cada centavo en todos los lugares, por ejemplo, cuando compramos el gas, que explica el 60% de nuestros costos. El gas es muy importante porque, al final, lo que producimos nosotros es un commodity y reducir los costos para nosotros es clave”, añadió el CEO de Adecoagro.

“En un momento nos enteramos que los canadienses se querían ir de Profertil porque estaban cansados de la Argentina y nos tiramos de cabeza. Vimos una oportunidad. Después vimos que, con el gas de Vaca Muerta, era un sistema muy competitivo y pudimos concretar la adquisición de Profertil”, contó Mariano Bosch.

“Miramos nuestros costos y tenemos mucha obsesión por ser el low cost producer de urea, es decir, queremos que el sistema productivo nuestro sea muy competitivo”, añadió Bosch.

, Roberto Bellato

La Mutual de Empleados y Obreros Petroleros Privados (MEOPP) aprobó por unanimidad la Memoria y Balance del ejercicio 2025-2026, que reflejó una recuperación de sus resultados económicos, un crecimiento de la cobertura y el fortalecimiento de las prestaciones y la prevención. La asamblea se realizó ante un auditorio colmado en el décimo piso del edificio de MEOPP, ubicado sobre la calle Santa Cruz, en Neuquén.

El gerente general, Gonzalo de la Sierra, expuso los principales indicadores de la gestión, mientras que el presidente de la entidad, Marcelo Rucci, estuvo a cargo del cierre y destacó el valor de una institución administrada por trabajadores, cuyos recursos se destinan a proteger su salud y acompañar a sus familias.

Participaron también el secretario del Consejo Directivo, Daniel Alfredo Orlando Andersch; la tesorera, Daniela Celeste Urrutia; los vocales Ernesto Antonio Inal, también secretario general adjunto del Sindicato de Petroleros Privados, Paola Eva Mariana Cabeza y Juan Pablo Eggers; y la contadora de la ART, Laura Allende.

El ejercicio cerró con un resultado positivo de $1.487,8 millones, compuesto por un resultado técnico de $649,3 millones y uno financiero de $838,5 millones. A su vez, la entidad registró un superávit financiero de $21.363,6 millones, de cobertura de $6.383 millones y de capitales mínimos de $2.253,2 millones, indicadores que respaldan su capacidad para afrontar las obligaciones presentes y futuras.

Las primas emitidas alcanzaron los $28.839,6 millones, expresados en moneda de junio de 2026, con un crecimiento real del 20,9% respecto del ejercicio anterior. Esa evolución estuvo acompañada por una mejora en la eficiencia: los gastos de producción y explotación representaron el 18,8% de las primas, el nivel más bajo de los últimos cinco ejercicios.

La cobertura también se amplió. La cantidad de trabajadores protegidos pasó de 20.226 a 21.526, con 220 pequeñas y medianas empresas aseguradas, presencia en más de diez provincias y una red nacional de más de 200 prestadores.

Durante su exposición, De la Sierra destacó que la consolidación económica permite profundizar la atención y reinvertir en servicios. En ese contexto, anunció que la entidad proyecta inaugurar un centro de recuperación funcional para trabajadores y trabajadoras, destinado a brindar prestaciones directas y mejorar el acompañamiento durante la rehabilitación.

La protección efectiva tuvo una expresión concreta durante el ejercicio: MEOPP ART Mutual cubrió 6.998 siniestros laborales y abonó más de $5.300 millones en prestaciones dinerarias. Además, sostuvo la asistencia psicosocial a trabajadores y familias que atravesaron situaciones críticas, como parte de un modelo de atención que contempla tanto las prestaciones médicas y económicas como el acompañamiento humano.

En prevención, se realizaron 8.226 exámenes médicos periódicos, con una cobertura equivalente al 40% de la cartera, y más de 2.000 visitas a campo de profesionales de seguridad e higiene. También se desarrollaron 200 espacios de capacitación, con más de 2.500 participantes, y se entregaron 1.500 certificados gratuitos de reanimación cardiopulmonar a trabajadores y miembros de la comunidad.

De la Sierra remarcó la importancia de sostener la presencia en los lugares de trabajo y destacó la incorporación de tecnología aplicada a la prevención de riesgos, junto con el fortalecimiento de los controles y las auditorías internas.

En el cierre, Rucci felicitó al equipo y vinculó los resultados con la responsabilidad compartida en la administración de los recursos. “Los frutos se dan en los trabajos colectivos, en los trabajos de equipo”, expresó, al destacar que la recuperación permite crecer y ofrecer mejores servicios.

El presidente de MEOPP ART Mutual también ratificó la decisión de denunciar las presuntas maniobras fraudulentas que afecten a la institución y diferenció esa tarea de la obligación de responder a quienes sufren un accidente o una enfermedad laboral. “Hay que pagarle lo que corresponde”, sostuvo.

Rucci convocó a los delegados a involucrarse en el cuidado de una organización que pertenece a los trabajadores y destacó la solidaridad de los equipos, que también han acompañado a familias en situaciones de emergencia más allá de la cobertura propia. Con ese compromiso, llamó a profundizar el trabajo conjunto para continuar ampliando la prevención, la atención y los servicios.

, Redaccion EconoJournal

Servimagnus finalizó el proyecto de recuperación de la capacidad operativa de la plataforma de elevación de buques Syncrolift del astillero Tandanor, una obra de alta complejidad técnica que permitió incrementar significativamente la capacidad de descenso de la estructura y elevar su disponibilidad operativa del 10% al 95%.

Los trabajos comprendieron distintas intervenciones de dragado y adecuación del área, tanto en los laterales como por debajo de la plataforma, con el objetivo de recuperar las condiciones operativas de una infraestructura clave para las actividades del astillero y el desarrollo de la industria naval nacional.

En total, la compañía retiró más de 23.000 metros cúbicos de sedimentos mediante la utilización de equipos especializados y una metodología de trabajo adaptada a las condiciones particulares del proyecto.

Dragado y operaciones bajo una estructura existente

Servimagnus construyó y operó un recinto de refulado con una capacidad superior a los 45.000 metros cúbicos. También realizó la remoción de obstáculos y restos existentes mediante la grúa flotante Magnus VI, equipada con una grampa tipo almeja de salvamento de 90 metros cúbicos. Para el dragado de la zanja perimetral, la empresa desplegó la draga cortadora Lucio y equipos de apoyo, entre ellos el multicat Máximo.

Uno de los principales desafíos técnicos fue la profundización del lecho por debajo de la plataforma mediante inyección de agua. Esta intervención requirió trabajar bajo una infraestructura existente y operativa, lo que demandó adaptar los procedimientos y ajustar progresivamente las tareas en función de los resultados obtenidos durante las operaciones en campo, según precisaron desde la compañía.

“La combinación de ingeniería, equipos de gran porte y experiencia operativa permitió ejecutar las intervenciones necesarias para ampliar la capacidad de descenso del Syncrolift y recuperar su disponibilidad para las operaciones del astillero”, destacaron.

Una infraestructura estratégica para la industria naval

“La finalización del proyecto representa un avance en la recuperación de la capacidad operativa de Tandanor, al ampliar las posibilidades de utilización de su plataforma de elevación de buques. La mejora de la disponibilidad del sistema, que pasó del 10% al 95%, constituye uno de los principales resultados de la obra”, aseguraron desde la empresa.

“Para Servimagnus, haber participado en la recuperación de una infraestructura de esta importancia representa una enorme satisfacción. Fue una obra técnicamente muy exigente, que requirió adaptar nuestros equipos y nuestra forma de trabajo a condiciones muy particulares. El resultado alcanzado es, fundamentalmente, consecuencia del compromiso, la experiencia y la capacidad de todo el equipo que participó del proyecto”, señaló Marcos De Vincenzi, gerente general de Servimagnus.

Con la culminación de los trabajos, la compañía destacó su capacidad para desarrollar proyectos de elevada complejidad técnica, mediante la integración de ingeniería, dragado, equipamiento especializado y experiencia operativa. La intervención en Tandanor se suma así a sus antecedentes en obras que requieren soluciones específicas para operar en entornos con restricciones técnicas y condiciones particulares.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno de Neuquén decretó este martes la emergencia meteorológica derivada del fenómeno de El Niño por el plazo de seis meses y creó un comité con facultades especiales para contratar asistencia y entregar subsidios. Las lluvias provocaron la semana pasada desborde de arroyos y cañadones en varios sectores de la provincia y se prevé que las precipitaciones continúen hasta diciembre, inclusive, con un 90% de probabilidades de que alcancen «una intensidad muy fuerte».

El gobernador Rolando Figueroa firmó este 27 de octubre el decreto 1714/2026 en acuerdo general de ministros. Lo había anticipado el sábado, tras recorrer algunas de la zonas afectadas y advertir que «se están llenando cañadones que hace 70 años que no recibían semejante cantidad de agua» y que la infraestructura actual «queda colapsada».

«Evidentemente, necesitamos una represa de una envergadura importante sobre el río Neuquén, pero es una obra que no es para nada económica y que lleva tiempo. Hace 20 años que no se hace una represa en nuestro país», planteó Figueroa.

El jueves a la noche y hasta la madrugada del viernes se suspendió la circulación en rutas provinciales y nacionales, tras fuertes episodios de lluvias convectivas que dejaron varias vías intransitables, principalmente en la zona de Vaca Muerta, y aislaron a Rincón de los Sauces por el desborde del arroyo Carranza, sobre Ruta 5.

Las empresas contratadas para ejecutar la obra del puente ahora redireccionaron sus trabajos y se dedicaron en los últimos días a buscar soluciones para conducir el agua y generar un terraplén. El tránsito se rehabilitó con extrema precaución.

En Añelo, las lluvias generaron destrozos, se habilitó un centro de evacuación y el municipio asistió a más de 20 familias afectadas.

Emergencia por El Niño: qué significa

El decreto publicado este martes en el Boletín Oficial declara el Estado de Emergencia Meteorológica derivada del fenómeno El Niño-Oscilación del Sur (ENOS) en todo el territorio de Neuquén.

Es por el término de seis meses «con el fin de adoptar las medidas que resulten necesarias para propiciar y atender con carácter inmediato las consecuencias de la misma».

El instrumento crea un Comité de Emergencia Meteorológica conformado por el titular de la Jefatura de Gabinete y de los ministerios de Turismo, Ambiente y Recursos Naturales; de Economía; de Trabajo y Desarrollo Humano; de Seguridad; y de Infraestructura, el cual tendrá la responsabilidad de coordinar las acciones y medidas a ejecutar durante el estado de emergencia.

El gobernador Rolando Figueroa facultó a este comité a autorizar contrataciones directas de bienes y servicios necesarios «destinados a paliar la gravísima situación atravesada y a asistir a la población afectada» sin límites de monto. Lo mismo para la contratación de obras sin licitación.

Además, facultó a todos los ministros, previa aprobación del comité, «a otorgar aportes, subsidios y/o subvenciones a municipios, comisiones de fomento y demás personas jurídicas que acrediten su intervención efectiva en las acciones que se adopten en el marco del Estado de Emergencia vigente».

Emergencia por El Niño y el Compre Neuquino

El artículo 5 del decreto establece otras excepciones para las contrataciones que se realicen en pos de acelerar la respuesta a la emergencia meteorológica. No tendrán obligación de intervenir la Oficina Provincial de Contrataciones ni la Contaduría General de la Provincia, y tampoco se exigirán los requisitos habituales de inscripción registral o capacidad técnica para proveedores.

Asimismo, la norma deja sin efecto las restricciones de contención del gasto dispuestas por decretos provinciales de gestiones anteriores y suspende la aplicación de la normativa de Compre Neuquino para este tipo de contrataciones.

El decreto fija como mecanismo de resguardo frente a esta flexibilización de trámites la obligación de «tomar los recaudos necesarios para garantizar que los precios de contratación sean acordes a los valores vigentes en el mercado, considerando las particularidades de cada caso».

El Niño en Vaca Muerta y la advertencia del sindicato

El secretario general de Petroleros Privados, Marcelo Rucci, planteó su malestar por las condiciones en los yacimientos de Vaca Muerta a raíz del temporal y anticipó que pedirán una reunión con las empresas para analizar la situación.

«Sabemos que este fenómeno de El Niño va a perdurar por varios meses y nosotros queremos que nos den las condiciones para que la gente descanse, que la gente tenga las condiciones, porque hasta hemos tenido situaciones de compañeros a quienes no les llegó ni la comida», dijo el lunes en declaraciones al medio LU5.

El titular del gremio advirtió que las condiciones climáticas se van a agravar en diciembre, según los pronósticos, y que pedirán a las cámaras empresarias que se garanticen los cambios de turno porque aseguró que, la semana pasada, hubo trabajadores que permanecieron activos entre 24 y 30 horas debido a los bloqueos en las rutas.

«Nosotros no vamos a arriesgar la vida de nuestros compañeros trabajando 24, 36 horas y sin ninguna de las condiciones. Nosotros no vamos a contar muertos por el afán de las empresas de seguir produciendo», lanzó.

, Andrea Durán

Los productores de caña de azúcar, materia prima con la que se elabora el bioetanol de caña, están en alerta ante el exceso de lluvias provocado por El Niño, que no sólo se impacta a la región del Litoral sino que también está afectando al Noroeste Argentino (NOA), en particular a los cañaverales e ingenios de Tucumán. Así lo confirmaron distintas fuentes del sector de biocombustibles consultada por EconoJournal.

Las abundantes lluvias, inusuales en primavera, provocaron anegamiento en los cañaverales que impiden la molienda. En el sector de bioetanol, un producto que se mezcla con la nafta, creen que será clave para el fin de la temporada cuánta lluvia habrá en noviembre y diciembre. Para este año el sector sucroalcoholero esperaba una molienda de caña más elevada que la de 2025. Sin embargo, por el efecto de El Niño la producción de bioetanol y de azúcar terminará siendo similar.

El viernes pasado había al menos tres ingenios paralizados de un total de 14 que hay en Tucumán por las dificultades para que ingresen las cosechadoras y para trasladar la materia prima a las destilerías, según confirmaron las mismas fuentes. Incluso, hace una semana llegaron a ser 10 los ingenios que frenaron la actividad ante las abundantes lluvias. Los cinco ingenios de Salta y Jujuy no se vieron afectados hasta el momento.

“El ritmo de la zafra este año fue bueno, pero las lluvias están complicando el cierre de la temporada. El riesgo es que siga lloviendo”, explicó una fuente del sector de bioetanol a EconoJournal. Otra fuente subrayó que “tenemos bastante más caña que el año pasado, pero El Niño está afectando la cosecha. Tuvimos que empezar la zafra 30 días más tarde por lluvias no habituales en abril y mayo y ahora por interrupciones por más lluvias en primavera”.

Zonas afectas por las lluvias

Las zonas más afectadas son el centro y sur de Tucumán, la principal provincia productora de etanol, sobre todo en la llanura deprimida de los departamentos de Famaillá, Monteros, Simoca, Leales, Chicligasta, Río Chico y Juan Bautista Alberdi.

El efecto de El Niño en Tucumán generó que en el último mes haya estado permanentemente nublado, con lluvias y con temperaturas de alrededor de 9°, muy bajas para la zona y la altura del año.

A principios de octubre se reunieron directivos del Instituto de Promoción del Azúcar y Alcohol de Tucumán (IPAAT) con el Comité Regional de Productores Cañeros para analizar el avance de la zafra y la compleja situación que atraviesan los productores cañeros como consecuencia de las condiciones climáticas, según informó el organismo.

El IPAAT destacó que “las abundantes precipitaciones dificultan el ingreso de maquinaria a los campos y complican las tareas de cosecha, generando incertidumbre sobre la cantidad de caña que podría quedar sin levantar”. Los representantes cañeros solicitaron que se evalúe la implementación de medidas de contención y asistencia para los productores afectados

Una fuente provincial explicó a EconoJournal que “es difícil de cuantificar todavía el impacto en la producción de caña porque los efectos son heterogéneos, pero sabemos que en algunos lugares no hay forma de entrar a los cañaverales”.

Otra fuente que conoce de cerca a los ingenios expresó que “las lluvias primaverales por encima de lo normal pueden provocar que quede caña en pie, es decir, sin ser cosechada esta zafra, lo que lógicamente afectará muy fuertemente a los productores”.

Números de la Zafra y la producción de bioetanol

La expectativa para esta zafra era alcanzar una molienda de 19,6 millones de toneladas de caña de azúcar y superar en alrededor de 2 millones de toneladas a la de 2025, según las estimaciones de la Estación Experimental Agroindustrial Obispo Colombres (EEAOC), una entidad privada fundada en 1909 que es de referencia para el sector. Sin embargo, por la gran cantidad de precipitaciones registradas en primavera se van a terminar de moler la misma cantidad de toneladas que el año pasado.

En lo que va del año se molieron casi 2 millones de toneladas menos que en el mismo período de 2025. En total, el año pasado se alcanzaron las 17,5 millones de toneladas y esta zafra lleva 15,5 millones de toneladas de caña molidas. Varios ingenios ya anticiparon que van a continuar la molienda incluso en diciembre, un hecho extraordinario ya que habitualmente esta actividad se extiende hasta octubre o noviembre.

Por este motivo, aun cuando quede un remante de caña en pie, al haber más toneladas disponibles que en 2025, es probable que este año se muela la misma cantidad. En rigor, según información actualizada al 23 de octubre por el IPAAT, en Tucumán se llevan molidos 15.637.686 de toneladas en 171 días de zafra.

La campaña de alcohol, con las 9 destilerías tucumanas en actividad, hasta el momento llega a 253.506.457 de litros y más de 150.000.000 de litros están destinados a producir bioetanol.

Junto a las 5 destilerías de Salta y Jujuy, que hasta el momento no fueron afectadas, el sector suma más de 262.000.000 de litros de alcohol anhidro para bioetanol de caña. Según los productores, alcanza para cubrir el 6% de mezcla de bioetanol de caña con la nafta (el otro 6% para llegar al corte del 12% corresponde etanol de maíz), tal como lo determina la normativa vigente.

, Roberto Bellato

El Gobierno nacional dispuso este martes la ampliación del tope de consumo de energía eléctrica que recibe tarifa bonificable en las zonas bioambientales de mayor calor del país, lo que alcanza a usuarios de 15 provincias en lo que se denominó zonas cálidas. A la vez, reglamentó las bonificaciones del nuevo Régimen de Zona Fría en los términos que se desprenden de la Ley 27.828 y el Decreto 1.266/26.

Así lo hizo a través de dos resoluciones de la Secretaría de Energía publicadas este martes en el Boletín Oficial. A través de la Resolución 300/2026 se amplió el tope de consumo de energía eléctrica que recibe tarifa bonificable en las zonas bioambientales de mayor calor del país, de modo de contemplar la mayor demanda de refrigeración que imponen las altas temperaturas durante buena parte del año.

Los hogares de las zonas muy cálidas pasaron a contar con un bloque de 500 kWh por mes entre noviembre y abril, mientras que los de las zonas cálidas accedieron a 300 kWh mensuales durante todo el año, con un refuerzo a 370 kWh en los meses de mayor demanda —diciembre a febrero—. Sobre ese bloque se aplica la bonificación vigente, focalizada en los hogares vulnerables a través del régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).

La medida alcanza a 2.371.941 usuarios residenciales de 15 provincias del Norte Grande: Catamarca, Chaco, Córdoba, Corrientes, Entre Ríos, Formosa, Jujuy, La Rioja, Misiones, Salta, San Juan, San Luis, Santa Fe, Santiago del Estero y Tucumán.

La adecuación se definió a partir de la información elaborada por Cammesa sobre el comportamiento de los consumos residenciales en períodos de altas temperaturas y la clasificación bioambiental de la norma IRAM 11603, respondiendo a las presentaciones efectuadas por diversas provincias y entidades de la región.

La reglamentación de la nueva Ley de Zonas Frías

Los usuarios residenciales de la Patagonia, Malargüe y la Puna recibirán a partir de ahora una bonificación del 50% que se calcula sobre el gas efectivamente consumido, a diferencia del esquema anterior que se aplicaba sobre el total de la factura.

A ello se sumó una bonificación adicional del 20% calculada sobre el precio del gas y aplicada a los consumos base, para los hogares inscriptos en el SEF con suministro en las provincias que dejan de ser zona fría ampliada y que cumplan con el criterio de ingresos por hogar de hasta 3 Canastas Básicas Totales por mes.

«Las compensaciones económicas y descuentos previstos se aplicarán estrictamente hasta los límites de los bloques de consumo base establecidos para cada categoría de usuario y subzona tarifaria», se explicó en el articulado.

La norma fue aprobada por el Senado el 24 de septiembre, en un proyecto que incluyó la regularización de deudas eléctricas de las distribuidoras con Cammesa.

, Redacción EconoJournal

Las carreras de ingeniería atraviesan un período de crecimiento sostenido en las aulas del país, impulsado por un mayor interés vocacional y la valoración positiva de posibilidades de empleabilidad. Sin embargo, las empresas advierten que las especialidades clave para la energía y la minería siguen sin cubrirse.

De acuerdo con el primer Monitor de la Ingeniería Argentina (MIA-2026), elaborado por el Centro Argentino de Ingenieros (CAI) sobre estadísticas del sistema universitario, durante 2024 egresaron 8.759 ingenieros de casas de altos estudios públicas y privadas, un 8,4% más que en el período anterior.

No obstante el dato de matriculación y egreso, el empresariado advierte un descalce entre la oferta académica y los perfiles requeridos para sostener los proyectos de infraestructura a gran escala. El 87% de las compañías consultadas para el informe estima que la disponibilidad de ingenieros será insuficiente en un plazo de tres a cinco años, y el 61% proyecta un incremento en sus requerimientos de contratación.

En el escenario actual, casi la mitad de las firmas, un 47%, manifiesta dificultades severas para sumar personal calificado a sus planteles. Las especialidades señaladas como más complejas de cubrir arrojan una producción anual sumamente exigua frente a la demanda de la industria: la carrera de Eléctrica aportó 170 egresados en 2024, Petróleo registró 63 y Minas apenas sumó 19 profesionales en todo el país.

Las tensiones en el mercado laboral se concentran precisamente en aquellas ramas que traccionaron las incorporaciones durante los últimos dos años, con un eje puesto en los sectores de petróleo y gas, minería y energía eléctrica. La necesidad de estos perfiles técnicos se multiplicará ante la ejecución de los grandes proyectos de inversión previstos para el desarrollo energético nacional.

La percepción social sobre el rol de las ingenierías

En paralelo, la percepción social convalida el atractivo de la disciplina. La encuesta de opinión pública que integra el informe sitúa a la ingeniería como la carrera que más personas recomendarían a un hijo, con el 41% de las menciones, y la asocia de forma directa con la demanda laboral futura, alcanzando el 51%. Entre los profesionales en ejercicio, el 98% afirma que el esfuerzo académico valió la pena y el 87% volvería a elegirla.

«La Argentina forma cada vez más ingenieros, y eso es una gran noticia; el desafío es orientar ese talento hacia las especialidades que el desarrollo del país va a necesitar en los próximos años«, señaló Pablo Bereciartua, presidente del Centro Argentino de Ingenieros. El directivo remarcó que contar con evidencias estadísticas resulta indispensable para evaluar políticas públicas y adoptar decisiones de largo plazo, consolidando el aporte del CAI al crecimiento productivo nacional.

El fenómeno expansivo se refleja con nitidez en la puerta de entrada al sistema académico. En 2024 se matricularon 64.307 nuevos aspirantes a las distintas especialidades, lo que representa una suba del 71,7% frente a 2007, de acuerdo al reporte del monitor del CAI.

La tendencia contrasta con el comportamiento general de la matrícula superior en el territorio nacional. Mientras que la inscripción en ingeniería creció un 10,2% en 2023 y un 7,1% en 2024, el total de las carreras universitarias de pregrado y grado de la Argentina experimentó caídas del 0,9% y del 1,1% en esos mismos años.

Con sustento en esta base de ingresos, las proyecciones anticipan que el sistema superará los 10.000 egresados anuales hacia 2027 y llegará a unos 12.000 profesionales titulados por año para el horizonte de 2030.

La creciente incorporación de la mujer a las ingenierías

Un motor detrás de este incremento es la creciente incorporación de mujeres a las carreras técnicas. Entre 2014 y 2024, las nuevas inscriptas casi duplicaron su volumen con un alza del 99,6%, mientras que el ingreso de varones creció un 42,9%.

En paralelo, el número de egresadas aumentó un 28,2% en la última década, mientras que los graduados varones disminuyeron un 4,9%. Hoy las mujeres representan el 31,2% de los ingresantes y el 28% de los titulados, superando los niveles del 24,5% y del 22,4% de diez años atrás.

Pese a este avance general, la distribución por ramas muestra marcadas asimetrías de género. Las mujeres ya son mayoría entre los nuevos graduados en Alimentos, Ambiental, Recursos Naturales y Química, pero su participación se reduce a un rango de entre el 4% y el 5% en ramas técnicas duras como Mecánica, Eléctrica y Electromecánica.

En la estructura general de graduación, las orientaciones con mayor caudal de egresados durante 2024 fueron Industrial, con 1.898 profesionales, e Informática y Sistemas, con 1.439 titulados. No obstante, este volumen general contrasta de forma directa con las necesidades concretas que reportan las actividades productivas de mayor tracción económica actual.

, Ignacio Ortiz

Camuzzi, una de las tres principales distribuidoras de gas del país, inauguró este lunes las obras de repotenciación del Sistema Cordillerano-Patagónico en la provincia de Chubut, un proyecto destinado a ampliar la capacidad de transporte y el abastecimiento de gas natural en 25 localidades de Chubut, Río Negro y Neuquén. El conjunto de obras demandó una inversión total superior a los US$ 40 millones.

El acto se realizó en la nueva Planta Compresora Holdich, en Chubut, donde participaron los gobernadores de Chubut, Ignacio Torres; de Neuquén, Rolando Figueroa -de manera remota-; y de Río Negro, Alberto Weretilneck; la Secretaria de Energía, María Tettamanti; el presidente de Camuzzi, Jaime Barba, y el principal accionista y socio co-controlante de Camuzzu, Alejandro Macfarlane.

La repotenciación de este sistema comprendió la construcción de una nueva Planta Compresora en Alto Río Senguer, la ampliación de la capacidad de compresión de la Planta Compresora Gobernador Costa, la ejecución de una nueva Planta Compresora en Holdich y la interconexión del Sistema Cordillerano-Patagónico con el Gasoducto General San Martín.

Las plantas compresoras Alto Río Senguer y Gobernador Costa fueron financiadas mediante créditos otorgados por los bancos del Chubut y Neuquén. “Esta obra demuestra lo que es posible alcanzar cuando existe una visión compartida y la decisión de trabajar juntos. El principal desafío que tenemos en Camuzzi es que cada vez más hogares, comercios e industrias puedan acceder al gas natural”, dijo Macfarlane en el acto.

El proyecto original de ampliación del gasoducto Cordillerano-Patagónico había sido licitado por el Estado Nacional hace varios años y contemplaba, entre otras intervenciones, la incorporación de las plantas compresoras de Alto Río Senguer y Gobernador Costa. Sin embargo, esas obras quedaron inconclusas y no llegaron a habilitarse como estaba previsto.

Cambio de esquema técnico y fin de las restricciones

La demora en la ejecución generó que el sistema comience a operar al límite de su capacidad, obligando a la distribuidora en 2022 a limitar el acceso a nuevas factibilidades de suministro. Esta medida tuvo como objetivo garantizar el suministro a los vecinos ya conectados por sobre las futuras conexiones, en cumplimiento del marco regulatorio.

Además de concluir las obras originalmente proyectadas, con el paso de los años también fue necesario rediseñar y ampliar el proyecto. Así surgió la necesidad de incorporar una tercera Planta Compresora en Holdich y generar la interconexión con el gasoducto troncal General San Martín.

Esta última obra modificó el esquema de abastecimiento y el Cordillerano-Patagónico quedó vinculado con el sistema de gasoductos de la Argentina, reduciendo su dependencia histórica en su extremo sur de un único yacimiento muy maduro cercano a Comodoro Rivadavia, que no podía garantizar las necesidades de energía futura de la región.

Actualmente, el Sistema Cordillerano-Patagónico abastece a más de 125.000 usuarios de 25 localidades de Chubut, Río Negro y Neuquén. En su conjunto, las obras realizadas permitirán incrementar en 300.000 m³ diarios la capacidad del sistema, posibilitando un volumen de 3,1 millones de m³ de gas por día en el pico del invierno, e incorporar 12.000 nuevos usuarios.

A comienzo de 2026, con los trabajos ya avanzados, Camuzzi definió suspender las restricciones vigentes y otorgar factibilidades para nuevas conexiones de gas natural. A la fecha, más de 3.500 nuevos usuarios ya accedieron a este servicio en toda la región.

, Redacción EconoJournal

Puerto Madryn genera un magnetismo desde el sur argentino que atrae a miles de turistas todos los años, gracias a su estratégica ubicación para el avistaje de ballenas francas. En la localidad chubutense también se genera otro magnetismo, menos conocido para el turista a pesar de estar a pocos metros de distancia de la costa, y que no es metafórico sino literal: es el campo magnético provocado por los 220.000 amperios de corriente eléctrica que discurren de cuba en cuba en el complejo industrial de Aluar, la única planta de aluminio primario del país.

Un campo magnético es un campo físico en donde se manifiestan las fuerzas magnéticas producidas por imanes o por cargas eléctricas en movimiento. Es un fenómeno invisible pero fácilmente constatable al ingresar en cualquiera de las ocho salas de producción de aluminio en Aluar, tal como EconoJournal confirmó durante una visita a Puerto Madryn con motivo de la inauguración de una ampliación en el parque eólico de la empresa, ubicado en las afueras de la ciudad.

Basta con acercarse a unos cuatro metros de distancia de cualquiera de las cubas electrolíticas con un clip de metal para verlo moverse por su cuenta. Es el resultado de las ondas magnéticas generadas por la brutal corriente de electricidad que demanda el proceso de electrólisis, que al interior de las cubas transforma la alúmina en aluminio líquido. La fuerza magnética es tan fuerte que desaconsejan ingresar con relojes de pulsera, tarjetas y algún que otro artículo personal. Personas con marcapasos, directamente tienen prohibido el acceso.

El consumo de electricidad de la planta no es ninguna exageración. Aluar demanda una potencia eléctrica constante e ininterrumpible de 780 MW eléctricos. La empresa controlada por la familia Madanes Quintanilla es el principal consumidor industrial de energía de la Argentina. Puesto de otra forma, si Aluar fuera una provincia, sería la cuarta del país en consumo eléctrico anual, luego de Buenos Aires, Santa Fe y Córdoba.

La planta inaugurada en 1974 fue y sigue siendo abastecida con energía en buena medida proveniente de la central hidroeléctrica de Futaleufú. La represa fue construida por la extinta empresa estatal Agua y Energía Eléctrica justamente para proveer electricidad a la planta de Aluar, constituyéndose en un exitoso caso de mega proyecto de desarrollo industrial impulsado por el Estado y en asociación con el capital privado argentino.

No se trata de un éxito congelado en el tiempo sino de crecimiento continuo: Aluar a lo largo de sus 52 años triplicó su capacidad original de producción de aluminio. La empresa informa que exporta 9 de cada 10 toneladas de aluminio primario que produce: el 51% a Norteamérica (Estados Unidos y México), el 25% a Latinoamérica, el 20% a Europa y el 4% a Asia.

Más recientemente, Aluar decidió invertir en energía eólica para diversificar e incorporar más energía limpia en su matriz de abastecimiento para reducir la huella de carbono en su producción de aluminio. Con la quinta etapa del parque eólico inaugurada el jueves en Puerto Madryn, Aluar ahora cuenta con 119 aerogeneradores y una potencia eólica instalada de 582 MW que le permiten proyectar hasta un 70% de provisión de energía de fuentes limpias para la planta.

La inversión acumulada en el parque eólico a lo largo de las cinco etapas construidas fue de más de US$ 740 millones. Solo en esta última etapa se sumaron 56 nuevos aerogeneradores que agregaron 336 MW de potencia.

Cómo se produce el aluminio en Aluar

La producción de aluminio primario es procedimentalmente sencilla aunque sumamente delicada: una repentina falta de energía eléctrica puede estropear en cuestión de horas las cubas electrolíticas, el corazón productivo de Aluar. La planta posee un total de 784 cubas  (también llamadas “reactores”) distribuidas en cuatro series productivas, con dos salas (galpones de unos 600 metros de largo) por cada serie.

La función de cada reactor es reducir la alúmina en aluminio líquido mediante el proceso de electrólisis: es un proceso químico que utiliza una corriente eléctrica para separar los elementos que conforman un compuesto. En la electrólisis para la obtención de aluminio líquido se utilizan tres materias primas, que son la alúmina, la energía eléctrica y los ánodos.

Básicamente, cada uno de los 784 reactores en Aluar es un armazón metálico que aloja en su interior una cuba electrolítica (que opera como cátodo) y que está diseñado para el ingreso y reemplazo de varillas anódicas y la inyección de la alúmina a través de una tolva.

Una varilla anódica es una varilla de aluminio con una base de bloques elaborados con coque, brea y restos carbonosos que se coloca dentro del armazón. La corriente eléctrica sube por el reactor y vuelve a bajar por la varilla, generando al interior de la cuba la reacción química por electrólisis que, a una temperatura de 960° C, logra fundir la alúmina en aluminio líquido.

Aluar se encarga de la fabricación de las varillas y de su reciclaje. Cada ánodo dura entre 20 y 25 días dentro del reactor. Al gastarse es retirado y reemplazado por un ánodo nuevo mediante un puente grúa que se desplaza a lo largo de los cientos de metros del galpón. La grúa también posee una pinza para retirar restos carbonosos de la varilla.

“Cada cuba produce 1,6 toneladas por día y todos los días hay que extraer ese metal, porque de lo contrario se va acumulando en las cubas y desestabiliza térmicamente su funcionamiento”, explicó el gerente industrial de Aluminio Primario de Aluar, Ángel Reyes, en el ingreso a conocer la sala 5 correspondiente a la serie C, que contiene unas 72 cubas (la serie más corta de las cuatro).

El aluminio líquido ubicado en la parte inferior de cada cuba, a unos 60 cm bajo la superficie, es extraído con un tubo y depositado en crisoles (cilindros fabricados con materiales refractarios capaces de resistir elevadas temperaturas) que luego son transportados hasta la zona de servicio. 

El producto es volcado allí en un horno para mantener su temperatura y se añaden distintos aditivos en función del tipo de producto de aluminio primario que se busca obtener, tales como lingotes de aluminio puro, placas y alambrón, entre otros. Aluar también produce productos de aluminio secundario como foil, flejes y perfiles para industria.

Los eventos que casi destruyeron las cubas

Tanto las cubas como el horno dependen de un suministro de energía constante para alcanzar una temperatura que jamás puede ser inferior a los 850 ° C. De lo contrario, el líquido comienza a perder su fluidez y comienza el riesgo de solidificación y la consecuente destrucción de las cubas.

“Las cubas están todas interconectadas entre sí y divididas por serie. La corriente que entra en una cuba, que son 220.000 amperes, cuando ya hizo el trabajo de generar el aluminio pasa a la cuba siguiente. Si tenemos un problema en una cuba y no lo podemos controlar, perdemos todas las siguientes”, explicaron en la planta. Cada cuba tiene una vida operativa promedio de entre 5 y 6 años.

En Aluar recuerdan dos episodios en donde ese riesgo estuvo a punto materializarse. El más conocido ocurrió en el día del padre de 2019: el sistema interconectado nacional se cayó por completo por múltiples fallas originadas en la caída de una línea de transporte desde Yacyretá. Aluar atajó el problema con el ingreso en operación de toda la potencia térmica de la planta mientras el sistema nacional se fue recuperando con el correr de las horas.

El menos conocido involucra a un lugareño que provocó un apagón parcial en la planta al disparar contra una línea de abastecimiento. «Tenía un conflicto con la empresa relacionado con un terreno, fue una locura absoluta», contaron en la planta sobre el insólito episodio.

«Si tenemos un evento y no podemos recuperar la serie de electricidad en dos horas empezamos a afectar fuertemente las cubas, y en seis las perdemos«, graficaron.

El ingreso de la eólica en el mix de Aluar y la concesión de Futaleufú

Dado que el autoabastecimiento de energía resulta indispensable para la correcta preservación de la planta, Aluar fue sumando a lo largo del tiempo distintas fuentes hasta llegar actualmente a una capacidad total de generación eléctrica de 1852 MW, distribuidos entre 710 MW térmicos a gas natural, 582 MW eólicos, y 560 MW hidroeléctricos (Futaleufu). Todos estos activos se encuentran en Chubut.

El complejo industrial en Puerto Madryn comenzó a operar en 1974 con generación completamente térmica hasta el ingreso en operación de Futaleufú en 1978. El parque térmico de Aluar, ubicado dentro del complejo, hoy está compuesto de un ciclo combinado de 510 MW, un ciclo combinado de 120 MW y dos turbinas de gas de 40 MW cada una.

La instalación industrial recibe energía a través de tres arribos de 330 Kv provenientes desde una subestación de la red de transporte mayorista operada por Transpa. También tiene líneas directas de 35 km de longitud con el parque eólico.

Aluar decidió en 2016 incorporar la energía eólica en su matriz debido a la calidad del recurso eólico en Chubut (factores de capacidad superiores al 50%) y para seguir reduciendo la huella de carbono en su producción de aluminio. También le permite posicionarse como un importante generador en el mercado eléctrico mayorista (MEM).

Con su flamante expansión eólica, la empresa proyecta que podrá abastecer hasta el 70% del consumo del complejo con energía limpia. Al cierre del ejercicio en junio de 2026, la empresa informó que la planta en los doce meses anteriores se abasteció con un 45% proveniente de fuentes térmicas, un 43% de Futaleufú, y un 12% de eólica. Aluar ahora proyecta que la participación de la térmica caerá a 31%, la eólica trepará al 36% y la hidroeléctrica se ubicará en 33%.

De los 780 MW que Aluar demanda constantemente el 95% están destinados a la producción de aluminio primario y el 5% restante a los servicios auxiliares, como la producción y reciclaje de los ánodos.

Aluar opera directamente el parque térmico y el parque eólico, mientras que opera la represa eléctrica indirectamente a través de Hidroeléctrica Futaleufú S.A., una compañía controlada por Aluar y que tiene a la provincia de Chubut como accionista minoritario, bajo un esquema de concesión.

La concesión por la operación de Futaleufú fue otorgada en 1994 y venció el año pasado. La empresa continúa operándola bajo una prórroga que vencerá el próximo 16 de diciembre. La Secretaría de Energía de la Nación lanzaría a fines de este año la licitación para reconcesionar la operación.

Un acta acuerdo de 1994 entre el Estado nacional y Aluar establece como prioritario garantizar el abastecimiento de energía desde la central hidroeléctrica al complejo industrial en Puerto Madryn. «Tenemos por contrato una determinada cantidad de potencia de Futalufu. El despacho de la hidroeléctrica lo hace Cammesa. Cuando la hidroeléctrica no genera igual tomamos energía del sistema», apuntaron desde la compañía.

«La manera de construir una nación»

Futaleufú no es un activo más para Aluar: la planta de aluminio y la represa hidroeléctrica nacieron como parte de un proyecto industrial integral pensado y dirigido desde el Estado nacional y con participación de la inversión privada, que en su momento permitió integrar a la Argentina en el selecto club de países productores y exportadores de aluminio primario.

La idea de producir aluminio en el país comenzó a ser impulsada por la Fuerza Aérea Argentina en la década de 1960. El Estado nacional poseía entonces un activo programa de desarrollo de aviones para la defensa. A pesar de este deseo, la demanda nacional de aluminio no justificaba económicamente la construcción de una planta en el país: la escala productiva y el acceso a energía barata son claves fundamentales para producir aluminio de forma competitiva.

Entendiendo que el racional económico estaba justificado en un proyecto orientado a la exportación de aluminio, el Estado nacional comenzó a planificar una iniciativa considerando tres factores cruciales: la existencia de un río para un proyecto hidroeléctrico, la posibilidad de construir un puerto de aguas profundas, y la participación de un inversor privado (preferencialmente nacional). La provincia de Chubut reunió las condiciones ideales para el proyecto, gracias al generoso caudal y las buenas pendientes del río Futaleufú.

El Estado construiría la represa hidroeléctrica y el tendido eléctrico a través de Aguas y Energía Eléctrica y la Administración General de Puertos se encargaría del puerto de aguas profundas, mientras que una empresa privada realizaría la inversión en la planta de aluminio.

En las distintas negociaciones quedaron precalificadas pocas empresas. Entre estas estuvo FATE (Fábrica Argentina de Tejidos Engomados), una empresa fundada en 1940 por Leiser Madanes para producir neumáticos, que finalmente llegó a un acuerdo con el Estado para invertir en la planta de aluminio.

FATE destacó entre los oferentes por poseer la espalda económica para la inversión requerida y por tener un núcleo de científicos que salieron o se vieron expulsados del sistema universitario durante la dictadura de Onganía. La empresa los reclutó en ese momento pensando en ingresar en el negocio de electrónica, principalmente a la fabricación de calculadoras.

Si bien FATE incorporó tecnología italiana de producción de aluminio, el grupo de expertos introdujo mejoras sustanciales en el proceso productivo para volverla más eficiente y mitigar el impacto ambiental.

La planta de aluminio finalmente se inauguró en 1974, con una capacidad inicial de 140.000 toneladas de aluminio primario por año, que fue creciendo a lo largo del tiempo hasta llegar a su capacidad actual de 460.000 tn anuales. La última ampliación fue la inauguración de la cuarta serie en 2008.

El paso del tiempo dictó destinos diferentes para FATE y Aluar. La familia Madanes Quintanilla concretó este año el cierre de FATE, una decisión que fue madurando a lo largo del tiempo y al calor de los constantes cambios en el rumbo macroeconómico del país y un prolongado conflicto gremial entre el Sindicato único de Trabajadores del Neumático de la Argentina (Sutna) y las empresas del rubro. «Fue más lo que invertimos en FATE para sostenerla que las ganancias que se obtuvieron«, comentó un directivo.

En contraste, el grupo Aluar exhibe una buena salud económica, con ventas por US$ 1963 millones y un resultado neto positivo de US$ 175 millones en el ejercicio finalizado en junio de este año. Los resultados reflejan el continuo compromiso de inversión de Aluar en Chubut y el país, con una inversión acumulada de US$ 3700 millones a lo largo de los últimos 20 años. También coinciden con un buen momento de precios internacionales del aluminio.

Hacia delante, la empresa busca tener un papel protagonista también en el MEM, con proyectos de almacenamiento de energía y de generación solar en ejecución en la provincia de Buenos Aires. También está atenta a oportunidades que puedan surgir en materia de centros de datos.

En cualquier caso, Puerto Madryn seguirá siendo un testigo privilegiado del crecimiento de Aluar. La instalación de la planta de aluminio tuvo un rol importante en el crecimiento de la localidad, que pasó de 4000 habitantes en 1974 a más de 120.000 en la actualidad. Asimismo, generó desarrollo industrial y de infraestructura en Chubut, con empleos de alta especialización. «Aluar es el mejor ejemplo del desarrollo industrial, la manera de construir una nación«, sintetizó un invitado a la inauguración del parque eólico.

, Nicolás Deza

Con el objetivo de fortalecer su capacidad de respuesta ante escenarios climáticos adversos producto del fenómeno de El Niño, organismos y empresas del sector nuclear argentino trabajan desde hace semanas en el seguimiento de las condiciones meteorológicas e hidrológicas, la evaluación de posibles escenarios y la implementación de medidas de preparación operativa.

Según indicó la Secretaría de Asuntos Nucleares del Ministerio de Economía de la Nación, las medidas adoptadas se complementan con los sistemas y protocolos de seguridad que rigen de manera permanente la actividad nuclear.

Las tareas incluyen el monitoreo continuo de las condiciones climáticas, la
coordinación con la Agencia Federal de Emergencias (AFE), la revisión de protocolos de emergencia y la implementación de acciones específicas ante posibles crecidas, inundaciones y otros eventos meteorológicos extraordinarios.

En qué consisten las tareas de prevención implementadas por el sector nuclear

De acuerdo con la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) actualmente se trabaja tanto en medidas de protección física como en acciones preventivas, operativas y de planificación en sus centros atómicos y regionales. Básicamente, las tareas incluyen:

• el mantenimiento de infraestructura,
• la revisión de procedimientos de actuación y
• el desarrollo del tablero CNEA–ENOS, que integra información meteorológica y simulaciones para anticipar posibles impactos y orientar las medidas según las necesidades de cada instalación.

En particular, Nucleoeléctrica Argentina, operadora de las centrales nucleares Atucha I, Atucha II y Embalse, avanzó luego de la reunión de coordinación con la AFE desarrollada el 2 de octubre pasado, en una serie de medidas que incluyen el monitoreo constante de las condiciones meteorológicas e hidrológicas, la protección de infraestructura ante posibles crecidas e inundaciones, la disponibilidad de recursos críticos y la preparación de los equipos de respuesta ante emergencias.

En tanto, en el Centro Atómico Ezeiza, Dioxitek, empresa dedicada a producir dióxido de uranio para el ciclo de combustible nuclear y fuentes selladas de cobalto-60 para aplicaciones médicas e industriales, coordina con la CNEA acciones para mitigar riesgos ante posibles contingencias climáticas.

El Secretario de Asuntos Nucleares de la Nación, Federico Ramos Napoli, destacó el trabajo de los profesionales del sector: “La Argentina cuenta con equipos técnicos de primer nivel en todas las áreas de la actividad nuclear. Desde hace semanas, estos profesionales trabajan para anticipar posibles contingencias climáticas y preparar nuestras instalaciones ante distintos escenarios. Su experiencia, conocimiento y capacidad de respuesta son parte de las fortalezas que distinguen al sector nuclear argentino en el mundo”.

La seguridad constituye una prioridad permanente de la actividad nuclear argentina. Los sistemas de protección, los controles continuos y el trabajo de profesionales especializados permiten mantener los estándares de seguridad de las instalaciones y fortalecer la capacidad de respuesta del sector ante posibles contingencias.

Estas medidas se integran a los sistemas de protección y a los procedimientos habituales de cada instalación. Junto con los controles permanentes y la preparación de los equipos, refuerzan la capacidad de respuesta del sector ante posibles contingencias climáticas y sostienen sus estándares de seguridad.

, Redaccion EconoJournal

El presidente Javier Milei volverá a Neuquén capital este sábado, a pocos días de su visita a la ciudad para la apertura de la AOG Patagonia 2026. Esta vez, el mandatario participará de la inauguración del nuevo templo evangélico de la iglesia Jesús es Rey, liderada por la familia de la senadora de La Libertad Avanza, Nadia Márquez.

El viaje fue anunciado por Presidencia y se informó a EN/CLAVE que la secretaria general de Presidencia, Karina Milei, podría integrar la comitiva, aunque todavía no se difundieron mayores detalles del itinerario. Según difundió la propia iglesia, la inauguración está prevista para las 19 en el nuevo edificio de J. J. Lastra 3.100, en el oeste de la capital.

Entre los invitados están el gobernador Rolando Figueroa, el intendente Mariano Gaido y legisladores nacionales de La Libertad Avanza.

«Han sido 15 años de caminar en fe, de confiar en que la provisión de Dios llegaría en cada etapa, de esforzarnos sin detenernos, de cerrar los oídos a las críticas y de poner la vista en el objetivo de Dios. Si hemos llegado hasta el final, eso es sólo porque ‘la buena mano de dios ha estado con nosotros’«, publicó en sus redes sociales Hugo Márquez, padre de la senadora, líder de la iglesia e integrante del consejo directivo nacional de la Alianza Cristiana de Iglesias Evangélicas de la República Argentina (ACIERA).

Como había contado EN/CLAVE, el nuevo templo evangélico tendrá un auditorio con capacidad para unas 4.000 personas, prácticamente el equivalente al estadio Ruca Che de Neuquén donde el mes pasado se jugó la Copa Davis.

En construcción desde hace más de una década, el edificio se financió con aportes privados, diezmos y ofrendas, según el propio Márquez. En el sitio oficial de la iglesia Jesús es Rey, hay un apartado donde se ofrece la donación al nuevo templo como opción para deducir el pago anual del Impuesto a las Ganancias.

«¿Sabías que de lo que pagas anualmente como Impuesto de las Ganancias, tenés la posibilidad de destinar hasta un 5% del importe a una institución de bien público sin fines de lucro? Cada vez que vos NO usas ese atributo, le dejas al Estado la tarea de distribuir ese importe», indica.

El templo está ubicado en el oeste de la ciudad, sobre la exRuta 22 y a una cuadra de la Terminal de Ómnibus.

Milei y el protagonismo de Nadia Márquez

La visita de Javier Milei a Neuquén para la inauguración del templo es un espaldarazo político para la senadora Nadia Márquez, presidenta de La Libertad Avanza en la provincia y una de las legisladoras más cercanas a la hermana presidencial Karina.

El presidente viene de felicitar públicamente al gobernador Rolando Figueroa en la apertura de la AOG Patagonia por el éxito de Vaca Muerta, con prácticamente nula mención a sus propios alfiles.

La participación de la inauguración del templo este sábado, en cambio, le dará plataforma a los libertarios locales en momentos donde se aguardan definiciones sobre la estrategia electoral del oficialismo para el 2027.

El nombre de Nadia Márquez se viene mencionando como posible candidata a gobernadora de Neuquén, pero solo si es que La Libertad Avanza se decide a competir contra Figueroa. También se la ha nombrado como una figura con la suficiente confianza de Karina Milei para integrar la fórmula presidencial del año que viene.

Los Márquez cuentan con un peso específico en la comunidad evangélica de Argentina, que ya representa más de un 17% de la población.

Milei ya había participado en julio del año pasado de la inauguración en Chaco de Portal del Cielo, un nuevo templo de la Iglesia Cristiana Internacional con capacidad para 15.000 personas.

, Andrea Durán

La Asociación Petroquímica y Química Latinoamericana realiza desde hoy y hasta el jueves su 46ª reunión anual en la Argentina, un encuentro estratégico en el que los principales líderes de la industria analizan el nuevo escenario regional, el rol de la energía en un contexto fragmentado y las oportunidades del liderazgo femenino, entre otros temas que dominan la agenda del sector.

A lo largo de las cuatro jornadas que se desarrollan en el Hilton Hotel de Puerto Madero, este tradicional foro ejecutivo convoca a referentes y especialistas para debatir los desafíos globales del sector, consolidándose como la plataforma clave para el desarrollo de negocios y la vinculación corporativa.

En el caso de la Argentina, la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP) estima que la actividad representa el 4,2% del PBI argentino, explica cerca del 19% de las exportaciones manufactureras y sostiene más de 70.000 empleos directos y 280.000 indirectos. La cadena productiva tiene presencia en ocho polos industriales y está integrada en más de un 70% por pequeñas y medianas empresas.

La actividad de este lunes comenzó con la apertura de Federico Veller, subsecretario de Hidrocarburos, y el Panel de Consultoras dedicado a las visiones del mercado y las claves para anticipar el nuevo escenario regional. Este debate contó con las presentaciones de Antulio Borneo (ICE), Solange Stumpf (Maxiquim), Alfredo Torrico (S&P Global Energy), Adrián Calcáneo (Chemical Market Analytics by OPIS – A Dow Jones Company) y Terry Glass (Argus Media), bajo la moderación de Gabriel Rodríguez Garrido (YPF).

A continuación, la actividad matutina avanzó con el análisis sobre «Energía en un mundo fragmentado: nuevos flujos y equilibrios», encabezado por Martín Redrado (Presidente de la Fundación Capital y Director del Centro de Economía Internacional de la Universidad del CEMA) y Mark Eramo (S&P Global Energy), con la moderación de Martín Toscano (Evonik).

Para el mediodía, la agenda de trabajo incluye el espacio de debate del Panel Women in Chemicals sobre el liderazgo femenino ante las nuevas oportunidades regionales, donde disertaron Dinora Rosas (AEC) y Julia Castro (Axxon Solutions), bajo la moderación de Clara Balbuena.

Tendencias globales y la agenda de nuevos escenarios

El programa técnico y de conferencias profundiza en las últimas tendencias operativas y comerciales, integrando espacios de networking profesional que facilitan la interacción directa entre directivos, tomadores de decisiones y proveedores de tecnología de todo el continente.

Asimismo, las deliberaciones avanzan sobre los nuevos flujos del suministro energético en escenarios de incertidumbre global, las perspectivas de los mercados latinoamericanos y la relevancia de la sostenibilidad en la industria del metanol.

El evento también cuenta con seminarios especializados dictados por expertos de consultoras internacionales de referencia, los cuales examinan en profundidad la evolución de la economía de materias primas y los factores que redefinirán la competencia sectorial.

El cierre de las jornadas estará marcado por la disertación magistral del conferencista internacional Fredrik Härén, quien abordará la innovación empresarial bajo la premisa de la creatividad como herramienta fundamental en un entorno de cambios acelerados.

Para la jornada de mañana, la agenda del encuentro prevé la apertura a cargo de Horacio Marín, Presidente y CEO de YPF, quien disertará en el panel «De Vaca Muerta al mundo», con la presentación de Alejandro Larrive, presidente de Apla. El análisis sobre el futuro de la industria petroquímica y química de Brasil y la región contará con la participación de Helcio Tokeshi, CEO de Braskem.

Posteriormente, la agenda incluirá los debates sobre GNL, NGLs y la cadena integrada entre energía, fertilizantes y alimentos, con Oscar Sardi, CEO de TGS; Marcos Sabelli, gerente general de Profertil, y Daniel Gerold, de G&G Energy Consultants. La jornada culminará por la tarde con el seminario de S&P Global Energy, para examinar las fuerzas emergentes que redefinirán la competencia global de la industria química.

, Ignacio Ortiz

Vaca Muerta tuvo su fiesta en Neuquén. Como si imitara la escala de crecimiento de la actividad, la AOG Patagonia 2026 cerró este año con récord de expositores, récord de participantes y la visita, por primera vez, de un presidente para inaugurar su apertura.

Javier Milei encontró en la provincia el faro que necesita su modelo económico para guiar al resto de los sectores: «Miremos a Neuquén y busquemos replicar esto en todo el país», reclamó.

Como pocas veces, el evento adquirió un fuerte tono político con el ingreso al predio de militantes de La Libertad Avanza, funcionarios y legisladores que corearon el pedido de reelección del presidente.

El mensaje de Milei fue en esa línea, aunque también tuvo varias felicitaciones para el gobernador Rolando Figueroa, con una en especial «porque entendió mejor que nadie que la mejor ayuda que se le puede dar a quien quiere invertir es no ponerle palos en la rueda». El presidente se refería a su rápida adhesión al RIGI y seguramente a nada más que al RIGI. Porque, en la industria y en la propia Casa Rosada, hay quienes empiezan a advertir otras cosas.

Figueroa encabezó el miércoles con las operadoras la recepción de 11 proyectos productivos destinados a irrigar hasta 200 hectáreas en Vaca Muerta para producir forraje y verdeos, y de 11 propuestas para el reúso del agua de flowback. Fue el «estímulo» que propuso Neuquén a las empresas para abaratar el canon de agua, cuyo valor aumentó significativamente con el decreto 792/2026 que firmó el gobernador en junio de este año.

Si bien la gestión lo había anunciado con cierto entusiasmo como parte de las actividades a realizar en la semana de la AOG, logró apenas un acto discreto y una comunicación ídem. Si la negociación por el financiamiento de rutas había mostrado sus tensiones, la presentación de los proyectos productivos llevó la pulseada al siguiente nivel.

Buena parte de las 11 operadoras cumplieron la tarea a regañadientes y Figueroa se permitió la ironía durante su discurso de apertura de la expo. «Estamos llevando adelante un programa inédito que ha sido tomado de una manera muy voluntaria y con mucha iniciativa de parte de las operadoras», dijo al auditorio sin evitar una sonrisa y anticipar que se viene un pedido más.

En el ecosistema libertario varios empiezan a tomar nota de este «exceso» de estatismo en Vaca Muerta. Como contó EN/CLAVE, el ministro de Economía, Luis «Toto» Caputo ya es parte en las negociaciones de la Provincia con YPF para acordar las exigencias de Neuquén en las concesiones. Las peleas son habituales aunque el gobierno de Figueroa, por ahora, considera que viene saliendo airoso.

Los libertarios locales, mientras tanto, hacen su propio wait and see hasta que aclare el panorama electoral. La senadora Nadia Márquez disfrutó el protagonismo que le dio el CEO y presidente de la petrolera nacionalizada, Horacio Marín, al dedicarle una publicación en redes sociales por su visita al stand en la feria. «Coincidimos en la importancia de contar con reglas claras y condiciones que impulsen la inversión, como el RIGI», afirmó Marín.

Su par de bancada, Pablo Cervi, directamente aprovechó el revuelo para posicionarse en contra de Figueroa. «En Neuquén, primero triplican el canon del agua a las petroleras y después les ofrecen reducirlo si financian otros proyectos productivos. Es como quebrarte las piernas y después darte las muletas», cuestionó.

Paritarias otra vez

El gobierno de Rolando Figueroa tiene todavía otra pulseada para dar antes de llamar a elecciones para el 2027: la negociación salarial con el escalafón docente, clave para un inicio de clases sin huelga.

El jueves por la tarde, la ministra de Educación, Soledad Martínez, y su par de Gobierno, Jorge Tobares, recibieron a los representantes del sindicato ATEN para iniciar las conversaciones, sin que se anticipe aún cuál será el ofrecimiento de la Provincia. El gremio reclamó sostener el esquema de actualizaciones atadas al Índice de Precios al Consumidor (IPC) durante todo el año que viene y la incorporación del adicional docente por presentismo al salario básico.

Con la última suba, un docente inicial en Neuquén cobrará este mes cerca de 1,6 millones de pesos. El sindicato reclamará una cifra «acorde a la tarea» de enseñar cuando se retome la paritaria el lunes.

El gobierno tiene zanjada la discusión con el resto de los estatales hasta junio del 2027, por lo que necesita acordar con el sector docente para garantizarse un clima de paz social si es que las elecciones se convocan para los primeros meses del año que viene.

Recursos hay o, al menos, eso mostró septiembre. La Provincia capturó otro récord de ingresos corrientes con un total de 746.396 millones de pesos el mes pasado. El resultado se explicó, principalmente, por un nuevo salto de las regalías petroleras que ya prácticamente alcanzan, por sí solas, para cubrir la masa salarial de los trabajadores estatales.

Figueroa buscará relativizar esos datos en un equilibrio que intente dejar a los docentes contenidos, pero sin trastocar el superávit fiscal que viene siendo una de las piedras fundamentales de su gestión. Pero la tarea es siempre compleja. ATEN es uno de los sindicatos más exigentes de la provincia y, también, el de mayor tradición democrática: no hay acuerdo posible con su conducción sin que decidan las asambleas.

, Andrea Durán

Hace un año empezamos a operar en Vaca Muerta. El mismo día que tomamos la operación ya estábamos interviniendo pozos con un equipo de workover, y desde entonces no frenamos. En doce meses integramos tres bloques, armamos nuestro equipo en Neuquén, perforamos y pusimos en producción los primeros pozos no convencionales de la historia de GeoPark. Pasamos de unos 1.400 barriles equivalentes por día a superar los 5.000, y sumamos una nueva área para seguir creciendo en la formación. Ese recorrido me deja una conclusión: Vaca Muerta está lista para recibir a nuevas compañías de distintos tamaños, que pueden entrar, operar y crecer rápido, porque la formación ya tiene mucho de lo que antes cada operadora debía construir por su cuenta. 

Lo que encontramos al llegar explica buena parte de ese ritmo. En mis años evaluando oportunidades para GeoPark aprendí que cada proyecto pide una estrategia propia. En algunos hay que construirlo todo desde cero, y también sabemos hacerlo. En Vaca Muerta, en cambio, ya había compañías de servicios especializadas, equipos de perforación disponibles, infraestructura compartida para evacuar la producción y proveedores locales con experiencia. Todo eso fue clave para perforar nuestros primeros pozos a este ritmo. En este año firmamos cerca de 500 acuerdos con proveedores y hoy perforamos una rama horizontal en poco más de 14 días. 

Ese ecosistema es fruto de más de una década de trabajo de muchos actores. La Provincia de Neuquén sostuvo reglas claras a lo largo de distintas administraciones, con equipos que acompañan la actividad y promueven el diálogo. Gas y Petróleo del Neuquén trabaja como socia de las operadoras y entiende la importancia de impulsar los proyectos. Las compañías que llegaron antes desarrollaron una cadena de proveedores que hoy beneficia al conjunto de la industria. Y el RIGI suma, desde la Nación, previsibilidad y estabilidad de largo plazo. Con todo eso en marcha, compañías como GeoPark pueden sumarse a Vaca Muerta y dinamizar su desarrollo. 

Nuestro primer año, además, coincidió con un crecimiento récord de la formación. Hoy Neuquén produce un 25% más que un año atrás, y aporta tres de cada cuatro barriles del país. Para sostener ese ritmo, la Provincia, a través de GyP, está poniendo nuevas áreas a disposición de los inversores, con una primera ronda en 2026 y una segunda en preparación. Cuando miro esos números veo una formación que va desbloqueando niveles. Cada cuello de botella que se resolvió abrió lugar para más jugadores, y cada área nueva necesita a alguien con ganas y capacidad de desarrollarla. Ahí las compañías medianas tenemos mucho para aportar. Decidimos rápido, movemos recursos con eficiencia y ponemos la inversión donde más genera valor. Vaca Muerta hoy pide velocidad, y ese perfil suma. 

A quienes hoy evalúan entrar a la formación les dejaría dos aprendizajes de este año. El primero es que la agilidad empieza antes de llegar. Los equipos de perforación no se consiguen de un día para otro, así que mientras todavía evaluábamos la adquisición ya estábamos pensando cómo armar nuestra campaña del año. El ecosistema hizo el resto. Perforamos nuestros primeros pozos con la ventana de un equipo que otra operadora nos facilitó temporalmente. Y lo hicimos de la mano de empresas con trayectoria local. También, en poco tiempo, contratamos un equipo de perforación con H&P durante tres años para garantizar nuestra campaña de factoría. 

El segundo aprendizaje es el que más valoro. No alcanza solo con los equipos de perforación. La velocidad la pone la gente. Por eso conviene combinar dos miradas, el conocimiento de la formación y la manera de trabajar de GeoPark. En pocos meses reunimos a cerca de 50 profesionales con larga experiencia en no convencional, la mayoría viviendo en Neuquén, cerca de la operación, y los sumamos a un equipo que trae la cultura de la compañía, esa mezcla de pasión y hambre de nuevos desafíos que nos caracteriza. Esa forma de trabajar la conozco bien. Estoy hace más de 15 años en GeoPark, viví en Buenos Aires y en Bogotá y sigo con las mismas ganas de construir algo más grande. El conocimiento de la formación nos dice qué hacer, y esa cultura nos empuja a hacerlo rápido y bien. 

Con esas bases, el paso natural es crecer. GeoPark siempre creció de dos formas, y en Argentina estamos haciendo las dos. Perforando y desarrollando en Vaca Muerta, con inversiones en 2026 que representan casi la mitad de las inversiones de la compañía. Y sumando activos. Con la adjudicación del área Corralera Noreste en la Ronda 1/2026, triplicamos nuestro acreaje en Vaca Muerta y le damos escala y horizonte de largo plazo a nuestro plan en el país. Para una compañía de ADN argentino, nacida en la Patagonia, crecer en esta tierra tiene un valor especial. 

Y ese valor también se ve desde afuera. Cada vez que viajo a contar nuestra historia noto algo más que interés. Hay orgullo, sobre todo entre colegas latinoamericanos, de que en la región exista una formación así, y lo que aprendemos a hacer acá ya tiene valor de exportación. Vaca Muerta se está volviendo una referencia de la Argentina en el mundo. 

Un año después, me quedo con una idea. La formación ya demostró la calidad de su recurso, y lo que se construyó a su alrededor es lo que hoy permite que más compañías se sumen y crezcan. Las metas son ambiciosas pero realistas, y se alcanzan entre todos. Para nosotros, esto recién empieza. En Vaca Muerta hay lugar para nuevos jugadores, y en GeoPark vamos por más.

El autor es Director de la Unidad de Negocios de GeoPark en Argentina.

, Ignacio Mazariegos

Daniel González comenzó a conversar su salida del Gobierno con el ministro de Economía, Luis Caputo, en junio de este año. Para entonces, el funcionario ya manifestaba señales de agotamiento después de casi dos años al frente de un área crítica para la administración nacional. Su gestión estuvo condicionada desde el inicio por la falta de una estructura de colaboradores suficientemente robusta y de recursos acordes con la complejidad de los asuntos bajo su responsabilidad.

Caputo le pidió que permaneciera en el cargo, al menos hasta completar algunos procesos centrales de la agenda energética, entre ellos la aprobación de algunos proyectos estratégicos bajo el paraguas del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y la aprobación del proyecto de Ley de modificación del esquema de Zonas Frías que prevén subsidios para las tarifas de gas.

La posibilidad de que González dejara el Gobierno había comenzado a circular con mayor intensidad durante los últimos 30 días. Esas versiones parecieron perder fuerza esta semana, cuando el funcionario acompañó al presidente Javier Milei a Neuquén, a bordo del avión presidencial, para participar de la AOG Patagonia 2026, la principal exposición petrolera del país.

Por eso, la confirmación de su renuncia este jueves por la noche tomó por sorpresa a la mayor parte de las empresas energéticas. No ocurrió lo mismo entre sus colaboradores más cercanos, María Tettamanti, secretaria de Energía, y Federico Veller, subsecretario de Hidrocarburos, y que ya estaban al tanto de la decisión desde la semana pasada.

La noticia se conoció durante una emisión de Las tres anclas, el programa de streaming de la señal Carajo que integran Martín Vauthier, Federico Furiase y Felipe Núñez. Allí, González confirmó que había presentado su renuncia y reconoció que la decisión venía siendo conversada con Caputo desde hacía meses.

“Yo se lo planteé hace unos meses y a él no le pareció un buen momento. Por algo él es ministro y yo no. Tenía razón”, explicó el funcionario. “Es un ciclo que se acaba. Yo no soy una persona con una vocación política ni con mucha exposición”, agregó.

Poco después, el ministro de Economía lo despidió públicamente a través de X: “Enorme agradecimiento para el gran Daniel González. Un trabajo EXTRAORDINARIO como Secretario Coordinador de Energía y Minería. ¡Muchas gracias Daniel por la dedicación, el esfuerzo y el laburazo realizado!”.

Con la salida de González, la conducción del área energética quedará a cargo de Tettamanti, que pasará a reportar directamente al ministro Caputo. No está previsto designar un reemplazante para la Secretaría de Coordinación de Energía y Minería.

El desgaste de la gestión pública

En el entorno del ahora ex viceministro descartaron que su renuncia haya sido precipitada por una diferencia política o algún episodio puntual. Por el contrario, describieron su salida como el cierre de una etapa, después de un período de fuerte exigencia personal y profesional.

La explicación remite también a un problema más amplio que atraviesa a distintas áreas de la administración nacional: la dificultad para sostener equipos técnicos especializados en un contexto de remuneraciones poco competitivas, estructuras reducidas y precarias condiciones de trabajo.

Un alto funcionario del gobierno describió ese escenario con una comparación elocuente: “conducir áreas del Estado en tiempos de bajos salarios en el sector público termina pareciéndose a presidir un consorcio de propietarios, una responsabilidad que va rotando entre sus integrantes por el desgaste que implica ejercerla ad honoren. Hoy, el desgaste que te da la función pública se da mucho más rápido”.

A eso se le suma la exposición a eventuales denuncias judiciales por decisiones administrativas o regulatorias, un factor que incrementa los costos personales de permanecer en la función pública.

Más de dos años de gestión

González se incorporó formalmente al Ministerio de Economía el 28 de agosto de 2024, cuando fue designado secretario de Coordinación de Energía y Minería. Su desembarco se produjo durante la gestión de Eduardo Rodríguez Chirillo, el primer secretario de Energía de Javier Milei, que terminaría desplazado en octubre de ese año y reemplazado por Tettamanti.

Durante sus más de dos años en el Gobierno, el ex CEO de YPF logró imprimir una orientación pragmática a la política energética, especialmente en el diseño de instrumentos regulatorios y soluciones de gestión para avanzar con la normalización tarifaria, la reforma del mercado eléctrico y la privatización de activos estatales.

González privilegió la búsqueda de mecanismos que permitieran implementar las reformas sin desconocer los límites materiales que fija la realidad. Esa lógica se reflejó, entre otras iniciativas, en la reorganización del esquema de subsidios, la reforma del sector eléctrico con un sistema de ‘marginalismo adaptado’ y los procesos de concesión de las centrales hidroeléctricas del Comahue.

Diferencias internas

Ese perfil de gestión no estuvo exento de contrapuntos dentro del propio Gobierno. En particular, González mantuvo diferencias con funcionarios vinculados al asesor presidencial Santiago Caputo, que fue consolidando posiciones en distintas empresas y organismos del sector energético.

Uno de los episodios más significativos fue la discusión sobre el esquema para financiar la ampliación del sistema de transporte eléctrico, especialmente el proyecto AMBA I, concebido para reforzar el abastecimiento del Área Metropolitana de Buenos Aires. González había impulsado a fines de 2024 una licitación bajo un mecanismo de remuneración mediante un esquema de ‘estampillado’, pero la iniciativa terminó frustrada por la oposición de funcionarios alineados con el asesor presidencial.

Ese contrapunto reflejó las dificultades de articulación entre el equipo económico y la conducción de Enarsa, una compañía estatal que cumple funciones importantes en el funcionamiento del sistema energético y sobre cuya gestión el sector del asesor Caputo mantiene influencia.

Enarsa interviene en la importación de cargamentos de GNL para abastecer la demanda invernal, la administración de pagos a productores de gas bajo el Plan Gas y la gestión de activos de generación eléctrica. Entre ellos se encuentran las centrales termoeléctricas Manuel Belgrano y General San Martín, cuyas participaciones estatales están incluidas en los procesos de privatización.

Las decisiones que siguen pendientes

Otro ejemplo de las tensiones internas es la designación del presidente del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENREGE), el organismo creado para unificar las funciones regulatorias que históricamente ejercieron el ENRE y el Enargas.

El comité encargado de evaluar los antecedentes de los postulantes, integrado por Osvaldo Rolando, María Luján Crespo y Santiago Urbiztondo, economista de FIEL, elevó una terna de candidatos el 21 de septiembre.

Según fuentes al tanto del proceso, los tres postulantes seleccionados cuentan con respaldo técnico tanto de González como de Tettamanti. Sin embargo, la decisión permanece pendiente porque Presidencia todavía no terminó de convalidar ninguno de los nombres propuestos.

La definición del ENREGE ya había expuesto diferencias entre el equipo económico y el sector político que responde a Santiago Caputo, que impulsaban distintos candidatos para conducir el ente.

La ausencia de definiciones refleja las dificultades de coordinación que persisten entre distintas áreas del Gobierno y que, en algunos casos, terminan ralentizando la ejecución de políticas energéticas.

Sin embargo, ninguno de esos contrapuntos aparece, según las fuentes consultadas, como el factor determinante de la salida de González. En su círculo más cercano insisten en que la decisión responde fundamentalmente al agotamiento acumulado durante la gestión y a su voluntad de cerrar una etapa en el sector público.

El interrogante sobre la continuidad de la gestión

Hacia adelante, el principal interrogante es cómo continuará la gestión de un área estratégica para el Gobierno, especialmente en la antesala de un año electoral, cuando la toma de decisiones suele volverse más compleja y quedar atravesada por las urgencias de la política.

Hasta ahora, el funcionamiento del equipo había encontrado un esquema de distribución natural de tareas: mientras Tettamanti concentraba su atención en los aspectos técnicos y regulatorios del sector, González se ocupaba de la articulación institucional y política, tanto dentro del Gobierno como con los principales actores de la industria.

La incógnita ahora es si Tettamanti podrá absorber ambas funciones y, sobre todo, si logrará construir una relación de confianza y diálogo directo con Luis Caputo, uno de los principales activos políticos que González había consolidado durante sus más de dos años en el Ministerio de Economía.

, Nicolas Gandini

Con un evento que contó con la presencia de Horacio Marín, presidente y CEO de YPF y de Woods Staton, Executive Chairman del Board de Arcos Dorados, McDonald’s e YPF inauguraron el primer restaurante de su alianza estratégica y la cuarta estación Black del país, una nueva generación de estaciones de servicio que integra energía, gastronomía, conveniencia y atención personalizada en un mismo lugar.

“En YPF estamos transformando nuestra red para ofrecer mucho más que
combustibles. Queremos que nuestras estaciones sean destinos donde los clientes encuentren servicios, gastronomía y experiencias que se adapten a sus necesidades«, sostuvo Marín. En efecto, el concepto rector de esta propuesta de servicio es «Más que una estación, un destino».

Ubicada en Avenida del Libertador 901, en Vicente López, la nueva estación reúne una propuesta gastronómica que combina los productos de McDonald’s con la oferta de FULL. “Esta apertura es un paso muy importante para seguir acercando la experiencia McDonald’s a más personas, a través de nuevos formatos que se adaptan a sus hábitos y necesidades», indicó por su parte Woods Staton.

«La alianza con YPF nos permite explorar nuevas oportunidades de crecimiento en Argentina, combinando la fortaleza de ambas marcas para estar presentes en más momentos de la vida cotidiana de nuestros clientes”, agregó. Y en la misma línea, el presidente de YPF indicó: «Esta alianza con McDonald’s nos permite combinar dos grandes marcas y llevar esa visión a una nueva escala”.

Nueva YPF Black: Sustentabilidad y servicio personalizado

En esta búsqueda de reconvertir el concepto de la estación de servicio de simple parada técnica a una experiencia para disfrutar, YPF Black Melo combina soluciones operativas y tecnológicas en busca del uso eficiente de recurso.

Por un lado, el restaurante se encolumna tras la estrategia de impacto socioambiental de Arcos Dorados «Receta del Futuro», por lo que cuenta con separación de residuos en el comedor y gestión diferenciada del aceite usado.

Además, cuenta con encendido automático de cartelería e iluminación exterior, utilización de iluminación LED y la incorporación de equipos de climatización VRV con control programable del aire acondicionado.

Ya en la playa, YPF Black Melo ofrece atención personalizada en donde el personal asiste a los clientes brindádoles asesoramiento sobre el combustible más adecuado. En Boxes, además, incorpora YPF Pit Stop, un servicio inspirado en la dinámica de los boxes de Fórmula 1, que permite dejar el vehículo en manos de un equipo especializado mientras el cliente aprovecha la propuesta gastronómica y de conveniencia de FULL.

, Redaccion EconoJournal

Durante la Argentina Week en París, Río Tinto confirmó en una reunión de trabajo mantenida con el gobernador de la provincia de Jujuy, Carlos Sadir, su compromiso de iniciar el año próximo el desarrollo de una planta piloto de litio en el salar de Cauchari.

El objetivo del proyecto será evaluar y validar tecnologías para la extracción y el procesamiento de litio, componente clave en la fabricación de baterías de celulares, computadoras portátiles y vehículos eléctricos. Durante el encuentro en París también se abordaron los próximos pasos de Rio Tinto en esa provincia y la agenda compartida para el desarrollo responsable y sostenible del sector del litio en Jujuy.

“Argentina ya dejó atrás la etapa del potencial. Es el centro del negocio global de litio de Rio Tinto y un pilar fundamental de nuestra estrategia de crecimiento a largo plazo», sostuvo Barbara Fochtman, Managing Director de Río Tinto.

Fotchman aseguró que la iniciativa está basada en la experiencia de la empresa en la provincia y que «refleja nuestro compromiso de continuar desarrollando la tecnología, las capacidades y las alianzas necesarias para crecer de manera segura, competitiva y responsable. Estamos aquí con una visión de largo plazo”.

El alcance, el diseño y el enfoque de implementación del proyecto se definirán durante las próximas etapas de desarrollo. La iniciativa también podría llevarse adelante en colaboración con proveedores tecnológicos especializados, cuya selección se determinará oportunamente.

Río Tinto y litio en Jujuy

Actualmente, Río Tinto cuenta con una instalación de litio basada en salmuera concentrada en Olaroz con la que abastece a clientes globales con carbonato de litio de alta calidad desde 2014.

Se trata de una de las mayores operaciones de salmuera de litio en producción a nivel mundial. De hecho, cuanta con una capacidad de producción de 42.500 toneladas anuales. Allí la salmuera con litio se concentra mediante piletas de evaporación y luego se la procesa para producir carbonato de litio de grado técnico y grado batería.

Río Tinto cuenta con una participación del 66,5% en Olaroz, en una sociedad que comparte junto a Toyota Tsusho Corporation. La nueva planta en el salar de Cauchari refleja el foco de Río Tinto en aportar innovación, conocimiento y capacidades tecnológicas al sector minero dentro del marco regulatorio y ambiental vigente en Jujuy.

, Redaccion EconoJournal

PUERTO MADRYN, Chubut (Enviado Especial).- Aluar, el único productor de aluminio primario del país, concretó un hito clave en su estrategia de posicionamiento en generación eléctrica con la inauguración este jueves de la quinta etapa de su parque eólico ubicado a las afueras de Puerto Madryn, en Chubut. Con 56 nuevos aerogeneradores, el parque eólico Aluar ahora alcanza 582 MW de potencia instalada y se consolida como el más grande de la Argentina, tras una inversión acumulada de más de US$ 740 millones.

La empresa, que tiene a la familia Madanes Quintanilla como accionista central, ahora podrá proveer con energía eólica hasta el 36% de la demanda de electricidad de su complejo industrial de producción de aluminio en Puerto Madryn. De esta forma, Aluar reducirá su dependencia de la generación térmica a gas y avanzará hacia una producción de aluminio con más energía renovable.

EconoJournal participó de la inauguración del parque eólico, que contó con la presencia del gobernador de Chubut, Ignacio Torres, y el intendente de Puerto Madryn, Gustavo Sastre. Por el lado de Aluar estuvieron el presidente y dueño de la empresa, Javier Madanes Quintanilla, el CEO, Martín Levinas ; el vicepresidente Federico Merener; y Ángel Reyes, gerente industrial de Aluminio Primario.

Aluar: el parque eólico más grande del país

Aluar comenzó a integrar la energía eólica en su mix de auto abastecimiento eléctrico para la planta de aluminio de Puerto Madryn en 2016. De unos 50 MW iniciales en 2019 fue incrementando la potencia en sucesivas etapas hasta llegar a los 119 aerogeneradores y 582 MW actuales.

En esta nueva expansión, la más relevante de las cinco, Aluar sumó 56 aerogeneradores de la firma Goldwind, de 6 MW de potencia cada uno, en un predio de 10.000 hectáreas. El proyecto se ejecutó en dos años y requirió el tendido de una línea de alta tensión de 35 kilómetros propia hasta la planta de aluminio.

La magnitud del proyecto redunda en que Aluar ahora posee el 12% de la potencia eólica instalada en el país, en una zona que registra algunos de los mejores factores de capacidad eólica del país y el mundo, con rindes del 50%.

La compañía no descarta futuras expansiones, ya que aún dispone de 37.400 hectáreas, en las que podría agregar 1500 MW nuevos.

Autoabastecimiento energético, crítico en la producción de aluminio

Garantizar un abastecimiento continuo e ininterrumpible de electricidad fue y sigue siendo una prioridad absoluta desde los inicios de la producción de aluminio en 1974, primero con potencia térmica propia y desde 1978 con energía hidroeléctrica proveniente de la represa de Futaleufú, en Chubut.

Aluar tiene una capacidad productiva de 460.000 toneladas anuales de aluminio primario, que hoy destina casi en un 90% a la exportación. Esta capacidad la transforma en el principal usuario industrial de electricidad del país.

La planta emplea el método de electrólisis para transformar la materia prima alúmina en aluminio líquido (primario). Se trata de un proceso electrointensivo que se realiza en cubas eléctricas, que requieren de un suministro eléctrico continuo para conseguir la temperatura necesaria de forma tal de evitar que el aluminio se solidifique y consecuentemente provoque la destrucción de estas. Las cubas nunca pueden dejar de trabajar, por lo que la producción de aluminio es continua.

Es por este proceso productivo que la planta tiene una demanda base y continua de 780 MW. Esto representa un consumo anual de 6,8 TWh al año, o el equivalente al consumo de una cuarta provincia, luego de Buenos Aires, Santa Fe y Córdoba.

Aluar entre sus distintas fuentes cuenta con una capacidad total de 1852 MW de generación eléctrica, distribuidos entre 710 MW térmicos a gas natural, 582 MW eólicos, y 560 hidroeléctricos (Futaleufu).

Al cierre del ejercicio en junio de 2026, la empresa informó que la planta en los últimos doce meses se abasteció con 45% proveniente de fuentes térmicas, un 43% de Futaleufú, y un 12% de eólica. Gracias a su nueva expansión eólica, Aluar proyecta que la participación de la térmica caerá a 31%, la eólica trepará al 36% y la hidroeléctrica se ubicará en 33%.

«Lo que generamos a través de la exportación de aluminio es lo que estamos reinvirtiendo en esta infraestructura de generación de energía. Estos 582 megas y todo lo que nosotros generamos ya están alimentando el sistema eléctrico nacional y van a abastecer nuestra planta productiva, como también otros emprendimientos y desarrollos», destacó Federico Merener.

La empresa también está atenta al llamado a licitación que la Secretaría de Energía de la Nación realizaría antes de fin de año para reconcesionar la operación de Futaleufú. Durante los últimos 30 años, la represa estuvo a cargo de Hidroeléctrica Futaleufú S.A., una compañía controlada por
Aluar y que tiene a la provincia de Chubut como accionista minoritario. El contrato de concesión original expiró en junio de 2025, pero el gobierno lo prorrogó desde entonces en tres oportunidades.

La actual prórroga vence el 15 de diciembre. Un acta acuerdo de 1994 establece que Aluar tiene prioridad para el despacho de la energía desde Futaleufú hasta la planta de aluminio en Puerto Madryn.

Data centers en Chubut

La mayor disponibilidad de energía eólica también abre el juego a que Aluar pueda disponer de un excedente de generación térmica para volcar al mercado eléctrico mayorista o para destinar a nuevos consumos industriales propios. Entre las posibilidades está el abastecimiento de energía para futuro algún proyecto de data center, aunque por el momento no tiene un proyecto en carpeta.

Sin embargo, la conectividad de fibra óptica en el país es una limitante para proyectos de ese tipo. Por ese motivo, la gobernación de Torres avanzó este año en un acuerdo con el Ente Nacional de Comuniciones (Enacom) para instalar un segundo cable submarino de fibra óptica en el país. Actualmente existe un solo cable que ingresa por Las Toninas, en Buenos Aires.

La iniciativa de la gobernación se inscribe dentro del plan Chubut Hub Digital 2030 que busca convertir a la provincia en un polo nacional e internacional de infraestructura digital, centros de datos y economía del conocimiento.

Frente a una consulta de EconoJournal, Torres señaló que la provincia, a través de la Empresa Provincial de Energía Chubut (EPECH), busca junto con el Enacom o la empresa estatal Arsat apalancar un crédito del Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (ex CAF) para financiar la obra. “La Argentina necesita un segundo punto de anclaje de fibra óptica. Los países sin un segundo punto son muy vulnerables”, explicó el gobernador.

, Nicolás Deza

Las fuertes tormentas que afectan a gran parte del territorio de Neuquén bajo el fenómeno de El Niño dejaron intransitables las principales rutas del corredor de Vaca Muerta, con desborde de cañadones y arroyos desde Barrancas hacia la zona de Añelo. El gobierno informó que se suspenderá la circulación en todas las rutas de la provincia desde las 20 de este jueves hasta las 6 del viernes.

El Servicio Meteorológico Nacional (SMN) activó alerta naranja y amarilla en todo el territorio de Neuquén por tormentas acompañadas de ráfagas fuertes de viento y ocasional caída de granizo.

El director provincial de Defensa Civil, Carlos Cruz, describió que «la situación que se presenta es bastante compleja» por las tormentas, principalmente en las zonas centro y noreste de la provincia, «desde Barrancas y Buta Ranquil hacia todo el sector petrolero de Vaca Muerta».

Y explicó que las rutas provinciales 7, 8 y 6 están «intransitables producto de la activación de cañadones donde hay muchísima agua descendiendo».

Describió que son lluvias «persistentes y convectivas con mucha cantidad de agua en poco tiempo, caída de granizo y vientos de entre 60 a 70 kilómetros».

La situación se repitió en sectores de la región Limay Medio y el centro de la provincia.

El gobierno de Rolando Figueroa informó esta tarde que se dispuso la suspensión preventiva de la circulación en todas las rutas, tanto nacionales como provinciales, desde las 20 de este jueves hasta las 6 del viernes, ante el pronóstico de lluvias y tormentas intensas que podrían generar situaciones de riesgo en distintos puntos del territorio.

La medida estará «sujeta a evaluación», según la evolución de las condiciones meteorológicas.

El período de mayor intensidad se espera entre la tarde y el viernes, principalmente en las regiones centro norte, centro sur, Vaca Muerta y Limay. En el resto de la provincia también se prevén precipitaciones y tormentas aisladas, con condiciones que podrían extenderse durante todo el fin de semana, se informó.

La alerta meteorológica contempla posibles crecidas de ríos, arroyos y cañadones, deslaves, derrumbes, caída de árboles e interrupciones en las vías de comunicación terrestre. También podrían registrarse cortes de servicios, alertaron desde el gobierno.

La Provincia también solicitó suspender actividades al aire libre en las zonas alcanzadas por la alerta, tanto propuestas educativas y recreativas como eventos de concurrencia masiva y cualquier actividad que implique exposición.

Rincón de los Sauces, casi aislado

Una de las ciudades más complicadas por el temporal asociado al fenómeno de El Niño es Rincón de los Sauces, en el noreste de la provincia.

Esta localidad, que tiene mucha actividad asociada a Vaca Muerta, sufrió nuevamente el desborde del arroyo Carranza, un problema histórico que se genera sobre la Ruta 5 y para el que se había iniciado, el mes pasado, la busca que busca solucionarlo.

La situación se mantiene, con momentáneas mejoras, desde hace días y desborde dejó prácticamente aislada a la ciudad, cuya única alternativa es la Ruta 8. El titular de Vialidad Provincial, José Dustch, explicó este jueves en declaraciones a una radio de Rincón de los Sauces que esa traza «es de ripio y no está preparada para que pueda transitar esta cantidad de vehículos y camiones pesados».

Aclaró que se habilitó solamente para camionetas y autos porque «hay mucho barro» y no permite la circulación de tránsito pesado.

«La decisión política del gobernador estaba de arrancar lo antes posible la obra y nunca nos imaginamos tener tantos días de temporal que condiciona los trabajos y el tránsito», planteó.

Los trabajos, que ya fueron adjudicados a una UTE, comprenden la ejecución de un puente elevado sobre el arroyo, en la Ruta 5. El mes pasado, las empresas habían iniciado la colocación de los 18 pilotes, excavaciones y ejecución de terraplenes.

Se trata de una obra compleja y que, originalmente, tenía como plazo de finalización junio del 2028.

, Andrea Durán

Lo que hasta hace pocas semanas se analizaba como escenario empezó a ocurrir. Las lluvias intensas en las cuencas del Paraná y otros ríos de la región elevaron los niveles de los cursos de agua provocando inundaciones como parte del fenómeno de El Niño. ¿Cómo podría afectar este escenario climático al sistema de transporte eléctrico en alta tensión? Transener, la empresa que opera y mantiene el sistema, presentó el 30 de septiembre su “Plan de mitigación de efectos por ‘Niño Intenso’ 2026-2027”, donde se describe en detalle cuáles son las afectaciones que podrían registrarse.

“Estaciones transformadoras podrían salir completamente de servicio por una inundación, podrían verse afectadas salas técnicas, celdas de media tensión y salas de baterías. Se podría generar una saturación de los canales de desagüe y con eso propiciar una condición en la cual el nivel del agua suba hasta ingresar a las salas técnicas. Además, en las líneas de alta tensión pueden ocurrir caídas de torres, el problema es si esto se combina con una situación de inundación”, aseguró Héctor Ruiz, Gerente de Región Norte de Transener, encargado de exponer el plan de la empresa en la jornada técnica “Riesgos Climáticos ante El Niño Intenso, organizada por Cammesa, donde distintos especialistas presentaron proyecciones climáticas e hidrológicas y planes de emergencia de generación térmica, nuclear y de transporte.

“Puede ocurrir el corte de un conductor. Colapso de estructuras por erosión de las fundaciones y también podría haber problemas de acceso y logística, por inestabilidad en los caminos rurales, que podrían estar bloqueados”, agregó Ruiz.

“La zona más crítica es la del Litoral, que incluye Misiones, Corrientes y Entre Ríos, pero también Chaco, Santa Fe, Buenos Aires e incluso La Pampa”, señaló Ruiz al mostrar un mapa de líneas y estaciones transformadoras sometidas a los riesgos más importantes en transporte en alta tensión.

El Niño es la fase cálida del fenómeno El Niño-Oscilación del Sur (ENOS). Según el informe de octubre del Servicio Meteorológico Nacional (SMN), el episodio en curso es de fuerte intensidad, con aguas más cálidas de lo normal en el Pacífico ecuatorial, sobre todo cerca de la costa sudamericana y los modelos dan por segura su continuidad durante octubre, noviembre y diciembre, con tendencia a seguir intensificándose.

Según datos de Pampa Energía, accionista de Transener, la compañía tiene la concesión de más de 15.400 kilómetros de líneas y 61 estaciones transformadoras y opera en forma directa el 86% de las líneas de alta tensión del país. Su controlada Transba, a cargo del sistema de transporte troncal de la provincia de Buenos Aires, suma casi 7.000 kilómetros de líneas y 116 estaciones transformadoras.

El plan de mitigación de Transener

“No podemos modificar el tiempo y evitar un colapso consecuencia de que se superen las condiciones de diseño de las instalaciones, pero sí podemos tomar medidas para restituir con la mayor velocidad posible el colapso de alguna instalación y es ahí donde apuntamos el plan”, dijo Ruiz.

“En general, cuando se presenta una emergencia, cada región responsable toma las decisiones, actúa y pide la colaboración de las otras regiones en Transener o en Transba. Pero en este caso, vemos que lo que se presenta puede tener características distintas a lo que ya vimos, pensamos en crear un grupo de especialistas con jefes de líneas de todas las regiones, de estaciones, gente de seguridad pública y física y de los departamentos legales, de manera que tengamos una mejor asistencia y una actuación más rápida”, explicó Ruiz.

El plan, señaló, supone articulación institucional con municipios y fuerzas federales y de seguridad, “contactos muy importantes, porque a una ET [estación transformadora], por ejemplo, podemos revisar y dejar funcionando, pero si en la salida de los canales de guarda tenemos obstrucciones en el sistema hidrológico municipal, no sirve de mucho lo que hacemos en la estación si después el agua no puede evacuarse”.

Como avances y actividades preventivas, Ruiz dijo que se adelantan tareas para robustecer el sistema y se reubican recursos operativos pesados conforme el mapa de riesgos para tener más cerca los recursos de actuación. Además, se sellan salas técnicas para evitar ingreso de agua en caso de inundación, se realiza mantenimiento hidrológico y se reparan techos en estaciones transformadoras.

Ruiz agregó: “Vamos a intentar aprovechar algunos destacamentos del Ejército ubicados en zonas estratégicas muy buenas para atender un caso de colapso, con buen acceso para esas zonas”.

Entre los equipos especiales con los que cuenta Transener para actuación en situaciones extremas, Ruiz mencionó grúas telescópicas, equipos anfibios y grúas Athey, que se transportan por partes y no tienen inconvenientes para circular por rutas y cruzar puentes. “En todas las estaciones transformadoras tenemos torres prearmadas para cargar un camión y ser transportadas a las líneas que haga falta”, dijo.

, María Eugenia Rodríguez

La energía atraviesa prácticamente todos los procesos industriales y ocupa un lugar cada vez más relevante dentro de los costos de producción. En ese escenario, mejorar su uso requiere conocer con precisión dónde se consume, qué parte de ese gasto es realmente necesaria y en qué puntos existe margen para optimizar. 

Dentro de una planta, algunos consumos son evidentes y otros pueden permanecer fuera del análisis durante mucho tiempo. El aire comprimido forma parte de este segundo grupo y suele considerarse la “cuarta fuente de energía” de la industria, junto con la electricidad, el gas y el agua. Su generación requiere electricidad y, en un sector que mira cada vez más el costo de la energía, gestionarla correctamente representa una oportunidad concreta de ahorro. 

Una fuga, una presión superior a la necesaria o un equipo dimensionado por encima de la demanda real pueden sostener durante meses un gasto que no aporta productividad. La operación continúa, aunque parte de la energía se destina a producir un aire que finalmente no se aprovecha. 

El ahorro intrínseco del equipo 

Una de las principales fuentes de ahorro está en el propio compresor. Un equipo diseñado y fabricado para ser más eficiente consume menos energía desde el primer kilowatt-hora de funcionamiento, sin que el usuario tenga que intervenir en su operación. 

En los compresores a tornillo, el perfil de los rotores incide directamente en cuánta energía se necesita para comprimir el aire. El Perfil SIGMA, desarrollo propio de KAESER, junto con otros aspectos del diseño del equipo, reduce la energía que requiere cada metro cúbico de aire producido. 

Medir para entender dónde se consume 

Con un equipo eficiente como punto de partida, contar con información permite seguir mejorando el desempeño del sistema. Conocer cuánto aire se produce, cuánto se utiliza, en qué momentos aumenta la demanda y dónde aparecen pérdidas permite transformar una percepción general en datos concretos.  

En los sistemas de aire comprimido, el consumo puede analizarse midiendo el caudal, la energía utilizada y el costo. Esa información ayuda a identificar ineficiencias, priorizar intervenciones y evaluar su impacto. El objetivo es medir cuánto se consume, dónde se pierde y cómo producir más aire con menos energía. 

La digitalización suma herramientas para acompañar este proceso. El monitoreo continuo permite seguir variables de funcionamiento, detectar desvíos y anticipar situaciones que podrían traducirse en consumos mayores o problemas operativos. 

Las pérdidas que no se ven también consumen 

Las fugas constituyen uno de los ejemplos más claros de energía desperdiciada. El sistema necesita seguir trabajando para reponer un volumen de aire que se pierde antes de llegar al punto donde debería utilizarse. Cuando estos escapes se mantienen durante jornadas completas, su efecto acumulado puede modificar de manera significativa el desempeño de la instalación. 

La presión de trabajo también influye. Generar aire comprimido por encima de lo requerido demanda más energía y puede incrementar las pérdidas existentes. Ajustarla a las necesidades reales del proceso permite reducir consumos manteniendo las condiciones necesarias para la operación.  

El mantenimiento completa esta mirada. Filtros, conductos, conexiones y distintos componentes modifican su desempeño con el uso. Las revisiones periódicas permiten conservar el sistema dentro de parámetros adecuados y detectar desvíos antes de que se traduzcan en mayores costos. 

Eficiencia y sustentabilidad dentro del mismo proceso 

Cada unidad de energía que deja de consumirse innecesariamente reduce el requerimiento energético de la actividad y contribuye a disminuir las emisiones asociadas a su generación. Por eso, la eficiencia también ocupa un lugar central dentro de las estrategias de sustentabilidad industrial. 

La recuperación de calor suma otra posibilidad. Parte de la energía utilizada durante la compresión se transforma en calor que, según las características de cada instalación, puede aprovecharse en otras aplicaciones de la planta. 

La gestión energética se construye a partir de decisiones concretas y sostenidas. Elegir equipos diseñados para consumir menos, medir, ajustar parámetros, mantener los sistemas y aprovechar mejor los recursos disponibles permite mejorar el desempeño operativo y avanzar hacia procesos más eficientes. 

El Día Mundial del Ahorro de Energía invita a revisar aquellos consumos que forman parte de la rutina industrial y que, justamente por estar siempre presentes, pueden pasar inadvertidos. Entender cómo se utiliza la energía permite detectar oportunidades de mejora, reducir costos y fortalecer la competitividad de las plantas. 

(*) El autor es gerente general de KAESER Compresores Argentina.

, Gustavo D’Adamo (*)

IMPSA evaluará la factibilidad de fabricar los recipientes de presión y otros componentes para el microrreactor nuclear KRONOS MMR que la empresa estadounidense NANO Nuclear Energy está licenciando en los Estados Unidos.

Las empresas firmaron este miércoles acuerdos estratégicos para trabajar conjuntamente en el desarrollo industrial del KRONOS MMR, un microrreactor nuclear de entre 3,5 y 15 MW de potencia eléctrica por unidad. NANO Nuclear comenzó este año a tramitar ante la Comisión Reguladora Nuclear de los EE.UU. un permiso de construcción para su primera unidad en la Universidad de Illinois.

La expectativa es concluir con la evaluación ambiental y la evaluación de seguridad del reactor durante 2027, para poder obtener el permiso de construcción y comenzar con las obras civiles en la segunda mitad del año. Por lo tanto, los primeros reactores de NANO podrían tener recipientes y/u otros componentes fabricados por IMPSA.

No es el primer acuerdo que NANO Nuclear firma con una empresa argentina. La empresa estadounidense presentó este año al Ministerio de Economía una propuesta de inversión de US$ 230 millones para finalizar la planta en Formosa de la estatal Dioxitek y producir y exportar hexafloruro de uranio (UF6) desde allí.

Con ese fin, la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) este año habilitó la transferencia de tecnología de producción de UF6 a Dioxitek y su empleo en asociaciones con empresas privadas.

IMPSA evaluará la fabricación de componentes para el reactor de NANO

El acuerdo entre IMPSA y NANO establece un marco de cooperación de tres años. La empresa radicada en Mendoza realizará en los primeros seis meses una revisión independiente del diseño y de la factibilidad de fabricación de componentes del KRONOS MMRTM, aplicando los estándares del ASME Boiler and Pressure Vessel Code Section III.

Uno de los componentes centrales de esta primera etapa será la vasija de presión del reactor, una pieza crítica en el cual IMPSA aplicará en este proceso la experiencia acumulada durante más de cuatro décadas en ingeniería y fabricación de componentes nucleares de alta complejidad.

Durante esta fase, IMPSA trabajará en la identificación de requerimientos de fabricación, inspección y accesibilidad, riesgos asociados a la cadena de suministro y eventuales mejoras de diseño antes de avanzar hacia una futura producción de componentes.

“El objetivo es construir NANO en torno a las capacidades necesarias para llevar la tecnología nuclear al mercado: ingeniería de reactores, fabricación, combustible, transporte y ejecución de proyectos. Nuestra relación con IMPSA tiene el potencial de fortalecer varias de estas áreas
al mismo tiempo, a la vez que establece una importante relación industrial entre Estados Unidos y Argentina”, afirmó Jay Yu, fundador y Chairman de NANO Nuclear Energy.

La experiencia de IMPSA en componentes para la industria nuclear incluye el reacondicionamiento de los generadores de vapor para la extensión de vida de la central nuclear de Embalse y la fabricación de componentes para el reactor prototipo CAREM.

Justamente, la experiencia de IMPSA en recipientes de presión deriva del proyecto CAREM. La empresa tiene el contrato para el mecanizado y finalización del recipiente de presión, cuyas piezas fueron forjadas en Italia. También fabricó el blindaje térmico para el reactor, un componente clave de 30 toneladas de peso y 5,5 metros de altura.

«IMPSA se ha consolidado como uno de los pocos proveedores capaces de determinar con anticipación la fabricabilidad de componentes nucleares. Esto permitirá a NANO Nuclear Energy acelerar el proceso de fabricación del KRONOS MMRTM, avanzando hacia sistemas nucleares más seguros y eficientes”, declaró el presidente de IMPSA, Jorge Salcedo.

La CNEA desjerarquizó este año el proyecto CAREM al eliminar la gerencia de área del proyecto. Una revisión de diseño de 2024 encargada por la CNEA señaló varios aspectos a revisar en el reactor prototipo de 32 MW eléctricos, aunque esas observaciones son parcialmente objetadas por miembros vinculados con el proyecto.

, Nicolás Deza

El gobernador Rolando Figueroa entregó este miércoles las adjudicaciones de las ocho áreas que recibieron ofertas en la licitación que lanzó la estatal Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) para explorar nuevas zonas en Vaca Muerta. Las empresas ganadoras fueron finalmente las que resultaron con el mayor puntaje en la polinómica que diseñó el gobierno, lo que implicará un embolso de 180,7 millones de dólares para la Provincia en concepto de bonos de acceso.

Los bloques adjudicados son La Tropilla I, Águila Mora Noreste, Santo Domingo II, Corralera Noroeste, Corralera Noreste, Pampa de las Yeguas II NE, Corralera Sur y Chasquivil Sur.

La convocatoria, que se lanzó en mayo de este año, motivó la presentación de 20 ofertas por parte de 10 oferentes sobre ocho de las 15 áreas incluidas la Ronda N°1/2026 de GyP.

«Para nosotros es muy importante, no tiene precedentes. Ha sido un proceso absolutamente transparente y marca la calidad de la roca, que está comprobada, y hace que otros jugadores quieran participar», afirmó Figueroa, quien encabezó el acto de adjudicación este mediodía junto al ministro de Energía, Gustavo Medele, su par de Ambiente, Leticia Esteves, y el titular de GyP, Guillermo Savasta.

Las propuestas contemplan 230,1 millones de dólares de inversión exploratoria, es decir, el estudio del subsuelo y los trabajos que permitan conocer el potencial de estas áreas. A ese monto se le suman 180,7 millones de dólares en bonos de acceso, pagaderos al Tesoro Provincial.

Las empresas ganadoras fueron Petrolera Comodoro Rivadavia, Patagonia Energy, GeoPark, JPM Energía, Phoenix-Continental Resources y Selva María Oil.

«Todas validaron sus compromisos»

El ministro de Energía, Gustavo Medele, dijo a EN/CLAVE que las inversiones contemplan un total de 11 pozos horizontales, pero que «no son barriles que vamos a ver dentro de un año».

«Sacar la incertidumbre a estas zonas es el primer paso para convertirlas en áreas de explotación en un futuro. Estamos muy contentos porque invertir en exploración y en investigación y en bajar riesgos realmente es un costo que quizás no se recupere por muchos años, así que es una apuesta importante la que hizo GyP al poner estas áreas en desarrollo», afirmó.

El funcionario dijo que los 180,7 millones de dólares por los bonos de acceso «la Provincia los va a tener rápido, en los próximos días», en tanto el monto de la inversión se irá desembolsando en los cinco años de plazo que tiene la adjudicación.

En siete de las áreas se estableció una participación o carry de GyP del 10%, excepto en Chasquivil Sur, donde la oferta fue del 15%.

«Hay que entender también que, al ser áreas exploratorias, no va a haber una rentabilidad rápida de estos proyectos. Son proyectos de conocimiento, de entendimiento y de bajar la incertidumbre», sostuvo Medele.

Todas las empresas adjudicatarias fueron las que habían obtenido el mejor puntaje en función de la fórmula polinómica que había elaborado el gobierno para esta licitación y que repetirá en una segunda ronda que se presentará en noviembre.

«El proceso era hacer la oferta y luego se trabajó todo este tiempo en recibir las garantías validando que se podía sostener. Afortunadamente, todas las empresas validaron sus compromisos de la licitación», aseguró.

Las empresas podrán pedir una concesión de explotación del área una vez que finalice el plazo exploratorio de cinco años.

Las empresas adjudicadas

• PCR se quedó con tres de las áreas adjudicadas. La Tropilla I, Águila Mora Noreste y Santo Domingo II. En cada una comprometió la realización de un pozo horizontal de 1.500 metros de rama lateral con 25 etapas de fractura. Pagará una regalía del 12% a la Provincia y le dará una participación del 10% a GyP. La inversión será de 55,6 millones de dólares por las tres áreas más 71,5 millones por bonos de acceso.
• Patagonia Energy: se adjudicó Corralera Noroeste con una inversión de 78,7 millones de dólares que incluyen tres pozos horizontales con 3.000 metros de rama lateral y 150 etapas de fractura. Le dará a GyP un carry del 10%, pagará una regalía del 12% y un bono de acceso de 22,1 millones de dólares.
• GeoPark: se quedó con Corralera Noreste, con una inversión comprometida de 34 millones de dólares para dos pozos horizontales de 2.000 metros de rama lateral cada uno y 60 etapas de fractura totales. Le dará a GyP una participación del 10%, pagará una regalía del 12% y un bono de acceso a Neuquén de 60,5 millones de dólares.
• JPM Energía: se adjudicó Pampa de las Yeguas II Noreste con una inversión de 26,1 millones de dólares para un pozo horizontal de 3.000 metros de rama lateral y 53 etapas de fractura. Pagará una regalía del 15%, le dará a GyP un carry del 10% y comprometió un bono de acceso de 18,5 millones de dólares a la Provincia.
• Phoenix-Continental Resources: se quedó con Corralera Sur por una inversión de 18,9 millones de dólares para un pozo horizontal de 1.500 metros de rama lateral y 14 etapas de fractura. El carry para GyP será del 10%, las regalías del 12% y pagará un bono de acceso de 7,1 millones de dólares.
• Selva María Oil: se adjudicó Chasquivil Sur con una inversión comprometida de 16,8 millones de dólares para un pozo horizontal con 1.500 metros de rama lateral y 30 etapas de fractura. Ofreció el carry más alto para GyP, del 15%, mismo porcentaje de regalía y pagará un bono de acceso de 1 millón de dólares.

Las ofertas también incluyen, en su mayoría, trabajos de sísmica 3D, lo que alcanzará un total de 725 kilómetros cuadrados.

, Andrea Durán

El exgobernador de Neuquén, Jorge Sapag, consideró que fue «acertada» la extensión del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) al sector del upstream de Vaca Muerta y afirmó que «hay que acelerar las inversiones lo más rápido posible» para generar flujo de divisas y puestos de trabajo. Pero advirtió que es necesario un «Estado inteligente» que proteja a las pymes porque no pueden salir a competir de igual a igual con China.

El dirigente presentó el martes su libro «Vaca Muerta. Tesoro y faro para la Argentina» en la AOG Patagonia 2026 que se realiza en Neuquén capital. Del evento participó Benigno Rojas Moreno, integrante de la cámara de empresarios canadienses a quien Sapag menciona en el texto como autor de la frase: «Quédese en Calgary, Jorge. No se va arrepentir. Quizás aquí encuentre las respuestas que su provincia necesita».

El empresario, junto al viceministro de Empleo, Economía, Comercio e Inmigración de Alberta, Christopher McPherson, le obsequiaron finalizado el evento un ejemplar de ammolite pulido, una gema de la provincia canadiense «hermana» de Neuquén que se formó hace 75 millones de años.

En diálogo con EN/CLAVE, Sapag reconoció que no se imaginó que Vaca Muerta podría crecer de esta manera cuando salió a promover su explotación, como relata en el libro, porque «la idea era poder equilibrar la caída, pero en lugar de equilibrar la caída se generó un crecimiento exponencial de la producción de gas y petróleo».

«Las inversiones crecieron aceleradamente, el interés de las empresas también y la necesidad argentina, porque las demás provincias también encontraban ese declino que hacía peligrar el funcionamiento de la república. Gracias a Dios, hoy tenemos un escenario de abundancia de energía y podemos exportarla, ahorrar y generar divisas», sostuvo.

Sapag, quien participó del acto de apertura y escuchó el discurso del presidente Javier Milei, destacó que «es un gobierno nacional que toma a Vaca Muerta como una estrategia de Estado» aunque aclaró que «en realidad, esta estrategia nace en la provincia de Neuquén como una estrategia provincial». «Todos los gobiernos nacionales la apoyaron y ahora la Ley Bases con el RIGI permite una aceleración y un acomodamiento de la macroeconomía que tiene que continuar», planteó.

El exgobernador dijo que es necesario lograr una «estabilidad económica que permita a todos los sectores crecer» porque comparó que, en los últimos 12 años, Neuquén creció, según la Bolsa de Comercio Rosario, un 92% y el país lo hizo en un 5%.

«No significa que debamos trasladar el conurbano bonaerense a Neuquén porque eso es irrealizable. Es impensable. Porque se generaron ya 80.000 puestos de trabajo y se van a generar otros 100.000 en los próximos 10 años. Entonces, me parece que pensar en trasladar cientos de miles de habitantes de un lugar a otro de la República es trasladar los problemas», advirtió.

RIGI al upstream y competir con China

«Hay que hacer crecer a la República, hay que desarrollar a todos los sectores y desarrollar una cadena de valor. En Vaca Muerta lo están haciendo la metalmecánica de Córdoba, Santa Fe, provincia de Buenos Aires, las arenas de Entre Ríos», analizó Sapag, quien aseguró que tiene «una pequeña gran diferencia con la forma de pensar del actual gobierno nacional en lo que hace a la protección de la economía».

«Hay países que hoy predican el libre cambio y practican el proteccionismo y nosotros, si abrimos al libre cambio a una Argentina que está recién saliendo de sus problemas, nos exponemos a competir con China y es imposible», evaluó.

«Algunos dicen: ‘No, bueno, pero los industriales disfrutaron de este proteccionismo durante muchas décadas’. Bueno, pero y el nuevo industrial que se quiere radicar, ¿cómo hace? Me parece que hay que actuar con mucha inteligencia y hacer del Estado un Estado inteligente, proteger a los sectores de la economía que hay que proteger para que puedan crecer las pymes que mueven el 90% de la economía argentina», reclamó.

«Exponer a las pymes hoy a una competencia con, por ejemplo, en China es muy complicado», insistió.

Sobre la extensión del RIGI a los proyectos de upstream en Vaca Muerta, una decisión que impulsó el gobernador Rolando Figueroa con el gobierno nacional, Sapag coincidió con que «fue una decisión acertada porque nos permite lograr la aceleración de las inversiones».

«Sin energía, Argentina no tiene ninguna perspectiva y el RIGI logra acelerar las inversiones porque las empresas eligen Argentina en lugar de otros lugares del mundo donde podrían ir a invertir. Entonces, lo veo como un atractivo. Lo decía el presidente y yo comparto esa regla de la economía que el 100% de cero es cero», sostuvo.

Y afirmó que «lo importante es acelerar esas inversiones, lo más rápido posible para generar flujo de divisas y flujo de inversión y trabajo».

La pulseada por la renta petrolera

EN/CLAVE también le consultó por su opinión sobre las recientes declaraciones del gobernador donde afirmó que Neuquén le está «ganando la pulseada» por la renta petrolera a las empresas.

«Creo que hay que buscar y encontrar el equilibrio. El equilibrio de los intereses de la provincia y el equilibrio de la sustentabilidad económica de la actividad para que las empresas no tengan tal presión fiscal que elijan otros lugares del mundo», apuntó.

«La presión fiscal tiene que ser razonable, adecuada y lógica, en Neuquén la encuentran. Tienen estabilidad fiscal, seguridad jurídica, estabilidad en la gobernanza, encuentran un ambiente de paz social y un ambiente donde además Argentina no tiene las guerras que tienen otros lugares del mundo», analizó Sapag. Y añadió: «Así que pienso que es un tire y afloje del gobierno con las empresas donde la renta pública tiene que ir de la mano de impuestos, regalías, reglas de juego estables y donde el petróleo de Neuquén también participa en la generación de renta para la provincia».

Para el exgobernador, «las empresas siempre van a tratar de maximizar los fondos e invertir en perforación. Y la provincia necesita recursos para gobernar». «Entonces, yo creo que hay que encontrar el equilibrio. Tiene que ser ni tan tan, ni muy muy», opinó.

«Pueden venir pequeñas discusiones con el precio del agua o con el tema de rutas», dijo Sapag, quien también reclamó que gobierno y empresas también deben aplicar fondos «para la licencia social, para la comunicación de los beneficios de Vaca Muerta al resto de la sociedad, porque a veces no se visualiza».

El MPN y la gobernabilidad

Sapag, quien finalizó su mandato como presidente de la Convención del Movimiento Popular Neuquino en septiembre, reiteró sus dichos de que el partido, después de la derrota electoral del 2023, «tenía que fortalecerse, tenía que generar nuevos cuadros, nuevos dirigentes y estar por la gobernabilidad».

«El MPN cuando era oficialista pedía gobernabilidad y ahora que es oposición tiene que bregar y apoyar la gobernabilidad», consideró.

Ratificó que, a su entender, el partido no tiene «fortaleza» para presentarse a una contienda electoral el año que viene y que, «sin esa fortaleza no es necesario debilitar al gobierno provincial». «Creo que hay que fortalecerlo, justamente por este desarrollo de Vaca Muerta», sugirió.

El MPN aún no formalizó su decisión, pero no participará de las elecciones del 2027 en ninguna categoría.

, Andrea Durán

El precio del barril de Medanito, el crudo liviano que se produce principalmente en la Cuenca Neuquina, está sintiendo los efectos del fuerte encarecimiento global de los fletes petroleros. La estrategia adoptada por los productores de petroleo crudo en el Golfo Pérsico para sacar la producción por el estrecho de Ormuz está alejando a los buques de las rutas sudamericanas y forzando a los productores en la región a aceptar importantes descuentos en sus precios.

Los precios de los fletes de crudo normalmente representan entre un 5 y 10% del precio final del barril de crudo que pagan las refinadoras. Sin embargo, la fuerte demanda en Asia de buques VLCC (Very Large Crude Carrier), los tanqueros de mayor tonelaje en la industria, está otorgando a las navieras un mayor poder para fijar tarifas más elevadas, reduciendo los márgenes de las productoras a nivel global y de las refinadoras emplazadas en mercados como Europa, la India y Asia Oriental.

Descuentos en el Medanito y otros crudos sudamericanos

En el caso del Medanito, en la jornada del lunes en Puertos Rosales se registraron descuentos de US$ 8,5 por barril contra los contratos futuros (M2 y M3) de ICE Brent, según el relevamiento diario de precios que realiza Argus. Es el descuento más bajo en el Medanito registrado en lo que va del presente año. El Brent es el barril de referencia para las inversiones en Vaca Muerta.

Los crudos de la región como los brasileños Mero, Tupi y Buzios, los ecuatorianos Napo y Oriente, y los colombianos Castilla y Vasconia están registrando descuentos todavía más agresivos, de entre 18 y 35 dólares por barril.

Los descuentos en los crudos brasileños se ubican en el orden de 25 dólares contra el precio al contado (spot) del Brent, que ayer cerró a 109 dólares por barril. Los crudos de Brasil tienen un mayor costo logístico por el tipo de operatoria requerida para evacuar la producción en las plataformas offshore del presal.

Los crudos del Medio Oriente también se están viendo obligados a vender crudo con descuentos de hasta 30 dólares por barril.

Tarifas récord en los fletes de petróleo crudo por mayores exportaciones desde Ormuz

Las tarifas en el mercado diario (spot) para contratar fletes de VLCC tocaron en octubre un máximo histórico de 1,4 millones de dólares por día en la ruta entre el Golfo Pérsico y Asia Oriental.

La suba refleja el aumento de los flujos de petróleo provenientes del estrecho de Ormuz. La Agencia Internacional de Energía (IEA) informó este mes que las exportaciones de petróleo crudo de los productores del Golfo, encabezados por Arabia Saudita, aumentaron en 4,4 millones de barriles por día hasta alcanzar los 13,9 millones de bpd en septiembre. Este nivel se ubica por encima del 75% de los niveles anteriores a la guerra.

Para salir por Ormuz, los productores en el Golfo Pérsico están realizando operaciones de transferencias de carga o ship to ship (STS) desde buques Aframax o Suezmax a buques VLCC en el golfo de Omán. Las compañías de seguros se niegan a dar pólizas a los tanqueros que cruzan por Ormuz, por lo que el riesgo de estas operaciones está recayendo sobre los productores del golfo.

Estas operaciones encarecen la logística petrolera en la ruta entre el golfo y Asia Oriental. Los buques VLCC deben permanecen estacionados durante semanas en las costas de Omán, mientras esperan para realizar dichas operaciones. Esto limita su disponibilidad para otras rutas comerciales petroleras clave a nivel mundial, como la que conecta la costa del Golfo de América (México) con Asia.

Asimismo, la escasez de superpetroleros provoca un efecto en cadena que se ha extendido al mercado de buques de menor tamaño, como los Aframax y Suezmax, cuya demanda y tarifas diarias también se han disparado.

Russell Hardy, director ejecutivo de Vitol, la mayor comercializadora independiente de petróleo del mundo, señaló a comienzos de mes que esta modalidad de operación a través del estrecho de Ormuz resulta «muy ineficiente».

«Comenzamos este conflicto con una crisis de crudo. Luego, esta se transformó en una crisis de productos derivados. Ahora, aunque sale más petróleo crudo de Oriente Medio, la situación se está convirtiendo en una crisis de transporte marítimo«, añadió Hardy. «En realidad, no hay suficientes buques para cubrir la demanda», observó el ejecutivo.

, Nicolás Deza

El embajador de Estados Unidos, Peter Lamelas, dejó un fuerte respaldo político a la gestión de Javier Milei y destacó a Vaca Muerta como «el motor del éxito económico del país» durante su visita a Neuquén este martes. «Estamos poniendo la plata», afirmó el funcionario norteamericano durante un encuentro con empresarios del sector y funcionarios durante la mañana y cuantificó que el financiamiento a través de canales como el Exim Bank para proyectos energéticos llegará a «20.000 millones de dólares antes del final de 2027».

Lamelas llegó a Neuquén capital en el marco de la Expo AOG Patagonia 2026 y, antes de recorrer la feria, encabezó el evento Energy Trade Mission Summit organizado por la Cámara de Comercio Argentina Texas en el centro de convenciones Domuyo.

Allí dio un discurso en el cual no escatimó en halagos para el gobierno de Milei y dijo que Estados Unidos continuará apoyando a la Argentina con financiamiento «más allá del 2027» siempre y cuando se decida con el voto «seguir avanzando, nunca hacia atrás».

Lamelas compartió el encuentro con el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el viceministro de Energía y Minería de Nación, Daniel González.

«Vaca Muerta es el motor del éxito económico del país. Argentina puso reglas de juego claras y hoy tiene una producción récord de aproximadamente un millón de barriles diarios y un superávit comercial energético que asombra al mundo entero», publicó en sus redes sociales tras la exposición, que fue seguida por dirigentes del gobierno provincial y representantes locales de La Libertad Avanza.

Lamelas afirmó que «Estados Unidos apoya firmemente esta transformación» y que trabaja «en varios frentes para acelerarla, como el Corredor Andes-Atlántico, una iniciativa para modernizar la infraestructura que conecta pozos y minas con el Atlántico, respaldar Argentina LNG y posicionar al país como proveedor confiable de energía y minerales críticos».

Elogios también para Rolando Figueroa

El embajador estadounidense también le dedicó elogios al gobernador Rolando Figueroa, con quien mantuvo un encuentro privado en un salón VIP del Espacio Duam donde se desarrolla la AOG Patagonia 2026. El mandatario también hizo partícipe de la reunión al intendente de la capital, Mariano Gaido, uno de sus aliados políticos para las elecciones del 2027.

Según pudo saber EN/CLAVE, Lamelas ratificó al mandatario provincial la intención de Estados Unidos de extender las líneas de financiamientos para los proyectos en Vaca Muerta.

Previo a eso, recorrió la feria, visitó el stand de YPF y luego los de empresas norteamericanas cono Chevron, Halliburton y Starlink, donde se detuvo por varios minutos a dialogar y tomarse fotos con los pulgares arriba con quienes se las solicitaron. El funcionario se retiró sin tener contacto con la prensa.

Lamelas venía de protagonizar una polémica vinculada a Neuquén por las negociaciones de la cooperativa eléctrica CALF para contratar servicios del gigante chino Huawei. Hoy volvió a insistir con que «el gobierno comunista chino obliga a las empresas a entregar datos sensibles al gobierno chino y al partido comunista chino sin control judicial ni el secreto», según consignó la agencia NA.

GENERAMOS LAS CONDICIONES PARA QUE LOS INVERSORES MIREN A NEUQUÉN

Recibimos en la Expo Oil & Gas en Neuquén al embajador de Estados Unidos en Argentina, @pldocmd. Seguir fortaleciendo este vínculo nos permite aprender, mostrar lo que hacemos y posicionar a Neuquén en la agenda global.

Estamos preparados para competir con los mejores del mundo. Neuquén es mucho más que una roca, y eso logramos con el esfuerzo de cada unos de los neuquinos. Cada paso firme se traduce en más oportunidades para nuestra comunidad.

@USAmbassadorARG
#EXPOAOG2026

— Rolo Figueroa (@Rolo_Figueroa) October 20, 2026

El gobernador de Neuquén, quien había evitado participar del repudio a la Embajada de Estados Unidos por la amenaza de retirar visas a los directivos que negociaran con Huawei, manifestó hoy la importancia de «seguir fortaleciendo» el vínculo con el país norteamericano. «Nos permite aprender, mostrar lo que hacemos y posicionar a Neuquén en la agenda global», afirmó.

«Estamos preparados para competir con los mejores del mundo. Neuquén es mucho más que una roca, y eso logramos con el esfuerzo de cada unos de los neuquinos», planteó.

, Andrea Durán

360Energy puso en operación comercial su primer parque solar en Brasil y concretó su desembarco operativo fuera de la Argentina. Se trata del PSF 360E Porto Real, un proyecto de 13,4 MWp de potencia instalada ubicado en el Polo Industrial Brasil de Porto Real, en el estado de Río de Janeiro.

El parque fue construido sobre un predio de 21 hectáreas contiguo a una planta industrial y permitirá cubrir aproximadamente el 50% de su demanda anual de electricidad. El suministro se enmarca en un acuerdo de provisión de energía renovable con una duración de 15 años, bajo un esquema de autoconsumo industrial.

La instalación cuenta con una generación anual estimada de 25 GWh y está equipada con 21.224 paneles fotovoltaicos bifaciales de 635 W, 196 seguidores solares (trackers) de doble fila, 44 inversores string y dos centros de transformación.

La expansión internacional de 360Energy

La puesta en marcha de Porto Real forma parte de la estrategia de expansión regional de 360Energy, que busca trasladar a otros mercados su experiencia en el desarrollo de proyectos de generación solar destinados al abastecimiento de grandes consumidores industriales.

“La puesta en marcha de Porto Real es un paso muy importante: es nuestro primer parque en Brasil y fuera de Argentina, en un proceso de crecimiento que busca llevar nuestra experiencia y capacidades a nuevos mercados. Lo hacemos junto a un socio industrial de primer nivel, desarrollando una solución energética integrada a su operación y con una visión de largo plazo”, afirmó Alejandro Ivanissevich, presidente y CEO de 360Energy.

El ejecutivo también se refirió al potencial de los modelos de suministro energético asociados a la operación industrial. “Consideramos que el concepto ‘energy as a service’ se replicará en el sector industrial, especialmente en aquellas industrias con procesos productivos electrodependientes”, sostuvo.

La compañía informó que está construyendo otros dos parques solares en Brasil, ubicados en las ciudades de Betim y Goiana. De esta manera, Porto Real constituye el primer proyecto operativo de una estrategia que prevé ampliar su presencia en el mercado brasileño.

Autoconsumo industrial y reducción de emisiones

El proyecto también se inscribe en el modelo de abastecimiento de energía renovable para industrias mediante instalaciones destinadas al autoconsumo, un esquema que 360Energy ya implementó en la Argentina con parques solares en las provincias de Buenos Aires y Córdoba.

Según las estimaciones de la empresa, la generación de Porto Real permitirá evitar más de 10.000 toneladas de dióxido de carbono equivalente (CO₂e). La compañía también indicó que el impacto ambiental estimado equivale a la plantación de más de 170.000 árboles.

La producción anual prevista, de 25 GWh, representa además un volumen equivalente al consumo eléctrico de alrededor de 10.000 hogares brasileños. Durante la etapa de construcción, el desarrollo generó más de 80 puestos de trabajo locales.

, Redaccion EconoJournal

El intendente de Neuquén capital, Mariano Gaido, presentó un proyecto para realizar una nueva enmienda sobre la Carta Orgánica de la ciudad y congelar el número de bancas en el Concejo Deliberante. La decisión implica añadir un referéndum popular a las elecciones 2027, cuya fecha aún no se determinó pero que apuntaría a los primeros meses del año.

El anuncio lo realizó hoy junto a concejales de su espacio político, Primero Neuquén, y aliados de otros bloques como Fuerza Libertaria.

La iniciativa ya se había intentado incorporar en la enmienda que promovió el intendente en 2021, pero no obtuvo los votos necesarios para avanzar. En esa ocasión, solo se pudo acordar la eliminación de las elecciones de medio término que renovaban la mitad de las bancas cada dos años como sucede en el Congreso.

«Esta enmienda es para, definitivamente, bajarle los costos a la política», afirmó Gaido este martes y planteó que «hacer eficiente una gestión tiene que ver con proponer el congelamiento de la cantidad de bancas en el Concejo Deliberante».

Neuquén tiene hoy 18 concejales que representan a una población de casi 290.000 habitantes. La Carta Orgánica fijó en su artículo 53 el número de bancas en 17, con parámetros para aumentarlas según el incremento poblacional.

Así, con una escala de entre 200.000 a 300.000 habitantes, se añade un concejal cada 25.000 habitantes nuevos.

Cuando el número oscile entre 300.000 y 500.000, en tanto, se incorpora un concejal cada 50.000 habitantes nuevos.

«En el 2021, presentamos el congelamiento de las bancas y no fue acompañado por algunos concejales, lo que hoy nos lleva a que el Concejo Deliberante va a tener una convocatoria de más de 18 concejales», reveló Gaido, quien dijo a EN/CLAVE que el número límite se fijaría en alrededor de 20 bancas, dos más que las actuales.

Una sesión «urgente»

La presidenta del Concejo Deliberante, Claudia Argumero, anticipó que convocará a una sesión especial este jueves para tratar el proyecto de forma «urgente», pese a que aún quedan dos meses de trabajo legislativo antes de fin de año.

La celeridad añade otro elemento a la especulación sobre un llamado a elecciones para febrero del año que viene: de elegirse esa fecha, los decretos de convocatoria deberían ser firmados por el gobernador Rolando Figueroa, en el caso de las provinciales, y por el intendente Mariano Gaido, para las municipales, en los primeros diez días de noviembre.

Si la enmienda se aprueba en los tiempos previstos, el decreto de la ciudad debería llamar a elecciones para renovar los cargos de intendente, 20 concejales titulares, igual número de suplentes, y añadir un referéndum popular para ratificar o no la modificación de la Carta Orgánica.

El intendente volvió a negar hoy que haya una fecha definida para los comicios, pero planteó su apoyo a que se realice una sesión especial para que el proyecto de enmienda «sea tratado de manera urgente porque queremos que en la elección del año que viene la ciudadanía se pueda expresar».

Gaido recogió las palabras del presidente Javier Milei respecto de que Neuquén es un ejemplo para la Argentina y afirmó: «a nivel nacional todavía se viene analizando la cuestión de las PASO, que tomen el ejemplo de Neuquén que los va a ayudar».

El futuro político de Gaido

El intendente Mariano Gaido finalizará en diciembre del 2027 su segundo mandato al frente de la capital de Neuquén y ya no podrá repetir.

Por ello, prepara una candidatura para que ejerza su sucesión al frente del principal municipio de Vaca Muerta con una estrategia que lo tendrá, igualmente, al frente de la boleta electoral.

Por ahora, quien luce con más chances de disputar la intendencia por su espacio, Primero Neuquén, es la jefa de Gabinete, María «Tana» Pasqualini, quien tendrá también el apoyo del gobernador Rolando Figueroa.

Por su parte, Gaido competiría por la primera banca del Concejo Deliberante, una forma de garantizar su participación en la campaña y, en particular, en la pantalla de la Boleta Única Electrónica (BUE) que usarán los neuquinos para votar en 2027.

, Andrea Durán

Durante la apertura de la Expo Argentina Oil & Gas Patagonia 2026 (AOG), el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, explicó que se estableció un plazo de tres meses para trabajar sobre las características del proyecto de YPF de exploración de Vaca Muerta y avanzar con su presentación al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).

El plazo, sostuvo, tiene en cuenta los tiempos previstos para acceder a los beneficios del RIGI. Cornejo participó de la inauguración del espacio institucional de Mendoza en la muestra que se realiza hasta el 22 de este mes en el Espacio DUAM de Neuquén. Lo acompañaron el ministro de Gobierno, Infraestructura y Desarrollo Territorial, Natalio Mema, y el director de Hidrocarburos, Lucas Erio.

YPF y la exploración de Vaca Muerta en el sur mendocino

Mendoza busca que la provincia explote su potencial geológico y se convierta en inversiones, actividad económica y empleo. En ese sentido, Cornejo se refirió a la campaña de perforaciones exploratorias en Malargüe que lleva adelante YPF en la provincia. La inversión, según había indicado en conferencia de prensa que encabezó con el presidente de la petrolera, Horacio Marín, será de un total de US$ 4.500 millones para desarrollar el potencial no convencional.

“Con el anuncio de Marín en Mendoza, del presidente de YPF, de un RIGI de más de 4.500 millones de dólares, estamos trabajando en forma conjunta para desarrollar la parte norte de la misma formación geológica que hoy se está explotando aquí en Neuquén”, señaló el gobernador.

Al respecto, Cornejo explicó que se estableció un plazo de tres meses para trabajar sobre las características del proyecto y avanzar con su presentación, teniendo en cuenta los plazos previstos para acceder a los beneficios del RIGI.

En concreto, el proyecto de YPF abre la posibilidad de ampliar la actividad hidrocarburífera provincial, pero requiere antes avanzar en los aspectos técnicos y administrativos para presentarla al RIGI.

Cornejo también remarcó la importancia de construir acuerdos sostenidos para acompañar el crecimiento de la industria energética. “Creo que la Argentina tiene que dejar de prescindir tanto de la actividad política y de una persona u otra, sino de un acuerdo de mediano y largo plazo, como el que aspiramos a tener con Vaca Muerta, con el oil and gas, con la minería”, expresó.

Mendoza en la AOG Patagonia 2026

“Mendoza está presente acá, institucionalmente como provincia y con toda la fuerza de sus empresas. Es una industria que acá se está desarrollando y a la que vienen muchos mendocinos a trabajar. Estamos apostando a desarrollarla también en nuestra provincia”, afirmó el de Gobierno, Infraestructura y Desarrollo Territorial, Natalio Mema.

En ese sentido, destacó la importancia de mostrar el trabajo que desarrolla la provincia para impulsar la actividad hidrocaburífera y generar nuevas oportunidades. “Venimos apostando institucionalmente al desarrollo de nuestra provincia, a generar capacidad instalada y, sobre todo, a que cada uno de estos esfuerzos llegue a cada uno de los mendocinos”, sostuvo el ministro quien aseguró que la provincia también impulsa el desarrollo minero.

Actualmente, Mendoza sigue con los estudios geológicos y las tareas de exploración para conocer el potencial de Vaca Muerta en su territorio. Los trabajos de caracterización hechos hasta ahora permitieron ampliar de manera significativa el área prospectiva identificada y aportan información para definir las próximas etapas.

De hecho, en este momento se perforan cinco pozos exploratorios no convencionales: tres vinculados a YPF y dos de la UTE TSB-Quintana. Los resultados permiten seguir evaluando el potencial de la formación en el sur provincial y compararlo con el desarrollo alcanzado en otras zonas de la cuenca.

La estrategia también incluye herramientas para impulsar la actividad convencional y no convencional: el Plan Andes, la licitación continua de áreas y la propuesta de actualizar la legislación provincial de hidrocarburos. Según la gobernación de Mendoza, estas medidas apuntan a dar previsibilidad, mejorar las condiciones para invertir y acompañar la evolución de la industria.

“YPF anunció un RIGI por 4.500 millones de dólares en Vaca Muerta, con lo cual nos posicionamos dentro del mapa energético argentino como un actor sumamente relevante en la provincia”, afirmó el director de Hidrocarburos Lucas Erio por su parte, destacando la relevancia del proyecto de YPF

Erio agregó que el potencial geológico tiene que ir acompañado de políticas que permitan concretar las oportunidades de inversión y sostener el desarrollo de la actividad en el territorio provincial.

En ese sentido, trabajan en la licitación continua de áreas, el desarrollo de proyectos exploratorios, la modernización del marco normativo y el fortalecimiento de la cadena de proveedores y de los recursos humanos vinculados con la actividad.

El espacio de Mendoza en la AOG reúne a representantes del Gobierno provincial y a especialistas del sector, entre ellos Felipe Raganato y María de los Ángeles Hernández. Su participación busca fortalecer el vínculo con empresas y actores de la industria, presentar las oportunidades de inversión y promover el desarrollo de proveedores locales.

, Redaccion EconoJournal

Budapest, Hungría. -El 3 de diciembre de 2025, la Unión Europea alcanzó un acuerdo para eliminar progresivamente las importaciones de gas ruso, medida enmarcada en el plan REPowerEU. La prohibición para los contratos de largo plazo de GNL comenzará el 1° de enero de 2027 y para los de gas por gasoducto, a más tardar, el 1° de noviembre. Aunque el bloque redujo drásticamente el peso del gas ruso en sus importaciones desde 2021 -del 40% al 6% en 2025-, la transición no ha sido completa ni homogénea entre los Estados miembros.

Según un análisis de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), mientras el noroeste de Europa e Italia prácticamente eliminaron las importaciones de gas ruso por gasoducto, varios mercados de Europa Central y Oriental, principalmente Hungría y Eslovaquia, todavía reciben parte de su suministro desde Rusia. En paralelo, las importaciones de GNL ruso aumentaron más del 40% desde 2021, con Francia, Bélgica y España a la cabeza.

La AIE destaca la necesidad de diversificar proveedores y ampliar la infraestructura para garantizar un suministro accesible en Europa Central y Oriental. Sin embargo, los expertos consultados por EconoJournal advierten que estas medidas no resuelven por sí solas los obstáculos contractuales ni los costos de abandonar el gas ruso.

“No queremos ser los primeros en dar el paso”

Tras la llegada de Péter Magyar al Parlamento en abril de este año, el nuevo gobierno húngaro busca romper con 16 años de orientación prorrusa y afianzar su relación con Europa. Por este motivo, se propone poner fin a la importación de gas ruso. La pregunta es cómo lograrlo, teniendo en cuenta que hoy, en lo que respecta al gas natural, la mayor parte del suministro proviene de dicho país.

Actualmente Hungría cuenta con un contrato de suministro a largo plazo que se extiende hasta mediados de la década de 2030.  “Esto representa aproximadamente la mitad de nuestro consumo total, y dos tercios de las importaciones -la parte mayoritaria- provienen de dicho contrato a largo plazo”, explicó a Econojournal András Deák, investigador del Instituto de Economía Mundial de la Academia Húngara de Ciencias.

Según Deák, los riesgos jurídicos relacionados con el contrato de suministro a largo plazo húngaro podrían ser un obstáculo para alcanzar los objetivos de la Unión Europea. Para el experto, un escenario ideal sería si Bulgaria “dijera adiós” al gasoducto TurkStream/Balkan Stream y dejara de llegar gas ruso por esa ruta.

“Hungría no tendría que decir que ha sido ella misma la que ha abandonado el contrato a largo plazo con Rusia, podría afirmar que Rusia ha quedado imposibilitada para realizar el suministro. No queremos ser los primeros en dar el paso, ya que el resto puede gestionarse. La cuestión clave es qué sucederá con el contrato de suministro a largo plazo”, afirmó.

Otro factor es el precio. “Si Hungría tiene que realizar la transición de forma apresurada, resultará más costosa. Si puede prepararse con normalidad, saldrá más barata”, explicó Deák. El conflicto en Medio Oriente añade presión: “El mercado internacional del gas se encuentra muy tensionado debido a la situación en torno al estrecho de Ormuz. Sin esta perturbación, el problema sería mucho menor. En un mercado más normal, los precios del gas natural podrían situarse en torno a los 20-30 €/MWh. Actualmente superan los 80 €/MWh”, afirmó durante la entrevista.

Los plazos europeos son otro punto de conflicto. El anterior gobierno de Viktor Orbán cuestionó judicialmente ante el Tribunal de Justicia de la Unión Europea (TJUE) la prohibición y sostuvo que una medida de ese tipo debía aprobarse por unanimidad. También alegó que corresponde a los Estados miembros elegir sus fuentes de energía y advirtió sobre posibles riesgos para la seguridad de suministro húngara.

Para Deák, el objetivo final podría cumplirse si se prepara la transición en lugar de dejarla para el último momento. “Por supuesto, esperar hasta 2028 o 2029 no es compatible con los requisitos actuales de la UE. Hungría sigue esperando algún tipo de aplazamiento debido a la situación en torno a Ormuz. Se están llevando a cabo preparativos para una salida, aunque con cautela, y todavía no existe una decisión política definitiva”, afirma.

Un negocio difícil de abandonar

Eslovaquia, por otro lado, se estaría posicionando como el nuevo aliado ruso en la región bajo el gobierno de Robert Fico, tras la salida de Orbán.

El 15 de octubre, funcionarios rusos anunciaron planes para reactivar un foro de cooperación entre Moscú y Bratislava, con el suministro de gas, petróleo y combustible nuclear entre los temas en agenda, según informó Político. El gobierno eslovaco también se había sumado a Hungría en la denuncia ante el TJUE por la prohibición a comprar GNL ruso a partir del año 2027.

Para Alexander Duleba, investigador en la Asociación Eslovaca de Política Exterior, el principal obstáculo para abandonar el gas ruso no es la infraestructura. Según sus estimaciones, Rusia cubre actualmente alrededor del 33% del suministro de gas del país. Tras la crisis de 2009, Eslovaquia desarrolló interconexiones y mecanismos alternativos de abastecimiento. Duleba señaló que en 2022 la participación rusa llegó a representar apenas el 8% del consumo anual.

“Desde la perspectiva de la seguridad del suministro de Eslovaquia, no hay problema. Es manejable”, sostuvo Duleba ante EconoJournal. El especialista explicó que el contrato de largo plazo que se extiende hasta 2034 con Gazprom ofrece condiciones particularmente favorables a la empresa estatal SPP, entre ellas el pago del transporte hasta la frontera eslovaca por parte del proveedor ruso, el precio barato y la posibilidad de comercializar volúmenes excedentes. “Mi argumento no es que sea bueno para Eslovaquia, sino que es bueno para SPP en términos comerciales”, distinguió.

El coqueteo estadounidense que preocupa a Europa

Estados Unidos se consolidó como uno de los principales proveedores de GNL de la Unión Europea. Según el reporte de la Agencia de la Unión Europea para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER), representó alrededor del 60% de las importaciones en el 2025. Ese peso vuelve especialmente relevante para Bruselas las decisiones de política energética de Washington.

El reciente acercamiento entre Donald Trump y Vladímir Putin en materia de combustibles reabrió el debate. Washington flexibilizó temporalmente restricciones sobre el diésel ruso para liberar grandes volúmenes al mercado, con el objetivo de aliviar los precios del combustible antes de las elecciones de medio término de noviembre.

Ante la crítica desde Bruselas, el secretario del Tesoro de Estados Unidos, Scott Bessent, acusó a las naciones europeas de “hipocresía”, teniendo en cuenta que Rusia suministró a la UE energía por valor de 209.000 millones de dólares desde 2022, a pesar de las sanciones impuestas y más allá de los esfuerzos de cortar el vínculo, según confirmó la Comisión Europea.

En paralelo, Reuters informó sobre conversaciones entre representantes estadounidenses y rusos acerca de una eventual participación de inversores norteamericanos en los gasoductos Nord Stream, que conectaban a Rusia con Alemania.

Consultado por esta posibilidad, Duleba plantea un escenario hipotético de presión conjunta de Estados Unidos y Rusia, en donde Washington podría amenazar con bloquear el suministro de gas natural licuado a la UE a menos que los europeos comiencen a comprar gas ruso comercializado por la empresa estadounidense propietaria de Nord Stream.

Sin embargo, el experto no cree que esta iniciativa se concrete, “al igual que otros proyectos empresariales grandilocuentes de Trump”. La Casa Blanca negó que existieran conversaciones recientes específicas sobre Nord Stream, mientras la Unión Europea teme quedar condicionada por las prioridades geopolíticas de uno de sus principales proveedores.

, Carla Mastroianni

El presidente Javier Milei encabezó este lunes en Neuquén la apertura de la Expo AOG Patagonia 2026 con un mensaje para la industria y los gobernadores a quienes les pidió «que florezcan mil Vaca Muerta» en el país. El mandatario nacional defendió su modelo económico con un discurso que se extendió por alrededor de una hora en el que hizo especial énfasis en el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y descartó la posibilidad de una devaluación.

«Durante una década, Vaca Muerta funcionó a media máquina, con precios pisados, cepo y miedo a invertir. Cuando cambiamos las reglas, en menos de tres años pasamos a exportar como nunca», planteó y sostuvo que «toda la revolución que estamos viendo en el plano energético arrancó con un punto dentro del decreto 70/23, que fue eliminar el barril criollo».

Milei llegó a Neuquén por la tarde con una comitiva que incluyó a su hermana, la secretaria general de la Presidencia, Karina Milei, y el jefe de Gabinete, Diego Santilli. Allí fue recibido en el aeropuerto Presidente Perón de la capital por el gobernador Rolando Figueroa, con quien compartió abrazos en la pista. Durante el discurso, además, le dedicó al menos tres agradecimientos y lo reconoció por haber sido uno de los primeros mandatarios en adherir al RIGI en su provincia.

El acto de apertura se organizó en el salón Tromen del Espacio Duam, donde la exposición, que reúne este año a unos 550 expositores, continuará hasta el jueves 22.

En el predio de la feria se concentró militancia libertaria para seguir el recorrido de Milei y esperar la anunciada visita al stand de YPF, algo que finalmente no sucedió. En la rotonda del ingreso, cercada por el operativo de seguridad, hubo una reducida protesta de organizaciones de izquierda.

Esta fue la segunda visita de Milei a Neuquén, una provincia de la que destacó «un boom en la construcción, viviendas, parques industriales, hoteles, oficinas, restaurantes que se levantan a una velocidad que nunca se había visto». «Felicitaciones por tu trabajo, Rolo», afirmó.

Milei insistió con que «la formación (Vaca Muerta) estuvo siempre ahí», pero «lo que cambiaron fueron las reglas». También criticó a quienes afirman que se necesita una devaluación. «Ellos suelen decir que el dólar está barato, que hay atraso cambiario y que Argentina necesita devaluar para mejorar su competitividad. ¿Qué clase de atraso cambiario es este en un país donde las exportaciones crecen cinco veces más rápido que el PBI», planteó.

Un discurso con tono electoral

El mensaje del presidente, a quien dirigentes y militantes libertarios recibieron en el salón al grito de «para Milei la reelección», tuvo varios pasajes con tono electoral.

«Tenemos que seguir por este camino, hay que profundizarlo. Lo más maravilloso de todo esto es que está en manos de los argentinos. El año que viene van a decidir si quieren volver al pasado o quieren continuar con este modelo, que es el modelo que trae prosperidad», planteó.

«Es el test del inversor el año que viene. Están todos haciendo wait and see. Lo entiendo. Pero yo les digo, dudo que los argentinos decidan volver al pasado. Tengo confianza en que los argentinos van a decidir salir hacia adelante abrazando las ideas de la libertad y eso nos va a hacer grandes nuevamente», sugirió sobre el 2027.

En el mensaje, hizo varias referencias a los «kukas» y, en particular, cuestionó a los gobernadores que no adhirieron el RIGI en sus provincias. «En su irresponsabilidad, no les importa que el RIGI esté generando decenas de inversiones multimillonarias a lo largo y ancho del país y la única propuesta que se les ocurre es tirarlo abajo», cuestionó.

Fue enfático en la defensa del régimen de incentivos y felicitó también a Figueroa por haber «atendido» a quienes criticaron su costo fiscal. «¿Cómo puede tener costo fiscal una inversión que sin el RIGI jamás se hubiera hecho?», planteó.

Y aseveró que, para el 2027, «nos hemos construido un seguro, a esta altura, de 125.000 millones de dólares» para que los argentinos «por primera vez puedan votar en paz».

Figueroa: «Nos han invitado a volar»

El gobernador de Neuquén también tuvo palabras de agradecimiento hacia Milei. Destacó del gobierno nacional la estabilización de la macroeconomía, haber permitido a la Provincia participar de la redacción de la Ley de Hidrocarburos y la sanción del RIGI y su extensión al upstream.

Destacó, además, la relación con las operadoras de Vaca Muerta y planteó que «el gobierno anterior no les exigía mucho» frente a un auditorio en el que estuvieron sus predecesores Jorge Sapag y Omar Gutiérrez.

En su pasaje más político, Figueroa subrayó que su proyecto político «no es el mismo» que el del presidente, pero que «eso no quita que podamos tener el mismo objetivo y es que la Argentina sea grande y próspera de una vez por todas».

«Necesitamos provincias independientes, provincias que puedan volar. Y lo que sentimos con este gobierno es que nunca nos han puesto el pie encima. Al contrario, nos han invitado a volar, nos ha invitado a producir», señaló el gobernador.

En momentos donde hay negociaciones en marcha con el gobierno nacional por un posible acuerdo electoral para el 2027 donde La Libertad Avanza desista de competir, Figueroa llamó a «defender la neuquinidad entre todos» y planteó que «es importante que tengamos grandeza».

«Acá no podemos tener decisiones, ambiciones, objetivos personales o de un partido político para ver si metemos un concejal más o un concejal menos. Creo que este desafío es generacional», aseguró.

, Andrea Durán

Pampa Energía realizó el jueves pasado, a través del Mercado Electrónico de Gas (Megsa), una serie de concursos para comprar gas natural a mediano y largo plazo, con entregas escalonadas entre mayo de 2028 y abril de 2035. La operación, la primera de estas características orientada a anticipar el abastecimiento del mercado posterior al Plan Gas, dejó una referencia concreta en cuanto a lo que puede pasar con los precios a futuro una vez que Vaca Muerta escale sus niveles de producción.

Existe, en ese sentido, la expectativa de que los valores domésticos del fluido puedan retraerse significativamente en los próximos años a partir de la expansión de la oferta desde la cuenca Neuquina. Leída en esa clave, la compulsa realizada por Pampa arrojó un primer elemento empírico sobre cómo los actores privados —productores y compradores de gas— empiezan a delinear el futuro del mercado post-Plan Gas, el programa de precios administrados por el Estado que gestiona el abastecimiento del hidrocarburo para hogares y centrales de generación térmica.

Precios a la baja

Los precios adjudicados bajo el paraguas de Megsa se ubicaron en US$ 2,25 por millón de BTU. Los valores corresponden al punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) y representan casi un 30% menos que el precio promedio vigente de Plan Gas, que ronda los 3,50 dólares.

Pampa buscaba contratar, en total, hasta 6 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día), tanto para abastecer su proyecto Fértil SA, con el que apunta a convertirse en un productor de urea (fertilizante) hacia fines de la década y para cubrir sus compromisos de inyección en Southern Energy (SESA), el consorcio que integra con un 20% de participación, que se posicionará el año que viene como la primera terminal de exportación de Gas Natural Licuado (GNL) de la Argentina. A final de las subastas realizadas el jueves, Pampa terminó adjudicando contratos que, en el período de mayor superposición, le permitirán recibir 5 MMm3/día de gas.

La relevancia de la licitación excede, sin embargo, el abastecimiento de la compañía. Es una primera señal de precios para un mercado de gas que el gobierno de Javier Milei apunta a liberar completamente una vez que finalicen los contratos del Plan Gas, a fines de 2028. Los suministros adquiridos por Pampa comienzan unos meses antes de ese vencimiento y se extienden varios años después.

Tres concursos, con entregas escalonadas

La contratación se estructuró en tres concursos consecutivos, de dos ruedas cada uno. La segunda instancia de cada proceso buscó obtener una mejora de precios respecto de las ofertas iniciales.

En el primer concurso, para el período comprendido entre el 1º de mayo de 2028 y el 30 de abril de 2033, Pampa asignó un millón de metros cúbicos diarios sobre la base de ofertas de dos productores. En el segundo adjudicó otros 2 millones diarios, entre mayo de 2029 y abril de 2034, a un tercer productor. Ese mismo oferente obtuvo el tercer concurso, por otros 2 millones diarios entre mayo de 2030 y abril de 2035.

El petróleo cambia la ecuación del gas

Detrás de la operación aparece una transformación de la oferta de Vaca Muerta: el crecimiento del gas asociado a la producción de petróleo. Según datos de Economía y Energía, la consultora que dirige Nicolás Arceo, en julio ese segmento alcanzó unos 32 MMm3/día. Según cálculos privados, la oferta de gas asociado a la producción de petróleo podría escalar a entre 60 y 70 millones hacia fines de la década a medida que se expanda la extracción de crudo para llenar las instalaciones de VMOS y avancen las ampliaciones de Oldelval.

Ese gas tiene una lógica económica diferente de la producción que se desarrolla específicamente en la ventana de gas seco de Vaca Muerta. Para una petrolera que estructura sus inversiones alrededor del crudo, el gas asociado es un coproducto cuya comercialización permite sostener y ampliar el negocio principal. Aunque busca obtener el mejor precio posible, también necesita asegurar una salida para esos volúmenes: las restricciones para evacuarlos pueden limitar la producción de petróleo.

Esa necesidad introduce una oferta capaz de competir a precios inferiores a los que requiere un desarrollo dedicado de ‘gas seco’. La distinción es particularmente relevante para Pampa, que es productora de hidrocarburos y, al mismo tiempo, compradora de gas para abastecer sus negocios de generación y a futuro, de fertilizantes.

Fuentes del mercado consultadas por EconoJournal ubican el costo de desarrollo del gas seco de Vaca Muerta en un rango orientativo de entre US$ 2,50 y US$ 3 por millón de BTU. Frente a esa referencia, conseguir suministro de terceros a US$ 2,24 o US$ 2,25 puede resultar más conveniente que desarrollar determinados recursos propios. La comparación depende, de todos modos, de las condiciones de entrega y de los costos específicos de cada proyecto.

Por debajo del Plan Gas, pero cerca del techo

Los valores adjudicados se ubican por debajo de los aproximadamente US$ 3,50 por millón de BTU que las fuentes del sector toman como referencia promedio del Plan Gas. Sin embargo, quedaron por encima de las expectativas que algunos participantes tenían antes de los concursos.

Fuentes consultadas por EconoJournal señalaron que se esperaba capturar ofertas de alrededor de US$ 1,80 o US$ 1,90 por millón de BTU. Finalmente, las propuestas ganadoras convergieron prácticamente sobre los US$ 2,25 que Pampa había establecido como precio máximo.

El resultado ofrece, por lo tanto, una señal de reducción frente al esquema administrado por el Estado a través de Plan Gas, aunque todavía no refleja los valores más bajos que algunos actores proyectan para un escenario de mayor abundancia de gas asociado. Tampoco alcanza, por sí solo, para definir cuál será el precio de todo el mercado: es una referencia surgida de una operación concreta, con determinados plazos y condiciones de suministro.

La incógnita del GNL

La otra variable es la nueva demanda exportadora. Southern Energy prevé poner en marcha su primer buque de licuefacción en 2027 e incorporar el segundo hacia fines de 2028. En conjunto, el proyecto representa un bloque de demanda de gas del orden de 28 MMm3/día de gas.  Esa magnitud, que es equivalente a lo que consume todo el sector industrial de la Argentina, introduce un interrogante sobre la evolución de los precios.

Desde la óptica de algunas fuentes de empresas productoras consultadas por este medio, si las exportaciones absorben una parte sustancial de la nueva producción, la presión bajista sobre los valores internos podría ser menor que la prevista. La discusión pasa, entonces, por la velocidad relativa con la que crecerán la oferta y las nuevas demandas.

Otras fuentes privadas relativizan esa mirada: creen que el proyecto de SESA contempla un gasoducto dedicado para sostener la operación de los dos buques durante todo el año. “La infraestructura dedicada y el desarrollo de abastecimiento orientado a la exportación harán que el proyecto funcione como un bloque relativamente encapsulado, con una incidencia más acotada sobre la formación de precios domésticos”, señalaron desde una empresa productora.

La compra de Pampa empieza a poner números a esa discusión. Por ahora, el mercado validó contratos a varios años, que seguramente se cubrirán con gas asociado a la producción de petróleo, en torno de US$ 2,25 por millón de BTU: por debajo de la referencia del Plan Gas y entre un 10% o 20$ por debajo de los costos para desarrollar gas seco, pero por encima de lo que algunos compradores esperaban conseguir frente al avance del gas asociado.

, Nicolas Gandini

El llamado a licitación para contratar el sistema de Boleta Única Electrónica (BUE) que usará Neuquén en las elecciones del 2027 deja pocas dudas: el gobierno de Rolando Figueroa y las principales intendencias de la provincia preparan una convocatoria a las urnas en febrero. Si el llamado se confirma, Vaca Muerta abrirá el calendario electoral del país en un intento por debilitar las chances de una oposición organizada.

Claro que ni el gobernador ni el intendente de la capital, Mariano Gaido, confirman semejante especulación. «Tener listo el instrumento» fue el argumento que se dio desde el Poder Ejecutivo a EN/CLAVE sobre la contratación de casi 3.000 máquinas de votación que se resolverá en tiempo récord. El viernes se publicó el anuncio en el Boletín Oficial y el próximo jueves se abrirán los sobres con las ofertas.

Es bastante conocido que hay una sola empresa en el país, el grupo MSA, que puede proveer el sistema que tiene patentado y que Neuquén convirtió en ley hace diez años.

Pero en las oficinas estatales ya se bajó una línea: los trabajadores de la planta política no podrán tomarse vacaciones hasta nuevo aviso, directiva que podría no colaborar con el humor necesario para salir a militar una campaña en pleno verano.

El miércoles, además, fueron convocados a participar del acto que se realizó en el estadio Ruca Che para presentar el plan Neuquén Vive, un espectáculo con despliegue audiovisual «inmersivo» donde el gobierno anunció 45 nuevas obras de infraestructura deportiva, cultural y turística para «transformar la manera de disfrutar la provincia».

Figueroa dijo en su discurso que el gobierno puede pensar ahora en ese tipo de inversiones, que incluyen el primer natatorio olímpico de la Patagonia, porque se están resolviendo las urgencias: llevarle gas a las familias que aún no tenían, la electricidad a pueblos que vivían sin luz como Los Chihuidos o construir escuelas para estudiantes que se estaban «cagando de frío en tráileres». «No estamos pensando en la próxima elección, estamos pensando en las próximas generaciones de neuquinos», aseguró.

O quizás un poco y un poco.

De decidirse el gobierno por convocar al electorado el 14 de febrero, el decreto debería firmarse, a más tardar, en la segunda semana de noviembre. El desafío para Figueroa será entonces encontrar una narrativa que conecte la afirmación de que «falta mucho» para estar especulando con temas electorales con un llamado dentro de los próximos 20 días.

Aristas nacionales de La Neuquinidad

La Neuquinidad de Rolando Figueroa contribuyó esta semana a darle aire al gobierno de Javier Milei en el Congreso. La diputada nacional Karina Maureira no dio quórum en la sesión especial que había convocado la oposición para rechazar el DNU 70/2023, extender la emergencia en discapacidad y abordar el problema de la morosidad.

En un comunicado de prensa, la legisladora explicó su voluntad de «sostener un criterio propio, sin quedar alineada automáticamente con el oficialismo ni con la oposición» y afirmó que trabaja en una ley «superadora» para discapacidad, un tema que había tomado como eje de campaña.

En términos políticos, se puede leer la decisión como un gesto hacia La Libertad Avanza y las negociaciones en marcha, aunque La Neuquinidad también empieza a abrir vasos comunicantes con otros espacios nacionales.

El miércoles, la ministra de Ambiente y presidenta del PRO de Neuquén, Leticia Esteves, participó junto a diputados y concejales del partido de una actividad organizada por la fundación Pensar que trajo a la provincia al precandidato a presidente, Hernán Lacunza.

El exministro de Hacienda de Mauricio Macri encabezó un panel junto a la funcionaria en donde se destacó a Vaca Muerta como política de Estado. «Es todo lo que hicimos bien», afirmó el dirigente frente a las casi 100 personas que se reunieron en uno de los auditorios del Centro de Convenciones Domuyo.

En la actividad se habló bien del RIGI, hubo un panel con referentes de tres operadoras petroleras (Pampa Energía, Tecpetrol y PAE), otro con pymes locales y el cierre estuvo a cargo de María Eugenia Vidal.

Figueroa, quien dijo a EN/CLAVE que decidirá «lo que sea más inteligente para Neuquén» respecto de la participación o no de su espacio en las presidenciales del 2027, da libertad de acción a los dirigentes de La Neuquinidad referenciados en líneas nacionales.

El mes pasado, por caso, la ministra de Educación, Soledad Martínez, compartió palco en el plenario federal del Movimiento Derecho al Futuro que propone a Axel Kicillof como el próximo presidente de los argentinos.

, Andrea Durán

La provincia de Neuquén está terminando de definir las condiciones para otorgarle a TotalEnergies la Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (CENCH) en San Roque, un bloque donde la operadora francesa anunció un plan de desarrollo de shale oil por US$ 5.000 millones que ingresará al RIGI. A cambio, el gobierno provincial exige un bono cercano a los US$ 150 millones destinado a infraestructura clave.

Directivos de la compañía se reunieron el martes en la capital neuquina con el ministro de Energía provincial, Gustavo Medele, para pulir los detalles finales del acuerdo. San Roque abarca actualmente una superficie de 1.040 kilómetros cuadrados (km2) donde TotalEnergies actúa como operadora (24,71%) junto a YPF (34,11%), Wintershall Dea (24,71%) y Pan American Energy (16,47%).

La firma francesa aceleró las gestiones luego de que su CEO global, Patrick Pouyanné, revelara durante la Argentina Week en París un ambicioso programa de inversión por US$ 10.000 millones para Vaca Muerta y la Cuenca Austral. Dentro de ese portfolio, el desembolso principal de US$ 5.000 millones está volcado al desarrollo de petróleo no convencional en San Roque bajo el paraguas del Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI).

Las condiciones de Neuquén

En sintonía con el criterio aplicado en las últimas concesiones, la gestión del gobernador Rolando Figueroa solicitó la incorporación de la petrolera estatal Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) con una participación del 10%, además del pago de un bono de infraestructura equivalente al 3% de las regalías proyectadas, estimado por la provincia en unos US$ 150 millones.

La entrada del activo provincial le permitirá a GyP asociarse a un proyecto de escala global en la ventana de petróleo sin realizar erogaciones en la etapa inicial de exploración y desarrollo mediante el esquema de carry.

La definición central ahora pasa por resolver si TotalEnergies abonará el bono de infraestructura en forma anticipada o si optará por liquidar las regalías al 15%. Según confiaron fuentes al tanto de las negociaciones, la oferta inicial de la compañía se ubicó lejos de las pretensiones provinciales: “A la provincia le conviene cobrar ese monto de entrada para ejecutar obras rápidamente, pero la decisión final dependerá de si adelantan el bono o si van al esquema del 15% de regalías”, explicó una fuente del sector.

De acuerdo con lo manifestado a EconoJournal, este es el último escollo pendiente para formalizar el decreto del Poder Ejecutivo. Desde la petrolera aspiran a oficializar el otorgamiento de la CENCH en la AOG Patagonia -a realizarse en Neuquén del 19 al 22 de octubre-, para luego formalizar la solicitud de adhesión al RIGI ante el Ministerio de Economía de la Nación.

Readecuación del área y nueva prórroga

Otro eje central de la negociación es la delimitación geográfica del área. Al tratarse de una concesión convencional que abarca 1.040 km2, la conversión al régimen no convencional exige adecuarse a la Ley Nacional de Hidrocarburos (Ley 27.007) que establece un límite máximo de 250 km2 de superficie para cada CENCH otorgada.

Por este motivo, la operadora deberá subdividir el bloque y devolver a la provincia el remanente de superficie sobrante, incluyendo el sector aledaño al volcán Auca Mahuida, una zona que combina mayor complejidad geológica.

Sin embargo, otra parte del área mantendrá su categoría original mediante una nueva prórroga por 10 años. TotalEnergies tiene una extensión vigente que caduca a fines de noviembre de 2027 y ahora obtendría un nuevo permiso que la habilitaría a operar por una década más.

“Se analizó todo el historial y el nuevo programa de pozos a ejecutar en Vaca Muerta. Sobre esa base se determinaron las áreas a devolver por tratarse de superficie sobrante sin compromisos de actividad probada”, detallaron fuentes provinciales.

, Laura Hevia

Soy argentino y vivo en Chile desde hace diecinueve años. Esa doble pertenencia no solo me lleva a seguir con especial atención la relación entre ambos países, sino también a dedicar parte de mi tiempo, desde la Cámara Chileno-Argentina de Comercio, a promover una mayor integración. 

Algunos acontecimientos vinculados a declaraciones sobre límites en la zona austral volvieron a mostrar la importancia que ambos países otorgan a estos temas. Chile manifestó formalmente su posición y el Gobierno argentino reafirmó luego el respeto por los límites vigentes. El episodio fue aclarado y ambos gobiernos pudieron continuar avanzando en una relación mucho más amplia.  

Ese es el camino: claridad y firmeza en materia de soberanía, acompañadas de diálogo, comprensión mutua y una mirada de largo plazo. 

En Chile, estos acontecimientos quizás tuvieron mayor repercusión que en Argentina. Para nosotros, los argentinos, una forma de comprender esa sensibilidad es pensar en lo que representan las Islas Malvinas. El Estrecho de Magallanes tiene para Chile una relevancia igualmente profunda en términos de identidad, geografía y seguridad.

No es una comparación jurídica, sino una manera de entender las sensibilidades nacionales. Así como esperamos que otros comprendan lo que Malvinas significa para Argentina, también debemos comprender lo que Magallanes significa para Chile. 

Sobre esa base de respeto, las posibilidades de cooperación son enormes. Chile y Argentina forman conjuntamente una economía de más de US$1 billón, comparten más de 5.000 kilómetros de frontera, poseen recursos complementarios y tienen acceso a dos océanos. Todo ello permite pensar en algo más que mercados vecinos: una verdadera plataforma integrada. 

Las oportunidades son concretas. 

En comercio, ambos países podrían proponerse duplicar el intercambio bilateral durante la próxima década. Simplificar trámites, digitalizar aduanas, reconocer estándares y facilitar una mayor participación de proveedores industriales y pequeñas y medianas empresas permitiría aprovechar mucho mejor el potencial existente. 

En energía, la complementariedad es especialmente clara. Vaca Muerta cuenta con recursos de escala mundial y Chile ofrece demanda, infraestructura, acceso al Pacífico y una ubicación privilegiada para conectar con los mercados asiáticos. El Oleoducto Trasandino ya conecta Neuquén con la costa chilena y existen gasoductos e interconexiones eléctricas sobre los cuales se puede seguir construyendo. 

Una integración energética más profunda requiere reglas previsibles, infraestructura suficiente y condiciones equivalentes para ambos mercados. Integrarse significa generar confianza para invertir y planificar en el largo plazo. 

La minería abre otra gran oportunidad. Argentina posee proyectos de escala mundial y Chile cuenta con experiencia, proveedores, ingeniería, financiamiento, infraestructura y conocimiento operativo. Vicuña, en la frontera entre San Juan y Atacama, tiene una lógica naturalmente binacional. El Pachón puede beneficiarse de proveedores y alternativas logísticas chilenas. Los Azules, que busca financiar inversiones por aproximadamente US$4.000 millones, muestra además el potencial de Chile como plataforma financiera para proyectos argentinos. 

La integración puede reducir costos, acortar plazos y facilitar el acceso a infraestructura, conocimiento y capital. 

La infraestructura ofrece otra dimensión de cooperación. El corredor Bahía Blanca–Neuquén–Pino Hachado–Talcahuano/San Vicente puede conectar de manera más eficiente el Atlántico con el Pacífico, mientras que el Corredor Bioceánico del norte abre oportunidades de conexión con Brasil y Paraguay. 

La producción argentina puede aprovechar los puertos del Pacífico cuando resulte más eficiente, y Chile puede acceder al Atlántico bajo la misma lógica. La geografía puede convertirse así en una ventaja compartida. 

También existe espacio para fortalecer los pasos fronterizos y desarrollar nuevas alternativas de conexión. Proyectos como el paso Las Leñas pueden ampliar la conectividad en la zona central. En el extremo sur, Magallanes y la Patagonia argentina comparten energía, turismo, actividades productivas y una geografía que naturalmente invita a trabajar en conjunto. Mejorar la infraestructura y la coordinación logística permitiría profundizar una integración que ya forma parte de la vida cotidiana de muchas comunidades. 

La integración también ocurre entre las personas. Casi 2,9 millones de argentinos visitaron Chile durante 2025. El turismo, la conectividad aérea, la simplificación de la documentación y los circuitos binacionales pueden seguir fortaleciendo ese vínculo. 

También en la Antártida existe una cooperación concreta y sostenida. Chile y Argentina llevan décadas desarrollando conjuntamente la Patrulla Antártica Naval Combinada. Esa experiencia puede ampliarse hacia la ciencia, la logística, la meteorología, la protección ambiental y las operaciones de búsqueda y rescate. 

El elemento que conecta todas estas oportunidades es la confianza. 

Contratos que se cumplen, reglas previsibles, continuidad de las políticas y mecanismos ágiles de diálogo permiten desarrollar inversiones y proyectos de largo plazo. Cada experiencia de cooperación exitosa fortalece esa confianza y facilita el siguiente paso. 

Europa ofrece una enseñanza interesante. Francia y Alemania encontraron en la integración de sectores estratégicos como el carbón y el acero una forma de construir una relación cada vez más estrecha. Chile y Argentina no necesitan copiar ese modelo, pero sí pueden recoger una idea fundamental: los vínculos entre países se fortalecen cuando existen intereses, inversiones, infraestructura y proyectos compartidos que ambas sociedades valoran. 

Nuestra propia historia también ofrece un símbolo. Hace más de dos siglos, San Martín cruzó los Andes y, junto a los patriotas chilenos, convirtió la cordillera en el camino hacia un objetivo común. 

Nuestro desafío hoy es transformar una de las fronteras más largas del mundo en una plataforma de integración, competitividad y prosperidad. La cordillera seguirá allí. Nuestra oportunidad es hacer de ella, cada vez más, un puente entre ambos países. 

*Alejandro Larrive es Primer Vicepresidente de la Cámara Chileno-Argentina de Comercio.

, Alejandro Larrive (*)

La digitalización de las instalaciones eléctricas y la optimización de la gestión de activos críticos resultan fundamentales cuando la electrificación de la economía, la expansión de las energías renovables y la necesidad de infraestructuras eléctricas más resilientes definen el escenario actual. Para dar respuesta a esta realidad, Schneider Electric presenta MCSeT con EvoPacT, una nueva generación de celdas de media tensión que combinan electrificación y digitalización.

Parte de la familia SeT Series, MCSeT está diseñada para aplicaciones de media tensión de hasta 24kV e incorpora una arquitectura digital nativa que permite ampliar la visibilidad sobre el estado de los equipos, monitorear su desempeño en tiempo real y avanzar hacia estrategias de mantenimiento predictivo.

La solución integra tecnología de aislamiento en aire y el interruptor de vacío EvoPacT HVX, combinando conectividad, confiabilidad y herramientas digitales para responder a las nuevas demandas de industrias, infraestructura crítica y centros de datos.

De la infraestructura eléctrica a la gestión inteligente de activos

A medida que las operaciones se vuelven más dependientes de un suministro eléctrico continuo y de calidad, contar con información precisa sobre el estado de los activos se vuelve cada vez más relevante. La digitalización de la media tensión permite pasar de una gestión basada principalmente en intervenciones programadas a una operación orientada por datos.

MCSeT incorpora monitoreo en tiempo real y capacidades digitales que permiten conocer el estado de los activos, identificar potenciales riesgos y tomar decisiones de mantenimiento de manera más anticipada. Esta visibilidad contribuye a reducir intervenciones innecesarias, optimizar recursos y mejorar la disponibilidad de la infraestructura eléctrica.

“La digitalización de la media tensión permite evolucionar hacia una gestión más predictiva de los activos. Tener información sobre su estado en tiempo real permite anticipar necesidades, priorizar intervenciones y tomar decisiones que impactan directamente en la continuidad y eficiencia de las operaciones”, explica Sergio Ferrari, Director de Power Systems para Argentina, Paraguay y Uruguay.

Además, la integración con la arquitectura EcoStruxure permite conectar los activos y utilizar herramientas de analytics e inteligencia artificial para ampliar el análisis de la información y apoyar la toma de decisiones.

MCSeT: mayor confiabilidad para operaciones críticas

Uno de los principales diferenciales de MCSeT es su integración con EvoPacT HVX, un interruptor de vacío desarrollado para ofrecer alta confiabilidad y una extensa vida útil operativa.

La combinación permite mejorar la continuidad del servicio y reducir riesgos asociados a la operación de activos críticos. Al contar con mayor información sobre el estado de los equipos y capacidades de monitoreo continuo, las organizaciones pueden avanzar hacia una gestión del mantenimiento basada en su condición real.

Este enfoque resulta especialmente relevante para sectores donde una interrupción del suministro eléctrico puede tener un impacto directo sobre la continuidad del negocio, como industria, infraestructura crítica y centros de datos.

Una infraestructura preparada para la transición energética

La transformación del sistema energético también está modificando las necesidades de las instalaciones eléctricas. La incorporación de nuevas fuentes de generación, la electrificación de procesos industriales y el crecimiento de operaciones intensivas en energía requieren infraestructuras capaces de responder a mayores niveles de complejidad y variabilidad.

En este contexto, la modernización de la media tensión adquiere un rol estratégico. Las organizaciones necesitan activos que no solo garanticen la distribución segura y confiable de la energía, sino que también permitan obtener información, optimizar su operación y acompañar nuevas demandas energéticas.

MCSeT con EvoPacT responde a este desafío al combinar arquitectura digital nativa, monitoreo, confiabilidad y tecnología de aislamiento en aire en una solución preparada para acompañar la
evolución de las instalaciones eléctricas.

Tecnología de aislamiento en aire y sostenibilidad

La sostenibilidad es otro de los pilares de la solución. MCSeT utiliza tecnología de aislamiento en aire, evitando el uso de gases con alto potencial de calentamiento global asociados a tecnologías
tradicionales de media tensión.

La transición hacia tecnologías libres de hexafluoruro de azufre (SF₆) también puede simplificar la gestión de los activos a lo largo de su ciclo de vida. En sistemas convencionales, la gestión del gas puede requerir monitoreo de presión y densidad, detección de fugas, reposición, control de inventario y procedimientos específicos de mantenimiento.

Según datos de Schneider Electric, la transición hacia tecnologías libres de SF₆ puede generar reducciones de hasta 40% en los costos de inspecciones y reparaciones a lo largo del ciclo de vida de los activos, como resultado de la simplificación de la arquitectura de los equipos y la eliminación de procesos auxiliares asociados a la gestión del gas aislante.

“La evolución de la media tensión implica mucho más que incorporar nuevos equipos. Se trata de contar con una infraestructura capaz de ofrecer mayor visibilidad, confiabilidad y eficiencia, y que al mismo tiempo esté preparada para acompañar la electrificación y la transición energética”, agrega Ferrari.

Estos son los principales beneficios de MCSeT con EvoPacT:

• Media tensión de hasta 24 kV.
• Arquitectura digital nativa para una operación más eficiente.
• Monitoreo en tiempo real del estado de los activos.
• Mantenimiento predictivo basado en datos y condición.
• Integración con EcoStruxure para ampliar las capacidades de análisis y gestión.
• Interruptor de vacío EvoPacT HVX para mayor confiabilidad y continuidad del servicio.
• Reducción de riesgos operativos y optimización del ciclo de vida de los activos.
• Tecnología de aislamiento en aire, alineada con objetivos de sostenibilidad y descarbonización.
• Solución orientada a infraestructura crítica, industria y centros de datos.
• Tecnología preparada para acompañar la electrificación y la transición energética.

Con MCSeT con EvoPacT, Schneider Electric refuerza su visión de Electricity 4.0, combinando electrificación y digitalización para avanzar hacia una infraestructura eléctrica más inteligente, conectada y sostenible. La solución busca acompañar a las organizaciones en un escenario donde la confiabilidad del suministro, la eficiencia operativa y la gestión inteligente de los activos se convierten en factores cada vez más relevantes para la competitividad.

, Redaccion EconoJournal

El Grupo Albanesi, el holding argentino fundado en 1912 y que es uno de los principales generadores privados de energía eléctrica del país, anunció la designación de Alberto Laverán como nuevo Gerente General de Generación Mediterránea S.A., la compañía que concentra el negocio de energía del Grupo.

La compañía destacó que el nombramiento se da luego de un año y medio, en el que todos los esfuerzos estuvieron concentrados en cerrar de manera exitosa el proceso de reestructuración financiera. En ese proceso se garantizó la operación ininterrumpida de sus 10 centrales de generación termoeléctrica, por lo que ahora encara una nueva etapa.

Para liderar este ciclo designó a Alberto Laverán, un ejecutivo argentino con más de dos décadas de trayectoria en el mercado energético y petroquímico, que ocupó diversos roles directivos en compañías con base en América, Europa y Asia.

Laverán es Contador Público Nacional por la Universidad de Buenos Aires, y Magíster en Finanzas y Administración de Empresas por la Universidad Nacional del Sur. Previo a su ingreso a GMSA, lideró la firma Leveral Partners, con foco en asesoramiento a empresas del sector energético, con sedes en Houston (EE.UU.) y Buenos Aires. Además, desempeñó durante más de 25 años funciones de liderazgo en compañías como Vantage Specialties y Dow Chemical.

“Argentina está atravesando un proceso de transformación, y el sector energético ocupa un lugar central en ese cambio. Asumo la conducción de GMSA con un propósito: el de impulsar, junto a un equipo de alto desempeño, un camino de crecimiento sostenible y valor compartido”, enfatizó Laverán.

El ejecutivo tendrá la responsabilidad de trabajar junto al resto del equipo directivo para crear las condiciones que impulsen el desarrollo del negocio, en un mercado sumamente competitivo. Generación Mediterránea se especializa en la generación de energía termoeléctrica y cuenta con una capacidad instalada de 1.855 MW.

La compañía del Grupo Albanesi está presente en Argentina y Perú con 10 centrales térmicas en Buenos Aires (Ezeiza y Bahía Blanca), Córdoba (Río Cuarto), La Rioja, Río Negro, Santa Fe (Arroyo Seco y Timbúes), Santiago del Estero, Tucumán y Talara, al norte de Perú, que representan casi el 8% de la energía térmica del país.

, Redacción EconoJournal

Eduardo Bolsonaro, hermano y figura clave en el armado de relaciones exteriores del candidato presidencial brasileño Flavio Bolsonaro, adelantó que impulsarán un proyecto de gasoducto entre Vaca Muerta y Brasil si vencen al presidente Lula da Silva en el balotaje del próximo domingo 25 de octubre. Para el avance de un proyecto de ese tipo se requeriría, en principio, de un entendimiento entre Estados que hasta el momento no ocurrió y habilitar la participación de Petrobras, la petrolera brasileña bajo control estatal, según fuentes sectoriales.

El único proyecto existente hasta el momento para una conexión directa entre ambos países es el de un gasoducto dedicado a la exportación impulsado por el consorcio empresarial Gásbra. EconoJournal pudo saber que Gásbra modificó el diámetro del ducto proyectado para elevar la capacidad de transporte y que está trabajando para presentar dos RIGI vinculados con él.

En una entrevista concedida a LN+ en la noche de este jueves, Eduardo Bolsonaro, armador internacional del candidato por el Partido Liberal, brindó detalles sobre el encuentro que mantuvo esta semana con el presidente Javier Milei en un evento en Washington DC y dejó algunas definiciones sobre cómo sería el vínculo bilateral con la Argentina si su hermano es electo presidente.

En el plano energético mencionó la posibilidad de construir un gasoducto. «Si hablo algo con Milei es para el beneficio de los dos pueblos. Por ejemplo, tengo ganas de poner una conexión en directo desde Vaca Muerta a Brasil porque las reservas de gas que vienen desde Bolivia están cayendo«, declaró Eduardo Bolsonaro.

Durante la gala privada realizada por la comunidad hispana en el auditorio Andrew W. Mellon para reconocer su «liderazgo global», Milei respaldó a Flavio Bolsonaro de cara al balotaje con Lula, a quien tildó de «dictador comunista».

“Quiero aprovechar esta ocasión para saludar a Eduardo, hermano de Flavio, aquí presente con nosotros y enviar un mensaje de afecto y de apoyo tanto a Flavio como a su padre, mi amigo el presidente Jair Bolsonaro que continúa injusta y vengativamente encarcelado«, sostuvo el presidente argentino reafirmando su apoyo a los Bolsonaro.

Gasoducto desde Vaca Muerta al Brasil

Hasta el momento, el consorcio empresarial brasileño Gásbra es el único actor que está activamente trabajando en un proyecto integral privado de producción y exportación de gas natural en formato ininterrumpible entre la Argentina y Brasil, que fue presentado a las autoridades de Neuquén en una visita en diciembre del año pasado.

La iniciativa es comparable con otros proyectos dedicados a la exportación, como Argentina LNG o la terminal de GNL de Southern Energy (SESA). GásBra busca un permiso de exportación en firme por 30 años, similar al que la Secretaría de Energía de la Nación concedió al consorcio SESA.

El proyecto contempla la construcción de un gasoducto dedicado de 1630 kilómetros y 40 pulgadas entre Tratayén (Neuquén) y la localidad brasileña de Uruguaiana, con una capacidad de transporte de 35 millones de metros cúbicos por día (MMm3/D), potencialmente ampliable. La iniciativa original contemplaba un ducto de 36 pulgadas y con una capacidad de 30 MMm3/D.

También prevé un plan de inversión en upstream para respaldar con molécula propia los volúmenes que se comprometerán a la exportación. Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), la petrolera estatal provincial, aportaría inicialmente moléculas de sus contratos de producción compartida y áreas de gas seco en Vaca Muerta para ese desarrollo. También buscan abrir la participación a otras productoras en la cuenca neuquina.

El consorcio GásBra es un vehículo empresarial que está integrando a empresas industriales y distribuidoras de gas del sur de Brasil, principalmente de San Pablo. Gásbra estructurará dos vehículos de inversión (VPU) para presentar el proyecto al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI), uno para el upstream y el otro para el gasoducto, según pudo saber este medio.

Del lado brasileño, el proyecto contempla un gasoducto de 650 km y 40 pulgadas entre Uruguaiana y Canoas (Porto Alegre). En ese sentido, el consorcio está avanzando en conversaciones con los accionistas de Transportadora Sulbrasileira de Gás (TSB) y de Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil (TBG) relativas a derechos de paso para el ducto y en cómo se estructurará luego el envío de las moléculas desde Canoas a San Pablo.

Brasil viene mostrando un interés activo en suministrarse gas argentino. Pre-sal Petróleo (PPSA), la empresa estatal en Brasil dueña de los contratos de producción compartida del Estado con las operadoras en el offshore del presal, realizará este mes su primera subasta de suministro de corto plazo de gas natural para las industrias.

El Consejo Nacional de Política Energética (CNPE) del Brasil este año habilitó a PPSA a que pueda celebrar a partir del año próximo subastas de suministro de largo plazo. Es en esa ventana en donde el gobierno brasileño evalúa que el gas importado desde Vaca Muerta o el GNL puede jugar un rol, ya que PPSA quedó habilitada para importar gas y venderlo a industrias.

, Nicolás Deza

Una gran variedad de procesos industriales funciona mediante el suministro de calor continuo a temperaturas bajas, por debajo de los 150 grados. Esa energía puede abastecerse a partir de fuentes renovables y con equipos fabricados localmente a precios más accesibles. Con ese objetivo, un equipo de científicos del Conicet y la Universidad Nacional de Salta (UNSa) construyó un dispositivo de concentración solar térmica que puede generar calor hasta 120 grados. Se trata, más precisamente, de un Colector Cilindro-Parabólico (PTC) que demandó una inversión de US$ 5.000, y en las pruebas alcanzó una potencia máxima de 8 kilovatios térmicos (kWt) y una eficiencia del 70%.

“La tecnología de concentración solar térmica está muy probada, y con buenos resultados, a nivel internacional. En grandes escalas, incluso, se usa para generar electricidad. Está disponible comercialmente, pero está protegida por patentes y los equipos importados son costosos -explica Pablo Dellicompagni, científico del Instituto de Investigaciones en Energía No Convencional (INENCO) del Conicet-UNSa, que lideró el desarrollo-. En particular, la tecnología de concentración solar basada en colectores cilindro-parabólicos, como el equipo que construimos, es la más consolidada”.

“Cerca de la mitad de la energía que consume la industria se destina a procesos térmicos de temperaturas bajas y medias, por lo que este tipo de sistemas son ideales para reemplazar o complementar el uso de gas natural –agrega-. En el sector de alimentos y bebidas se usa para la pasteurización, que se realiza a 60 grados, o para la esterilización de envases, cocción y lavado industrial. Se aplica en países como México, Estados Unidos y Alemania”. También la incorporan el rubro textil, para el lavado de fibras y teñido de telas; el papelero y maderero, en las etapas de secado, blanqueado y cocción, y la minería y la química, por el aporte de calor en la extracción y tratamiento de sales.

Si bien la construcción de este prototipo abre la posibilidad de fabricar equipos con insumos locales, según Dellicompagni la energía termo solar enfrenta dos competencias en el país: las tarifas subsidiadas de gas natural y los sistemas fotovoltaicos, que se han posicionado como la tecnología solar dominante.

Energía termo solar: cerveza, petróleo y vapor

La tecnología solar térmica es una fuente renovable que se basa en transformar la radiación en energía calórica. Según la Agencia Internacional de Energía, a finales de 2024 la capacidad total operativa de este tipo de energía alcanzó 544 GWth en el mundo (777 millones de metros cuadrados de superficie de captación) y sumó 17,8 GWth de potencia. La energía termo solar para procesos industriales, en tanto, creció un 28%, tras poner en marcha 106 nuevas plantas que sumaron 120 MWth de capacidad. El 69% de ellas utiliza equipos PTC, como el prototipo que se construyó en Salta. Los principales mercados, en términos de nuevas operaciones durante 2024, fueron China, Alemania, Países Bajos, México y Austria.

Una de las instalaciones termo solares más grandes del mundo pertenece a la productora de cerveza Heineken. En su fábrica de Sevilla, en España, en 2023 inauguró una planta de 30 MWth con tecnología PTC, que fue diseñada para cubrir cerca del 50% de la demanda de calor de la unidad productiva. Pero el mayor proyecto que recurre a este tipo de equipos está en Omán. Fue construido en 2017, suma una potencia 342 MWth y se usa para generar vapor que se inyecta en el proceso de recuperación mejorada de petróleo.

En América Latina esta energía para procesos industriales se utiliza en México -que tiene 139 plantas y usuarios como Unilever-, y en Brasil, que posee cinco proyectos que suman 5MWth (abastece, por ejemplo, una instalación de la fabricante de alimentos y bebidas PepsiCo). En la Argentina, sin embargo, todavía no hay aplicaciones comerciales de este tipo.

Piloto para producir a bajas temperaturas

El prototipo construido por los científicos del Conicet está instalado en el campus experimental del INENCO, en Salta. “Es una estructura de superficies reflectivas curvas (canal parabólico) que gira siguiendo al sol de manera automática durante todo el día. La luz solar que captan esas superficies se concentra en un tubo central por el que circula agua, y que eleva su temperatura hasta convertirla en agua caliente o vapor presurizado”, define el investigador.

La estructura del PTC consta de un bastidor metálico (de 6,5 metros de longitud) que sostiene dos módulos reflectores de forma parabólica (hechos de láminas de aluminio) y un sistema de seguimiento solar que hace girar el eje de Este a Oeste. El tubo de acero que absorbe la temperatura –y por el que circula el fluido que transporta calor- tiene seis metros de longitud y un diámetro de 1,5 pulgadas. La superficie de captación solar, conformada por los dos módulos parabólicos, es de 11 metros cuadrados.

El prototipo, cuyo proceso de desarrollo y validación se publicó a mitad de año en la revista científica internacional “Tecnologías y Evaluaciones de Energía Sostenible” (editorial Elsevier), transita las etapas 3 y 4 del Nivel de Madurez Tecnológica (TRL), una escala de nueve rangos que clasifica a las tecnologías según su estadio evolución. En este caso, se trata de una fase de testeo en entorno de laboratorio.

“El equipo fue ensayado, medido y está generando vapor, pero aún no fue acoplado a un determinado consumo térmico. Es preciso seguir trabajando en el diseño a fin de que sea más robusto y de más fácil operación y mantenimiento”, amplía el investigador. “Hace falta un poco más de inversión y lograr un diseño estructural de mayor solidez, por ejemplo, para que la estructura de soporte sea apta para condiciones de viento elevado. También hay que hacer mejoras en el sistema de seguimiento solar y sumar automatización en el suministro de agua. Un gran objetivo podría ser dar un salto desde el taller científico a la fabricación de equipos en serie”.

Pero admite que para llegar a nivel TRL 9 “hay un largo camino”, ya que “se necesitan más instancias de prueba, de garantías de funcionamiento, y que los sistemas de control y de seguridad operen de manera aceitada. En eso estamos trabajando hoy”.

Construir con insumos locales

La inversión para un prototipo de operación comercial demanda casi US$ 5.000. El mayor costo, del 35%, lo insumió el tubo de acero con cubiertas de vidrio borosilicato, seguido por el sistema de seguimiento solar, que representa el 23% e incluye el motor, los algoritmos de seguimiento automático y la electrónica. En tanto, la estructura metálica y el bastidor de soporte, demandaron el 20%. Otra medida es el costo de la potencia térmica instalada, que expresa la inversión por cada unidad de potencia térmica máxima que genera el equipo (de 8 kWt). En este caso, el valor de construcción es de US$622 por kWt. 

“Es posible lograr un diseño construido 100% con materiales e insumos disponibles en el mercado nacional, como láminas de aluminio de alta reflectancia y tubos de vidrio convencionales, eliminando la dependencia de componentes importados. Esto reduce drásticamente el costo de fabricación y de generación de calor, manteniendo un rendimiento térmico más que aceptable”, indica Dellicompagni, que es doctor en Ciencias Renovables.

En cuanto a la sustitución de combustible fósil, según las estimaciones experimentales del prototipo, con una generación térmica máxima de referencia de 8,401 kWht anual que se obtuvo, el volumen de gas natural equivalente desplazado es de 910 a 970 metros cúbicos por año, lo que supone un potencial de mitigación neta de 2,24 a 2,39 tCO2 anual por equipo.

La competencia: gas a bajo precio y paneles solares

La tecnología solar térmica compite con otras fuentes de energía: los combustibles fósiles, como el gas natural, y la solar fotovoltaica. En el primer caso, la barrera es principalmente económica debido a los menores costos de las tarifas de gas natural. En las mejores condiciones en que se midió el prototipo –sin incluir costos de ingeniería, instalación o integración al proceso-, el equipo produce calor a 7,19 centavos de dólar por kWht. “Esa cifra representa entre 1,9 y tres veces el costo del calor generado con gas natural sin subsidios, y la brecha se amplía a unas tres o cuatro veces frente a las tarifas subsidiadas”, explica el investigador.

Esta diferencia, sin embargo, puede modificarse en función de las políticas tarifarias y de subsidios a la energía que se implementen. “Su adopción entonces dependerá de las medidas de des-carbonización de procesos industriales que lleven adelante las empresas y del esquema tarifario en cada región del país. Como toda tecnología renovable, requiere una inversión inicial para su instalación. Por eso es clave contar con líneas de crédito verde o incentivos de fomento”.

Otro desafío –señala el científico- es la generalización de la tecnología fotovoltaica, que ha prevalecido “por el marco regulatorio que promueve las energías renovables, por sus menores costos de instalación e inversión inicial, y sus plazos de obra que son más breves”. Sin embargo, apunta que para esa tecnología “los valores del almacenamiento en un sistema de baterías de ion litio se triplican. Es muy costoso”. En este punto, “se abre una ventana para el mundo de la concentración solar, que permite almacenar energía térmica para seguir generando vapor y abastecer a las máquinas con costos mucho más económicos”.

, Mariana Pernas

El crecimiento de Vaca Muerta y la ampliación de la infraestructura asociada a la producción de petróleo y gas plantean nuevos desafíos para los proveedores industriales. En efecto, a medida que aumenta la escala de la eficiencia operativa, se incrementa la necesidad de reducir los tiempos de abastecimiento y garantizar el mantenimiento de los equipos y Valbol, Esferomatic, Aceros ITASA y Norpatagónica trabajan para dar respuesta a estas necesidades.

Las cuatro empresas serán parte de la Argentina Oil & Gas (AOG) Patagonia 2026, que se realizará del 19 al 22 de octubre en el Espacio DUAM de Neuquén donde presentarán soluciones vinculadas con la fabricación de válvulas y componentes, la automatización, los servicios para la producción de hidrocarburos y la asistencia técnica en campo.

La propuesta reúne capacidades industriales y de servicios que abarcan distintas etapas de la cadena de valor del petróleo y el gas. Entre ellas se encuentran la fundición de aceros especiales, las válvulas manuales y automatizadas, los productos químicos para operaciones de producción, el inertizado de cañerías y las tareas de calibración, puesta en marcha y mantenimiento.

Válvulas y componentes para las operaciones

Entre los desarrollos que se exhibirán durante la AOG Patagonia 2026 se encuentran una válvula esférica diseñada para lanzar y recibir scrapers o pigs, dispositivos utilizados para limpiar el interior de las cañerías, y una válvula excéntrica orientada a servicios que involucran incrustaciones o sólidos en suspensión en el transporte de fluidos.

Estos desarrollos responden a requerimientos específicos de las operaciones y buscan facilitar tareas de mantenimiento y manejo de fluidos en instalaciones industriales, según detallaron desde las empresas.

La fabricación de estos equipos se complementa con las capacidades de Aceros ITASA, que produce cuerpos y piezas para válvulas y bombas en distintos materiales, incluidos aceros al carbono, inoxidables, dúplex y súper dúplex. La disponibilidad de estas alternativas permite atender requerimientos específicos según las condiciones de uso de los componentes.

Por su parte, Norpatagónica presta servicios de operación y mantenimiento en campo. Esta actividad comprende el acompañamiento de los equipos durante su vida útil y complementa la provisión de productos con asistencia técnica para las instalaciones.

Abastecimiento y mantenimiento en Neuquén

La disponibilidad de equipos y repuestos cerca de los yacimientos es otro de los aspectos relevantes para los proveedores de la industria. Las demoras en el abastecimiento pueden afectar los tiempos de intervención y la continuidad de las operaciones, especialmente en una cuenca con una actividad creciente.

En Neuquén, las compañías cuentan con un almacén en el Parque Industrial de la ciudad, donde mantienen válvulas y equipos especializados. De acuerdo con la empresa, la ubicación, a menos de 100 kilómetros del centro de Vaca Muerta, busca facilitar la respuesta a los requerimientos operativos de la región.

A esa estructura se suma FlowCare, un servicio de mantenimiento posventa orientado a las operaciones de la cuenca. La iniciativa apunta a brindar asistencia durante la vida útil de los equipos mediante tareas de mantenimiento, calibración y puesta en marcha.

Finalmente, la participación de estas empresas en la AOG también incluirá la presentación de herramientas tecnológicas destinadas a mostrar equipos y soluciones aplicadas a la operación. Entre las propuestas anunciadas figura una experiencia de realidad virtual que permitirá a los visitantes interactuar con los equipos y recorrer escenarios simulados de trabajo en campo.

Otra de las novedades será el sistema Line Break Electrónico, diseñado para detectar roturas en líneas de cañerías mediante el monitoreo de presión. La herramienta se incorpora a una oferta que busca ampliar las posibilidades de seguimiento de las instalaciones y detección de incidentes.

, Redaccion EconoJournal

El gobernador Rolando Figueroa autorizó el llamado a licitación para contratar las máquinas de Boleta Única Electrónica (BUE) que se usarán en las elecciones 2027 en Neuquén, un movimiento que vuelve a alimentar las especulaciones sobre una convocatoria a las urnas en el verano, precisamente a mitad de febrero.

No es una pista definitiva, pero sí una acción sugerente. En los comicios anteriores, la licitación se había lanzado a mediados de diciembre, a cuatro meses de la elección del 16 de abril. ¿Se repetirán los plazos?

El decreto 1669 al que tuvo acceso EN/CLAVE fue firmado este jueves por el gobernador Rolando Figueroa y el ministro de Gobierno, Jorge Tobares. El documento, que se publicaría mañana en el Boletín Oficial, asigna un presupuesto de 6.100 millones de pesos a la contratación del instrumento que usará un padrón estimado de 630.000 electores el año que viene.

La apertura de las ofertas se fijó una semana después, para el jueves 22 de octubre a las 10.

Este medio consultó con fuentes del Poder Ejecutivo y afirmaron que el llamado a licitación responde a la necesidad de «tener listo el instrumento» y que es una formalidad que no trae aparejada la definición de una fecha.

Esta será la tercera elección de gobernador en Neuquén con el sistema de Boleta Única Electrónica, el instrumento que se aprobó como parte de la reforma electoral que discutió la Legislatura en 2016.

Hasta el momento, en todas las licitaciones se presentó un único oferente, el grupo MSA, que también proveyó el sistema en Salta y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CABA), entre otros distritos.

El sistema consiste en una pantalla en la cual el elector visualiza todas las opciones de listas y candidatos, con posibilidad de marcar por categoría o lista completa. Su selección se imprime en una boleta de papel que, a la vez, guarda el contenido en un chip que luego se escanea para el realizar el recuento.

Los caminos que llevan a febrero

Como anticipó EN/CLAVE en agosto, los equipos de gobierno se vienen preparando para un escenario de elecciones en febrero desde hace meses, en particular el intendente de la capital, Mariano Gaido. Si bien Rolando Figueroa volvió a insistir recientemente con que hay un debate abierto entre ambos por el octavo y noveno mes del año, ya son pocos quienes realmente lo creen.

Los propios referentes territoriales de ambos recorren la provincia en búsqueda de acuerdos y candidatos con el 14 de febrero como horizonte posible. Lo mismo hacen funcionarios de primera y segundas líneas en los despachos oficiales.

El pedido es para acelerar las licitaciones de obras, las ejecuciones en marcha y hacer mucha pedagogía sobre las transformaciones encaradas por la gestión que asumió en diciembre de 2023.

Justamente, el gobierno provincial realizó el miércoles un masivo acto en el estadio Ruca Che de la capital para presentar el plan Neuquén Vive, una serie de obras deportivas, culturales y turísticas por 685.800 millones de pesos que apuntan a «transformar la manera de disfrutar y vivir la provincia».

En paralelo, la oposición agenda febrero como posible largada y construye una narrativa que vincula la eventual convocatoria en el verano a un temor del oficialismo frente a los armados rivales. «Tienen miedo y, si fuera por ellos, adelantarían las elecciones lo más posible», dijo días atrás el senador Pablo Cervi durante un encuentro de La Libertad Avanza en Zapala.

De optar el gobierno por realizar las elecciones generales en febrero, el decreto de convocatoria debería firmarse en los primeros 10 días de noviembre, 90 días antes de la fecha, lo que acorta el tiempo de decisión a lo que resta de octubre.

El análisis incluirá una evaluación del estado de las obras en ejecución y de las que puedan llegar a estar en marcha para el tiempo de campaña, por un lado, y de las negociaciones políticas con los eventuales aliados, por el otro.

En principio, Figueroa repetiría un esquema de listas colectoras acompañando su candidatura como hizo en 2023. En las intendencias, en cambio, se habilitará que haya varios candidatos bajo el paraguas de La Neuquinidad compitiendo internamente. No sería el caso de la capital, donde se allanaría el camino para que Gaido elija quién disputará su sucesión: todos los caminos conducen, de momento, a su jefa de Gabinete, María Pasqualini.

Pero queda un factor por resolver y es qué hará La Libertad Avanza en esta elección. Si el gobierno nacional tiende puentes con Figueroa, como está intentando en otras provincias, podría desistir de competir por la gobernación o, al menos, hacerlo sin su figura más fuerte, la senadora Nadia Márquez.

, Andrea Durán

Dow, una de las compañías químicas y petroquímicas más importantes del país, participará de la 20ª edición de Argenplás, la exposición internacional de la industria del plástico, que se desarrollará del 3 al 6 de noviembre en La Rural, en la Ciudad de Buenos Aires.

Bajo el lema “Generación que transforma: El poder de innovar juntos”, la compañía presentará un conjunto de resinas, polímeros funcionales y aplicaciones destinadas a distintos segmentos del mercado, con eje en la innovación tecnológica, la circularidad y el trabajo conjunto con los actores de la cadena de valor. Su participación hará foco en el vínculo entre la ciencia de materiales y el desarrollo de la industria petroquímica, así como en su aporte a la competitividad de las cadenas productivas vinculadas con los plásticos, según precisaron desde la empresa.

Además exhibirá desarrollos y casos de aplicación orientados a responder a las necesidades de la industria. La propuesta abarcará soluciones para los mercados de alimentos y especialidades, películas industriales, salud e higiene y productos rígidos.

Dos actividades técnicas durante la exposición

A lo largo de la exposición, Dow realizará dos actividades técnicas:

• «El poder de innovar juntos», 4 de noviembre a las 15 horas. La actividad técnica presentará casos de aplicación y experiencias vinculadas con el desarrollo de soluciones para la industria del plástico. La participación requerirá inscripción previa.

• «Ecoplás en Acción», 5 de noviembre a las 18 horas. Una conferencia en el marco del congreso anual de Ecoplas. Esta actividad también requerirá inscripción previa.

Según explicó Santiago Bacigalupo, director comercial para Plásticos de la Región Sur de Dow en América Latina, “la exposición constituye una instancia para vincular a los distintos integrantes de la cadena de valor y presentar alternativas tecnológicas frente a los desafíos productivos”.

El ejecutivo señaló que “la innovación implica identificar necesidades, reunir conocimientos técnicos y trabajar con los clientes para desarrollar soluciones que aporten valor, eficiencia y sustentabilidad a las operaciones”.

Resinas y aplicaciones para distintos mercados

La oferta que Dow llevará a la exposición estará organizada en torno a sus líneas de polietilenos y polímeros funcionales, con aplicaciones para diferentes segmentos industriales.

En el mercado de alimentos y especialidades, la compañía presentará materiales destinados al desarrollo de envases. Para las películas industriales, en tanto, exhibirá soluciones orientadas a mejorar la productividad y la estabilidad de las cargas.

En los segmentos de salud e higiene, mostrará materiales para aplicaciones específicas, mientras que en el mercado de productos rígidos expondrá resinas de alta resistencia para tapas, botellas y contenedores, además de alternativas destinadas al consumo masivo.

La empresa dispondrá de un espacio de más de 100 metros cuadrados para presentar sus desarrollos y establecer contactos con profesionales y especialistas del sector.

Con presencia en la Argentina desde hace 69 años, la compañía buscará presentar en Argenplás sus propuestas tecnológicas y promover el intercambio con los distintos actores del sector.

La exposición se realizará de 14 a 20, con entrada gratuita y registro previo. Para participar de las actividades técnicas organizadas por Dow, será necesario realizar la inscripción correspondiente.

, Redaccion EconoJournal

Durante la próxima edición de Argentina Oil & Gas Patagonia 2026 (AOG), Italia participará con diez empresas en un pabellón nacional organizado por la Agencia Italiana de Comercio Exterior (ICE). La exposición comenzará el 19 de octubre en el Espacio DUAM de Neuquén, en las inmediaciones de Vaca Muerta y reunirá a representantes de la industria energética.

El pabellón italiano estará ubicado en el Hall 4, stand L-18, y contará con la participación de Antea, Inim Electronics, Innovo, Italbest Valve, Palazzoli, Petrol Instruments, Petrostar, Rina, Telema y Valvitalia. Las compañías desarrollan actividades vinculadas con la energía, la minería, la ingeniería mecánica y la ingeniería de plantas.

La iniciativa fue coordinada por la oficina de ICE en Buenos Aires, en colaboración con la Embajada de Italia en la Argentina, con el objetivo de promover la participación de empresas italianas y generar oportunidades comerciales en sectores vinculados con el desarrollo de infraestructura y la actividad energética.

El intercambio comercial entre Italia y Argentina

Alessandra Marcarino, directora de la Agencia Italiana de Comercio Exterior en Buenos Aires, señaló que “la Argentina representa un mercado de interés para las empresas italianas por sus dimensiones y las perspectivas de desarrollo de distintos sectores estratégicos”.

Según los datos difundidos por ICE, el intercambio comercial entre ambos países alcanzó los 2.449 millones de euros en 2025, mientras que las exportaciones italianas a la Argentina superaron los 1.200 millones de euros. Además, 295 empresas de capital italiano operan en el país y emplean a aproximadamente 24.920 personas.

Marcarino sostuvo que: “Estos vínculos constituyen una base para explorar nuevas oportunidades de negocios y profundizar la relación bilateral mediante inversiones, colaboraciones industriales y alianzas comerciales”.

Rondas de negocios y reuniones B2B

Como parte de su participación en la exposición, ICE organizará encuentros comerciales entre las diez empresas italianas presentes y compañías argentinas de los sectores de energía, minería e infraestructura.

La agenda prevé la participación de 100 empresas argentinas en más de 1.000 reuniones de negocios. Los encuentros se realizarán en los stands del pabellón italiano y estarán orientados a vincular a los participantes con potenciales clientes y socios comerciales.

La iniciativa busca facilitar el contacto entre proveedores italianos y empresas argentinas en actividades que, de acuerdo con ICE, adquirieron una importancia creciente en los últimos años por su volumen de negocios y sus inversiones, según precisaron.

, Redaccion EconoJournal

El Grupo Banco Mundial trabaja en la creación de un fondo específico para apoyar el despliegue de la energía nuclear en países en desarrollo. Con ese fin, el grupo está coordinando con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) para canalizar esos fondos en Latinoamérica y el Caribe. En ese sentido, países en la región como El Salvador y Colombia ya están dando pasos concretos en la creación de la institucionalidad necesaria para construir reactores nucleares.

Durante el panel que compartieron en la XI Semana de la Energía, organizada por la Organización Latinoaméricana y Caribeña de Energía (OLACDE), expertos de ambos organismos dieron precisiones sobre el fondo en cuestión. En efecto, se trata de un trust fund o fondo fiduciario que buscará canalizar recursos para brindar asistencia técnica en la implementación del marco regulatorio necesario en cada país para la eventual construcción de centrales nucleares o de instalaciones para aplicaciones nucleares.

La iniciativa forma parte de una serie de acuerdos que el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) viene firmando con organismos multilaterales de financiamiento para cooperar en la promoción del uso tecnológica y físicamente seguro y responsable de la energía nuclear en los países en desarrollo.

En efecto, el último acuerdo que suscribió el OIEA fue con el BID, en paralelo a la última Asamblea General de las Naciones Unidas en Nueva York, en septiembre pasado. El convenio proporcionará un marco para la cooperación en materia de energía nuclear y desarrollo que abarca el diálogo, el intercambio de conocimientos, la asistencia técnica, la creación de capacidad, la planificación de sistemas energéticos y la infraestructura.

“Al combinar los conocimientos técnicos del OIEA con la experiencia en materia de desarrollo y el alcance regional del BID, podemos contribuir a que los países de América Latina y el Caribe tomen decisiones fundamentadas conforme evalúan alternativas de energía para su futuro”, declaró el Director General del OIEA, Rafael Mariano Grossi.

Financiamiento para la energía nuclear

A lo largo del panel sobre energía nuclear que compartieron en Santo Domingo, los representantes del GBM, del BID, de El Salvador y de Guatemala aportaron detalles sobre las acciones de financiamiento que ya están en marcha.

El experto en Energía y Cambio Climático del GBM, Jari Vayrinen, explicó cómo el grupo se está reconectando con el sector tras el levantamiento el año pasado de una prohibición que el Banco Mundial se había autoimpuesto sobre el financiamiento para proyectos nucleares.

«Estamos juntando fondos para proveer con asistencia técnica a más países y clientes, incluso del BID. Estamos creando un fondo para girar recursos a través de distintas agencias, así nuestros clientes tienen mas opciones para enfocar sus necesidades», explicó Vayrinen.

El Grupo Banco Mundial está comenzando a proveer financiamiento para asistencia técnica a los países y para la construcción de la infraestructura eléctrica necesaria para la eventual ejecución de un proyecto nuclear. También está ayudando a estructurar financiamiento para proyectos nucleares mediante el otorgamiento de garantías a los bancos comerciales.

La Corporación Financiera Internacional (IFC), una institución miembro del GBM que se concentra en el financiamiento para proyectos en el sector privado, también puede aportar financiamiento directo a empresas privadas en el sector nuclear, mediante financiamiento de deuda (debt financing) o inversiones en capital (equity).

«Estamos mirando a toda la cadena de valor de lo nuclear. Puede ser minería, también la remediación y disposicion final de minas agotadas, pero también en la cadena de valor tecnológica», especificó.

Por su parte, la especialista senior en Energía del BID, Lina Escobar, destacó que están comenzando a trabajar con los países de la región en asistencia técnica para crear el marco institucional. «Nuestra primera fase de apoyo a la region va a ser ayudar a los países a crear el entorno. Que tengan su ley nuclear, su regulación«, explicó.

Adicionalmente, el BID podría aportar financiamiento para estudios de planeamiento energético con el fin de determinar la viabilidad de un proyecto nuclear. «Dependiendo de la información recabada veremos cómo a través de nuestras herramientas de financiamiento podemos habilitar esta tecnología. El producto que podría ser el más razonable son las garantías al sector privado para que financie las plantas nucleares. El banco también tiene su brazo privado, para financiar la infraestructura necesaria», ahondó Escobar.

Qué países de la región evalúan sumar energía nuclear

El Salvador y Colombia son algunos de los países en la región que se muestran interesados en incorporar potencia nuclear en sus redes. El OIEA proyecta, en un escenario de baja incorporación nuclear nueva en el mundo, que Latinoamérica y el Caribe sumen 8000 MW nucleares, de los cuales el 40% serían reactores modulares pequeños. Justamente, el organismo tiene un programa de asesoría para asistir a los países interesados en incorporar un programa nuclear.

La directora del Programa de Implementación de Energía Nuclear de El Salvador y representante de la Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL), Nelly Abrego, repasó que su país cuenta desde 2024 con una Ley Nuclear para la regulación del sector y que se está trabajando para poder licenciar reactores nucleares en el país. «Necesitamos buscar fuentes alternas de potencia para tener una estabilidad que no se vea afectada por fenómenos climáticos como el del Niño o eventos geopolíticos», explicó.

«Tenemos ya implementado el organismo regulador, tenemos al desarrollador del programa nuclear, que es el OIPEN. Hay un plan ambicioso para estar listos en 36 meses para iniciar el licenciamiento como desarrolladores del programa«, ahondó. El Grupo Banco Mundial está finalizando un acuerdo con El Salvador para proveerle apoyo en los estudios de prefactibilidad para la implementación de proyectos nucleares.

Por otro lado, el Congreso de Colombia sancionó este año una Ley Nuclear para centralizar la regulación del sector. La ley establece la creación de la Agencia Nacional de Seguridad Nuclear (ANSN), una entidad que concentrará las funciones de regulación, autorización, inspección, vigilancia, control y fiscalización de las aplicaciones nucleares. Hasta el momento el control sobre los materiales nucleares estaba distribuida entre distintas entidades públicas.

La legislación crea parte de las condiciones institucionales que se requieren para eventualmente licenciar y construir reactores de potencia en Colombia. El Plan Energético Nacional 2022-2052 elaborado por el gobierno había incluido la energía nuclear en sus ejercicios prospectivos.

, Nicolás Deza

Wine & Business by Balanz realizará su tercera edición el miércoles 21 de octubre, durante Argentina Oil & Gas (AOG) Patagonia 2026, que se desarrollará del 19 al 22 de octubre en Neuquén. El encuentro tendrá lugar de 19 a 23 en el Comahue Golf Club y convocará a empresarios, CEOs, directores y gerentes de operadoras, compañías de servicios y proveedores de la industria energética.

Organizado por Cecilia Gasparri, el evento apunta a generar un espacio de intercambio entre los principales actores del sector, en paralelo con la agenda de la feria. La propuesta combina charlas especializadas y actividades de vinculación empresarial, con el objetivo de facilitar contactos y explorar oportunidades de negocios.

La agenda incluirá las denominadas W&B Talks, con exposiciones sobre economía, inversiones y energía. Los ejes previstos abarcan infraestructura, desarrollo de la cadena de proveedores, exportaciones y crecimiento regional, en un contexto marcado por la expansión de la actividad en Vaca Muerta y los desafíos asociados a su desarrollo.

La jornada también contará con una copa de bienvenida, música, picadas, carnes asadas y sesiones de DJ, además de sorteos de experiencias y estadías aportados por las marcas participantes.

Un espacio de vinculación en torno a Vaca Muerta

Cecilia Gasparri vinculó la iniciativa con el crecimiento de la actividad energética y el papel de la AOG Patagonia como punto de encuentro de la industria. “Vaca Muerta dejó de ser una promesa: es el motor que está redefiniendo la economía argentina. La AOG es la vidriera de la industria, y Wine & Business es el lugar donde esas conversaciones siguen y se profundizan”, señaló.

Roberto Báez, del área de Finanzas Corporativas de Balanz Capital, destacó las oportunidades que la expansión de la actividad genera más allá del sector energético y explicó la participación de la firma en el evento. “Vaca Muerta está transformando la realidad económica de Neuquén y generando oportunidades que trascienden a la industria energética. Wine & Business nos gusta porque justamente crea un espacio para conectar a quienes están detrás de esas decisiones: empresarios, inversores y líderes del sector”, sostuvo.

Además, afirmó que desde Balanz buscan participar del ecosistema de negocios de la región y acompañar los proyectos y el crecimiento de sus actores económicos.

Convocatoria exclusiva

Con esta tercera edición, Wine & Business busca consolidarse como un encuentro de referencia para empresarios y ejecutivos durante la semana de la AOG Patagonia. La organización definió una convocatoria acotada, orientada a facilitar el intercambio entre quienes participan de las decisiones de inversión y desarrollo de la cadena de valor energética. El acceso será exclusivamente por invitación.

, Redaccion EconoJournal

La expansión de Vaca Muerta está llevando a la industria hidrocarburífera argentina a una nueva escala. El crecimiento de la producción de petróleo, el aumento de las etapas de fractura y la multiplicación de los movimientos logísticos dentro y fuera de las locaciones implican una mayor cantidad de equipos, vehículos y personas operando de manera simultánea. En ese escenario, uno de los desafíos no pasa únicamente por incorporar más infraestructura o personal, sino por tener mayor visibilidad sobre lo que sucede en el campo y utilizar esa información para tomar decisiones operativas.

Es allí donde busca posicionarse el Intelligent Video Analytics, una tecnología que utiliza cámaras y algoritmos de inteligencia artificial para transformar imágenes en información estructurada. La propuesta de ALTAVE, compañía brasileña especializada en esta tecnología, apunta a que el video deje de funcionar únicamente como una herramienta de vigilancia y se convierta también en una fuente de datos para gestionar las operaciones.

La empresa, que lleva 15 años desarrollando soluciones para ambientes críticos y opera en más de 160 sitios activos en más de diez países, amplió su actividad en la Argentina y mantiene conversaciones técnicas avanzadas con algunas de las principales operadoras de Vaca Muerta para proyectos vinculados con perforación y completación.

¿Qué cambia cuando una cámara deja de ser solamente una cámara?

Bruno Oliva, Head Comercial de ALTAVE en la Argentina, explicó en diálogo con EconoJournal, que la diferencia está en la posibilidad de convertir una imagen en un dato operativo. “Una cámara tradicional permite ver lo que está sucediendo, pero después de ocurrido el evento hay una persona que tiene que mirar la pantalla y encontrarlo. Con video analytics, la cámara pasa a transformarse en un sensor: puede detectar personas, vehículos, tiempos, movimientos y determinadas situaciones de una operación, y convertir todo eso en información que puede generar una alerta o alimentar un análisis posterior”, detalló.

El cambio adquiere mayor relevancia a medida que aumenta la escala de las operaciones. En lugar de sumar personas para observar más pantallas, la tecnología permite procesar automáticamente grandes volúmenes de información visual y concentrar la atención de los equipos en aquellos eventos que requieren intervención.

“En una industria que está creciendo en escala, no se puede pretender supervisar todo agregando más gente mirando pantallas. La tecnología tiene que complementar a los equipos que ya existen y darles información en el momento correcto. La idea es que las personas puedan concentrarse en tomar decisiones y resolver problemas, en lugar de dedicar horas a observar imágenes para encontrar un evento que quizás nunca ocurra”, sostuvo Oliva.

De la seguridad a la eficiencia operacional

La seguridad es uno de los principales puntos de entrada de la tecnología. ALTAVE cuenta con algoritmos capaces de identificar situaciones como la ausencia de elementos de protección personal, el ingreso a zonas restringidas o determinadas condiciones de riesgo en una operación. Sin embargo, según Oliva, el potencial más amplio aparece cuando esos mismos sistemas comienzan a utilizarse para entender cómo funciona una operación.

Un ejemplo concreto es el movimiento de los camiones que transportan arena para las operaciones de fractura hidráulica. “Podemos reconstruir la coreografía completa de los camiones: desde que un vehículo entra a la locación hasta que sale, cuánto espera, cuánto tarda en descargar, por dónde circula y en qué momento se genera una fila. Con esa información se puede rediseñar una circulación, ordenar las llegadas y detectar dónde está el cuello de botella. También permite generar reportes de analítica avanzada para saber cuánto tiempo está perdiendo la operación y dónde se puede intervenir”, detalló Oliva.

La dimensión del impacto aparece cuando esos minutos se multiplican por la escala. Oliva planteó un ejemplo: si una operación recibe 60 camiones por día y se logra reducir diez minutos el tiempo promedio de cada uno, se recuperan unas diez horas de tiempo de camión por jornada. “Diez minutos pueden parecer poco cuando se mira un solo camión. Pero si hablamos de 60 camiones por día, son diez horas de camión detenido que se pueden recuperar diariamente. Y cuando la escala de la industria aumenta, esos minutos terminan convirtiéndose en horas y días enteros de operación”, señaló.

La misma lógica puede trasladarse a otras etapas de la actividad. El seguimiento visual permite identificar cuánto demora cada fase de una operación, comparar desempeños entre equipos de trabajo y detectar desviaciones respecto de los tiempos esperados.

Medir lo que antes quedaba fuera del dato

Uno de los cambios que introduce la analítica de video es la posibilidad de generar indicadores sobre aspectos de la operación que históricamente resultaban difíciles de medir de manera sistemática. En una operación compleja la tecnología puede identificar el comienzo y el final de cada uno de los pasos que la componen.

“Podés tener una operación que tiene siete pasos complejos y hacer que la cámara detecte el inicio y el final de cada uno. Eso permite medir cuánto tiempo llevó cada etapa, cuántas horas-hombre estuvieron expuestas a determinados riesgos y cómo se comportaron distintas cuadrillas. Entonces aparece información que antes era muy difícil de construir de manera objetiva”, explicó Oliva.

La herramienta también permite generar datos históricos. “Cuando dejás de reaccionar y empezás a anticipar, el dato cambia de valor. Podés ver una fila formándose en tiempo real, pero también podés analizar históricamente cuánto tardaron las operaciones durante la semana anterior, qué volumen se movió y por qué se produjeron determinadas demoras. Eso permite planificar con duraciones reales y tomar decisiones sobre algo que tenés efectivamente medido”, agregó el ejecutivo de ALTAVE.

¿Cómo se integra la información?

La plataforma ALTAVE HARPIA está diseñada para interpretar lo que captan las cámaras y cruzarlo con otras fuentes de información de la operación. La compañía trabaja con datos de telemetría provenientes de herramientas utilizadas en perforación y completación. El objetivo es combinar una variable visual con otra operacional. Una presión determinada, una velocidad de un equipo o un tiempo muerto pueden asociarse con lo que está ocurriendo físicamente en la locación.

“Lo importante es poder cruzar algo binario o numérico con algo visual. ALTAVE HARPIA puede entender qué está viendo la cámara y relacionarlo con un dato de telemetría. Entonces se pueden construir reglas mucho más específicas: por ejemplo, si un equipo está funcionando a determinada velocidad y al mismo tiempo hay una cantidad determinada de personas dentro de una zona, generar una alerta”, explicó Oliva.

Del piloto a una herramienta de gestión

La adopción de estas tecnologías todavía atraviesa una etapa de experimentación en buena parte del mercado argentino. Según Oliva, el desafío está en evitar que la inteligencia artificial se convierta simplemente en otra herramienta tecnológica aislada y lograr que se incorpore a las rutinas de trabajo.

“Una tecnología por sí sola no cambia nada. Tiene que entrar en la rutina diaria. Por eso, cuando empezamos a trabajar con una operadora, primero buscamos entender qué problema quiere resolver, dónde tiene un punto ciego o qué situación le está generando un dolor de cabeza. A partir de ahí definimos un piloto, medimos y vemos qué información realmente le sirve”, marcó.

El proceso también implica ajustar los algoritmos a las características particulares de cada locación. Las condiciones climáticas, la disposición de los equipos, los movimientos habituales y las particularidades de cada operación pueden modificar la manera en que una cámara interpreta una escena.

“Esto no es un producto enlatado. Un algoritmo puede funcionar perfectamente en una operación en Arabia Saudita y encontrarse con condiciones completamente diferentes en la Argentina: nieve, viento, otra iluminación, otra disposición de los equipos. Por eso existe un proceso de fine tuning: hay que adaptar el algoritmo al lugar, a la operación y a la coreografía que se quiere medir”, comentó Oliva.

La compañía busca comenzar con aplicaciones puntuales y avanzar progresivamente hacia otras áreas. En algunos casos, una operadora puede comenzar utilizando la tecnología para seguridad y luego incorporar módulos destinados a logística, mantenimiento o performance operacional.

La escala de Vaca Muerta como desafío

El crecimiento previsto para la actividad en la Cuenca Neuquina vuelve especialmente relevante esa capacidad de medir y coordinar operaciones. Según datos compartidos por ALTAVE, la compañía está trabajando sobre proyecciones que contemplan un aumento significativo de las etapas de fractura, desde unas 28.000 previstas para este año hasta alrededor de 39.000 en el próximo.

Para Oliva, esa expansión exige nuevas formas de supervisar la actividad.. “No podés resolver ese crecimiento simplemente poniendo más personas a mirar más pantallas. La analítica de video puede convertirse en una capa adicional de datos de la operación y, sobre todo, en una herramienta de gestión que permita planificar la jornada siguiente y detectar dónde hace falta ajustar”, indicó.

 “Lo que buscamos es que el video pase a ser una herramienta central de gestión para las compañías. No se trata solamente de avisar que ocurrió algo, sino de utilizar el dato para planificar, comparar, corregir y mejorar. La industria tiene equipos de trabajo muy buenos y personas con muchísimo conocimiento de la operación. La tecnología viene a darles más información para que puedan tomar mejores decisiones”, afirmó Oliva.

La apuesta de ALTAVE es que las cámaras dejen de ser únicamente un mecanismo para observar y registrar lo que ocurre en una locación. La posibilidad de convertir esas imágenes en datos, cruzarlos con telemetría y construir indicadores sobre tiempos, movimientos y desvíos abre una segunda etapa: utilizar la visión artificial no solamente para reaccionar ante un incidente, sino para entender cómo funciona la operación y encontrar oportunidades de mejora antes de que los problemas impacten sobre la productividad.

, Loana Tejero

Southern Energy (SESA) designó a Pablo Abiad como nuevo gerente ejecutivo de Relaciones Institucionales, una posición estratégica desde la cual asumirá la conducción de las áreas de Asuntos Públicos, Comunicación y Sustentabilidad.

Abiad es abogado egresado de la Universidad de Buenos Aires (UBA), periodista graduado en TEA y cuenta con un posgrado en Historia Contemporánea por la Universidad Torcuato Di Tella.

Su trayectoria incluye el cargo de gerente de Asuntos Corporativos en Axion/PAE, así como funciones directivas en el sector energético y en el Banco Central, donde se desempeñó como gerente principal de Comunicación y Relaciones con la Comunidad.

La empresa Southern Energy está integrada por actores con amplia experiencia en el mercado de hidrocarburos, entre los que se destacan Pan American Energy (PAE), YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y la noruega Golar LNG.

La compañía busca posicionar a la Argentina como un nuevo actor en el mercado global del gas natural licuado mediante la instalación de dos buques de licuefacción en la costa de la provincia de Río Negro, iniciativa con la que prevé convertirse en el primer exportador de GNL a gran escala del país.

Para concretar este desarrollo, el consorcio proyecta un plan por etapas que comenzará con la llegada de la primera unidad flotante de licuefacción, el buque Hilli Episeyo, cuyo inicio de operaciones en el golfo San Matías está previsto para el último cuatrimestre de 2027.

La segunda unidad, el buque Esperanza, se sumará a finales de 2028. Juntas, ambas terminales flotantes alcanzarán una capacidad de procesamiento de 6 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes a 27 millones de metros cúbicos diarios de gas natural.

Con un flujo de inversiones estimado en más de US$15.000 millones a lo largo de 20 años de vida útil, la iniciativa aportará a un nuevo perfil exportador del país. Se prevé que el complejo genere ingresos superiores a los US$20.000 millones durante su primera década de operación.

, Redacción EconoJournal

Los diputados de Neuquén le aplicaron este miércoles un freno de mano al tratamiento del nuevo Código de Procedimiento Minero de la provincia, un proyecto que presentó el gobernador Rolando Figueroa el 1 de marzo y cuyo debate el oficialismo aún no logró encauzar. Ahora proponen crear una comisión interpoderes ad hoc con integrantes del gobierno, legisladores y miembros de la justicia para producir un texto «homogéneo» que pueda convertirse en ley en el mediano plazo.

La propuesta fue presentada por el presidente de la comisión de Hidrocarburos y Energía, Damián Canuto (PRO), quien aludió que la «complejidad y solemnidad» de la regulación de la actividad minera amerita un análisis exhaustivo con todos los actores.

«No hay premura ni intención de aprobar un despacho sin discusión», sostuvo.

El Código de Procedimiento Minero lleva varios meses en la comisión, aunque sin demasiados avances. El director de Minería de Neuquén, Carlos Portilla, asistió a la Legislatura en julio para explicar a los diputados el proyecto y argumentó que la intención es ordenar en un solo texto normativo la regulación de la actividad y brindar seguridad jurídica a futuras inversiones.

Tras esa exposición, el debate volvió a quedar frenado hasta que, en septiembre, Canuto presentó una versión alternativa del texto trabajada con el Poder Ejecutivo que recortó más de 80 artículos -pasó de 288 a 201- y adecuó su redacción al nuevo Código Procesal Civil Adversarial que entró en vigencia el 1 de agosto en Neuquén.

El nuevo código busca unificar la legislación pero también modernizarla, ya que el procedimiento minero se rige hoy por la ley 902 de 1975.

«Trascendencia y complejidad»

El proyecto de resolución que elaboró Damián Canuto, y al que accedió EN/CLAVE, argumenta que la «entidad, trascendencia y complejidad» que importa la sanción de un código de procedimiento amerita que «se garantice y refuerce la interacción con los distintos sectores, sean públicos o privados, cuyas actividades se vean afectadas por la materia abordada por ese código».

En concreto, la propuesta es crear una Comisión Especial de Reforma del Código de Procedimiento Minero que estará integrada por diputados, dos representantes de la presidencia de la Legislatura, por dos funcionarios que designe el Poder Ejecutivo, y por el Poder Judicial y los representantes que designen.

La presidencia quedaría a cargo del propio presidente de la comisión de Hidrocarburos, es decir, Canuto, el cuerpo podrá invitar «a quienes considere pertinente» a participar de las deliberaciones.

Tendría una vigencia de seis meses desde su primera reunión, prorrogables por seis meses más, lo que podría extender el debate hasta fines del año que viene.

La propuesta de Canuto determina como «principios rectores» para la sanción del nuevo código la definición de «un marco normativo actualizado que acompañe el crecimiento de la actividad minera, otorgue previsibilidad a los actores del sector y garantice que el aprovechamiento de los recursos naturales se realice bajo parámetros de sustentabilidad, transparencia y responsabilidad institucional».

El legislador propuso en la comisión que el proyecto de resolución tome estado parlamentario en la sesión del miércoles que viene y sea tratado sobre tablas ese mismo día para avanzar rápido en su conformación.

Cuestionamientos y la prioridad de Figueroa

El Código de Procedimiento Minero presentado por el gobierno ya había recibido cuestionamientos de apoderados mineros de la provincia y de cámaras empresarias de Zapala, quienes reclaman participar de la discusión y hasta enviaron sugerencias para modificar la redacción original.

«Consideramos indispensable que las normas que se aprueben nazcan de los espacios reales de aplicación, recogiendo la experiencia concreta de quienes operamos en el terreno, y no se limiten a ser constructos teóricos elaborados de manera distante de la realidad de la práctica», fundamentaron.

Por otro lado, no termina de quedar en claro cuánto interés tiene el gobierno de Rolando Figueroa en sancionar esta ley, a menos, en el corto plazo. Si bien la ministra de Ambiente, Leticia Esteves, había dicho a EN/CLAVE el mes pasado que la intención era sancionarlo este año junto con el régimen de regalías mineras, los pasos en la Legislatura no reflejan una urgencia.

Figueroa tampoco parece haber involucrado en el debate a su principal armador, el diputado Francisco Lépore (Avanzar), quien sí lidera la discusión de la ley de Protección de Tierras Productivas, una prioridad de la gestión, y fue también uno de los defensores del acuerdo con petroleras para financiar la pavimentación de rutas.

Este mes, además, ingresará el proyecto de Presupuesto 2027 que se llevará el último envión legislativo antes del receso de verano y el ingreso de la política al modo campaña.

Si las elecciones se realizan en los primeros meses del año que viene, además, los diputados que queden sin posibilidad de reelección encontrarán pocos incentivos para abocarse a leyes complejas como las de minería.

, Andrea Durán

El rugido de los equipos de perforación ha vuelto a la Faja del Orinoco, pero esta vez las órdenes no se dictan completamente en español. Tras los históricos y turbulentos acontecimientos políticos y militares que sacudieron al país a inicios de 2026, la industria petrolera venezolana protagoniza un giro de 180 grados que pocos vieron venir de forma tan acelerada: un salto drástico que ya roza los 1.200.000 barriles diarios.

Bajo un agresivo esquema de apertura corporativa que ha sepultado los viejos monopolios estatales y un rígido torniquete financiero controlado directamente desde la Tesorería en Washington, el país se juega su última carta económica.

Sin embargo, detrás de las optimistas proyecciones de Wall Street y de los multimillonarios contratos firmados por gigantes como Chevron, se esconde una realidad mucho más frágil y sombría. Las refinerías locales operan a duras penas, la red eléctrica nacional pende de un hilo y las aguas del Lago de Maracaibo lanzan una alerta ambiental desesperada. ¿Es este el verdadero renacimiento de una potencia energética o simplemente una fachada corporativa sostenida con pinzas? 

El salto en las cifras de producción 

Luego de años de estancamiento derivados del deterioro de la infraestructura y las sanciones, el bombeo de crudo ha registrado un incremento notable en el segundo semestre del año: 

Este repunte comercial está respaldado por la venta directa a refinerías estadounidenses, cuyos envíos ya superan los 700.000 bpd, eliminando las rutas clandestinas hacia Asia que forzaban a vender el crudo con fuertes pérdidas. 

Apertura corporativa y el nuevo marco fiscal

La base del «renacimiento» petrolero radica en la reforma a la Ley Orgánica de Hidrocarburos impulsada por las nuevas autoridades. El nuevo marco fiscal reduce la regalía base del 33,3% al 16,67%, manteniendo un Impuesto sobre la Renta (ISLR) corporativo del 34%. 

De los 105 contratos petroleros planificados para este año por la estatal PDVSA, ya se han concretado 61 acuerdos definitivos. El mapa de operadores internacionales incluye una amplia diversificación: 

• Chevron (EE. UU.): Lidera las inversiones con un plan de USD 7.000 millones a cinco años en la Faja del Orinoco. 

• ENI (Italia): Mantiene derechos exclusivos en el prolífico campo Junín 5. 

• KEO Capital (EE. UU.): Opera directamente la empresa mixta PetroUrdaneta en el occidente. 

• New Stratus Energy (Canadá/Latam): Enfocada en proyectos de infraestructura para gas natural licuado (GNL).2. La Demolición de la Mítica del «Estado Benefactor Benevolente» 

Voces del sector: entre el optimismo de Wall Street y el escepticismo técnico 

El nuevo rumbo de la política energética venezolana genera visiones encontradas entre los principales observadores del mercado internacional. Mientras los analistas financieros ven una oportunidad histórica, los expertos en ingeniería advierten sobre las limitaciones físicas del plan. 

«La flexibilización fiscal y la reducción de las regalías al 16,67% han cambiado por completo la ecuación de riesgo para los operadores del Golfo de México», afirma Mark Vance, analista senior de materias primas en Global Energy Research. «Venezuela vuelve a ser atractiva porque ofrece crudo pesado a una distancia logística inigualable para las refinerías estadounidenses, lo que inevitablemente estabilizará los precios del WTI en el mediano plazo». 

Por el contrario, la perspectiva desde el terreno técnico es considerablemente más cautelosa. Los ingenieros locales enfatizan que el verdadero reto no es firmar los contratos, sino garantizar las condiciones mínimas para que los taladros operen. 
 
«La meta de 1,5 millones de barriles para 2027 es técnicamente alcanzable en los papeles, pero la realidad en los pozos es otra«, señala Elena Mendoza, consultora energética y exprofesora de ingeniería de petróleos. «Puedes traer 22 taladros nuevos este mes, pero si la red de transmisión eléctrica sufre apagones intermitentes y las plantas de bombeo no tienen energía continua, el crudo simplemente no va a salir. El acuerdo con GE Vernova es un paso correcto, pero la estabilización de una infraestructura eléctrica destruida tomará años, no meses». 

El torniquete financiero de Washington  

A pesar del auge comercial, los ingresos petroleros operan bajo un rígido esquema de control. Los fondos generados por las exportaciones autorizadas no ingresan a las arcas directas de Caracas, sino que se depositan en cuentas de la Tesorería de los Estados Unidos bajo estricta supervisión. 

Aunque los recursos pertenecen legalmente al Estado venezolano, su uso está restringido exclusivamente a fines específicos de reconstrucción nacional, salud, educación e infraestructura energética. Como válvula de escape temporal, transacciones por el orden de los USD 500 millones han sido gestionadas a través de circuitos financieros alternativos en Catar mientras concluye el diseño del mecanismo definitivo. 

La brecha laboral: El impacto real en los salarios de los técnicos locales  

Mientras los ingresos proyectados y el Producto Interno Bruto petrolero escalan velozmente, el impacto directo sobre los bolsillos de la masa trabajadora del país depara marcados contrastes: 

• El estancamiento del sueldo base: en las áreas tradicionales controladas de forma absoluta por el Estado, el salario básico del personal de base permanece congelado e indexado a tasas que sindicatos locales denuncian como insuficientes para cubrir la canasta básica alimentaria. 

• La política de bonificaciones: Alrededor del 96% del ingreso promedio de los empleados de la administración pública y de la estatal PDVSA se distribuye bajo la figura de bonos especiales ajenos a los contratos colectivos. Esto priva a los técnicos de beneficios históricos como el cálculo de prestaciones acumuladas, vacaciones proporcionales o la reinstalación del seguro de salud integral (Sicoprosa). 

• La brecha de las transnacionales: El repunte técnico lo marcan los operadores privados y las nuevas firmas contratistas internacionales, donde un operario especializado en los campos de la Costa Oriental del Lago de Maracaibo puede percibir promedios cercanos a los USD 600 mensuales. No obstante, federaciones como Fetraenergía denuncian que estos esquemas (como las intensas jornadas de guardias 7×7) a menudo omiten las protecciones consagradas en la convención colectiva del sector. 

A pesar de las promesas gubernamentales que aseguran que cada taladro operativo generará unos 200 empleos directos destinados a reanimar la economía, los gremios universitarios y profesionales mantienen protestas activas, demandando que la millonaria renta energética se traduzca de forma urgente en salarios dignos y no en el congelamiento definitivo de su poder adquisitivo. 

Radiografía técnica: El perfil de Amuay y Cardón en el CRP  

El corazón de la refinación nacional reside en el Complejo Refinador de Paraguaná (CRP) en el estado Falcón, históricamente uno de los centros industriales más grandes del mundo. Su reactivación es vital, pero su perfil operativo actual demuestra la complejidad del desafío: 

• La urgencia del Craqueador Catalítico: El FCC de Cardón es el verdadero motor del combustible nacional. Su inestabilidad técnica provoca paradas no programadas que impactan de inmediato en las estaciones de servicio. 

• El talón de Aquiles de la desalinización: Ambas plantas requieren enormes volúmenes de agua industrial tratada. El deterioro de las plantas desalinizadoras internas obliga al complejo a depender del racionamiento de acueductos locales, limitando su rendimiento continuo. 

El potencial dormido: gas asociado y la quema en la atmósfera  

Un elemento crítico del plan estratégico es el aprovechamiento del gas natural licuado (GNL), un recurso históricamente desperdiciado en el país: 

• Quema indiscriminada (Flaring): Venezuela ocupa los primeros puestos globales en quema de gas asociado a la atmósfera en zonas como Monagas y la Faja del Orinoco, destruyendo recursos por valor de miles de millones de dólares anuales por falta de plantas compresoras. 

• El acuerdo estratégico de gas: El contrato definitivo firmado con la canadiense New Stratus Energy y operadores regionales busca el despliegue de tecnología de captura de metano en el Norte de Monagas. El objetivo es procesar este gas asociado para abastecer la industria petroquímica nacional y exportar los excedentes remanentes hacia el Caribe. 

Desafíos internos: el cuello de botella eléctrico y ambiental  

El optimismo corporativo choca de frente con la realidad técnica del país. Las refinerías nacionales procesan apenas 350.000 bpd debido a la inestabilidad de los servicios públicos. Para frenar los apagones crónicos que paralizan los campos, la firma estadounidense GE Vernova fue contratada de emergencia para implementar sistemas de autogeneración termoeléctrica en el Complejo Refinador Paraguaná (Amuay y Cardón) y modernizar las líneas de transmisión en la Faja del Orinoco. 

Por otro lado, la reactivación ha encendido alarmas ecológicas en la Cuenca del Lago de Maracaibo. Organizaciones ambientales exigen la reparación prioritaria de más de 15.000 millas de tuberías submarinas obsoletas antes de incrementar la producción, advirtiendo que el incremento de la actividad portuaria agravará la crisis crónica de contaminación por derrames y cianobacterias («verdín») que golpea a las comunidades pesqueras locales. 

Con la activación de 22 equipos de perforación adicionales programada entre octubre y noviembre, Venezuela se juega su futuro económico en un delicado equilibrio entre el apetito de los mercados internacionales, las limitaciones de su red eléctrica y las demandas ambientales de sus regiones. 

Conclusión: ¿Milagro energético o espejismo extractivo? 

Venezuela ha demostrado una capacidad asombrosa para resurgir en el mapa energético global a golpe de reformas forzadas y alianzas de emergencia. El regreso de las perforaciones y la flexibilización fiscal prueba que, cuando el flujo de caja global lo requiere, la geopolítica del petróleo es capaz de reescribir las reglas del juego en tiempo récord.

Sin embargo, el verdadero éxito de este giro de timón no se medirá en los tableros bursátiles de Nueva York ni en el volumen de crudo procesado en las refinerías del Golfo de México.

Si el oro negro sigue brotando con éxito de los pozos pero las comunidades locales permanecen en la penumbra por el colapso eléctrico, y si los ecosistemas como el Lago de Maracaibo son sacrificados en el altar de la producción acelerada, este nuevo boom petrolero no será recordado como el renacimiento de una potencia soberana. Será, en cambio, la consolidación de un enclave de extracción internacional en un territorio exhausto, una paradoja donde el país que alimenta la demanda energética del continente sigue siendo incapaz de encender sus propias luces. 

*Favio Casarín es abogado y geólogo. Profesor universitario de grado y postgrado de Derecho de los Recursos Naturales y Derecho Ambiental. Consultor internacional en políticas energéticas, ensayista e investigador enfocado en el análisis institucional del Estado, marcos regulatorios e innovación tecnológica para la transición energética.

, Dr. Favio Casarin

La Libertad Avanza realizará esta semana un encuentro con sus militantes y referentes territoriales en Neuquén capital, la ciudad que se entusiasman con volver a pintar de violeta en las elecciones del 2027. Tras lo que fue un triunfo holgado en las legislativas del año pasado, los libertarios ven tierra fértil para competirle al intendente Mariano Gaido, quien no podrá repetir y apostará a una figura de su gabinete para continuar su proyecto político.

La actividad, que titularon «Neuquén en libertad», se hará este viernes a las 19 en un salón de eventos cerca del río Limay y es coordinada por Andrés Ros, el principal armador en la ciudad.

En diálogo con EN/CLAVE, describió que el objetivo es «reunir a todos los voluntarios y referentes de La Libertad Avanza con la expectativa de lo que viene en 2027». «Más allá del ruido que hay sobre la convocatoria de la elección, nosotros estamos trabajando territorialmente desde el año pasado. No especulamos con la fecha», afirmó el dirigente sobre la posibilidad de que los comicios provinciales se adelanten al verano, una versión cada vez más extendida.

El partido de Javier Milei aún no anticipa con qué cuadros competirá, aunque ya hay algunos sobre la mesa. Uno es el del exdiputado nacional del PRO, David Schlereth, quien se afilió a LLA en el 2025 y cuenta con respaldo de la senadora y líder del espacio Nadia Márquez.

Schlereth, como ella, también es pastor evangélico y estuvo vinculado a la conducción del colegio AMEN (Asociación Mutualista Evangélica Neuquina) cuya comisión directiva integra la actual legisladora nacional.

Su nombre, sin embargo, es una opción entre otras que hoy incluyen al concejal Nicolás Montero y al diputado nacional Gastón Riesco, según pudo saber este medio.

Consultado sobre cómo se decidirá finalmente la candidatura, Ros aseguró que no lo adelantarán porque «primero está la idea, después los candidatos».

«Tenemos la intención de ir por la ciudad y de llevar las políticas de Milei y de La Libertad Avanza: bajar impuestos y tasas, dar mayores incentivos al sector privado y a los emprendedores que son los que generan valor y mueven la economía», afirmó.

Anticipó que esperan reunir a unos 300 militantes en el encuentro del viernes, del que participarán los representantes que LLA tiene en el Congreso, aunque sostuvo que el fuerte del espacio es el trabajo casa por casa. «Tenemos un referente por cada uno de los 39 barrios que tiene la capital», aseguró.

Críticas al plan de obra pública

El coordinador de La Libertad Avanza en Neuquén capital, Andrés Ros, cuestionó el plan de obra pública de la actual gestión y aseguró que «hay obras que no tienen ningún sentido» como la transformación de la Avenida Mosconi, emblema del intendente Mariano Gaido.

«Es un gasto gigantesco que ni siquiera va a generar una mejora sustancial en el tránsito y que no era prioritaria cuando hay necesidades reales en los barrios que ya se podrían haber resuelto», planteó.

«Hoy la ciudad está sitiada por la obra pública y el vecino tarda una hora en entrar a la capital desde Centenario o Cipolletti», criticó.

El plan de obra pública es uno de los bastiones de campaña del oficialismo que lidera Mariano Gaido y ya anticipó que el presupuesto del 2027 destinará el 50% del gasto a infraestructura.

Si bien aún no se lanzó la confirmación oficial, todo apunta a que la jefa de Gabinete de la municipalidad, María «Tana» Pasqualini, será la candidata de Primero Neuquén para continuar la gestión. Iría acompañada del propio Gaido, quien está dispuesto a ocupar el primer lugar de la lista de concejales para potenciar la boleta.

Potencia sin alianzas

El gobernador Rolando Figueroa no llevará un candidato propio que le pueda hacer competencia al alfil de Mariano Gaido en la capital, pero es posible que un desprendimiento de La Neuquinidad sí presente una lista alternativa.

Se trata de Arriba Neuquén, el PRO y Nuevo Compromiso Neuquino, el ala más «liberal» de la alianza de gobierno provincial, que no está de acuerdo con la gestión del actual intendente. Muchos de sus referentes participaron de los gobiernos del ya fallecido Horacio «Pechi» Quiroga y buscan presentar una opción que recupere esa tradición política.

Quien está muy activo en redes y se empieza a posicionar como un posible candidato de ese espacio el exdiputado nacional Leandro López.

El coordinador de LLA, Andrés Ros, no abonó una eventual alianza con el sector, pues consideró que el partido de Milei «tiene la potencia suficiente» para encarar la elección por sí mismo.

«La Libertad Avanza nació en julio de 2025, en octubre se presentó por primera vez en una elección y le ganamos por seis puntos a La Neuquinidad», destacó y detalló que el sello se impuso en 24 de los 25 circuitos electorales de Neuquén capital en las legislativas nacionales del año pasado.

«Ya pintamos la ciudad de violeta una vez y lo vamos a hacer de nuevo», se entusiasmó.

, Andrea Durán

La Entidad Binacional Yacyretá (EBY) informó este martes que el caudal del Paraná que llega a la represa seguirá en aumento, según previsiones que abarcan hasta mañana. La central informó ayer la apertura de las compuertas del vertedero principal para atenuar los efectos del aumento de las descargas de las centrales aguas arriba y las precipitaciones registradas en gran parte de la cuenca, pero negó que esa sea la causa de las inundaciones aguas abajo.

Ubicada entre Ituzaingó (provincia de Corrientes, Argentina) y Ayolas (Paraguay), con 3.100 MW de potencia instalada y 20 turbinas, Yacyretá, construida por Argentina y Paraguay sobre el río Paraná, es la principal central hidroeléctrica del país. Ayer, como medida precautoria, el paso fronterizo Ituzaingó-Ayolas fue cerrado.

La EBY estima para este martes un caudal afluente de alrededor de 34.100 m³/s y para los próximos días, entre 35.000 y 39.000 m³/s. El promedio histórico de octubre es de 14.400 m³/s (serie 1971-2025). En lo que va del mes, los caudales vienen un 40% por encima de ese valor y en septiembre estuvieron un 37% arriba.

Entre este martes y miércoles se esperan lluvias de entre 20 y 50 milímetros en gran parte de la cuenca, sobre todo en la cuenca alta y en la del Iguazú, con acumulados locales de hasta 100 milímetros en el escenario más lluvioso, advierte la entidad.

En el puerto de Ituzaingó, la escala marcó 3,60 metros a las 11:30, por encima de la alerta de 3,50. La EBY prevé que hoy el nivel se ubique entre 3,50 y 4,80 metros y que en los próximos días llegue a 4,80-5 metros. En Ayolas, el nivel de alerta es de 4,20 metros y el nivel de inundabilidad de la ciudad es de 4,50 metros.

“La comunidad de Ayolas enfrenta, una vez más, una inundación por la crecida del río Paraná”, informó la EBY: hay 234 personas reubicadas en albergues transitorios y 22 familias trasladadas a viviendas de familiares o particulares.

“Esto es un fenómeno natural que recibimos”

Según el resumen operativo que la EBY publicó este lunes, el brazo principal vertía 5.700 m³/s y Aña Cuá, 8.500 m³/s y el nivel del embalse pasó de 82,75 a 82,77 metros sobre el nivel del mar.

Ronnie Ayala, jefe del Departamento Técnico de la Margen Derecha de la EBY, afirmó en un comunicado de la entidad que las inundaciones no pueden atribuirse a la apertura de las compuertas y que las maniobras buscan atenuar el impacto de la crecida. “Esto es un fenómeno natural que recibimos y se traslada aguas abajo de la presa. Suponiendo que no existía la usina, el fenómeno iba a causar el mismo efecto y tal vez de mayor impacto”, dijo.

Ayala explicó que, en la cuenca del Iguazú, de aporte directo al embalse, las lluvias quintuplicaron lo pronosticado y el caudal pasó de 1.500 a 9.000 m³/s, que sumados a los 19.000 m³/s de Itaipú llevan a Yacyretá unos 28.000 m³/s.

La programación diaria de la administradora del mercado mayorista eléctrico, Cammesa para este martes prevé que Yacyretá genere 2.583 MW en la mayor parte de las horas, de los cuales 2.503 MW van al sistema argentino y 80 MW al paraguayo.

Salto Grande, central hidroeléctrica binacional compartida entre Argentina y Uruguay sobre el río Uruguay, aguas arriba de las ciudades de Concordia (Entre Ríos, Argentina) y Salto (Uruguay), tiene programados 1.124 MW, repartidos en partes iguales entre Argentina y Uruguay. Esa represa también opera con el vertedero abierto, según informa hoy en su comunicado diario, y prevé que el río no supere los 11,30 metros en Concordia.

Gran crecida reduce el salto neto entre el embalse y el río

Como había informado EconoJournal a partir de comunicados de la EBY de las últimas semanas, en centrales de llanura como Yacyretá las grandes crecidas elevan el nivel del río aguas abajo. Eso reduce el salto neto, es decir, la diferencia de altura entre el embalse y el río. El resultado es que cada metro cúbico que atraviesa la central genera menos energía que en condiciones normales.

“En caso de producirse debido al fenómeno ‘Súper Niño’ un crecimiento sustancial en el caudal de ingreso a la Central —había señalado la entidad—, este fenómeno no representaría directamente un incremento proporcional de la generación”.

A fines de septiembre, Cammesa, había anticipado el escenario en una jornada técnica sobre los riesgos de un El Niño intenso para la seguridad de abastecimiento del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). El encuentro se realizó el 30 de septiembre y se analizaron las proyecciones climáticas y sus posibles impactos sobre las cuencas hidroeléctricas, la generación y el transporte.

La agenda incluyó meteorología, hidrología de las cuencas del Plata y del Comahue, planes de emergencia para la generación térmica y nuclear y la confiabilidad de la red de transporte. Por Yacyretá expusieron María Alejandra Cristanchi y Matías Olexen. También participaron especialistas de Salto Grande, la Autoridad Interjurisdiccional de Cuencas (AIC), Transener, la Universidad Nacional del Litoral y la empresa eléctrica uruguaya UTE. Lo que fue un análisis de riesgo empezó a verificarse esta semana en Yacyretá.

, María Eugenia Rodríguez

NUEVOSUR Soluciones Eléctricas participará de la AOG Patagonia 2026 con el foco puesto en el desarrollo de infraestructura y soluciones tecnológicas para la industria energética en la Cuenca Neuquina. La empresa cuenta actualmente con un centro de distribución operativo en Neuquén y prepara la apertura de nuevas oficinas comerciales en la provincia.

La expansión de NUEVOSUR se produce en el contexto de crecimiento de la actividad vinculada con Vaca Muerta, que demanda nuevas capacidades de infraestructura eléctrica, automatización y eficiencia energética para acompañar el desarrollo de proyectos de Oil & Gas.

Durante la AOG, la compañía presentará a su equipo técnico local y participará de una conferencia junto con Schneider Electric denominada “La revolución del software: El futuro de la automatización industrial con EcoStruxure Automation”.

La presentación estará a cargo de Omar Manzur, Sales Specialist Industrial Automation de Schneider Electric, y se realizará el miércoles 21 de octubre, de 17:30 a 18:00, en la Sala Lanín 2.

Automatización y convergencia IT/OT, ejes de la conferencia de NUEVOSUR en la AOG

La conferencia abordará el rol del software abierto en los procesos de automatización industrial y su impacto sobre la integración entre las tecnologías de información (IT) y las tecnologías operativas (OT).

Uno de los ejes de la exposición será el estándar IEC 61499, orientado al desarrollo de sistemas de automatización distribuida. Desde la perspectiva de las compañías participantes, su aplicación puede contribuir a mejorar la flexibilidad, escalabilidad y eficiencia de las operaciones industriales, particularmente en sectores como Oil & Gas.

La convergencia IT/OT constituye uno de los desafíos tecnológicos que atraviesa la modernización de las operaciones energéticas, en un escenario en el que la incorporación de datos, software y sistemas de control adquiere un peso creciente en la gestión de los activos industriales.

Además de la conferencia, el equipo técnico de NUEVOSUR tendrá un espacio en el Hall 5, Stand O-12 que compartirá con representantes de Schneider Electric, Scame, Lightera, Signify y Phoenix Contact. El objetivo será presentar soluciones vinculadas con infraestructura eléctrica, automatización y eficiencia energética aplicables a proyectos industriales, según precisaron desde la compañía.

, Redaccion EconoJournal

La Inteligencia Artificial modificó los escenarios productivos. Hoy, pensar cualquier desarrollo implica la posibilidad de acelerar procesos, disminuir fallos y mejorar resultados en tiempo récord. Vaca Muerta no escapa a esta realidad. Por el contrario, es cuna de innovación. 

Seis años atrás, Impronta IT creaba UFO –Unconventional Field Optimizer– un software que aplicaba técnicas de optimización combinatoria -utilizadas en principio para distribuir censistas en el territorio bonaerense- al negocio petrolero a través del diseño de algoritmos capaces de ubicar automáticamente locaciones y pozos horizontales en Vaca Muerta. 

Ahora,la compañía anunció la integración del modelo de inteligencia artificial de Anthropic –Claude– a su software insignia  para que el diseño de un desarrollo no convencional completo —pozos, plantas, ductos y caminos— se resuelva conversando en lenguaje natural con una IA.

«Lo que buscábamos en 2020 era que los ingenieros de facilities trabajaran coordinados con los de reservorio, para que el plan de desarrollo fuera coherente entre el subsuelo y la superficie. Ese problema no cambió, pero ahora tenemos una herramienta que lo puede resolver conversando, no solo calculando», explica Fernando Aliaga, presidente de Impronta IT.

Sin embargo, reducir el aporte de Claude a una interfaz conversacional no sería exacto. En efecto, Aliaga aclara: «No solo que se puede pedir en lenguaje natural lo que antes había que programar. Claude tiene capacidad real de análisis y razonamiento”.

Además, este aporte es utilizado “puertas adentro para que el conocimiento se distribuya entre distintos equipos de trabajo —geólogos, ingenieros de reservorio y facilities, mantenimiento e integridad, medio ambiente— en vez de quedar encapsulado en la cabeza de la persona que programó cada algoritmo. Aprendemos junto con la herramienta, no solo la usamos«, precisa.

IA y un enfoque «a la carta» para cada problema en particular

Esa lógica de conocimiento transversal también cambió la forma en que UFO resuelve cada problema en particular. En vez de un único método aplicado a todo, la firma describe un enfoque «a la carta»: cada etapa del desarrollo recurre al algoritmo más adecuado para esa pregunta específica, y la lista se fue ampliando en los últimos meses:

• Dijkstra con impedancia (caminos de menor costo) para el trazado de ductos y caminos, ponderando geología, pendiente y áreas sensibles
• MST (árbol de expansión mínima) como línea de base para medir cuánto mejora un trazado optimizado frente al trayecto euclidiano más simple
• Programación lineal entera para la ubicación óptima de PADs y pozos horizontales
• Búsqueda heurística combinada con programación dinámica para empaquetar el layout completo de locaciones sobre el yacimiento
• Clustering geográfico con restricción de capacidad para asignar pozos a plantas sin saturar ninguna
• Ecuaciones de flujo bifásico (Beggs-Brill) para el dimensionamiento de diámetros de cañería
• Curvas de declinación hiperbólica (Arps) para modelar la producción esperada de cada pozo.

Se han probado en laboratorio múltiples bloques de Vaca Muerta. El último caso de prueba es un bloque de estudio de 402 km², sobre el que el sistema ubicó automáticamente 159 locaciones y 954 pozos horizontales para drenar el 95% del acreage, y luego resolvió la infraestructura de superficie asociada: 6 plantas, 80 kilómetros de nuevos caminos y 155 kilómetros de picadas de ductos, con un modelo que redujo costos e impacto ambiental.

«La distancia entre ‘dónde conviene perforar’ y ‘qué caño hay que pedir’ se está acortando», agrega Aliaga, en referencia a que el mismo sistema ya empezó a incursionar en preguntas de definición más fina, como el diámetro de cañería según la velocidad de diseño del fluido o el movimiento de suelo necesario en cada locación — sin llegar todavía a reemplazar la ingeniería de detalle tradicional.

Impronta IT : Cómo integra IA a los proyectos de sus clientes 

Impronta IT, la compañía que hoy emplea a un plantel de más de 80 informáticos, ingenieros, geógrafos y matemáticos entre Buenos Aires y Neuquén, trabaja con arquitectura montada sobre ArcGIS —la plataforma de Esri que ya utilizan la mayoría de las operadoras de Vaca Muerta— e integra la IA bajo un esquema en el que cada compañía usa su propia cuenta de Anthropic, evitando que los datos de un cliente se mezclen con los de otro.

El próximo tramo de desarrollo, según adelantó la compañía, apunta a conectar a UFO+Claude con otros repositorios de datos que las petroleras ya tienen instalados —como Petrel, OpenWorks, SAP y GIS— para que la herramienta funcione de manera nativamente corporativa y multiusuario, en lugar de depender de flujos manuales de exportación e importación entre sistemas.

En paralelo, Impronta está refinando su arquitectura para reforzar la escalabilidad y seguridad, un capítulo que la empresa reconoce como ineludible a medida que UFO deja de ser una herramienta de un puesto de trabajo individual para convertirse en un ecosistema de varias disciplinas que van a operar sobre datos sensibles del negocio con un ciclo de vida de años.

Para 2026, con la industria de Vaca Muerta apoyándose y fortaleciendo el RIGI y varias operadoras evaluando planes de desarrollo masivo a varios años, Impronta IT apuesta a que la combinación de optimización espacial e IA conversacional se vuelva una pieza valiosa dentro del stack tecnológico de las compañías petroleras.

, Redaccion EconoJournal

Un reporte de la Reserva Federal de Dallas advierte que la pérdida de 10% en la capacidad global de refinamiento mantendrá elevados los precios de los combustibles en los Estados Unidos, aún si se normaliza el comercio de petróleo crudo saliente del estrecho de Ormuz. La situación con el diésel (gasoil) es especialmente acuciante, al punto tal de que el presidente estadounidense Donald Trump anunció el viernes que relajará las sanciones sobre las exportaciones de combustibles de Rusia para que pueda abastecer volúmenes de diésel al mercado estadounidense y mundial.

Los países del Grupo de los Siete (G7) habían acordado a comienzos de este mes liberar 100 millones de barriles de sus reservas para hacer frente al fuerte aumento global de los precios del diésel, que inquieta a Trump de cara a las elecciones de medio término. Sin embargo, los gobiernos de Francia y Alemania matizaron que los stocks que se liberarán son parte de acuerdos previos, desalentando la expectativa de volúmenes nuevos.

Trump decidió avanzar con el presidente de Rusia, Vladimir Putin, en un acuerdo para liberar volúmenes rusos al mercado, sin consultarlo previamente con los líderes de Europa y de Ucrania. El Departamento del Tesoro suspenderá las sanciones a las exportaciones de diésel ruso hasta el 7 de abril como parte del acuerdo.

«Acabo de terminar una conversación sumamente exitosa con el presidente de Rusia, Vladimir Putin, en la que se acordó que Rusia suministrará de inmediato más de 300.000 toneladas de combustible diésel a los mercados estadounidense y mundial; otras 500.000 toneladas durante el mes de noviembre y 1.000.000 de toneladas inmediatamente después», escribió el mandatario en su red Truth Social.

Precios seguirán elevados por menor capacidad capacidad global de refinamiento

Las maniobras de la administración estadounidense en el mercado de combustibles terminan siendo tácticas frente al desafío real que enfrenta la industria: alrededor de un 10% de la capacidad global de refinamiento de combustibles está siendo afectada por problemas logísticos y tensiones geopolíticas.

La Reserva Federal de Dallas, uno de los doce bancos regionales que componen el sistema de la FED, evaluó en un reporte publicado la semana pasada que «es probable que los precios del combustible en los EE.UU. se mantengan inusualmente elevados en relación con los precios del crudo» aún si la guerra con Irán concluyera y se normalizara el flujo de petróleo crudo a través del estrecho de Ormuz.

«En consecuencia, los indicadores de inflación general podrían permanecer por encima de los niveles que normalmente sugerirían las tendencias del precio del petróleo, siempre y cuando una parte significativa de la capacidad mundial de refinado continúe fuera de servicio«, añadió la FED de Dallas.

El mercado ya registraba algunas señales de faltantes en combustibles puntuales como el diésel y el jet fuel antes del comienzo del 2026. La FED puntualizó como factor estructural una contracción desde 2019 en la capacidad de refinamiento en Occidente en comparación con Asia. También observó el redireccionamiento de volúmenes rusos de Europa al Asia debido a la guerra en Ucrania.

Las tensiones en el mercado global de combustibles se magnificaron todavía más a partir del conflicto en Medio Oriente y la creciente efectividad ucraniana para atacar las refinerías en Rusia. Los ataques ucranianos redujeron la capacidad de refinado de Rusia hasta en un 60% durante el verano europeo.

Además de la pérdida de capacidad, Rusia restringió las exportaciones para mitigar la escasez de suministro interno. En total, el procesamiento de crudo y las exportaciones de productos refinados de Rusia disminuyeron en 1,5 millones de barriles diarios, según la Agencia Internacional de la Energía (IEA).

En suma, entre las interrupciones en las refinerías de Medio Oriente, las limitaciones en el transporte marítimo, los daños en refinerías rusas y la reducción de la actividad de refinado en China, el mercado mundial de combustibles ha sufrido una disminución de capacidad de entre 6 y 8 millones de barriles diarios (mb/d) desde finales de la primavera, lo que representa hasta un 10 % de la capacidad de refinado global.

«Dado que la recuperación de las refinerías dañadas en Oriente Medio podría llevar meses y que es probable que persistan las interrupciones en las refinerías rusas, es muy posible que se mantengan unos márgenes de refinado (crack spreads) más elevados para diversos combustibles, incluso después de que se normalicen los envíos a través del estrecho de Ormuz», apuntó la FED de Dallas.

En esta ecuación también entra la reducción de inventarios de petróleo crudo y productos refinados en EE.UU., que se encuentran en mínimos de varios años. EE.UU. entre febrero y mayo de este año incrementó sus exportaciones de crudo y combustibles, pero su producción de crudo se mantuvo prácticamente invariable y el volumen de crudo procesado por las refinerías estadounidenses aumentó solo 0,6 millones de bpd.

«Seguir recurriendo a estos inventarios no solo presionará los precios al alza, sino que dejará al mercado petrolero mundial en una situación de fundamentos mucho más ajustada cuando —y si— el estrecho de Ormuz pase a ser transitable de manera fiable», advirtió.

, Nicolás Deza

“La presión económica termina siempre acelerando los proyectos”, resumió Hipólito Salvatori, secretario de Ambiente de Neuquén, durante una entrevista en «El Fondo del Pozo», al referirse a la fuerte suba del canon del agua para el uso industrial en Vaca Muerta. Según confirmó el funcionario, la totalidad de las petroleras presentaron proyectos para generar desarrollos productivos y en diciembre se pondrán en marcha las primeras pruebas piloto.

“Se tuvo que tomar la determinación desde el Gobierno provincial de decir: aumentamos el canon. ¿Y qué pasó? Vinieron todos con proyectos”, detalló Salvatori, quien afirmó que hasta el momento “las empresas no tenían ningún incentivo económico para reutilizar el agua que toman de los ríos”.

En junio pasado, Neuquén sancionó el Decreto 792/26, con el cual triplicó el valor del metro cúbico de agua para la explotación no convencional y estableció un nuevo esquema para que las operadoras impulsen “desarrollos productivos sustentables”. El objetivo principal de la norma no solo es cuidar el recurso, sino también promover “prácticas de reúso, recirculación y aprovechamiento de agua en aquellas actividades que presentan elevados niveles de consumo y cuentan con capacidad técnica para su implementación”.

Los cambios introducidos por la gestión neuquina buscaron también enviar una señal económica agresiva para que las petroleras eviten la inyección de flowback (agua de retorno de fractura) en pozos sumideros y comiencen a financiar tecnologías de reúso.

Un canon atado al gasoil

Hasta ahora, el valor del agua cruda se actualizaba periódicamente por decisión administrativa de la provincia. Salvatori explicó que la reforma buscó transparentar y despolitizar el cálculo: “Para que deje de estar atado a la decisión de un funcionario de turno, se decidió vincularlo a un commodity de la industria. Así es una actualización mucho más sencilla y no se tiene que pasar por una polinómica que dependía de la cuenca, los volúmenes y un montón de parámetros”.

El canon quedó atado al precio del gasoil Premium de YPF: 2,5 litros por metro cúbico actualmente y 3 litros desde el 1° de enero, lo que equivale hoy a unos $ 8.500 por metro cúbico. La suba implica un costo de agua para fractura cercano a los US$ 320.000 por pozo, cifra que a partir de enero se elevaría a unos US$ 400.000.

“Si a mí me sale más barato tomar el agua cruda del río y tiene muchas más bondades que tratar el agua que ya tengo, obviamente voy a tomar el agua cruda. No había ningún tipo de incentivo”, argumentó Salvatori.

La polinómica de las rutas, ahora para repartir hectáreas

Según detalló el secretario de Ambiente en El Fondo del Pozo, las petroleras deben presentar dos iniciativas paralelas: un desarrollo productivo sustentable y un piloto de reúso de agua.

La cantidad de hectáreas que le corresponde desarrollar a cada empresa se definió mediante una fórmula polinómica, la misma que se utilizó para el acuerdo de pavimentación de rutas en la provincia. “Es una fórmula consensuada con las empresas que ya dio resultado en las rutas. Se está utilizando la misma polinómica y de ahí surge el prorrateo para ver cuántas hectáreas tiene que desarrollar cada una”, aclaró.

De esta manera, las operadoras que deberán irrigar mayor superficie serán YPF, Vista, PAE y Shell, siguiendo el orden de su nivel de actividad en la Cuenca Neuquina. “Son las más grandes. Están presentando proyectos sumamente interesantes que agregan valor en la provincia”, remarcó.

Cultivos, hidroponia y tecnología de riego

Según dijo Salvatori, los proyectos productivos aprovecharán la infraestructura hídrica que hoy abastece a las operaciones de fractura, una red que “irá quedando ociosa a medida que los desarrollos se desplacen hacia nuevas áreas en los próximos 5, 7 o 10 años”. Entre las iniciativas presentadas por las compañías se destacan plantaciones de alfalfa, pistachos y vides, así como desarrollos agrícolas bajo hidroponia y atmósfera modificada. En todos los casos, el riego será estrictamente tecnificado mediante sistemas de aspersión, pivot o goteo.

Los pilotos comenzarán su ejecución efectiva en diciembre, con la meta de tener desarrollada para octubre de 2027 la totalidad de las hectáreas exigidas por Neuquén.

Como contrapartida, Salvatori explicó que a las empresas que cumplan no se les aplicará el aumento del canon previsto para enero (que llevaría el metro cúbico al equivalente a 3 litros de gasoil Premium), sino que mantendrán congelado el valor de la última actualización hasta que se concreten los proyectos en octubre del próximo año.

Flowback y la experiencia del Permian

En paralelo, Neuquén busca reducir drásticamente el uso de pozos sumideros. Salvatori confirmó que varias petroleras ya presentaron proyectos para reutilizar agua de flowback, mientras que otras avanzan en el tratamiento del agua de producción. La meta inicial de la provincia es que la industria alcance un mínimo del 10% de reúso del flowback, para luego ir escalando los porcentajes requeridos.

Sobre este punto, Guillermo Aversano, gerente de la Produced Water Society (PWS) Argentina, relató cuál fue la experiencia en la cuenca del Permian, la principal formación no convencional de Estados Unidos, donde ya se superó el 60% de reúso para fractura. «Empresas como Exxon fijaron una meta de entre 90% y 95% para 2030”, afirmó.

Respecto a la ecuación de costos, Aversano precisó que el circuito completo en EE.UU. (captar, trasladar, almacenar e inyectar en pozos sumideros) ronda los US$ 2,5 por barril de agua. “Con el reúso, una vez que el agua está en superficie, el costo baja entre un 40% y un 50%”, aseguró.

Asimismo, el ejecutivo de PWS marcó una diferencia respecto del modelo neuquino: en el Permian se aplicó un canon directo a la inyección en sumideros y no a la captación de agua dulce, lo que funcionó como el principal motor para masificar el tratamiento y el reúso industria.

, Laura Hevia

El presidente Javier Milei desembarca nuevamente en Neuquén. Si los planes no cambian en los próximos nueve días, el libertario cortará las cintas para inaugurar la AOG Patagonia 2026, la mayor exposición de la industria hidrocarburífera en la región. Lo hará junto al gobernador Rolando Figueroa, a quien ya le profesa trato de favorito bajo una simpatía, a veces, desmedida.

No es la primera vez que Vaca Muerta se convierte en una suerte de tabla del Titanic para las administraciones nacionales: de Mauricio Macri a esta parte, todos los presidentes han visitado esta provincia que sabe ofrecer una luz verde cuando el resto de los indicadores se empiezan a caer del naranja. Pero, esta vez, es más que eso.

Neuquén lidera los compromisos de inversión del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y es prácticamente la única, junto con Río Negro, que sostiene la creación de empleo privado en la Argentina libertaria. «Todos ustedes tienen que hacer como Rolo», les dijo Milei al resto de los gobernadores en París en otro exagerado guiño para Figueroa, con quien compartió banco en la Cámara de Diputados cuando solamente uno de los dos se estaba preparando para dar el salto.

Los planes de la Casa Rosada apuntan a que el presidente visite Neuquén capital el lunes 19 de octubre, mantenga una reunión con autoridades y CEO de las principales operadoras y participe de la inauguración de la feria que se realizará en el Espacio Duam hasta el jueves 22. Originalmente, el acto está previsto para la tarde, pero podría ajustarse según las necesidades de la comitiva.

La provincia integra una agenda que llevará a Milei por nueve distritos del país que tienen compromisos de RIGI y gobernadores afines que podrían, o no, acordar un armado electoral con el oficialismo nacional en el 2027.

No parece haber novedades aún en Neuquén, donde Figueroa escucha las propuestas, pero insiste en una misma respuesta: los brazos están abiertos para todos y los que quieran quedarse afuera, buena suerte.

Cuenta con dos ventajas para imponer su posición. Por un lado, encuestas propias que le asignan una intención de voto del 55% frente a menos del 15% que alcanzaría La Libertad Avanza y, por otro, la certeza del gobierno nacional de que hay demasiado en juego en Neuquén como para improvisar.

«Saben que la provincia va a necesitar mucha gobernanza en los próximos años. Y no cualquiera puede sentarse a hablar con un Rucci o con un Quintriqueo», sugirió un funcionario sobre el vínculo con los principales líderes sindicales, socios mayoritarios de la paz social que hace posible Vaca Muerta.

Dos candidatos en Río Negro

En la vecina Río Negro, esta semana los libertarios expusieron una interna a cielo abierto por la candidatura del 2027.

El exintendente de Cipolletti y diputado nacional, Aníbal Tortoriello, salió a anunciar en medios de la provincia su decisión de postularse para la gobernación el año que viene, sin contar con la anuencia del partido de Javier Milei para ello. «Voy a ser el candidato a gobernador por la Libertad Avanza», dijo sin vueltas el empresario, quien confía con que el peso de su figura será suficiente para ratificarlo en la boleta.

No es lo mismo que opina la mesa chica del partido, cuya conducción formal quedó en manos del vicepresidente Damián Torres tras la polémica judicial que empañó a Lorena Villaverde el año pasado. El dirigente dijo que Tortoriello es «aspirante» a candidato y que no hay nada definido.

A la hermana presidencial, Karina Milei, le convencería más una candidatura del senador Enzo Fullone, a quien considera de mayor confianza, aunque es cierto que tiene un portfolio político más acotado que el cipoleño. A su favor, no sería un escollo para una eventual alianza con el PRO de la provincia, cuyo presidente es el diputado Juan Martín, abiertamente enemistado con Tortoriello.

El legislador aparece también como el eventual candidato por la intendencia de General Roca que dejará en diciembre del año que viene la peronista María Emilia Soria. Hay expectativa de un acuerdo con Juntos Somos Río Negro, el partido del gobernador Alberto Weretilneck, para que se abstenga de llevar competidor y se facilite el camino a la oposición, que tiene vedado el control de la ciudad desde hace más de 20 años.

Dependerá de los tiempos de cada elección (Roca vota por separado de la provincial) y de decisiones más arriba. A Milei tampoco le disgustaría un acuerdo con el gobernador si es la vía más idónea para evitar un triunfo del peronismo en Río Negro, otra de las provincias clave para el salto de escala de Vaca Muerta en el próximo quinquenio.

, Andrea Durán

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, recibe a EN/CLAVE en su despacho de la Residencia Oficial de la Costa y, enseguida, revela: «tuve una pelea con Marín y con Toto». No hay ninguna gravedad en la afirmación. Más bien un trámite habitual en el tironeo con el presidente de YPF y el ministro de Economía de Javier Milei por la tajada que les exigirá para la Provincia.

Figueroa asegura que su gobierno viene «ganando» la pulseada por la renta petrolera con las empresas de Vaca Muerta, pero que también colaboró para que les vaya bien. «El RIGI para el upstream es mío», afirmó el gobernador, quien reniega del concepto de «derrame» y lo reemplaza por «redistribución».

En una entrevista exclusiva, anticipó que ampliará el actual fondo anticíclico de Neuquén para crear un «fondo soberano como realmente tiene que ser» e insistió con la necesidad de un «gran acuerdo» hacia el 2027 para garantizar seguridad jurídica y «no romper las reglas económicas».

P: Hablemos de derrame, que hoy parece un término muy en boga. ¿Reniega de ese concepto o es acertado para describir el impacto de Vaca Muerta?

R: No, yo creo que tiene que ser redistribución. La redistribución de Vaca Muerta tiene varios ángulos. Primero redistribuye en todo el país porque casi 5.000 empresas, entre santafecinas, mendocinas, pampeanas, cordobesas y bonaerenses, participan mucho en la parte del costo de un barril. Eso, a su vez, le da trabajo a otras provincias y les genera Ingresos Brutos. Y por otro lado, por cada barril de petróleo que se produce a las provincias les va un 10% sin ningún costo y el Estado Nacional se queda con un 17% que es de libre disponibilidad.

El otro día (Martín) Llaryora me dice: «Che, te está yendo bien con Vaca Muerta» y yo le respondí «no, con Vaca Muerta, te va a ir mejor a vos que a mí porque a vos te queda el 1% limpio, a mí me queda cero pues mi 13% tengo que reinvertirlo permanentemente. Y no solo eso, si ese 1% vos no lo reinvertís bien, va a haber cordobeses que se van a venir a Neuquén y yo tengo que darles posibilidad de trabajo.

P: Pero con una economía que en la micro no está tan bien, ¿cómo percibe ese impacto un trabajador de la provincia?

R: ¿No está bien en dónde? Por supuesto que no hay mercados perfectos, pero en todos los sueldos, comparados por actividad, se gana más en Neuquén. Un camionero gana más en Neuquén. Un trabajador de la Uocra te gana más en Neuquén, un empleado público gana más en Neuquén. Lo que yo te digo es, el país es uno, las normas macroeconómicas son para todos iguales, pero Neuquén está siempre en verde. Estamos primeros en ventas de supermercados, primeros en obra pública, primeros en obra privada, primeros en inversión en educación, primeros en patentamiento, es donde más ha disminuido la pobreza, donde más ha disminuido el desempleo y, a su vez, también el único lugar donde ha crecido el empleo privado y donde ha crecido el número de empresas.

P: Se redujo la pobreza, es cierto, pero todavía hay familias que siguen por debajo de esa línea. ¿Cómo perciben esas personas que algo de Vaca Muerta les está llegando? (N de la R: alcanzó al 25% de los hogares en el segundo semestre del 2023 y bajó al 15,7% en el primer semestre de 2026, según Indec)

R: Sí, tenemos que trabajarlo más. Estamos haciendo escuelas más que nadie en la historia de la provincia, más que nadie en el país. Estamos haciendo hospitales, más que nadie en la historia de la provincia. Estamos haciendo más seguridad, más infraestructura, estamos dando más becas que nadie, promocionando más el empleo, con lo cual con las políticas públicas, si tenés una mínima oportunidad de utilizarlas, te va a ir bien. El problema que tenemos es que hay otras personas que están en la marginalidad y hay que golpearles la puerta, abrírsela y tratar de llevarlas. Nos pasa que, a veces, hay gente que ni siquiera tuvo fuerza para pedir una beca para los hijos correspondiéndole. Entonces, ahí tiene que estar el Estado diciendo, «che, te lleno el formulario yo».

También tené en cuenta esto: estamos fundando un pueblo por año. Y vos con tus aportes al Estado estás pagando la infraestructura que no se hizo en el pasado, pero también estás pagando el desarrollo futuro de gente que aún no llegó. A cualquier sociólogo o a cualquier economista le encantaría estudiar lo que está pasando en Neuquén.

La negociación por las rutas y la pulseada por la renta

P: En la discusión legislativa por el acuerdo para el financiamiento de rutas la oposición planteó que se podría haber negociado mejor: si las petroleras rompen las rutas, que las petroleras paguen. ¿Quedó conforme con ese acuerdo?

R: Fue extraordinario. Por varios motivos. O sea, por empezar, las empresas propusieron muchas rutas que usaba la industria y nosotros aceptamos las que nos generan a nosotros, no solo un impacto positivo en Vaca Muerta, sino otro tipo de desarrollo. Por ejemplo, la Ruta 51 que va hasta el lago Mari Menuco no la va a usar solo la industria, la usa el turismo. Vamos a poner en valor Los Barreales y también tenemos una ruta alternativa para Cutral Co y Plaza Huincul.

Fue una negociación. Ahora, conseguir 30 meses de financiamiento sin un costo… Por algo todas las provincias de Argentina quieren copiarnos. Fue extraordinario. No fue como otras obras que sirven para que otros tomen rentabilidad y las termine siempre el Estado. El gasoducto (Néstor Kirchner), por ejemplo, ¿no? O sea, los que critican un acuerdo son los que avalan un gasoducto que lo pagamos todos para que se enriquecieran las empresa que venden. Yo no lo juzgo, pero este fue un acuerdo extraordinario.

P: ¿Se pudo haber negociado que un porcentaje fuera un aporte exclusivo de las empresas y no regalías?

R: No porque si no, no te lo firman. El proyecto es inédito, no hay lugar donde se haya hecho de esta manera. Tampoco hay que perder de contexto todo lo que hemos pedido en la negociación. Primero, para entrar en un área con una Cench tenés que pagar, antes no se pagaba. Si querés vender parte del área porque no cumplís las inversiones, tenés que pagar a la provincia. En la gran mayoría de los casos tenés que llevar asociado a GyP. Otro punto, las becas. Las obligamos a hacer el Instituto Vaca Muerta, que es el más moderno del mundo, para formar a nuestra gente, más los programas de empleo que pagan las operadoras y ahora el tema del agua. Armamos todo ese combo para monetizar nuestros recursos con la industria que antes no se hacía.

P: ¿Eso se puede definir como rediscutir la renta petrolera?

R: Sí, nosotros la rediscutimos y estamos ganando en la pulseada. Y creo que mucho tuvo que ver con que nuestro único compromiso es con Neuquén. Pero así como te digo esto, generamos las condiciones para que les vaya bien. Por ejemplo, el RIGI para el upstream es mío, mío. Mío con Toto (Caputo) y explicándole como estamos haciendo ahora con el gas seco. Yo le expliqué todos los eslabones. A algunos les da miedo explicarle muchas cosas. Yo le dije: «Si vos liberás el impuesto a la renta en los barcos o en los caños, pero no liberás el upstream no vas a acelerar para llenar todo eso porque tenemos una ventanita». Yo peleé por el RIGI para que les vaya bien.

P: ¿Dónde encuentra los límites para rediscutir esa renta? En la voluntad de las operadoras, en la legislación, en el contexto económico…

R: No, la legislación provincial me exige mucho menos. En una negociación, voy con dureza, veo dónde está el punto de quiebre. En las áreas que negociamos con (Horacio) Marín yo le fui exigiendo, le fui exigiendo, pero ellos pensaban pagarme 100 millones y termino sacando 500. Porque tengo los números de lo que ganan y voy manejando la negociación. Yo soy fanático de Neuquén, entonces les digo «flaco, tienen que ponerla; si les va bien a ustedes le tiene que ir bien a Neuquén». Eso está bueno que lo legislemos.

Un nuevo fondo soberano

P: En diciembre de 2027 finaliza el plazo de la ley que suspendió el ahorro en el fondo anticíclico, ¿qué van a hacer?

R: Nosotros lo vamos a incrementar. Vamos a crear un fondo soberano muy potente, como realmente tiene que ser. Un fondo que te puede llegar a servir para estabilizar momentos magros de la economía o bien para reinvertirlo en actividades que generen desarrollo de la economía y la construcción del nuevo Neuquén. Eso sí, vamos a encapsular la plata.

P: ¿Y cuándo sería un buen momento para hacerlo?

R: El fondo vos lo podés constituir cuando no tenés deuda. Yo tuve una reunión en Washington con un organismo internacional y me hicieron esta misma pregunta y les di esta respuesta. En Neuquén pasaba esto: era como ahorrar un 10% abajo del colchón, pero después pagar el mínimo de la tarjeta de crédito. Y si vos tenés un hijo y no tenés un baño, no tenés cómo mandarlo a la escuela, no tenés un dormitorio para ese hijo, que es el déficit de infraestructura que nosotros tenemos, ¿te vas a poner a ahorrar para tus nietos? Entonces, primero pago las deudas, doy la infraestructura para que mi hijo tenga las oportunidades, que son los 4.000 millones de dólares que estamos ejecutando, y cuando tenga eso encaminado, ahí empiezo a ahorrar. Yo creo que ese escenario va a ser en el 2028.

Hacer un «gran acuerdo» y otras definiciones del 2027

P: Mencionó en una entrevista reciente esta idea de hacer un gran acuerdo hasta las elecciones del 2027 para sacar adelante a la Argentina. ¿Habla de los gobernadores con Nación? ¿De los partidos?

R: No, yo creo que tenemos que pensar en la Argentina. En ver cómo generamos un acuerdo nacional, incluso siendo oposición. Porque vos no podés romper las reglas económicas a gente que va a invertir para los próximos 35 años porque les cambiamos una política de Estado. Entonces, yo creo que nosotros tenemos que ser garantes de que la seguridad jurídica no se puede tocar en la Argentina. Sobre todo en el rol en el que estamos nosotros, donde tenemos que atraer inversiones porque el capital propio, el capital argentino, no alcanza para extraer todo el gas y el petróleo en la ventanita de tiempo que tenemos. Entonces, si nosotros perdemos ese intangible de la seguridad jurídica, la verdad que perdemos como país porque no lo vamos a poder reconstruir. Entonces, creo que este gran pacto para el desarrollo de la Argentina es, por un lado, con quienes tenemos coincidencias de desarrollo y por otro lado, con quienes no para decir «no le vamos a hacer daño al país».

P: ¿Estaría dispuesto a un acuerdo con La Libertad Avanza para las elecciones del año que viene?

R: Nosotros siempre dialogamos. Para mí la defensa de Neuquén es con todos. O sea, yo invito a todos y el que se quiera quedar afuera, se quedará afuera.

P: Si la primera gestión fue de reordenar para redistribuir, como viene planteando el gobierno. Una segunda gestión de La Neuquinidad, ¿a qué deberá apuntar?

R: Va a ser del desarrollo más importante que va a tener la provincia en toda su historia y en donde tenemos que consolidar ese crecimiento a partir de fortalecer las instituciones y que Vaca muerta llegue a cada metro cuadrado.

P: ¿Apuesta también a una continuidad del gobierno de Alberto Weretilneck en Río Negro?

R: Yo creo que es clave tener como hub exportador por excelencia a Río Negro y es clave que eso se administre bien. Y todo lo que hemos armado y construido con Alberto, incluso ahora este estudio que estamos haciendo con el CFI (Consejo Federal de Inversiones) para ver las rutas que son las adecuadas para llegar a Vaca Muerta… La verdad que el proyecto provincialista que conduce hoy Alberto para nosotros es importante. Yo creo en una en una Argentina federal y con estados provinciales fuertes.

P: ¿Podrían acordar la fecha de la elección?

R: No, eso depende de cada provincia. Así como yo digo que en Neuquén cada municipio va a diseñar, con un trabajo de sastrería, su traje a medida, creo que cada provincia tiene que hacer lo mismo.

, Andrea Durán

Miguel Galuccio, fundador y CEO de Vista, participó de ‘Argentina at Silicon Valley’, una jornada en la que conversó con Alec Oxenford, embajador argentino en EE.UU., sobre el desafío energético que plantea el crecimiento de la inteligencia artificial. “En la próxima década vamos a necesitar alrededor de 5.000 nuevos data centers y 250 GW de capacidad adicional. Estamos hablando de una demanda de energía asociada a la infraestructura digital que podría cuadruplicarse hacia 2050. La pregunta es dónde y con qué energía vamos a abastecer ese crecimiento”, señaló Galuccio en la primera edición del evento que reunión a emprendedores, inversores y referentes tecnológicos de EE.UU.

Galuccio planteó la necesidad de diversificar geográficamente la infraestructura que sostendrá el crecimiento de la inteligencia artificial. En esa clave, puso en el centro de escena a Vaca Muerta como proveedor de energía para traccionar la instalación de centros de datos en el país. “La Argentina puede contribuir a la resiliencia global de la infraestructura digital. Está estratégicamente ubicada en una región libre de conflictos bélicos, está atrayendo inversiones en el espacio digital y cuenta con Vaca Muerta como una fuente de energía confiable, estable y de menores emisiones”, afirmó.

“Los desarrolladores de data centers necesitan enormes cantidades de gas y electricidad. Por eso tiene mucho sentido desarrollar data centers cerca de las cuencas de shale: de un lado hay abundancia de gas y del otro, una demanda creciente de energía. Y hay un dato que cambia la ecuación: transportar datos cuesta entre 90% y 99% menos que transportar gas o electricidad”, señaló Galuccio.

La conversación también abordó la convergencia entre tecnología y energía. Galuccio señaló que esta relación funciona en las dos direcciones: la expansión de la inteligencia artificial demandará cada vez más energía, mientras que la AI, la automatización y la robótica permitirán producirla de manera cada vez más eficiente.

La energía aparece como una ventaja concreta: en 2025, la Argentina produjo energía equivalente al 140% de sus necesidades, frente al 114% de 2023, con crecimiento simultáneo de distintas fuentes

Galuccio puso esta oportunidad dentro de una mirada más amplia sobre Argentina. Destacó la calidad geológica de Vaca Muerta, el talento técnico disponible en el país y la capacidad demostrada para atraer inversiones de largo plazo: entre 2013 y 2025 se invirtieron alrededor de US$ 80.000 millones en la cuenca.

También habló de la innovación como uno de los pilares del crecimiento de Vista y planteó que no necesariamente implica incorporar tecnología sofisticada, sino encontrar formas distintas de resolver problemas. Mencionó como ejemplos el desarrollo de arena local, la incorporación de wet sand (arena húmeda) y la electrificación del primer equipo de perforación de Vaca Muerta y de la primera compresora de gas natural de Latinoamérica abastecido íntegramente con energía renovable.

Sobre el crecimiento de Vista, repasó que la compañía nació como una startup de energía con el objetivo de construir una empresa diferente: ágil, innovadora y con una cultura de ownership y accountability. Recordó el fondeo inicial de US$ 800 millones a través de una estructura novedosa para Latinoamérica como fue el SPAC, y destacó que el crecimiento posterior se construyó sobre una combinación de cultura, estrategia, disciplina de ejecución y cumplimiento sostenido de los compromisos asumidos con el mercado.

, Redaccion EconoJournal

YPF acordó adquirir el 24,99% de las acciones de YPF Energía Eléctrica (YPF Luz) que pertenecen a BNR Power Investments B.V. por US$ 430 millones. La operación fue aprobada por el directorio de YPF el 8 de octubre y, una vez concretada, la petrolera pasará a ser titular del 100% del capital de la compañía eléctrica.

Según informó YPF, la adquisición le permitirá consolidar los resultados de YPF Luz dentro de sus estados financieros. “YPF continúa creciendo para convertirse en una compañía energética de clase mundial y esta operación es un paso más en ese camino, que le permitirá a YPF Luz acelerar el crecimiento y potenciar sus capacidades, manteniendo su foco y especialización en el sector eléctrico y sumando valor a la propuesta energética integral de YPF”, señaló Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.

La evolución accionaria de YPF Luz

YPF creó YPF Luz en 2013 con el objetivo de desarrollar una compañía especializada en el sector eléctrico que complementara sus actividades energéticas. En 2018, General Electric (GE) se incorporó como accionista para acompañar su expansión.

Tras la escisión de GE Vernova en 2024, la participación vinculada a ese grupo continuó a través del fondo BNR Power Investments B.V., que hasta el acuerdo anunciado mantenía el 24,99% de las acciones de YPF Luz.

Durante ese período, la empresa amplió su capacidad instalada, extendió su presencia operativa y diversificó su cartera de activos y clientes.

Con la adquisición anunciada, YPF concentrará la totalidad de la propiedad accionaria, mientras que YPF Luz mantendrá su especialización en el negocio de generación eléctrica.

Capacidad instalada y resultados

YPF Luz cuenta con una capacidad instalada de 3,8 gigavatios (GW) y presencia operativa en ocho provincias. De acuerdo con los datos difundidos por YPF, su generación equivale aproximadamente al 10% de la energía eléctrica abastecida en la Argentina.

La compañía participa en distintos segmentos de generación y dispone de una cartera diversificada de activos y clientes, con presencia en el mercado de energías renovables.

En términos financieros, YPF Luz registró un EBITDA de US$ 479 millones durante los doce meses finalizados en junio de 2026. La cifra constituye uno de los principales indicadores de la escala de sus operaciones y de su aporte al negocio energético del grupo, según destacaron desde la empresa.

La adquisición del paquete accionario restante permitirá a YPF integrar el 100% de la compañía eléctrica bajo su propiedad, en una operación que profundiza la participación de la petrolera en el mercado de generación de energía de la Argentina.

, Redaccion EconoJournal

El presidente Javier Milei encabezará la jornada inaugural de la Argentina Oil & Gas (AOG) Patagonia 2026 en Neuquén el próximo lunes 19 de octubre. Según confirmaron a EconoJournal fuentes cercanas a la Presidencia de la Nación, el mandatario aterrizará en la pista del Aeropuerto Internacional Presidente Perón donde será recibido por el gobernador Figueroa, junto a directivos y CEOs de las principales compañías petroleras que participan de la exposición.

Inmediatamente después de la recepción, Milei y las autoridades mantendrán una reunión privada para repasar la agenda hidrocarburífera y el avance de los proyectos en la región.

Posteriormente, el Presidente se trasladará hacia el Espacio DUAM para participar formalmente de la AOG. Allí brindará un discurso en el Auditorio Tromen, encabezará el corte de cintas en la inauguración oficial y realizará un recorrido por la exposición antes de emprender su regreso a la Ciudad de Buenos Aires. El operativo de seguridad y la logística del itinerario estarán a cargo de Presidencia.

La visita también fue confirmada esta mañana por el gobernador neuquino al medio local LM Neuquén. En este sentido, Figueroa destacó la buena relación que mantiene con Milei, a pesar de las diferencias políticas que los separan.

El recibimiento de Figueroa en esta visita oficial se dará tras su reciente participación como integrante clave de la comitiva oficial en la Argentina Week en Estados Unidos, donde acompañó la búsqueda de capitales internacionales para acelerar el desarrollo del no convencional.

En ese esquema, Vaca Muerta se consolida como un pilar estratégico para la macroeconomía nacional por su capacidad como motor exportador y generador de divisas, apuntalado por el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) como herramienta central para la atracción de nuevos capitales.

En Vaca Muerta, el esquema ya cuenta con proyectos aprobados por unos 21.800 millones de dólares -encabezados por los desarrollos de Pluspetrol y Tecpetrol junto a la infraestructura del oleoducto Vaca Muerta Sur- y solicitudes en trámite que superan los US$ 77.000 millones, impulsadas principalmente por iniciativas de escala global como Argentina LNG y el plan LLL Oil de YPF.

La AOG Patagonia 2026, organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y realizada por Messe Frankfurt Argentina, se llevará a cabo del 19 al 22 de octubre en el Espacio DUAM de la capital neuquina. La muestra constituye la mayor cumbre de negocios de la industria energética en la región y un espacio central para definir la proyección del sector, reuniendo a más de 400 empresas expositoras entre operadoras, compañías de servicio, proveedores y pymes. Durante los cuatro días del evento, referentes y ejecutivos debatirán sobre el horizonte productivo no convencional, las obras de transporte de crudo y gas, los proyectos de exportación y la innovación tecnológica.

Esta será la segunda visita oficial de Javier Milei a la provincia de Neuquén como Presidente de la Nación. Su primer antecedente en suelo neuquino tuvo lugar en agosto de 2024, cuando recorrió Loma Campana,

, Laura Hevia

Genneia inauguró este jueves oficialmente el Parque Solar San Juan Sur, el desarrollo fotovoltaico más grande de la provincia cuyana. La obra demandó una inversión de US$ 110 millones y suma 129 MW de energía renovable a la matriz energética.

Con la inauguración de este parque —el cuarto desarrollo fotovoltaico de Genneia en suelo sanjuanino, sumándose a Ullum I, II y III; Sierras de Ullum y Tocota III—, la empresa eleva a 350 MW su potencia operativa en la provincia, posicionándose como un proveedor estratégico para la industria y la minería.

Con esta inauguración, Genneia eleva a 350 MW su potencia operativa en la provincia y a 800 MW en la región de Cuyo. Acumula 7 parques en operación a nivel nacional—Ullum, Sierras de Ullum, Tocota III, Malargüe I, Anchoris, San Rafael y San Juan Sur— y tiene también 8 parques eólicos —Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona, Necochea y La Elbita—. Su capacidad total de energía renovable llega a 1.785 MW.

“El desarrollo de la Argentina necesita una matriz energética cada vez más robusta, competitiva y sustentable. En Genneia asumimos ese desafío con una visión de largo plazo y más de 2.000 millones de dólares invertidos en la última década, que nos permitieron superar los 1,7 GW de capacidad renovable en 9 provincias”, afirmó Jorge Brito, presidente de Genneia, durante la inauguración. La ceremonia contó con la participación del gobernador de San Juan, Marcelo Orrego, el intendente de Sarmiento, Alfredo Castro y el CEO de Genneia, Bernardo Andrews.

“La inauguración de este nuevo parque es el resultado de una visión compartida entre el sector público y privado para impulsar el crecimiento de nuestra provincia. Que una empresa líder como Genneia continúe invirtiendo y ampliando su presencia en San Juan es una clara señal de confianza en nuestro potencial productivo y en las condiciones que ofrecemos para el desarrollo de proyectos de gran escala”, sostuvo Orrego.

Las características del nuevo parque solar

El nuevo complejo se extiende sobre una superficie de 500 hectáreas y está equipado con 250.000 paneles bifaciales de alta eficiencia. La energía generada será comercializada a grandes usuarios industriales a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

La compañía destacó en un comunicado que el Parque Solar San Juan Sur aportará energía limpia equivalente al consumo de aproximadamente 90.000 hogares y evitará la emisión de cerca de 160.000 toneladas de CO₂ al año. Asimismo, durante su fase de construcción representó un fuerte motor de desarrollo local, generando alrededor de 300 puestos de trabajo en su pico de actividad.

 “El Parque Solar San Juan Sur es una nueva muestra concreta de ese compromiso. Con este proyecto alcanzamos los 350 MW de capacidad instalada en la provincia. Seguimos fortaleciendo nuestro rol como socio estratégico para el desarrollo de la minería. Argentina tiene una enorme oportunidad para crecer a partir de sus recursos naturales y de una energía cada vez más limpia. En Genneia queremos ser protagonistas de ese proceso, acompañando el desarrollo productivo del país con inversiones de largo plazo y energía renovable a gran escala”, concluyó Brito.

Con esta inauguración, Genneia alcanza los 800 MW de capacidad solar total en la región de Cuyo y consolida su liderazgo en generación fotovoltaica a nivel nacional con 7 parques en operación. Además, la compañía tiene en funcionamiento 8 parques eólicos —Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona, Necochea y La Elbita—. Con estos activos, ha elevado su capacidad total de energía renovable a más de 1.785 MW.

, Redaccion EconoJournal

La Central Nuclear Embalse, ubicada en Córdoba, salió de servicio el viernes pasado después de la hora pico nocturna para iniciar una nueva parada programada de inspección y mantenimiento. Según el cronograma previsto, la unidad volverá a incorporarse al sistema eléctrico hacia fines de noviembre.

La parada programada contempla un programa de tareas organizado en 25 capítulos, que incluye inspecciones, mantenimiento preventivo y correctivo, pruebas y mejoras en diferentes sistemas de la central.

Entre las principales intervenciones previstas se encuentran las inspecciones de los generadores de vapor, el mantenimiento de las bombas del sistema primario y el reacondicionamiento de componentes de gran tamaño, entre ellos la turbina, el alternador y el condensador.

Estas tareas requieren que la central permanezca fuera de servicio y forman parte del mantenimiento necesario para garantizar su operación segura y confiable durante el próximo ciclo de generación.

Nucleoeléctrica distribuyó el martes un comunicado donde destacó que «esta parada se realiza 24 meses después de la anterior, en lugar de los 18 meses habituales, lo que representa una ampliación de más del 33% del intervalo entre paradas».

“Extender el período entre paradas es otro paso en nuestro proceso de mejora continua. Nos permite generar energía durante más tiempo, optimizar el mantenimiento y seguir consolidando los niveles de seguridad y desempeño de nuestras centrales”, destacó Juan Martín Campos, presidente de Nucleoeléctrica.

, Redaccion EconoJournal

La falta de mano de obra especializada es uno de los principales problemas que enfrenta la industria energética. En ese contexto, muchos trabajadores de los grandes centros urbanos ven la posibilidad de migrar a las provincias petroleras y mineras y también hay profesionales argentinos viviendo en el exterior que evalúan volver al país, si se les presentan oportunidades laborales concretas.

Un relevamiento entre 183 profesionales argentinos del sector que trabajan en el exterior revela que el 54% considera probable o muy probable volver al país en los próximos tres años. Un 14% ya evalúa activamente esa posibilidad y un 40% está abierto a hacerlo ante una oportunidad adecuada. 

El estudio realizado por NUMAN, firma especializada en búsqueda de talento industrial para posiciones ejecutivas en América Latina, analiza el vínculo de estos especialistas con la Argentina, su disposición a volver y cuáles son los desafíos que surgen en el sector. Entre los resultados emerge que la búsqueda de exposición internacional fue la principal causa de su salida para el 59% de los consultados, seguida por mejores condiciones salariales (54%) y calidad de vida y seguridad (51%).   

El relevamiento se realizó entre el 5 de agosto y el 15 de septiembre a través de una encuesta online autoadministrada entre profesionales argentinos del sector energético distribuidos en 33 países. El 43% trabaja en operadoras internacionales. Por lo tanto, para muchas de esas compañías repatriarlos sería un traslado interno, no una búsqueda externa.

Qué buscan los profesionales que evalúan volver

El relevamiento muestra que la voluntad de regresar existe, pero vinculada a propuestas profesionales concretas. Entre las oportunidades que más podrían incentivar el retorno se destacan:  

• 85% la búsqueda de un rol ejecutivo / directivo
• 65% una compensación en moneda dura.
• 48% cobertura de relocalización familiar.
• 47% pide un paquete equivalente al que recibe actualmente en dólares.
• 42% espera garantías contractuales.
• 21% aceptaría ganar menos si el proyecto profesional resulta suficientemente atractivo.

Los datos evidencian que un posible retorno va más allá del salario. El proyecto, el alcance de la posición y las condiciones de previsibilidad también forman parte de la propuesta. 

“Decidimos hacer este estudio por una necesidad que detectamos en nuestro trabajo con empresas del sector. El crecimiento de la actividad energética está aumentando la demanda de profesionales con experiencia específica y capacidad para liderar operaciones complejas y quisimos conocer qué posibilidades habría de recuperar parte de ese talento que viene desarrollando su carrera en el exterior en los últimos años”, explicó Daniel Urman, director y cofundador de NUMAN.

“Observamos flujo de talento virtuoso más que una fuga de profesionales, porque la experiencia lograda en otros mercados puede convertirse en un activo para proyectos locales en la medida que existan propuestas capaces de atraerlos nuevamente”, agregó. 

El estudio fue realizado entre profesionales con una trayectoria significativa en la industria: el 55% tiene más de 20 años de experiencia, en tanto que  56% vive en el exterior desde hace más de una década. El 55% de los consultados trabaja en el segmento de exploración, perforación y producción de petróleo y gas. A su vez, seis de cada diez están radicados en Norteamérica y Europa, con Estados Unidos como el principal destino individual con el 26% de los casos.  

Siguen conectados con la industria argentina

El vínculo con su país natal continúa presente después de la salida. El 71% afirma seguir semanal o diariamente las noticias del sector energético argentino, porcentaje que trepa al 74% entre quienes ocupan posiciones de Dirección o C-Level.

La apertura al regreso aumenta entre los perfiles de mayor seniority: sólo el 4% de los profesionales C-Level descarta volver al país, mientras que entre las posiciones de jefatura o coordinación esa proporción es del 20%. 

“La disposición a regresar existe, pero muchas veces falta la posición que la active. Para atraer a este talento hay que pensar una propuesta que esté a la altura de la experiencia que desarrollaron en otros mercados”, agregó Leandro di Nardo, cofundador de NUMAN. 

El momento de expansión de la industria se ve reforzado por las nuevas oportunidades vinculadas con Vaca Muerta, GNL, infraestructura de evacuación, almacenamiento, generación e interconexión eléctrica. A la vez, las proyecciones del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) marcan que el sector energético tendrá una fuerte expansión hacia 2030 que requerirá un pico de entre 30.000 y 43.000 trabajadores directos adicionales para tareas de perforación, fractura y operaciones. Esto representa cerca de un 60% más de empleo que el nivel actual.  

“Observamos una demanda sostenida de talento especializado en las cadenas de valor de energía y minería. Al mismo tiempo las empresas están incorporando nuevas necesidades vinculadas con la automatización, la gestión de datos de planta, la transformación digital y la mejora continua. Tras más de diez años de experiencia trabajando con talento industrial y alcance regional entendemos que el desafío principal para los próximos años será contar con las personas capaces de llevar adelante una industria cada vez más tecnológica, especializada y exigente”, concluyó Urman.

, Redaccion EconoJournal

New American Oil (NAO) inició una nueva etapa de vinculación con la Universidad Tecnológica Nacional (UTN) – Facultad Regional del Neuquén a través de un programa de pasantías destinado a estudiantes avanzados de carreras vinculadas con la actividad industrial.

En esta primera etapa, dos estudiantes de Ingeniería Química se incorporaron a la Refinería Plaza Huincul, donde comenzaron su recorrido formativo en áreas técnicas relacionadas con Procesos y Laboratorio/Calidad.

El programa les permite participar de la dinámica cotidiana de una operación industrial y aplicar conocimientos adquiridos durante la carrera en un entorno productivo, según precisaron desde la empresa.

La propuesta contempla la integración de las estudiantes a equipos de trabajo y el acompañamiento de referentes de las distintas áreas. De esta manera, las pasantías buscan constituirse como una instancia de aprendizaje vinculada con procesos productivos, prácticas de seguridad, control de calidad y trabajo interdisciplinario.

“Queremos que los estudiantes puedan complementar lo que aprenden en la universidad con una experiencia real de industria. Para NAO también es una oportunidad de acercarnos al talento que se forma en la región y de construir un vínculo de largo plazo entre educación, trabajo y desarrollo productivo”, señaló Luciano Villanueva, manager de Capital Humano de New American Oil.

Formación profesional

La iniciativa se enmarca en una agenda de vinculación entre NAO y la UTN orientada a generar oportunidades de formación para futuros profesionales y acercar a la compañía a los perfiles técnicos que se forman en Neuquén. En paralelo, el vínculo entre ambas instituciones contempla la posibilidad de desarrollar nuevas acciones conjuntas de formación técnica para los equipos de la refinería. Entre los contenidos potenciales se encuentran producción y procesos, mantenimiento, instrumentación y control, laboratorio y calidad.

“Con estas iniciativas, NAO busca profundizar la relación entre la formación universitaria y las necesidades de la actividad industrial en la región, generando espacios de aprendizaje y desarrollo profesional vinculados con una de las principales actividades productivas de Neuquén”, concluyeron desde la compañía.

, Redaccion EconoJournal

Rio Tinto presentó su nuevo Portal de Proveedores para Argentina, una plataforma destinada a centralizar la información de las empresas que ya trabajan con la compañía y facilitar el registro de potenciales proveedores. La herramienta se incorpora a la estrategia de desarrollo de proveedores vinculada con las operaciones y proyectos que la empresa lleva adelante en Catamarca, Jujuy y Salta.

Según los datos difundidos por la compañía, en las operaciones de Rio Tinto en Argentina analizadas para 2025/2026 se emitieron órdenes de compra por US$ 696,2 millones. Del total, el 79% del valor correspondió a proveedores argentinos, mientras que el 50% fue adjudicado a empresas del NOA.

En términos de cantidad de empresas, el mismo universo contabilizó 1.805 proveedores, de los cuales el 93% se encontraba en Argentina y el 41% en la región del NOA. Estos datos reflejan la participación de proveedores locales y regionales en las distintas etapas de la cadena de valor de las operaciones de la compañía.

El impacto de los proyectos bajo RIGI

Los proyectos de Rio Tinto incluidos en el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) también registraron participación de proveedores argentinos. Desde el inicio de Rincón, las órdenes de compra emitidas alcanzaron los US$ 1.419 millones, de los cuales US$ 941 millones, equivalentes al 66%, correspondieron a proveedores argentinos.

En el caso de Fénix 1B, para el período informado correspondiente al cuarto trimestre de 2025 y 2026, la compañía indicó que se adjudicaron US$ 310,7 millones a proveedores argentinos. Dentro de ese monto, Catamarca concentró US$ 153,6 millones, cerca de la mitad del total adjudicado a empresas del país.

El nuevo portal busca concentrar en una misma plataforma la información sobre las empresas interesadas en formar parte de la cadena de abastecimiento de Rio Tinto. Los proveedores que ya trabajan con la compañía podrán actualizar sus datos, mientras que las empresas que todavía no tienen vínculo comercial podrán presentar sus capacidades.

“Estas cifras muestran que el crecimiento de nuestras operaciones y proyectos se apoya en una red amplia de proveedores argentinos y regionales. El Portal nos permitirá ordenar ese vínculo, conocer mejor las capacidades disponibles y ofrecer un canal más claro a las empresas de Catamarca, Jujuy, Salta y del resto del país”, señaló Ignacio Costa, General Manager de Rio Tinto en Argentina.

La herramienta se complementará con programas provinciales de desarrollo de proveedores destinados a fortalecer las capacidades de pymes y empresas comunitarias en áreas como seguridad, calidad, cumplimiento, gestión y conocimientos técnicos.

Las empresas interesadas en registrarse o actualizar su información podrán hacerlo a través del Portal de Proveedores de Rio Tinto

, Redaccion EconoJournal

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, anunció este miércoles una propuesta para eliminar el impuesto sobre los Ingresos Brutos a las empresas que generen nuevos puestos de trabajo locales en el 2028. Fue durante la presentación del Parque Industrial Capital (PIC) junto al intendente Mariano Gaido y frente a un auditorio colmado de empresarios a quienes les pidió «construir la neuquinidad entre todos».

Figueroa no tiene puesto el traje de candidato para el 2027, pero sus discursos van dejando, cada vez más, una estela electoral tras su paso.

Durante el acto realizado en el salón de un casino de la capital, presentó las proyecciones del gobierno para los próximos años, reiteró cómo es la distribución de los ingresos por cada barril de petróleo que se produce y destacó los beneficios de haber extendido el RIGI a los proyectos de upstream en Vaca Muerta.

«Como sé que acá están las empresas más prestigiosas, las que apuestan más al futuro, las que ya están mirando el decenio que viene de Neuquén, me interesa que todos tengan información, porque la información nos permite tomar mejores decisiones, ¿no?», planteó Figueroa.

Explicó que, por cada barril de petróleo que se exporta, a Neuquén le queda un 13% «por un recurso que no vuelve nunca más», mientras que una provincia como Buenos Aires «recibe un 2% sin tener ningún costo y que lo puede aplicar a una escuela de La Matanza».

Si bien sostuvo que al Estado Nacional le queda un 17% del valor, descartó la queja porque «si logra equilibrar la economía, si logra pagar su deuda externa, si logra generar el desarrollo en otros sectores de la economía, también somos beneficiados de los neuquinos».

«La estabilidad, la previsibilidad nos da la oportunidad de trazar nuestro futuro de otra manera. Con lo cual, los neuquinos no nos quejamos de ser solidarios», afirmó y destacó, en otro guiño al gobierno nacional, que «es la primera vez que nos están pagando lo que vale en el mundo nuestro recurso».

«Lo que muchas veces indigna es que los que tienen que administrar estos recursos que generan los neuquinos, permanentemente se viven quejando de lo que terminamos haciendo los neuquinos. Y si no hiciéramos lo que estamos haciendo todos los que estamos acá, más los que están trabajando hoy en un boca de pozo, la verdad que la Argentina estaría muy complicada», cuestionó.

Anuncio sobre Ingresos Brutos

El gobernador reiteró su defensa del RIGI para los proyectos de upstream de Vaca Muerta porque genera «previsibilidad». «Si nosotros no aceleramos las inversiones en la ventana del tiempo que tenemos para colocar nuestra producción, se nos puede terminar. Por eso tenemos que acelerar, pero tenemos que dar previsibilidad de que lo que vamos a sacar nos va a costar menos de lo que es el valor internacional para poder venderlo», sostuvo.

Detalló que lo que deja de percibir la provincia de Neuquén en cuatro años por la reducción del Impuesto a las Ganancias del RIGI es 8,1 millones de dólares, mientras que la actividad económica que se genera es de 2.500 millones por año.

Destacó los incentivos fiscales de Neuquén capital para la radicación de empresas en el nuevo Parque Industrial Capital (PIC) con tasa cero y anticipó que, para el 2028, «a quienes tomen trabajadores neuquinos, le vamos a eliminar el impuesto a los Ingresos Brutos».

Dijo que eso se podrá hacer cruzando la información del RIdE (Registro Informático de Empleadores), una plataforma que habilitó esta gestión para sistematizar y unificar la información de empresas, gremios y nóminas de trabajadores en la provincia.

El debate sobre Ingresos Brutos ya se había metido anticipadamente en la campaña, con la propuesta del sector opositor del partido Cumplir, que ubicó como uno de los ejes de su plataforma electoral la eliminación de este impuesto que representa la segunda fuente de ingresos de la provincia.

En septiembre, el impuesto generó un 26% de los recursos corrientes del mes para Neuquén. Solo fue superado por las regalías de petróleo, que concentraron el 48%.

«Que les vaya muy bien»

El discurso de Rolando Figueroa también puso de relieve que Neuquén, «con el 1,5% de la población genera más del 5,1% del Producto Bruto Interno de este país» y que es la tercera provincia más exportadora.

«Ya pasamos a Tucumán, pasamos a Mendoza. En los próximos dos años vamos a pasar a Córdoba y, en los próximos cinco, vamos a terminar alcanzando a Santa Fe. ¿Es bueno? Es bueno. Pero lo importante es cómo se redistribuye, cómo afecta a los ratios socioeconómicos en la provincia de Neuquén», dijo en alusión al discutido «derrame» de Vaca Muerta.

«Se ha disminuido más de un 45% la pobreza en la provincia: dato, no relato. Ya hemos disminuido 65% de la desocupación en la provincia: dato, mata relato. Somos la provincia que más vende en los supermercados, somos la provincia donde más se construye, con más empleo privado y obra pública, con lo cual el Estado también está reinvirtiendo para generar esa sustentabilidad social», replicó Figueroa.

Insistió con que el desafío para los próximos años «no es político, es generacional» y lanzó a los empresarios una invitación a «construir esta neuquinidad entre todos». «Y los que se queden afuera, que les vaya muy bien, pero el gobierno va a ser próspero y va a traer progreso en tanto y en cuanto entendamos que debemos trabajar todos juntos para que esta provincia siga siendo la que más otorga oportunidades», cerró.

, Andrea Durán

Durante casi 20 años, Bolivia abasteció de gas a Argentina mediante contratos firmes. Ese ciclo terminó en 2024, cuando finalizó el acuerdo de largo plazo. Desde entonces hubo envíos puntuales o interrumpibles, pero ya no bajo un esquema de suministro firme. En cinco años, la relación podría invertirse. El país que vendió gas a Argentina podría pasar a comprárselo.

Así surge de un análisis elaborado por la comercializadora y proveedora de gas natural y energía eléctrica Alpes Energy, que a partir de proyecciones advierte que Bolivia podría necesitar gas importado desde 2031, escenario en el que Vaca Muerta sería la alternativa de abastecimiento. ¿La explicación? Mientras los campos maduros bolivianos pierden producción año tras año, crece la producción de gas no convencional argentina.

Recorridos inversos en números

Según el análisis de Alpes Energy, al tomar un período comparable de diez años, Bolivia pasó de 56,6 millones de metros cúbicos por día (MMm³/d) en 2016 a una producción promedio proyectada por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) de 26,6 MMm³/d en 2026: la disminución acumulada es de aproximadamente 53% y equivale a una tasa media de declino del 7,3% anual.

En sentido contrario, la cuenca neuquina argentina pasó de producir 70,7 MMm³/d en 2016 a un promedio de 110,0 MMm³/d entre enero y julio de 2026, es decir, creció cerca de 56%. Pero el cambio más significativo está en la composición, señala la comercializadora. El gas no convencional (shale y tight) aumentó de 26,4 MMm³/d a 97,7 MMm³/d. Elevó su participación dentro de la cuenca del 37% al 89%.

La comparación no implica un reemplazo automático entre ambos mercados, aclara la comercializadora, pero sí muestra un cambio de escala y composición en la oferta regional. Mientras Bolivia perdió alrededor de 30 MMm³/d de producción en diez años, la cuenca neuquina sumó cerca de 39 MMm³/d de producción total y más de 71 MMm³/d de gas no convencional, que pasó a convertirse en el principal componente de su producción.

A partir de series oficiales de YPFB y del INE, el informe proyecta un escenario de sensibilidad que supone que no se incorporan descubrimientos relevantes y que la demanda interna se mantiene cerca de 14 MMm³/d. Desde 2026, la producción de Bolivia caería a un ritmo de 10,5% anual.

Bajo estas condiciones, la producción se ubicaría cerca de 15,3 MMm³/d en 2031, apenas 1,4 MMm³/d por encima de la demanda interna de referencia. Ese margen reducido podría generar necesidades de abastecimiento complementario ante picos de consumo o restricciones operativas. En 2032, el promedio anual de producción caería por debajo de la demanda interna. Por eso, se aclara en el análisis, 2031 debe interpretarse como un posible punto de inflexión dentro de este escenario y no como un pronóstico oficial.

Por qué el gas saldría de Vaca Muerta 

La cercanía geográfica es solo una parte de la explicación de por qué Bolivia pasaría a ser comprador de gas argentino: desde 2024 la reversión del gasoducto norte permite transportar hasta 15 MMm³/d desde el centro argentino hacia las provincias del noroeste y reemplazar en parte el gas que llegaba desde Bolivia.

A esto se suma el reciente anuncio de Transportadora de Gas del Norte (TGN) del Gasoducto Manuel Belgrano, un proyecto de 753 km que busca ampliar el transporte de gas desde Vaca Muerta hacia el centro y norte del país, reforzando así la evacuación del gas argentino hacia mercados regionales.

La ruta ya tuvo una prueba concreta: en abril de 2025 se transportaron cerca de 0,5 millones de metros cúbicos de gas argentino hacia Brasil utilizando la red boliviana, ensayo que demostró que la infraestructura puede operar en el nuevo sentido.

Sin embargo, advierte el análisis, para abastecer a Bolivia habría que acordar capacidad firme, puntos de entrega, calidad, tarifas y reglas comerciales con un límite principal, que es el estacional: “La Argentina consume mucho más gas en invierno, de modo que un contrato estable con Bolivia requeriría producción, transporte y almacenamiento suficientes para no depender sólo de excedentes interrumpibles. La oportunidad existe, pero necesita convertirse en un producto comercial y regulatorio, no solamente en una posibilidad física”.

Desde esta mirada, Bolivia podría convertirse a partir de 2031 en un mercado cercano y estratégico para el gas de Vaca Muerta. “No tendría la escala potencial de Brasil o de un proyecto de GNL, pero para la Argentina sumaría una salida regional de alto valor; para Bolivia, ofrecería respaldo mientras intenta reconstruir su propia curva de producción”, concluye Alpes Energy.

, María Eugenia Rodríguez

El gigante energético TotalEnergies firmó un acuerdo con YPF para ser el offtaker (comprador) a largo plazo de combustible para aviación sostenible producido en la refinería de Sal Lorenzo, ubicada en la provincia de Santa Fe. Tal como adelantó EconoJournal el miércoles pasado, la compañía francesa rubricó la firma en París con Santa Fe Bio, la sociedad conformada entre YPF y la empresa local Essential Energy.

Se trata de un acuerdo de compraventa de largo plazo para la futura producción de combustibles renovables. YPF busca convertir la refinería de San Lorenzo en una biorrefinería enfocada en la producción de Combustible de Aviación Sostenible (SAF, por sus siglas en inglés) y también de Aceite Vegetal Hidrotratado (HVO) para el sector de transporte.

Según comunicó YPF este miércoles, la iniciativa contempla inversiones de más de US$ 400 millones para la reconversión del complejo industrial y el acuerdo fue realizado con la subsidiaria TOTSA TotalEnergies Trading SA.

Si bien fue parte del evento Argentina Week de París, el acuerdo no formó parte del anuncio de inversión de US$ 10.000 millones que realizó la semana pasada TotalEnergies en proyectos en Vaca Muerta y Tierra del Fuego. La decisión de ambas empresas fue anunciarlo este miércoles por separado.

El SAF se elabora con grasa animal, aceites vegetales usados, biomasa y residuos orgánicos, entre otras materias primas similares a las que se utiliza para producir biocombustibles.

Detalles del acuerdo

En la firma del acuerdo participaron el CEO y presidente de YPF, Horacio Marín, el Senior VP Americas de TotalEnergies, Javier Rielo; el director general de Total Austral y CEO de TotalEnergies en Argentina, Sergio Mengoni; y el CEO de Essential Energy, Federico Puccieriello.

Según fuentes que participaron de las negociaciones entre las compañías, el proyecto lo presentarán en el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) y el financiamiento lo aportará la Corporación Financiera Internacional (IFC), entidad que forma parte del Banco Mundial, y la garantía correrá por cuenta de la compañía francesa.

Las mismas fuentes indicaron que el acuerdo con TotalEnergies es por ocho años con una opción para extenderlo por cuatro años más. La mayor parte de lo producido será para la compañía francesa, aunque YPF se reserva una opción de un 30% en una cláusula de first refusal.

El precio de venta del combustible SAF será entre el valor promedio histórico de mercado y el valor Argus (Rótterdam) a futuro, como se acostumbra en estos casos. Con una capacidad de producción de la planta de 170.000 toneladas anuales, el acuerdo sumará de este modo un total de US$ 6.500 millones en los 12 años totales.

Es decir, la biorrefinería de Santa Fe exportaría alrededor de US$ 540 millones por año de SAF, según estimaron las mismas fuentes en diálogo con EconoJournal.

Combustible para aviación

YPF destacó que “el acuerdo constituye un hito clave para el desarrollo y financiamiento del proyecto bajo un esquema de Project Finance y aporta previsibilidad comercial para avanzar en las próximas etapas de ingeniería y desarrollo de una instalación destinada a abastecer la creciente demanda global de combustibles renovables”.

Además, subrayó que “la futura biorrefinería tendrá una capacidad estimada de producción de aproximadamente 170.000 toneladas anuales de SAF y HVO” y que TotalEnergies “adquirirá la mayor parte de esa producción bajo un compromiso firme de largo plazo y tendrá un derecho de preferencia sobre los volúmenes remanentes”.

“La participación de TotalEnergies, uno de los principales actores globales del mercado energético y presente en la Argentina desde hace 48 años con actividades que abarcan tanto la producción y la comercialización de gas y petróleo como la generación de energías renovables, permitirá conectar la producción de la futura biorrefinería con destinos que avanzan en la incorporación de combustibles sostenibles para aviación como parte de sus objetivos de reducción de emisiones del transporte”, añadió.

“Con este proyecto, YPF continúa ampliando su presencia en nuevos negocios energéticos y promoviendo iniciativas que contribuyan a generar inversiones, trabajo, exportaciones y desarrollo para la Argentina, aprovechando las ventajas competitivas del país para abastecer la creciente demanda mundial de energías”, concluyó.

TotalEnergies es uno de los principales productores de combustible SAF para aviación de Europa. En 2028 proyecta producir más de 500.000 toneladas anuales para cumplir con la normativa de la Unión Europea (aprobada en 2023) que fijó un mínimo de un 6% de uso de SAF en la aviación para 2030 hasta llegar de manera escalonada a un 70% en 2050. La compañía francesa tiene el objetivo de suministrar más del 10% de combustible SAF para aviones en Europa antes que termine la década, según información pública de la propia empresa.

, Roberto Bellato

El intendente de Neuquén capital, Mariano Gaido, presentó este miércoles junto al gobernador Rolando Figueroa el plan de ejecución del nuevo Parque Industrial Capital (PIC), un proyecto que ya interesó a unas 600 empresas y que ocupará más de 1.000 hectáreas a la vera de la Ruta 67.

Ubicado en una zona de conexión estratégica con Vaca Muerta, el PIC brindará beneficios fiscales para las inversiones que se radiquen, además de ofrecer un precio «promocional» de venta para las tierras. Los boletos de compra venta estarán disponibles a fin de año, una vez que el Concejo Deliberante apruebe las ordenanzas que den respaldo al régimen.

La iniciativa contempla también la ampliación del predio frente a una demanda que superó las previsiones iniciales, según anticipó Gaido. «Tomamos la decisión con el gobernador Rolando Figueroa: vamos a ampliar y vamos a llevar adelante un nuevo registro a partir del 1° de febrero del año que viene. La intención es que ninguna empresa neuquina, ningún empresario, ningún comerciante quede fuera del parque industrial», afirmó.

Según el registro inicial que abrió la municipalidad para conocer el interés por el nuevo PIC, hubo 606 empresas que se anotaron y solicitaron un total de 1.372,5 hectáreas, lo que lo convertiría en «el más grande del país».

El 16,7% pertenece al rubro de metalmecánica, el 16,2% al sector de oil&gas, el 15,8% a construcción y obras civiles, un 15,7% a transporte y logística, el 15,3% a servicios corporativos y tecnología, el 11,6% a industrias manufactureras, y el 8,7% a comercio y distribución.

El 56,6% de la tierra solicitada corresponde a ampliaciones o nuevas sucursales, el 29,2% a relocalización de empresas en el ejido urbano, y un 14,2% comprende a primeras radicaciones en la ciudad. Según pudo saber EN/CLAVE, entre las empresas petroleras que se interesaron en el nuevo parque se encuentra Continental Resources, la mayor productora de no convencional de Estados Unidos que viene ampliando su participación en Vaca Muerta.

El intendente aclaró que la adjudicación de lotes estará orientada a empresas que desarrollen una actividad productiva y generen empleo, y que «no es venta de tierras con una intención de apuesta inmobiliaria».

Según la estimación que dio la jefa de Gabinete, María Pasqualini, se espera que el PIC genere unos 25.000 puestos de trabajo. Anticipó que lanzarán un régimen específico de capacitación para vincular la formación con la demanda que requiera cada empresa.

Puesta en marcha del PIC

Las empresas recibirán un formulario el próximo lunes, con carácter de declaración jurada, en el que deberán detallar la actividad y el proceso productivo que desarrollarán, la superficie a construir, el empleo proyectado, y los plazos y montos de inversión. También se detallará el precio promocional de los lotes, que se ofrecerán a un 70% u 80% menos de la tasación oficial.

El 15 de octubre, el municipio presentará en el Concejo Deliberante el régimen de incentivos fiscales para el nuevo PIC, que incluye la adhesión a la ley provincial 3502 de Invierta en Neuquén, que da estabilidad y beneficios sobre Ingresos Brutos y Sellos, entre otras medidas.

Para acceder a los beneficios, se le exigirá a las empresas un plazo de cuatro años para concretar la obra: uno para elaborar y presentar el proyecto y tres años para ejecutarlo.

La licencia comercial tendrá una exención del 100% durante 10 años a partir de la habilitación comercial, siempre que se cumplan los pasos y plazos previstos.

Para la tasa de patentes se aplicará un régimen especial, acordado entre los municipios con el impulso del gobierno provincial. A diferencia de la ordenanza tarifaria, que se discute cada año, este régimen tendrá una vigencia de 10 años, lo que dará seguridad jurídica y tributaria a las empresas.

El 12 de noviembre se presentará en el Concejo Deliberante el proyecto de ordenanza que habilitará la venta de todos los lotes solicitados y que incluirá los indicadores urbanísticos, el detalle de cada desarrollo y lo que se podrá construir en cada sector del parque.

En tanto desde el 15 de diciembre, una vez sancionadas ambas ordenanzas, se convocará a las empresas que completaron la declaración jurada para firmar el boleto de compraventa.

, Andrea Durán

Fotografías: Catalina Distefano

El encuentro, organizado por EconoJournal en coproducción con Aires Renewables y Tavarone Rovelli Salim Miani, reunió a autoridades, ejecutivos y especialistas del sector eléctrico y energético con el objetivo de analizar los desafíos y oportunidades que surgen frente a un escenario de nuevas inversiones y crecimiento de los consumos. La jornada se desarrollaró el 29 de septiembre en el Salón Dorrego del Hípico Alemán en la Ciudad de Buenos Aires y tuvo como eje «El mercado eléctrico frente a un nuevo ciclo de crecimiento: reformas regulatorias, ampliaciones de transmisión y nuevas demandas«.  

El subsecretario de energía, Damián Sanfilippo, estuvo a cargo de la apertura del evento.

Más de 650 personas participaron de forma presencial de la jornada.

Juan Luchilo, gerente general de Cammesa, participó del panel «El nuevo mercado eléctrico: las reglas para la expansión».

Bernardo Andrews (Genneia), Martín Mandarano (YPF Luz), Rubén Turienzo (Pampa Energía) y Martín Genesio (AES) conversaron sobre cómo viabilizar nuevas inversiones en el parque de generación bajo las reglas del nuevo mercado.

El evento reunió a referentes, funcionarios y actores de todos los segmentos del sector eléctrico y de las energías renovables.

Martín Brandi (PCR), Pablo Ferrero (MSU Energy), Gabriel Ures (Central Puerto), Nicolás Berson (TotalEnergies), junto a Nicolás Gandini, director de EconoJournal.

Nicolás Gandini, director de Econojournal, moderó algunos de los principales paneles de la jornada.

El evento contó con un espacio de networking para el potenciar el encuentro e intercambio entre los protagonistas del sector y las empresas que integran el sector renovable y eléctrico.

«Transener va a ser protagonista en la licitación de AMBA I», aseguró Pablo Tarca, director general de la empresa.

Nicolás Eliaschev, de Tavarone Rovelli Salim Miani, junto a Diego Werner, de Aires Renewables.

El evento se desarrolló a sala llena en el Salón Dorrego del Club Hípico Alemán.

Nadia Sager, de GEINSA, moderó varios de los paneles estrategicos de la jornada.

Nicolás Gandini y Nicolás Eliaschev.

Los distintos paneles desarrollados durante el evento abordaron los principales temas de interés del mercado eléctrico, entre ellos, los nuevos desarrollos, las alternativas para superar los cuellos de botella que enfrenta el sector y el caso Aluar, entre otros.

Comitivas de numerosas empresas del sector electrico se acercaron a escuchar los paneles y participar del Renewables & Electricity Day.

El panel de cierre estuvo protagonizado por Marcelo Álvarez de CADER y Rogelio Baratchart de Tecnolatina S.A., quienes conversaron sobre los principales desafíos regulatorios y contractuales que enfrenta hoy el sector eléctrico argentino.

, Daniela Damelio y Catalina Distefano

Nucleoeléctrica Argentina (NASA) resolvió en su última asamblea suspender la construcción de la cuarta central nuclear financiada por China, denominada Atucha III. Se trata de una suspensión, ya que la empresa no tiene autoridad para cancelar un proyecto canalizado por vías diplomáticas. De ese modo, despeja el camino para cederle a Meitner Energy los terrenos para construir el reactor ACR-300 en el complejo nuclear de Zarate. La iniciativa fue declarada de interés por la generadora estatal.

Meitner busca invertir 1200 millones de dólares en la construcción del primer reactor ACR-300, un diseño modular pequeño (SMR) con una potencia aproximada de 300 MWe. Con ese fin, la empresa solicita tener derechos sobre 12 hectáreas en el complejo. Nucleoeléctrica no puede vender los terrenos, pero puede ceder derechos sobre la superficie.

Meitner Energy es una compañía que tiene como accionista controlante a un grupo inversor liderado por el empresario estadounidense de origen iraní Hamid Ansari con el 60% del paquete accionario, y como accionista restante a INVAP, con el 40% del paquete.

La propuesta de Meitner y la licitación que prepara Nucleoeléctrica

Nucleoeléctrica este año modificó su normativa de contrataciones para poder realizar licitaciones a partir de la recepción de iniciativas privadas. Cualquier iniciativa privada declarada de interés por los accionistas deberá ser sometida a un proceso licitatorio público o privado. Al presentar una iniciativa, el promotor debe pagar una garantía equivalente al 0,5% de la inversión estimada, a los fines de garantizar que se presente en el proceso licitatorio a convocarse.

En este caso, Nucleoeléctrica realizará una licitación pública para la prestación de servicios para un proyecto de reactor nuclear de entre 300 y 400 MW de potencia eléctrica. La empresa esta últimando los detalles del pliego licitatorio, que sería publicado en el boletín oficial dentro de dos semanas.

Como promotor de la iniciativa, Meitner entregó una caución por 60 millones de dólares, equivalente al 0,5% de la inversión prevista, de 1200 millones. Si Meitner está de acuerdo con las condiciones del pliego, puede presentarse a la licitación y el dinero de la caución le será reembolsado. «Esto da cuenta del compromiso real de las dos partes de avanzar en un proyecto», evaluó una fuente sectorial.

Meitner como promotor de la iniciativa se asegura algunos derechos, como la posibilidad de igualar la mejor oferta presentada por otro oferente, si la diferencia económica no supera el 15%. También se contempla un resarcimiento económico a Meitner si pierde la compulsa, el cual será abonado por el ganador de la licitación.

Fuentes al tanto del proceso explicaron que NASA busca como mínimo encargarse de la operación y el mantenimiento del reactor. Los accionistas de la empresa generadora aprobaron en una asamblea celebrada en mayo de este año una modificación al estatuto para crear una unidad de servicios para centrales nucleares, diferenciada del negocio de generación eléctrica. «Meitner pide el terreno a NASA y NASA quiere prestarle servicios, la negociación pasa por ahí«, sintetizó la misma fuente.

Sin embargo, también existen dudas sobre el proceso en curso. «Quieren adjudicar los terrenos antes de fin de año. No conozco antecedentes de empresas generadoras nucleares que cedan su terreno a reactores de otras compañías, es todo bastante inédito, para que salga bien hecho veo que el plazo es desafiante», analizó otra fuente del sector.

«No se conocen detalles relativos a las contingencias propias de un proyecto, como las responsabilidades y penalidades que Meitner asume si el reactor queda a medio construir por problemas financieros o de ingeniería», cuestionó la fuente.

La inversión prevista en Atucha

Otro aspecto clave del proceso es la inversión real que Meitner necesitará para construir su primer reactor ACR-300. El costo global para llegar a un primera unidad en su tipo (FOAK, en la jerga de la industria) suele ser elevado, inclusive para reactores SMR.

Como referencia, el reactor BWRX-300 diseñado por GE Hitachi y que Ontario Power Generation está construyendo en Canadá cuenta con un presupuesto inicial para su construcción autorizado por el gobierno de 6100 millones de dólares canadienses (unos 4200 millones de dólares estadounidenses).

Se trata de un guarismo muy por encima de la inversión de US$ 1200 millones propuesta por Meitner en Atucha. Este valor informado reflejaría únicamente el costo estimado de la construcción del primer ACR-300, sin contabilizar los costos de diseño y licenciamiento.

Por estos motivos, en Nucleoeléctrica esperan que Meitner (o cualquier otro potencial interesado) se presente a la licitación con una oferta de inversión superior a los US$ 1200 millones. Las empresas que presenten ofertas deberán pagar una caución para participar del concurso.

Por qué los terrenos son claves para Meitner

La empresa conformada entre capitales estadounidenses e INVAP necesita los terrenos para avanzar con la primera etapa clave en el proceso de licenciamiento del reactor ante la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN).

El proceso de licenciamiento de un reactor nuclear tiene como primera etapa crítica la elaboración y presentación del Informe Preliminar de Seguridad (IPS): es un documento técnico fundamental que la entidad responsable presenta ante la autoridad regulatoria antes de solicitar la licencia de construcción de una instalación nuclear.

Para la redacción del IPS, la empresa necesita definir el lugar en donde se emplazará el reactor y realizar múltiples estudios en el terreno. También debe tener concluidas las ingenierías conceptual, básica y detallada de la central. En paralelo, debe presentar una Evaluación de Impacto Ambiental (EIA). Son distintas tareas que suelen demorar años de trabajo antes de obtener una licencia de construcción, que habilita el comienzo de la obra civil y el montaje electromecánico.

Meitner Energy mantiene un perfil público mínimo, aunque está empleando alrededor de 300 personas en la Argentina, distribuidas entre Bariloche y Buenos Aires. El grueso del personal se encuentra trabajando en oficinas en Vicente López. Entre los contratados hay ingenieros y especialistas provenientes de Nucleoeléctrica y de la CNEA, con varias personas que participaron en el proyecto CAREM.

, Nicolás Deza

El acuerdo que firmó el gobierno de Neuquén con 15 operadoras de Vaca Muerta para financiar rutas en el corredor petrolero quedó este martes a un paso de convertirse en ley, pese a las críticas de diputados opositores que consideraron «malísimo» el mecanismo de adelanto de regalías para fondear las obras. El gobernador Rolando Figueroa tiene los votos para ratificar en sesión el convenio, que permitirá pavimentar y repavimentar cuatro tramos en los alrededores de Añelo y Rincón de los Sauces.

La ley que se debatirá este miércoles sobre tablas en la Legislatura ratifica el acuerdo firmado el 8 de septiembre con 15 operadoras por el cual adelantarán regalías por hasta 177,6 millones de dólares para prefinanciar la pavimentación y repavimentación de las rutas 7, 8 y 51.

La Provincia empezará a devolver los aportes a partir de los 30 meses de realizado el primer desembolso, aunque las empresas podrán descontar solo hasta un 20% al mes de las regalías que les corresponda pagar. También podrán hacerse del recupero a través de peajes.

«Es un adelanto de dinero a tasa cero que no tiene ningún tipo de interés para la provincia y con un plazo diferido para reintegro», simplificó el diputado Damián Canuto (PRO), quien encabezó el miércoles pasado la reunión de la comisión de Hidrocarburos y Energía en la que el ministro de Economía, Guillermo Koenig, explicó a los diputados el acuerdo.

Los legisladores realizaron hoy un plenario de las comisiones de Asuntos Constitucionales y de Presupuesto para dar el despacho final a la iniciativa, que ahora quedó en condiciones de pasar al recinto.

Canuto planteó que las obras incluidas en el acuerdo son «vitales para la provincia» y evaluó que generarán un «círculo virtuoso» donde las empresas podrán producir más y generar más recursos para Neuquén, además de mejorar el tránsito y la conectividad de la zona.

Por su parte, Francisco Lépore (Avanzar) pidió «entenderlo en la integralidad de lo que tiene que resolver hoy Neuquén» y un retraso de infraestructura que cuantificó en 4.000 millones de dólares, cifra que suele repetir Figueroa. «Las cuestiones mágicas no se hicieron nunca y no las van a hacer», criticó a la oposición, que planteó que la negociación del gobierno debería haber sido mejor.

Juan Carlos Shell

El despacho tuvo cinco votos negativos en el plenario, pero los diputados que argumentaron en contra del acuerdo extendieron el debate por casi tres horas. Las críticas fueron de los bloques del FIT, Unión por la Patria, la UCR y Cumplir.

«No me parece que este acuerdo sea una expresión de defensa de los recursos de los neuquinos, al contrario. Es bajarse los pantalones. ¿Qué pasó de un año a esta parte, cuando el otro acuerdo era totalmente distinto?», sostuvo Brenda Buchiniz (Cumplir) respecto del fideicomiso para el Bypass de Añelo donde «las empresas se iban a ocupar de contratar a quienes iban a hacer esa obra y nos las iban a entregar con cargo».

En ese esquema, las operadoras anticipan unos 51 millones de dólares a devolver a través de un sistema de peajes, no con regalías.

La diputada consideró el nuevo mecanismo como «malísimo» y sugirió «enviar a otra persona a negociar o mandarlo antes al psicólogo para que llegue con más autoestima».

En esa línea se mantuvo toda la oposición, básicamente reclamando que el dinero lo aporte la industria por ser la más beneficiada de las obras.

«Yo le digo la ley re: es de recupero, es para repavimentar, es con las regalías y es un regalo de 177 millones de dólares que es lo que van a poner ahora y después se los vamos a devolver», dijo Lorena Parrilli (UP).

El diputado oficialista Lépore salió al cruce. «¿Cuando hablan de las petroleras, ustedes piensan que acá viene Juan Carlos Shell en su auto? No, son nuestros trabajadores los que van en esas rutas. Son un papelón y creo que, de fondo, es algo muy jodido que digan que las rutas son de las operadoras y que las paguen ellos porque mientras tanto los accidentes son nuestros y los gerentes van en helicóptero», planteó.

Del asfalto al gasoducto Néstor Kirchner

Darío Martínez (UP) y César Parra (FIT), volvieron a plantear la comparación de las rutas que se financiarán con regalías con lo que sucede cuando la municipalidad asfalta una calle y los vecinos pagan una tasa de contribución por mejoras.

«Tenemos que hablar de si los neuquinos estamos de acuerdo en hacerle las rutas a las petroleras», sostuvo el diputado de izquierda, mientras que el referente del kirchnerismo aseguró que las empresas tuvieron «super utilidades» por la suba del precio del barril y deberían hacerse cargo del financiamiento. «Fue una mala negociación», afirmó.

El argumento generó réplicas del oficialismo por el gasoducto Néstor Kirchner (ahora Perito Moreno), el cual se financió con dinero del Estado nacional durante la gestión de Alberto Fernández.

«¿Qué habría pasado si hubiéramos aprobado el acuerdo del GNL y el caño se lo hacíamos nosotros a las operadoras? Nos habrían dicho que estábamos locos, sería un escándalo», ironizó Claudio Domínguez (MPN).

Guillermo Monzani (Fuerza Libertaria) también defendió que «es sumamente razonable este acuerdo», más aún cuando Neuquén viene de «un retraso importante» en infraestructura. «No tenemos tiempo, hay que hacerlo lo más rápido posible. Es un buen préstamo a tasa cero», aseguró.

, Andrea Durán

El fracking ganará visibilidad en la agenda brasileña durante las próximas semanas. Flávio Bolsonaro, quien llega a la segunda vuelta presidencial como favorito, propone explícitamente habilitar el fracking. Su programa plantea “permitir la exploración del gas no convencional con responsabilidad ambiental y cumpliendo la ley”. Sin embargo, el tema está en manos del Superior Tribunal de Justicia (STJ), que el miércoles 14 retomará un proceso clave para definir si el fracking puede utilizarse para explotar petróleo y gas no convencionales en Brasil y, en caso afirmativo, bajo qué condiciones.

El STJ, máximo tribunal brasileño para cuestiones de derecho federal infraconstitucional, retomará la semana próxima el IAC 21, el procedimiento que abrió para establecer un criterio jurídico nacional sobre la utilización del fracking. La acción judicial fue iniciada por el Ministerio Público Federal en diciembre de 2014 contra la Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis de Brasil (ANP), Petrobras y dos empresas, a raíz de una licitación de bloques de la cuenca del Paraná.

La ANP estableció en 2014, mediante la Resolución 21/2014, requisitos para la utilización del fracking en reservorios no convencionales. Sin embargo, el alcance de esa regulación quedó judicialmente cuestionado. El Ministerio Público Federal sostuvo que no alcanzaba con esa normativa para avanzar sobre bloques con potencial de shale sin estudios ambientales previos y adecuados, y planteó objeciones vinculadas, entre otras cuestiones, con los riesgos para los acuíferos y la posibilidad de sismos inducidos.

El caso tuvo primero una sentencia favorable al MPF, pero en 2019 el Tribunal Regional Federal de la 3ª Región (TRF3) la revocó y rechazó la demanda. El MPF recurrió ante el STJ y el expediente llegó al tribunal en septiembre de 2021. En 2025, la Primera Sección lo convirtió en un Incidente de Assunção de Competência (IAC), debido a la existencia de criterios divergentes y a la necesidad de establecer un criterio uniforme.

El programa energético de Flavio Bolsonaro

El tema se debate justo en medio de la campaña electoral, ahora ya con un candidato que asoma como claro favorito de cara al balotaje que se define el próximo 25 de octubre. Flávio Bolsonaro propone habilitar la exploración de gas no convencional mediante fracking bajo criterios ambientales y dentro del marco legal. La propuesta supone avanzar sobre un recurso que Brasil tiene identificado pero que todavía no explota comercialmente mediante esta técnica, en un momento en que el país busca ampliar su oferta de gas y reducir los costos de abastecimiento energético.

Su programa energético plantea, además, aumentar la producción de gas y petróleo y expandir la infraestructura de transporte, procesamiento y distribución para aprovechar esos recursos. También propone utilizar una mayor disponibilidad de gas para reducir los costos de la energía y desarrollar la producción local de fertilizantes. Al mismo tiempo, plantea mantener la explotación de combustibles fósiles mientras impulsa las renovables, los biocombustibles y el almacenamiento eléctrico, con una estrategia orientada a ampliar la oferta energética en lugar de concentrar la transición exclusivamente en la sustitución de hidrocarburos.

Vaca Muerta puede exportar más que gas

“En ROG.e vimos que el debate ya está dentro de la industria brasileña: si Brasil tiene recursos no convencionales propios, es lógico que empiece a discutir cómo desarrollarlos. Para Argentina, eso no debería leerse solamente como competencia. Vaca Muerta acumuló experiencia que Brasil todavía tendría que construir”, señaló Andrés Rojas, director ejecutivo de PONTE Hub.

Ese aprendizaje incluye perforación y completación, tratamiento de agua, arenas, logística, automatización, ingeniería y una cadena de proveedores que lleva más de una década trabajando sobre shale.

“Vaca Muerta puede jugar dos partidos al mismo tiempo: vender gas a Brasil y exportar capacidades para que Brasil desarrolle su no convencional. La oportunidad está en la molécula, pero también en la tecnología, los servicios y el know-how construido alrededor de ella”, agregó Rojas.

El escenario no plantea una sustitución inmediata. Brasil seguirá necesitando combinar producción propia, gas regional y GNL para asegurar oferta y competitividad. Si el shale brasileño avanza, puede cambiar la ecuación de largo plazo; al mismo tiempo, puede abrir un nuevo mercado para empresas argentinas.

, Redaccion EconoJournal

Las dos monoboyas que formarán parte del sistema de exportación offshore de Vaca Muerta arribaron al Puerto de San Antonio Este, en Río Negro, provenientes de Emiratos Árabes Unidos. El desembarco constituye uno de los principales avances en la construcción de la infraestructura marítima asociada al proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que busca ampliar la capacidad de evacuación y exportación de petróleo producido en la cuenca neuquina.

Las estructuras serán instaladas frente a las costas de Punta Colorada y constituirán el componente central de la terminal marítima offshore. Las estructuras estaban demoradas ya que debían cruzar el Estrecho de Ormuz. El sistema está diseñado para permitir la carga de grandes buques petroleros directamente en el mar, sin la necesidad de construir un muelle convencional.

“Las monoboyas son un componente estratégico de la infraestructura de exportación de VMOS. Su llegada a Río Negro marca un nuevo paso en la construcción de una solución logística de escala internacional que permitirá acompañar el crecimiento de la producción y potenciar las exportaciones energéticas del país”, señaló Gustavo Chaab, CEO de VMOS.

Un sistema para operar con buques VLCC

Las dos estructuras son monoboyas del tipo CALM (Catenary Anchor Leg Mooring), una tecnología utilizada en terminales petroleras offshore a nivel internacional. El sistema permite que los buques tanque se amarren a una estructura ubicada en el mar y realicen allí las operaciones de carga de crudo.

Una vez instaladas, las monoboyas estarán ubicadas aproximadamente a siete kilómetros de la costa y conectadas con el sistema submarino mediante cañerías flexibles de gran diámetro. También contarán con equipamiento para el monitoreo y control remoto de las operaciones.

Cada monoboya estará fijada al lecho marino mediante seis anclas de alta capacidad, diseñadas para mantener la estructura en posición frente a las condiciones marítimas de la zona. El esquema offshore se complementará con estructuras submarinas denominadas PLEM (Pipeline End Manifold), que actuarán como puntos de conexión entre el oleoducto y el sistema de carga ubicado en el mar.

Una terminal preparada para grandes buques petroleros

Uno de los principales objetivos de la infraestructura es permitir la operación con buques VLCC (Very Large Crude Carriers), considerados los mayores petroleros utilizados para el transporte de crudo.

Estos barcos pueden transportar alrededor de dos millones de barriles por viaje. Su utilización permite reducir la cantidad de embarques necesarios para movilizar grandes volúmenes de petróleo y mejorar la eficiencia logística de las exportaciones.

La posibilidad de recibir este tipo de buques constituye uno de los componentes centrales del diseño de la terminal de Punta Colorada y apunta a mejorar las condiciones logísticas para colocar petróleo argentino en los mercados internacionales.

La llegada de las monoboyas se suma a los distintos frentes de obra que avanzan en el desarrollo del VMOS. La infraestructura forma parte de la estrategia para ampliar la capacidad de transporte y evacuación de la producción de Vaca Muerta y aumentar el volumen de petróleo con destino a la exportación. Con la incorporación de la terminal marítima offshore, el proyecto busca completar una cadena logística que conecte la producción de la cuenca neuquina con grandes buques de transporte internacional desde la costa de Río Negro.

, Redaccion EconoJournal

El Partido Justicialista (PJ) de Neuquén expulsó a 44 afiliados que participaron como candidatos de otros sellos políticos en las últimas elecciones provinciales, una decisión que se había tomado el año pasado pero que quedó envuelta en una disputa judicial que se zanjó recién la semana pasada. El listado incluye al propio presidente del peronismo e intendente de Vista Alegre, José Asaad, y a dos funcionarios de Rolando Figueroa.

El PJ de Neuquén sigue sumando capítulos a su desconcierto institucional, a poco de que se inicie el proceso electoral del 2027.

La decisión de expulsar del partido a los afiliados que se habían presentado como candidatos de otras fuerzas políticas en el 2023 fue tomada en un Congreso Provincial que se realizó en mayo del año pasado, bajo la anterior conducción controlada por el parrillismo.

Ese encuentro, que fue impugnado y finalmente declarado válido por la justicia electoral tres meses después, buscó penalizar a quienes, sin autorización del PJ, integraron listas bajo la candidatura a gobernador de Rolando Figueroa. El peronismo respaldó en esa elección a Ramón Rioseco como parte de la alianza Frente de Todos Neuquino.

El fallo de la Cámara Electoral

Si bien la decisión fue judicializada y, en primera instancia, la entonces jueza Carolina Pandolfi, había rechazado la desafiliación, la Cámara Nacional Electoral dictó un fallo en marzo de este año para revertirla.

Los jueces Santiago Corcuera, Alberto Ricardo Dalla Vía y el secretario Hernán Goncalves Figueiredo consideraron que hay jurisprudencia respecto de que las decisiones adoptadas en el seno de las agrupaciones políticas son propias de su «status libertatis», por lo que están comprendidas en lo que se conoce como «ámbito de reserva» que le es privativo y ajeno, por tanto, al control judicial.

El pedido de expulsión se basó en el artículo 28 de la Carta Orgánica del PJ, cuyo texto indica que «el afiliado del Partido Justicialista que acepte ser candidato de otro partido político, sin la autorización del Congreso Provincial, perderá automáticamente su condición de afiliado, como así también todo cargo partidario que esté ocupando al producirse dicha situación».

Pero, en el medio, hubo otra situación. El PJ llamó a internas para renovar su conducción y el triunfo del sector opositor liderado por José Asaad, identificado ahora con el gobierno de Rolando Figueroa, pareció dejar en abstracto esa decisión.

La nueva conducción solicitó dejarla sin efecto, pero la CNE dio por zanjado el tema el 28 de septiembre pasado y ordenó la baja de las 44 personas expulsadas originalmente.

La desafiliación se hizo efectiva el viernes 2 de octubre pasado, según pudo corroborar EN/CLAVE.

Corrimiento de autoridades

El listado incluye al propio presidente José Asaad, quien ya había sido suspendido preventivamente del Consejo Provincial a raíz de una denuncia por violencia de género realizada por su expareja hace tres semanas.

Su desafiliación ahora lo deja afuera del PJ de manera definitiva y abre un nuevo interrogante sobre el reordenamiento institucional del partido donde conviven dos estrategias electorales opuestas para el 2027: que el peronismo integre una alianza y presente candidato propio a gobernador o que desista de competir si es que no puede hacerlo como colectora de Figueroa.

El vicepresidente segundo del PJ, Lucas Riquelme, quien quedó a cargo de la conducción tras la suspensión de Asaad, dijo a EN/CLAVE que «hay dos bibliotecas» respecto de cómo debería realizarse el corrimiento de autoridades.

«Una habla de un corrimiento natural de la lista y, la otra, de un corrimiento por género y por integración de las mayorías y minorías», planteó. Dijo que, si bien el antecedente más cercano es el de 2025, cuando Darío Martínez renunció a la presidencia y asumió en reemplazo quien seguía en orden, la vicepresidenta María Elena Paladino, ese caso fue diferente porque toda la conducción pertenecía a una misma línea política.

La actual es el resultado de una interna donde participaron dos listas: el reparto de cargos se hizo otorgando un 75% al sector ganador y un 25% al que resultó segundo.

Los otros expulsados

Lucas Riquelme analizó que la reorganización debería resolverse en no más de dos semanas, aunque advirtió que los tiempos de la justicia podrían volver a demorar las decisiones.

«Esperamos que sea antes porque estamos con un año electoral por delante y, mientras todos los espacios están definiendo sus armados, nosotros seguimos en internas», planteó.

Entre los expulsados del PJ también hay dos funcionarios del gobierno de Rolando Figueroa: el subsecretario de Producción, Marcelo Zúñiga, quien se había presentado en 2023 como candidato a diputado del Frente Grande, y la secretaria de Vivienda, Ana Servidio, quien hizo lo mismo pero bajo el sello Avanzar.

Ambas listas fueron colectoras de Figueroa y volverán a repetir la estrategia en los comicios del año que viene.

La expulsión también alcanza, entre otros, a la actual presidenta del Concejo Deliberante de Vista Alegre, Sandra Hernández, quien debe definir junto a sus pares si aplica una suspensión preventiva al intendente Asaad por la denuncia pendiente en su contra.

, Andrea Durán

El impacto de la guerra Rusia-Ucrania y el conflicto en Medio Oriente permiten identificar ganadores y perdedores a partir de tres variables: los flujos comerciales de energía, los ingresos o costos derivados de las exportaciones e importaciones y la influencia geopolítica. Bajo esos criterios, Roberto Brandt, consultor internacional en temas energéticos y estrategia corporativa, destacó que Estados Unidos y China aparecen entre los principales beneficiados, Rusia y los países del Golfo presentan un resultado más ambiguo y Europa queda como la gran perdedora.

El tema fue debatido en una nueva emisión de Dínamo de la que también participaron Juan Battaleme, miembro del CARI y ex secretario de Asuntos Internacionales del Ministerio de Defensa; Sofía del Carril, miembro del CARI y especialista en Relaciones Internacionales; y Fernando Krakowiak, periodista de EconoJournal, bajo la conducción de Nicolás Gandini.

Ganadores de las guerras

“Estados Unidos es claramente ganador en flujos, porque exporta mucho más, y en ingresos porque tiene precios más altos en petróleo y GNL, con este grano de la crisis del diésel como matiz [en referencia a la reciente amenaza de Donald Trump con restringir las exportaciones estadounidenses de diésel], pero para mí con pérdida de influencia geopolítica”, planteó Brandt.

Según el especialista, la participación estadounidense en el conflicto de Medio Oriente puede terminar debilitando su posición política en una región estratégica para el mercado energético mundial. “Estados Unidos se metió en un lío en el Golfo Pérsico y le va a resultar muy difícil contrarrestar la seducción futura de China en esa región”, sostuvo.

–Estados Unidos parecía inicialmente haberse metido en una situación de la que no sabía cómo salir, pero en la actualidad el 80% del tráfico de buques petroleros por el Estrecho de Ormuz se restableció respecto de la situación previa a la guerra y al mismo tiempo Estados Unidos está asfixiando a Irán con el bloqueo de sus puertos marítimos. Por ahora, Irán se limita a comerciar las reservas que tiene fuera del alcance del bloqueo. A comienzos de septiembre tenía 29 millones de barriles. Ahora le quedan unos 15 millones (en referencia a mediados de la semana pasada) y se supone que a mediados de octubre esas reservas, que van fundamentalmente a China, se van a agotar. Pareciera que la reformulación de la estrategia de Estados Unidos en el Golfo está llevando a Irán a la desesperación. ¿Mejoró la estrategia de Estados Unidos y puede ganar la guerra a partir de estos cambios? –le preguntó Krakowiak.

–Ajustó más que mejoró –respondió Brandt- porque la realidad es que cuando empezó la guerra el 28 de febrero, el Pentágono, el Departamento de Estado, la CIA, y todo el establishment que diseña estrategias en Estados Unidos, habían alertado sobre el tema del Estrecho de Ormuz. En las escuelas militares norteamericanas esas simulaciones sobre la eventual toma del Estrecho de Ormuz se practican hace décadas. ¿Qué ocurrió? Tenés un presidente que en primera instancia desoyó esos consejos. Le dijeron que lo primero que tenía que hacer era evitar que le tomen el Estrecho de Ormuz y controlarlo, como hicieron Gran Bretaña y Estados Unidos cuando derrocaron al primer ministro (Mohammad) Mosaddegh en la década del 50. Luego, por el error cometido, se vio que Irán tenía una estrategia muy eficaz, entonces se generó el bloqueo del bloqueo, el bloqueo en el Golfo de Omán, que generó el bloqueo de tres cuestiones claves para Irán: la exportación de petróleo, el contrabando y el abastecimiento de misiles o insumos para los misiles, que venían fundamentalmente de China y algo de Rusia. En eso sí fue efectivo el ajuste de la estrategia y eso combinado a que CENTCOM (United States Central Command), que es la autoridad militar en el teatro de operaciones de Medio Oriente, inició el desminado de la costa más cercana a Omán y liberó parte del tránsito allí, no sin incidentes, efectivamente generó que una parte del petróleo vuelva a ser exportado, pero dudo que eso termine de afectar del todo a Irán. Le está haciendo mucho daño, pero no veo que eso le permita a Estados Unidos ganar la guerra. Además, en las guerras asimétricas hay que acordarse de la famosa frase de (Henry) Kissinger con el Vietcong: “Ellos ganan si no pierden y nosotros perdemos si no ganamos”. Es lo que está pasando.  

Sofía del Carril coincidió con Brandt. “No veo una salida fácil a la guerra con Irán. Creo que hoy a nivel político Trump prioriza más el fin del conflicto entre Rusia y Ucrania más que lo que está sucediendo con Irán. No veo una salida fácil por lo que dice Roberto, pero también porque creo que uno de los efectos colaterales es el resquebrajamiento de la relación que Estados Unidos tenía con los países del Golfo, con Arabia Saudita, con Emiratos, con Qatar. Ahí se rompió la confianza. Más allá de Ormuz, también hubo un daño enorme en la infraestructura de petróleo y gas. Por ejemplo, pienso en la gran planta de GNL de Qatar que va a tardar dos o tres años en recuperarse. Hay algunas cuestiones, que tienen que ver con la política exterior de Estados Unidos en Medio Oriente, que no van a ser fácil de reestablecer.   

China, en cambio, aparece para Brandt como uno de los actores mejor posicionados en las tres dimensiones. “Por su resiliencia, para mí es un claro ganador en todos los planos. Porque en flujos ha influido en los flujos mundiales; en precios tiene la capacidad de domesticar -China ha negociado acuerdos muy beneficiosos durante toda esta crisis, de descuentos muy grandes de precios de petróleo y GNL- y en influencia ni hablar: parecería que todo esto es un regalo que se le está haciendo a China para ganar influencia”, afirmó.

Más temprano en el programa, Brandt había atribuido esa capacidad china a tres factores: su poder como comprador, una estrategia de diversificación energética combinada con “flexibilidad táctica” y la planificación de largo plazo. A diferencia de Estados Unidos o Rusia, China no necesita ser autosuficiente para utilizar la energía como herramienta de poder.

El balance ruso es más contradictorio. Brandt consideró que Rusia también logró beneficiarse de la reconfiguración de los flujos y de los mayores precios internacionales de la energía, pero advirtió que la prolongación de la guerra puede deteriorar su posición estratégica.

“Rusia, que como Estados Unidos es también un petroestado blindado, para mí se beneficia en flujos porque le levantaron las sanciones, porque le dejaron operar las flotas fantasmas y porque exportó más; en ingresos porque los precios fueron más altos y además la Europa que le dejó de importar gas natural por ductos le compra GNL por cantidades enorme en este momento”, señaló.

Sin embargo, agregó que “es dudoso cómo va a quedar posicionado en influencia, porque la guerra en Ucrania lo desgasta y porque en materia energética va a ser cada vez más dependiente de China”.

Perdedores de la guerra

El resultado es mucho menos ambiguo en Europa. “Europa es para mí la gran perdedora en los tres niveles”, aseguró Brandt. “En flujos porque está teniendo grandes dificultades para abastecerse en energía; en precios porque está pagando costos altísimos”, explicó. A eso sumó la situación de los almacenamientos de gas antes del invierno europeo y los elevados precios del TTF. El tercer impacto es geopolítico. “En influencia ni hablar, perdieron a su aliado principal, hay toda una reconfiguración”, sostuvo.

Durante la charla también surgió la duda de si Europa está en condiciones de defenderse frente a un posible avance de Rusia hacia el oeste. “Los europeos pueden. –remarcó Juan Battaleme–. Hay un meme que dice que 600 millones de europeos, les piden a 300 millones de norteamericanos que los defiendan de 100 millones de rusos. Ese es el meme que le tiran los norteamericanos. En 2019, Barry Posen escribió un artículo que se llama “Europa puede defenderse a sí misma”. El problema es la cantidad de equipamiento de combate que se necesita para enfrentar a un actor como Rusia. El peso europeo estaba siempre en el transporte, en la logística, en la inteligencia de señales, en un montón de equipamiento militar necesario, pero el grueso lo tenía Estados Unidos en las misiones de ataque. Cuando Estados Unidos les dice basta, los europeos reconocen que su componente de ataque es menor al que deberían tener, pero ahí aparecen los turcos, que están en una ubicación geográfica central, y les dice: “Recuerden que después de Estados Unidos yo soy el segundo ejército de la OTAN”. Por lo tanto, 350 mil turcos deberían defender al francés que dice que Turquía no es Europa. Por eso la Unión Europea está considerando meter a Turquía, darle una perspectiva a Turquía”.

Los productores del Golfo Pérsico tampoco salen indemnes del conflicto. Aunque el incremento de los precios puede compensar parcialmente la caída de los volúmenes para algunos exportadores, Brandt señaló una consecuencia más estructural: la pérdida de confiabilidad de la región como fuente de suministro.

“Los países del Golfo Pérsico perdieron en flujos y perdieron en parte en ingresos, y digo en parte porque Arabia Saudita está, por petróleo, ingresando más con menos cantidad, por los precios. No es el caso de Qatar, que está muy mal en términos de ingresos por GNL, y claramente están perdiendo influencia y van a tener que reconfigurarse”, afirmó Brandt.

“Hoy siguen siendo petroestados pero son vulnerables, ya no están blindados. ¿Qué va a quedar de todo esto? Van a sufrir el karma de la inseguridad logística. O sea, de esto va a quedar que no son más proveedores confiables y que hay que buscar alternativas”, agregó.

Argentina ante una nueva ventana geopolítica

¿Y dónde queda posicionada la Argentina en este nuevo tablero geopolítico? En su balance final, Brandt ubicó a África y América Latina entre los potenciales beneficiarios, aunque introdujo una condición: “sujeto a que lo administremos bien”, ambas regiones podrían registrar ganancias en términos de flujos y precios, aunque no necesariamente de influencia geopolítica.

La discusión había aparecido anteriormente en el programa cuando Nicolás Gandini preguntó si la búsqueda de alternativas de suministro podía abrir una ventana concreta para los proyectos argentinos de exportación de petróleo y gas, o si esa posibilidad respondía más a las expectativas locales que a una necesidad efectiva del mercado internacional.

Con respecto a la Argentina, Brandt sostuvo que “desde un punto de vista estrictamente energético, lo que está pasando nos está favoreciendo por mayores ingresos por exportaciones y mayores mercados para nuestro petróleo y gas. Es una muy buena noticia para Vaca Muerta y para la minería, pero creo que tenemos que tener siempre la humildad de conocer nuestro lugar en el mundo. Si hay incertidumbre global nos puede arrastrar y si hay recesión, inflación o aumento de la tasa de interés internacional nos impacta. Tenemos que tener siempre la lucidez de saber que, si bien coyunturalmente esto nos favorece, nos conviene que vuelva a haber un equilibrio, lo cual no se ve tan claramente en este momento.

Sofía del Carril fue contundente: “Yo creo que la ventana existe, creo que hay que saber aprovecharla”. “Hay muchos países que se plantean la cuestión de la seguridad energética. Pero Estados Unidos no habla de seguridad, habla de dominancia. Son varios pasos más allá”, explicó y amplió: “¿Eso qué quiere decir? No solamente asegurar el caudal de energía que necesita hoy para sí mismo, sino también controlar esos recursos y la explotación de esos recursos para habilitar a ciertos jugadores y para vedar [otros]”.

Esa competencia no se limita a los hidrocarburos: alcanza también a minerales críticos y tierras raras y, según la especialista, aumenta el valor estratégico de los recursos disponibles en Argentina y América Latina.

Para del Carril, las inversiones que comenzaron a llegar al país son una señal concreta de ese proceso. “La ventana de oportunidad geopolítica creo que es real, que existe y que los números lo muestran si uno mira las inversiones o propuestas de inversión en el contexto del RIGI. Yo creo que no se pueden explicar esas inversiones concentradas en oil & gas y minería sin entender el tablero geopolítico”, afirmó.

Juan Battaleme coincidió, aunque introdujo una condición interna para que esa oportunidad pueda materializarse. “No solamente existe la ventana, sino también vos tenés que empujarla. Justamente coincide la ventana geopolítica con la orientación general que esta administración le puso a la política exterior”, sostuvo.

El especialista advirtió que las inversiones energéticas requieren tiempo y, por lo tanto, previsibilidad y socios confiables sobre las políticas que tendrá el país en los próximos gobiernos: “Si vos tenés una oposición que llega al poder y dice ‘yo cierro y reviso todo’, todos esos proyectos de inversión que son de largo plazo quedan en un stand by razonable”.

Del Carril retomó la misma idea hacia el cierre del programa. “Hay que saber leer el tablero, hacer prospectiva, entender cómo jugar a largo plazo”, sostuvo. En un escenario en el que el riesgo geopolítico cada vez impacta más en las decisiones de gobiernos y empresarios, consideró que las reconfiguraciones actuales “traen realmente muchas oportunidades para Argentina y para un sector como el energético”. “Necesitamos estrategia para poder aprovechar esta ventana de oportunidades”, concluyó.

, Redaccion EconoJournal

La administración de Donald Trump ingresa en la recta final hacia las elecciones de medio término en los Estados Unidos con los precios de las naftas y especialmente del diésel (gasoil) batiendo récords. La continuidad de la guerra en Medio Oriente materializó el escenario más temido por el presidente republicano, que en las últimas semanas instaló la posibilidad de prohibir las exportaciones de diésel, en un intento por moderar los precios internos. Trump finalmente lo descartó ante la fuerte oposición de petroleras y refinadoras, aunque consiguió un compromiso de los países del Grupo de los Siete (G7) de liberar inventarios.

Los países del G7 acordaron el viernes liberar 100 millones de barriles de sus reservas para hacer frente al fuerte aumento de los precios del diésel. La liberación comenzará de inmediato y se prolongará durante cuatro meses, con una liberación sustancial y concentrada de stocks de diésel en los primeros 20 días y coordinada a través de la Agencia Internacional de Energía (IEA). Los miembros del G7 son Francia, Canadá, Alemania, Italia, Japón, el Reino Unido y Estados Unidos.

El gobierno estadounidense ha estado presionando a Alemania y Francia para que liberen stocks de diésel de sus inventarios de emergencia, bajo la amenaza de prohibir las exportaciones del combustible por 90 días. Una prohibición formal en EE.UU. provocaría un fuerte aumento de los precios del diésel en Europa y América Latina, según los relevamientos de mercado de Rystad Energy y de Argus.

Si bien la presión sobre Europa surtió efecto, Trump quedó envuelto con las petroleras y refinadoras en una discusión pública sobre los beneficios y costos de prohibir las exportaciones del combustible, con diferencias expuestas inclusive con su secretario de Energía, Chris Wright.

El presidente instaló el tema bajo la presión de congresistas del Partido Republicano que temen el impacto electoral de los precios de los combustibles en las elecciones legislativas de noviembre. Los precios del diésel en EE.UU. alcanzaron máximos históricos en septiembre, con valores que superan los US$ 6 por galón.

Los límites de EE.UU. para gestionar la crisis del diésel

Estos movimientos en Washington reflejan los límites propios de la «dominancia energética» estadounidense que Trump pregona en la competencia con China, evaluó el consultor internacional en energía, Roberto Brandt.

«Estados Unidos hoy es un petroestado, está blindado con los problemas que puede haber en el petróleo crudo o en el gas. Pero en los derivados tiene (precios a) paridad de exportación, si genera problemas en el mercado mundial termina recibiendo el impacto», analizó Brandt en la nueva emisión de Dínamo, por el canal de EconoJournal.

Washington goza de los dividendos geopolíticos generados por la exportación de los hidrocarburos no convencionales a los países con los que teje alianzas dentro de su competencia estratégica con China, aunque no tiene un pleno control sobre los variables energéticas domésticas.

La industria petrolera y refinadora le comunicó a la administración Trump las consecuencias domésticas de una eventual prohibición de las exportaciones. «Las refinerías de la Costa del Golfo producen más diésel del que consume la región, mientras que las limitaciones geográficas y de infraestructura impiden que ese excedente se redirija simplemente a todos los mercados estadounidenses que lo necesitan. Las exportaciones constituyen una vía de salida fundamental que permite a dichas refinerías mantener niveles elevados de actividad», comunicó el American Petroleum Institute (API), la principal asociación que nuclear a la industria.

Brandt señaló la falta en el gobierno de una estrategia integral que contemple los límites de la «dominancia energética» pregonada por Trump. “Es muy probable que una prohibición genere más problemas, tendrían que bajar la carga en las refinerías. Van a tener menos producto y probablemente el (precio del) WTI superará al Brent. Da la sensación de que es por falta de una mirada integral o de estrategia», concluyó.

Una prohibición también envía una mala señal a los socios de EE.UU. «Washington firma simultáneamente contratos de exportación de GNL a largo plazo con compradores europeos, financia infraestructura de GNL en Argentina y promueve su agenda de exportación de «dominio energético», al tiempo que contempla restricciones a corto plazo a la exportación de productos refinados. Los contratos de exportación a largo plazo generan una dependencia estructural que otorga a Washington una ventaja estratégica durante décadas. Las restricciones temporales a la exportación permiten afrontar emergencias internas en cuestión de meses, pero ponen potencialmente en riesgo esa relación a largo plazo«, apuntó Rystad en una nota reciente.

, Nicolás Deza

“Similar a lo que ocurrió con el advenimiento del aire acondicionado, que explotó y las distribuidoras no tenían reacción, hubo un tiempo en que hubo que aceptar determinada calidad del servicio hasta que la red se adaptó a la demanda. Con el auto eléctrico va a pasar lo mismo que con el aire acondicionado. Mucho más incipiente, es un camino que se inició y no tiene fin”, aseguró Miguel Farrell, Director Técnico de Edenor, en el Renewables y Electricity Day, organizado por EconoJournal. El ejecutivo compartió panel con Claudio Puértolas, Presidente del Directorio de EPEC (Empresa Provincial de Energía de Córdoba) y Fernando Pini, Director de Asuntos Legales y Regulatorios del Grupo DESA, con la moderación de Esteban Van Dam.

—Se habla de demanda extratendencial, en particular de data centers. Para una distribuidora, ¿esta demanda puede llegar a ser disruptiva en cuanto a volumen? Se me ocurren autos eléctricos, pero seguramente habrá otras. ¿Cómo lo ven y qué tipo de acciones toman en Edenor al respecto? —preguntó Van Dan.

Farrell: —En ADEERA —Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina— abrimos hace unos meses una comisión de planificación porque nos asustamos un poco: nos llegaron un par de requerimientos de data centers del orden de 50 a 300 MW. Dijimos: “Si estos van a competir contra demanda residencial, vamos a tener un problema”. No tenemos para todos. Vemos muy bien la resolución de la última semana, donde ponen determinadas exigencias de autoabastecimiento respecto a energía y potencia. Eso le pone un freno. Los distribuidores estamos obligados a atender toda demanda que nos solicitan; entonces, nos ponía una cierta alerta. Vamos a tener AMBA 1 y vamos a crecer, pero todo requiere tiempo e inversión. Y estos se instalan en 6 meses: son modulares, vienen con todo prearmado y en un año están funcionando. Así que creo que, con esta resolución, más lo que podamos hacer desde la distribuidora, ese tema está contenido o está planificado para el mediano plazo.

—Con los autos eléctricos eso va a ser más distribuido…

Farrell: —Exactamente. El auto eléctrico, la movilidad eléctrica, es incipiente. Edenor tiene más de 3 millones de clientes; ponerle medidor inteligente a los 3 millones de clientes es una inversión que hoy no puede financiar el distribuidor ni pagar la demanda. Estamos en un problema. Ahí copiamos un esquema de Córdoba: estamos poniendo medición en todos los centros de transformación. Edenor tiene 20 mil centros de transformación; hoy ya tenemos 400 mediciones instaladas. No nos debería sorprender que un transformador se sobrecargue y que no tengamos una obra intermedia que solucione ese problema. A medida que esto se masifique, vamos a lograr tener un control y si ahí apareciera movilidad eléctrica que estuviera creciendo por fuera de lo habitual, podríamos detectarlo a tiempo y ofrecer una solución.

—En lo que respecta a medición inteligente, otra de las tecnologías que seguramente va a generar una revolución, ¿qué avances tienen desde EPEC? —preguntó Van Dam.

Puértolas: —En EPEC trabajamos desde 2019 en un programa de medición inteligente muy ambicioso. Tenemos instalados 350 mil medidores inteligentes sobre un universo de 1,2 millones de usuarios y esta semana formalizamos la compra de unos 200 mil medidores más. Eso nos ha permitido tener una visibilidad de la red de una manera muy importante, sobre todo en la etapa de red de baja con el usuario. Siempre decimos que antes teníamos un dato de un usuario cada dos meses, que era de cuando el lecturista iba y tomaba la toma de estado, y hoy tenemos 100 millones de datos por día. Y si vamos a los metadatos, tenemos 900 millones de metadatos por día. Todo esto se administra con un MDM —Meter Data Management—, que se lo compramos a Siemens hace cuatro años. Hoy, a través de la aplicación de EPEC, el usuario puede ver hora por hora cómo va consumiendo, cuál es la carga que va teniendo el usuario. Puede ver los consumos diarios, los consumos mensuales, todo desagregado. Ya tenemos una tarifa diferenciada para la carga de vehículos eléctricos: cuando el usuario compra un vehículo eléctrico y lo declara a la distribuidora, puede tener acceso a una tarifa que en el horario de valle es un poco más económica que la tarifa completa. La idea que tenemos es orientar la demanda de los vehículos eléctricos, que está siendo muy alta, en el horario de valle del sistema, entre las 23:00 y las 05:00 de la mañana. Toda esa incorporación de tecnología nos ha permitido llegar al usuario de otra manera.

Cambio cultural del mercado

Vemos mucha inversión en tecnología para modernizar redes. No podemos dejar de mencionar los cambios regulatorios, que seguramente representan cambios estratégicos para las distribuidoras. Fernando, ¿cómo ven estos cambios y, en particular, el rol del GUDI (Gran Usuario del Distribuidor) en sus redes, dado que la Resolución 400 lo habilita a salir a comprar al mercado?

Pini: —La Resolución 400 es muy positiva. Nosotros nacemos con un doble propósito: el objeto de una distribuidora es distribuir y comercializar energía. Ese propósito del monopolio se rompe en un segmento en que la Resolución 400 liberaliza en un proceso de transición. Observamos un cambio cultural en nuestro mercado: hay una descentralización de la oferta y una necesidad del usuario en controlar su consumo, en tener una actitud proactiva, no reactiva. Y también en convertirse en prosumer, en oferente de su autoabastecimiento. Entonces, la Resolución 400 al distribuidor le da una señal. En primer lugar, que es un actor fundamental en la formación del mercado de contratos. En segundo lugar, que tiene que tener su propia estrategia de abastecimiento y empezar a buscar la energía al menor precio posible. En tercer lugar, que tiene la oportunidad, si logra contratos a mediano y largo plazo, de estabilizar el precio de su energía. Tiene también la oportunidad el distribuidor de incentivar nuevos proyectos de generación. En el mercado experimentamos una reducción de la venta de energía en más o menos un 2 por ciento. Para que el distribuidor tenga ese comportamiento colaborativo de eficiencia en el mercado, tiene que haber nueva regulación. Necesitamos resolver, en ese proceso adaptativo, algunos conceptos regulatorios; entre ellos, la asimetría entre tarifas de grandes clientes y tarifas de peaje. Hoy en día no tenemos ese problema resuelto. Entonces, el proceso de desregulación nos puede traer una pérdida en el valor agregado de distribución. Necesitamos que la regulación cierre el ciclo con la distribución. Necesitamos entender el incentivo para llevar adelante contratos. Sabemos que lo implementamos sobre un sistema que hace un esfuerzo por adaptar su red. Los distribuidores venimos de 20 años de congelamiento tarifario. Necesitamos una red adaptada a la demanda y a las necesidades. Los sistemas operativos en tiempo real, de digitalización de red y sistemas integrados, los necesitamos bajo una remuneración en ese sistema, no en un sistema de frecuencia y duración.

“Somos el último vagón, los culpables de todo”

—¿Cómo ven el rol de la distribución en el nuevo mercado con tantos cambios regulatorios? ¿En qué trabajan ustedes a nivel tecnológico para la modernización del sistema, ya no tanto desde las ampliaciones de las redes, sino de la tecnología que acompaña esa evolución? —preguntó Van Dam.

Farrell: —Siempre los distribuidores somos el último vagón, los culpables de todo y los que presentamos la factura al cliente; o sea, somos la cara visible. Obviamente que a mediano plano lo vemos mucho más claro. Estamos saliendo, igual que muchas distribuidoras, de RQT —Revisión Quinquenal Tarifaria—, realizada con reguladores que nos dan cierta previsibilidad para tener financiamiento y poder endeudarnos y construir las redes, que es la base fundamental. Lo primero que hay que tener es una red fuerte: nuestra red tiene que cumplir el criterio de N-1 —regla de seguridad y confiabilidad— en todas las horas del año. Respecto a innovaciones tecnológicas, las más recientes y las que más producto nos dieron son la incorporación del telecontrol, que era una tecnología que sólo llegaba nivel subestaciones y nunca penetró en la red de distribución. Lo hemos logrado en los últimos cinco años. Hemos incluido telecontrol en la red de media tensión, que nos permitió que cada circuito de media tensión se divida en mitades. Entonces, ante una falla, sin intervención humana, directamente con un automatismo, se logra recomponer el servicio en pocos minutos de la parte no fallada. Parece un evento simple, pero requirió de la instalación de más de 4000 puntos de telecontrol en nuestra red, 7 mil puntos de telesupervisión para poder administrar todo este sistema e incluirlo en nuestra filosofía. Cada nuevo circuito de media tensión que nace ya nace con su telecontrol nativo. Esto nos permitió que nuestra calidad de servicio haya mejorado sustancialmente. Hace 10 años atrás, Edenor tenía un promedio de 9 y 10 cortes por año por cliente; hoy estamos de 2 a 3 de cortes por año cliente. Hace 10 años teníamos una duración de 25 o 30 horas de corte por año por cliente y hoy estamos en unas 5 o 6 horas. Obviamente fue todo un camino recorrido. El resultado es una mejora en la calidad de servicio; de ahora en más, lo que queda es mantenerlo.

—Todos estamos de acuerdo con la necesidad de nuestro país en líneas de transmisión. Visto desde la descentralización, ¿con qué ojos ven ustedes la necesidad de incorporar generación local, cerca de la demanda?

Farrell: —Edenor está en el AMBA; generación local en el corto o mediano plazo va a tener que haber. El transporte está saturado, por lo que la única forma de abastecernos de energía a las distribuidoras es inyectar generación cerca de la demanda. Para eso, los próximos desafíos son lograr interconectar nuestras redes con el proyecto de AMBA1, que es un esquema desafiante. No está fácil construir en el AMBA y más líneas de 500 y 220 kilovolt; eso va a ser un desafío para los próximos años. Edenor toma el 50% de su demanda de la subestación Rodríguez, que es el otro punto de conexión con el transportista. Luego, el 25% de su demanda la abastece con subestación Ezeiza y el resto con generación local, básicamente Puerto Costanera y alguna generación puntual en los parques de Pilar. Ampliar Rodríguez es un proyecto que Edenor tiene pensado para los próximos 3 o 4 años y a eso va a haber que sumarle algún punto de generación local para paliar el crecimiento de la demanda para los próximos años.

—Edenor tiene la particularidad de que está en la zona más densamente poblada del país y eso conlleva el desafío desde lo ambiental para incorporar generación local…

Farrell: —Sin ir a generación, vemos algunos problemas ya con la instalación de baterías. Algunos proyectos están todavía en duda y hay que reforzar el apoyo, porque el proyecto de baterías por lo menos nos da algo para agarrarnos en el corto plazo. Los primeros proyectos entran hacia fin de año y el resto en los próximos 12 meses. Edenor va a incorporar 500 MW de almacenamiento. Algo desconocido que vamos haciendo camino al andar.

Innovación en Córdoba

Sabemos que EPEC está incorporando propuestas innovadoras en generación local, comunitaria…  —señaló Van Dam.

Puértolas: —Nuestra realidad es totalmente distinta a la de Edenor. Nosotros abastecemos el 70% del mercado de la provincia de Córdoba desde EPEC y el 30 por ciento desde el sector cooperativo. Pero tenemos casi 6000 km de líneas de entre 132 y 66 kilovolt; entonces, las posibilidades de generación en los extremos, en las afueras de los centros urbanos, es muy importante. Trabajamos mucho en generación distribuida. El marco regulatorio de la provincia se ha ido aggiornando a la tecnología y nos ha permitido ir avanzando en distintos modelos. Primero fue la generación distribuidora comunitaria, que era: varios usuarios hacían un parque y esa energía se asignaba a cada uno de los suministros en valor económico. Después se hizo la generación distribuidora comunitaria virtual, que se puede machear con la medición inteligente. Y después trabajamos con la Universidad Tecnológica Nacional, Facultad de Villa María, en un proyecto de tokenización de la energía, donde hemos generado 3 token, sobre todo en los parques solares, que es la generación más fácil de administrar. Un token referido a la potencia, otro a la energía que genera ese token de potencia y un tercero referido a los atributos ambientales de la generación renovable.

¿Se comercializan por separado, en mercados distintos?

Puértolas: —Exactamente. Si bien todos se acreditan en una misma billetera virtual, pueden ser transferidos a distintos usuarios. Algunos usuarios, sobre todo los grandes, tienen instrucciones corporativas de migrar a una matriz renovable, entonces están ávidos de tener certificados de energía renovable. Y un ahorro económico. Eso ha dado resultado y ya tenemos varios proyectos consolidados. Días atrás se inauguró un proyecto muy importante, compuesto de cinco parques de 7 MW cada uno, en la zona de Dean Funes, norte de la provincia de Córdoba, que va a asignar esa energía a un grupo económico que se dedica a grandes superficies comerciales de la provincia. Esa energía ya está asignada a esa boca de supermercados mayoristas que están distribuidos en la provincia.

“Las baterías BESS son buenas, pero…”

—¿Cómo ven el despliegue de las baterías? ¿Sirven para salvar el pico, prestar servicios auxiliares? ¿Qué valor ven en su zona? —preguntó Van Dam.

Pini: —No se puede negar el éxito de las BESS en el mundo, incluso en países de América Latina; no voy a discutir el rol de las BESS. Pero si las BESS son una respuesta a la problemática de la restricción en la capacidad de transporte, no son la solución.

—¿Ni siquiera en el corto plazo, para salvar el puente?

Pini: —Las BESS son buenas, pero si me hacen negar que la problemática del sistema es el transporte, nos estamos engañando. Los proyectos de AlmaSADI y AlmaGBA son importantes y son muy buenos, pero tenemos que pensar las respuestas regulatorias en una demanda adaptada. Y ahí podemos decir si una oferta regulatoria es eficiente o no. La problemática de Argentina es el sistema de transporte. Es lo que no nos permite ser competitivos en términos de oferta, tener crecimiento como distribuidor. Creo muy positivo el lanzamiento de AMBA 1; la licitación que acaba de sacar la Secretaría de Energía me parece espectacular. El programa es buenísimo, pero tiene que convivir con un programa de expansión del sistema de transporte.

, Redaccion EconoJournal

«Impresionante» fue la calificación que usó el gobierno de Neuquén para describir la Argentina Week en París o, en rigor, el interés que despertó la provincia durante la gira que encabezó el presidente Javier Milei.

Rolando Figueroa se cuidó de las fotos «cholulas». Practica una reserva propia de su norte natal pero, sobre todo, calcula con precisión dónde estar, dónde no y qué mensaje dar. Eligió exponer agenda, incluso por fuera de la que ofreció la Casa Rosada a los 13 gobernadores que acompañaron.

«Acá abajo todavía no encontramos gas, ni litio, ni dónde plantar soja, pero si llegamos a encontrar algo, sepan que negociaremos las licencias con la dureza del querido Rolo Figueroa», dijo el embajador argentino en Francia, Ian Selecki, en la bienvenida de la comitiva y expuso rápidamente el protagonismo que se esperaba de la provincia durante toda la semana.

«Nos dijo que la próxima vez deberíamos hacer una Neuquén Week», le dijo el mandatario a EN/CLAVE.

Junto con Alberto Weretilneck de Río Negro, fueron los que más llevaron para mostrar y los que pudieron hacer algunos anuncios desde suelo parisino. El más importante para Figueroa fue la aprobación del RIGI presentado por Pluspetrol y Gas y Petróleo del Neuquén para los bloques Bajo del Choique-La Invernada por 12.400 millones de dólares. «Es espectacular para nosotros como provincia», aseguró el mandatario, quien recordó que la petrolera estatal se quedará con unos 12.000 barriles diarios por su participación como socia del 10% de la producción proyectada.

Figueroa mantuvo varias reuniones bilaterales durante la gira, aunque la mayoría quedó bajo reserva.

El interés de la gobernación estuvo puesto en atraer inversores para proyectos de industrialización de gas en origen como podrían ser centros de procesamiento de datos. Con algunas petroleras aprovechó para terminar de cerrar las negociaciones por el convenio de riego en Vaca Muerta que pretende firmar en la próxima Argentina Oil & Gas Patagonia en Neuquén.

Pero también se reunió a solas con el ministro de Economía, Luis «Toto» Caputo, a quien le pidió un programa de incentivos fiscales para promocionar la explotación del gas seco de Vaca Muerta, hoy en franco repliegue. 

Su estadía se terminó extendiendo hasta el sábado, pero el lunes tiene previsto estar en Neuquén capital para encabezar una reunión por el Presupuesto 2027, el cual presentará antes del plazo legal del 31 de octubre.

El factor electoral

El viaje a París dejó al gobierno nacional entusiasmado por la sintonía obtenida con los 13 jefes de las provincias que integraron la comitiva. Hubo medios que incluso mencionaron una reunión liderada por la secretaria general de la Presidencia, Karina Milei, en la que prometió que La Libertad Avanza hará esfuerzos por llegar a un entendimiento en cada distrito o, incluso, no llevar candidatos propios que compitan con los gobernadores a cambio de un apoyo a la reforma electoral y eliminación de las PASO.

En Neuquén nadie quiso confirmar que hayan existido tales conversaciones. Pero Figueroa sí se ocupó de dar un mensaje de respaldo al programa económico en sus declaraciones públicas: «Queremos ver una Argentina grande, un Estado ordenado y no volver hacia atrás». Volver hacia atrás, en la jerga, sería que en 2027 ganara el kirchnerismo.

El gobernador pule su armado electoral de listas colectoras en la provincia, mientras La Libertad Avanza entusiasma a sus militantes con el pincel violeta sin confirmarles si realmente le competirán a Figueroa.

Nadia Márquez, eso sí, se mueve con soltura y espalda política en Neuquén. Esta semana lideró una visita de senadores en Loma Campana junto a YPF, sortea entre risas las consultas por una eventual candidatura a gobernadora o vicepresidenta el año que viene y se prepara para inaugurar, en noviembre, el nuevo templo de la iglesia Jesús es Rey junto a su padre, el pastor Hugo Márquez. En construcción desde hace más de una década, el monumental edificio será prácticamente tan grande como el estadio Ruca Che donde el mes pasado se jugó la Copa Davis.

Aparece, por ahora, un solo armado opositor al gobernador lanzado a la campaña y es el que lidera el partido de exlibertarios, Cumplir, encabezado por la diputada Brenda Buchiniz y el exsecretario de Culto de Milei, Francisco Sánchez.

Esta semana hicieron su presentación en sociedad, aunque el esquema electoral aún no está cerrado. Podrían sumar aún otras piezas entre las que se cuenta a la Unión Cívica Radical y el exgobernador Jorge Sobisch, siempre dispuesto a volver por más.

, Andrea Durán

TanGo Energy, la petrolera que lidera Pablo Iuliano, perforó esta semana su primer pozo no convencional en la frontera rionegrina de Vaca Muerta. El desarrollo se concretó en el área Charco del Palenque, una de las tres concesiones no convencionales que la compañía obtuvo en esa provincia y donde planea superar los 60.000 barriles diarios de petróleo.

Desde la firma indicaron que este pozo -denominado Charco del Palenque 1001- es el primero de un PAD que incluye un total de cuatro perforaciones, las cuales se concretarán en el marco del plan piloto que llevarán adelante en el bloque con una inversión de US$ 66 millones. La perforación del segundo pozo está prevista para antes de fin de año.

Según informaron desde la petrolera, los pozos piloto están diseñados con una extensión de 3.500 metros de rama lateral, demandarán unas 50 etapas de fractura y utilizarán alrededor de 250 toneladas de arena por etapa.

Aunque la formación en esta zona presenta un menor espesor que en el centro de la Cuenca Neuquina, la compañía prevé una alta productividad, con una estimación de recuperación final (EUR) de alrededor de 1 millón de barriles por pozo. Toda la producción será evacuada hacia la Planta de Procesamiento de Crudo ubicada en Entre Lomas.

Aceleración de plazos

Si bien la compañía había anunciado en mayo que preveía iniciar las perforaciones en 2027, tras la conclusión de este primer pozo confirmaron que comenzarán con las tareas de fractura antes de fin de año y prevén extraer los primeros barriles de producción en diciembre.

La meta global de la compañía para Río Negro es alcanzar los 60.000 barriles diarios tras el deriskeo de sus tres áreas. Iuliano ya había adelantado que, una vez confirmado el potencial de los bloques, proyectan adherir al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) con un plan de desarrollo de US$ 1.000 millones.

TanGo posee en Río Negro el 50% de los derechos de explotación de las concesiones no convencionales de Entre Lomas, Jarilla Quemada y Charco del Palenque, ubicadas en la ventana de petróleo de Vaca Muerta, mientras que el 50% restante pertenece a Vista Energy. En conjunto, estos bloques superan los 150.000 acres. Sumando sus activos en Neuquén y Mendoza, la compañía opera más de 300.000 acres en la formación.

Este hito marca el debut formal de TanGo Energy en el desarrollo no convencional de Vaca Muerta. La compañía -que tomó el control de parte de los activos de Aconcagua Energía luego del default de esa firma- busca consolidarse como un nuevo jugador independiente de peso en el shale argentino.

, Laura Hevia

“Estados Unidos está viendo incrementar su demanda eléctrica, que estuvo planchada durante cinco décadas, en cifras que equivalen a una Argentina por año”, aseguró Martín Genesio, presidente de AES Argentina, en el Renewables & Electricity Day organizado por EconoJournal. El ejecutivo atribuyó esa mayor demanda a los data centers y agregó que esa situación está teniendo un impacto directo sobre Argentina.

“Desde hace tres años, Estados Unidos crece 160 terawatts anuales, y el 80% de ese aumento está basado en la actividad de los data centers”, remarcó Genesio, quien habla con conocimiento de causa porque AES es el proveedor de energía eléctrica más grande en Estados Unidos para los data centers de hiperescala, como Google, Meta, SpaceX, Amazon y Microsoft, entre otros.

Genesio aseguró que esta explosión en el aumento de la demanda eléctrica por parte de Estados Unidos tiene dos consecuencias importantes para la Argentina. “En primer lugar, se produce un aumento de costos y de tiempos en el abastecimiento de equipos –explicó-. Si hoy uno pide una turbina de gas para traer acá, el plazo de entrega es de cuatro o cinco años, algo que no pasaba antes. Y, por supuesto, el valor es mucho más caro”.

En segundo término, se limitarían las inversiones de empresas internacionales porque la rentabilidad local es comparativamente menor. “Cuando discutimos internamente la probabilidad de hacer algún proyecto en la Argentina, vemos que el retorno de las iniciativas en países como Estados Unidos está creciendo; como allí la demanda está aumentando más rápido que la oferta, la tasa interna de retorno (TIR) es cada vez más alta. En Estados Unidos estamos viendo proyectos con una TIR del 20%, mientras que en la Argentina la TIR está entre el 12% y el 15% -amplió el CEO local de AES-. Y eso, obviamente, pone presión a las empresas internacionales que quieren invertir acá. Por tal motivo, la mayor parte de las inversiones en el país proviene de compañías locales”.

Data centers, bajas temperaturas y gas a buen precio

Genesio consideró que la Argentina tiene “potencialidades y condiciones muy buenas” para atraer la radicación de data centers en el mediano plazo. Aunque advirtió que “hay un tema de seguridad nacional, que se está hablando en Estados Unidos”, respecto a dónde localizar esa infraestructura.

De acuerdo con el CEO de AES, algunos puntos a favor de la Argentina son “las buenas temperaturas en el Sur y una regulación que se está adaptando a este concepto”. De hecho, “en algunos lugares de Estados Unidos hay mucha resistencia a la instalación de data centers porque la gente está viendo que le produce un aumento en la tarifa. En cambio, creo que con la regulación nueva que está lanzando la Secretaría de Energía, de demanda extra-tendencial, eso se evita; se aprendió de lo que está pasando en Estados Unidos y acá se está haciendo mejor.”

A estas condiciones, Genesio sumó la existencia de Vaca Muerta y “una visión de largo plazo, con precios de la electricidad que van a bajar”. Desde su perspectiva, “todo lo que se fue realizando en estos últimos dos años está impactando positivamente en la toma de decisiones de inversión de empresas extranjeras. Claramente, estamos con un marco regulatorio mucho más estable y pensado a largo plazo que te permite contratar”.

Con esta perspectiva coincidió Gastón Giani, Energy Business Director de Wärtsilä, firma que provee soluciones de energía, como baterías BESS y centrales eléctricas. Según el ejecutivo, la Argentina puede tener “una buena oportunidad en el desarrollo de proyectos data centers por ciertas características relacionadas con el consumo de gas a un precio muy competitivo, las bajas temperaturas en la Patagonia y las grandes extensiones de tierra, donde es posible instalar sin restricciones de espacio”.

Tecnología para datos a gran escala

Los proveedores de soluciones tecnológicas aportaron su visión sobre los retos y oportunidades que genera la implementación de infraestructura de data centers. Giani señaló que actualmente Wärtsilä está desarrollando “muchos proyectos, sobre todo en Estados Unidos”. Y también advirtió sobre la disrupción en la cadena de abastecimiento.

Al respecto, destacó la gran demanda de tecnologías relacionadas con data centers y, desde hace un año y medio, de máquinas térmicas. “Empezaron primero las turbinas y, luego, los motores –expresó-. Los plazos de entrega se han ido se han ido alargando bastante, con la consecuencia que tiene sobre otros mercados donde las decisiones son un poco más lentas. En Estados Unidos, desde que tenemos el primer contacto con el cliente, los proyectos se cierran en cuatro o seis meses.”

A su entender, esta situación genera una disrupción en la cadena de distribución, “por lo cual, creemos que los países van a tener que allanar sus procesos licitatorios para poder estar de acuerdo con esta nueva realidad del mercado”. En este escenario, reveló que muchos clientes del segmento de data centers “se están acercando a contratar capacidad para asegurar los plazos de entrega y poder comenzar a funcionar en los próximos años”. Pese a esto, aclaró que los tiempos que manejan se ajustan “a lo que necesita un proyecto de data center que empieza desde cero para entrar en operación, que es de unos dos o tres años”.

— Si los plazos de entrega van a ser más largos, esto de alguna manera choca con la reciente Resolución 264, donde cualquier nueva demanda extra-tendencial tiene que salir a poner potencia firme. Si por el lado de la térmica nos encontramos con ese limitante, la alternativa es la tecnología BESS, que puede aportar potencia al sistema en plazos más cortos. ¿Cómo ven esto desde Huawei, entendiendo que la electrónica de potencia tiene mucho para ofrecer en este sentido? –planteó Esteban Van Dam, director técnico de Aires Renewables y co-moderador del panel.

Según Ignacio Dapena, Business Director Digital Power del proveedor de tecnología Huawei, las aplicaciones de conectividad y la electrónica de potencia brindan respuestas para esa industria. “Hace tres años nosotros ya hablábamos de la nueva demanda que iban a presentar los data centers –precisó el ejecutivo-. La tecnología hoy tiene un rol fundamental y, también, los tiempos. Son proyectos de acá a dos años, pero en el medio se sigue innovando; la tecnología, sí o sí, en seis meses ya empieza a cambiar. Lo vimos, por ejemplo, con los sistemas de refrigeración.”

“Y también pasó con las baterías, cuya tecnología se modificó en los dos últimos años –agregó Dapena-. Ese mercado hoy permite acortar los tiempos. Los proyectos Alma GBA o Alma SADI, por ejemplo, se cerraron hace tres meses y ya concretaron contratos. Eso te muestra también la capacidad que tiene la industria de poder suministrar esta tecnología en tiempo y forma”. Pero admitió: “Las baterías son un commodity; además, la apertura del mercado permite que vengan al país nuevos tecnólogos, lo cual es bueno porque da competitividad”. En tal sentido, agregó que “la electrónica de potencia tiene que dar confiabilidad en cuanto a la robustez de las soluciones y desempeñará un rol fundamental, más aún cuando hablamos de data center que es energía crítica”.

¿Qué pasa si un data center no se puede abastecer por una hora o le baja un 20% la capacidad de generación? ¿Es un problema realmente? – preguntó Van Dam.

Sí, por eso es preciso tener redundancia todo el tiempo. De hecho, por más que hay proyectos donde podemos tomar la parte del hardware y del software, o por más que se requieran turbinas a gas, se demandan también baterías o, incluso, grupos electrógenos para redundancia. La energía es crítica para los data centers.

Energía lejos de las redes

Durante el Renewables & Electricity Day también se abordó la implementación de proyectos de energía ubicados en zonas geográficamente remotas o aisladas.

 “Existe una oportunidad de estructurar proyectos de mediana escala, de hasta 50 megas, cerca de la demanda”, afirmó Natalia Del Cogliano, gerente de Relaciones Institucionales de Coral Energía, una empresa de generación eléctrica que cuenta con cinco parques solares, tiene otros 10 en construcción y posee dos plantas de baterías BESS. No obstante, agregó que esto será posible “en la medida en que tengamos un largo plazo para la construcción del fortalecimiento de las redes de transporte”.

Las soluciones térmicas locales, en tanto, son una opción para el suministro de proyectos de mayor escala, como el caso de la minería. Para Wärtsilä, esa industria “es un segmento de mercado muy importante en cuanto a proyectos que quedan aislados”, indicó Giani. “De hecho, tenemos varios clientes en minería que compraron nuestra tecnología. Por ejemplo, el más reciente es Eramine, que está a 4.000 metros de altura. Allí operamos y mantenemos la planta que adquirieron. Tienen un sistema de cogeneración usando gas natural del sistema interconectado. Son proyectos aislados que implican una gran demanda en términos de oportunidades”.

“En cuanto a los tiempos de entrega de los equipos para abastecer la demanda extra-tendencial, hoy estamos hablando de proyectos de minería de gran escala como es el cobre, con requerimientos muy importantes, de 200 o 300 megas, donde tiene sentido que se construya una infraestructura de líneas y demás –añadió Giani-. Seguramente, los plazos de entrega de la tecnología de generación térmica van a estar en el mismo periodo de desarrollo del proyecto minero”.

Huawei, por su parte, está trabajando con una compañía generadora que construyó un parque de 6 megas con 12 MWh de baterías a 4.000 metros de altura para hacer “full saving”. El proyecto se orientó a la necesidad de “tener sustentabilidad y de bajar los costos operativos del parque”, indicó Dapena. El ejecutivo compartió que también están trabajando en la segunda micro-red que desarrollará una firma minera. “Esto muestra la importancia de las energías renovables en cuanto a los tiempos”, afirmó.

Coral Energía, por su lado, está iniciando la construcción de una micro-red para una comunidad de la meseta central de Chubut. “Es un proyecto que tiene un impacto, principalmente, social y productivo para una comunidad aislada, desconectada del SADI”, detalló Del Cogliano. “Son tres 3 megas, con una combinación de energía solar, baterías y generación térmica”, completó.

“A partir de ese proyecto notamos que empieza a surgir un interés bastante interesante, sobre todo en otras localidades de la Patagonia y en otras provincias para realizar proyectos de este tipo –agregó la directiva-. La idea, justamente, es resolver este problema de las comunidades. Por su escala de demanda energética es radicalmente diferente a la de los proyectos mineros, pero la necesidad es la misma”.

, Redaccion EconoJournal

El presidente de Pampa Energía, Marcelo Mindlin, destacó el potencial de Vaca Muerta para abastecer en origen la creciente demanda energética de los data centers de inteligencia artificial durante una presentación en el Argentina Week en París. En ese sentido, aseguró que la compañía dispone de 800 MW de generación eléctrica para abastecer proyectos de IA en la provincia de Neuquén.

“En Pampa Energía ya contamos con 800 MW de generación eléctrica disponibles para un centro de datos en Vaca Muerta. Así como estamos agregando valor al gas a través del procesamiento de líquidos de TGS y de nuestra planta de urea, tenemos la oportunidad de dar un paso más: utilizar esa energía para abastecer la creciente demanda de la inteligencia artificial y desarrollar una nueva industria en la Argentina”, afirmó Mindlin.

Pampa Energía es uno de los principales productores de gas en Vaca Muerta y el mayor generador privado de energía del país. Desde la empresa informaron que cuentan con la energía y tierra disponibles para el desarrollo de un centro de datos a gran escala en la Argentina.

La empresa opera una capacidad instalada de 5207 MW eléctricos, de los cuales 4016 MW son termoeléctricos. En Nequén posee la central termoeléctrica Loma La Lata con una capacidad instalada de 780 MW y la represa hidroeléctrica Pichi Picún Leufú de 285 MW.

Frente a una consulta de EconoJournal, desde la empresa afirmaron que tendrá «disponible 780 MW en pocos meses para alimentar centros de datos de IA». No se trataría de un proyecto para construir nueva potencia sino de capacidad existente que estará ociosa y disponible para alimentar un eventual proyecto de data center.

Inteligencia artificial y fertilizantes con gas de Pampa Energía

Pampa Energía destaca que Vaca Muerta presenta condiciones favorables para el desarrollo de centros de datos por la abundancia de gas natural, la posibilidad de generar electricidad a precios competitivos y la disponibilidad de recursos e infraestructura. La oportunidad es transformar el gas de Vaca Muerta en la energía que demanda la inteligencia artificial, agregando valor al recurso en origen.

Uno de los principales desafíos para el crecimiento de la inteligencia artificial es la energía que requiere su infraestructura. A nivel global, se estima que la demanda eléctrica de los centros de datos podría pasar de 176 GW en 2023 a 325 GW en 2030, casi duplicándose en siete años.

La electricidad representa entre el 40% y el 60% de sus costos operativos, por lo que contar con energía abundante, competitiva y confiable es un factor clave para su desarrollo.

Pampa Energía además está ingresando en el negocio de fertilizantes nitrogenados, otra vertical para la agregación de valor al gas argentino. La empresa confirmó en julio la aprobación del Final Investment Decision (FID) por US$ 2700 millones para la construcción de una planta de producción de urea granulada en el Polo Industrial Bahia Blanca.

El gobierno nacional confirmó en septiembre que el proyecto de fertilizantes fue aprobado para obtener los beneficios del Régimen de Incentivo de Grandes Inversiones (RIGI), calificando a la iniciativa como un Proyecto de Exportación Estratégica de Largo Plazo (PEELP) dentro del sector de petróleo y gas.

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.

, Nicolás Deza

El Comité Evaluador del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) aprobó este viernes el ingreso del proyecto presentado por Pluspetrol y Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) para el bloque Bajo del Choique-La Invernada por US$ 12.400 millones. La inversión a 25 años contempla alcanzar una producción superior a los 100.000 barriles por día, la construcción de plantas de procesamiento y la perforación de 620 pozos horizontales.

El anuncio fue hecho en la Argentina Week que se desarrolla en París, Francia, evento en el que también se dieron a conocer las postulaciones al RIGI de TotalEnergies y Pan American Energy para proyectos en Vaca Muerta y la Cuenca del Golfo San Jorge.

“Para Pluspetrol, la compra de Bajo del Choique-La Invernada fue un hito fundamental y fundacional, y el RIGI representa una herramienta clave para el desarrollo de este activo, que es uno de los principales de Vaca Muerta”, sostuvo Julián Escuder, Country Manager de Pluspetrol Argentina.

La petrolera adquirió el bloque en 2024 tras la salida de ExxonMobil de Argentina por US$ 1.700 millones, en una de las mayores transacciones registradas en Vaca Muerta. El área fue disputada por varias petroleras de renombre debido a su alto potencial de producción de shale oil. En este sentido, Escuder resaltó que en septiembre Bajo del Choique registró seis de los diez mejores pozos de la Cuenca Neuquina.

Escuder señaló, además, que el RIGI permitirá aumentar la competitividad de la formación neuquina como play internacional y “transformar el potencial de sus recursos en inversión, producción, empleo y exportaciones sostenidas en el tiempo”.

«Es una inversión espectacular»

“Es una inversión espectacular. Van a estar produciendo más de 600 pozos y construyendo cuatro plantas que emplearán a más de 4.000 personas en el próximo año y medio”, expresó el ministro de Economía, Luis Caputo, durante el anuncio.

Por su parte, Daniel González, viceministro de Energía, agregó: “El desarrollo de los campos más prolíficos de Vaca Muerta es una tremenda noticia. Gracias al RIGI, este desarrollo se acelera y es mucho más grande porque pone en valor una parte del campo que no era económica y hoy lo es”.

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, también celebró el anuncio, que revalida la participación accionaria del 10% de la petrolera provincial GyP como socia del bloque: “Es una gran noticia para Neuquén porque va a generar más actividad, más empleo y recursos para los neuquinos. Nuestra empresa provincial va a ser parte de la posibilidad de producir 120.000 barriles y el 10% será de todos los neuquinos”.

Inversión a 25 años y el objetivo de superar los 100.000 barriles diarios

El proyecto de Pluspetrol permitirá acelerar el desarrollo del yacimiento mediante un desembolso proyectado a 25 años, con el objetivo de superar los 100.000 bbl/d. Además, contempla la construcción de cuatro plantas de procesamiento, ductos de evacuación y la perforación de más de 620 pozos horizontales.

El ambicioso plan implicará la utilización de tres equipos de perforación dedicados, que completarán un promedio de 41 pozos por año con la meta de posicionar al bloque entre los mayores productores de crudo del país.

En términos de impacto socioeconómico, se estima la generación de 2.350 puestos de empleo directos y unos 4.600 indirectos, la contratación de 200 pymes en forma directa y exportaciones por 794 millones de barriles equivalentes, lo que representa unos US$ 2.200 millones al año.

En el mes de julio, Bajo del Choique-La Invernada se consolidó como el bloque de mayor crecimiento interanual en producción de shale oil, al pasar de 12.000 barriles diarios en 2025 a 45.000 este año. Asimismo, se ubicó como el segundo bloque con mayor crecimiento en shale gas, alcanzando en julio una producción de 14,7 millones de metros cúbicos diarios.

, Laura Hevia

De cara al inicio de una nueva edición, la AOG Patagonia se consolida como el punto de encuentro más importante de la industria de los hidrocarburos de la región.  Empresarios, autoridades nacionales y provinciales, cámaras, especialistas y decisores vuelven a reunirse en el corazón de Vaca Muerta. Además de las más de 400 marcas expositoras que presentarán sus productos, el evento desplegará una intensa agenda de actividades que recorrerá temas estratégicos para el sector. Los visitantes pueden obtener su acreditación sin cargo en el sitio web de la exposición.

Dado el peso estratégico de la industria hidrocarburífera en el desarrollo nacional, la AOG Patagonia 2026 convocará a los máximos tomadores de decisiones, figuras clave y líderes de la política, la economía y el sector energético.

En este sentido, el Encuentro con los CEOs ofrecerá un espacio destacado a los números uno del sector, quienes analizarán las oportunidades y los desafíos que presenta el escenario actual. Participarán de este programa representantes de empresas e instituciones como: YPF, Pan American Energy (PAE), Chevron, TotalEnergies, CAPSA, Calfrac, Halliburton, Oldelval, PECOM, Pluspetrol, Tecpetrol, Tenaris, TGN, TGS, Centro Pyme ADENEU, FECENE, GAPP e Ingeniería SIMA.

Presentación de las comisiones

Por su parte, las comisiones del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) ofrecerán una destacada agenda de actividades a lo largo de la exposición. El lunes 19, la Comisión de Sustentabilidad dará inicio al programa junto a ADENEU con la charla “Introducción a la energía: el lugar de Vaca Muerta en las matrices de Argentina y del mundo”.

El martes 20, la Comisión de Compliance llevará a cabo el “Taller de Proveedores: herramientas para el fortalecimiento de la gestión de terceros” y la conferencia “Compliance hoy: negocios que crecen, valores que permanecen”.

El miércoles 21, en tanto, la Comisión de Planeamiento y Análisis Económico brindará la presentación “Energía en Argentina y global: contexto, perspectivas y oportunidades”.

Por último, el día jueves 22 la Comisión de Recursos Humanos abordará “La IA en la gestión de las personas en la industria”; la Comisión de Sustentabilidad presentará “Una agenda sustentable común para la industria energética”, y la Comisión de Diversidad, Equidad e Inclusión ofrecerá el panel “Energía sin etiquetas. Talento y oportunidades en una industria en crecimiento”.

Asimismo, la Comisión de Prevención de Daños presentará “La amenaza silenciosa para las instalaciones enterradas”. Para más información sobre los horarios y las salas de estas charlas, ingresar aquí.

A su vez, se sumará un Panel de Financiamiento: «Energía en Argentina y Global: contexto, perspectivas y oportunidades», bajo la moderación de Daniel Dreizzen. El encuentro contará con la participación de altos ejecutivos de Banco Galicia, Banco Nación, Banco Supervielle y Banco Comafi, quienes expondrán sus perspectivas y las oportunidades de inversión y financiamiento para fortalecer a las empresas de la industria.

Actividades de la AOG Patagonia 2026

Durante la AOG Patagonia también tendrá lugar actividades como la 10ª edición de Jóvenes Oil & Gas, dirigida a los profesionales que recién se inician en la industria; además de la 4° Jornada de Seguridad de Procesos en la Industria de Oil & Gas y la Jornada de Procesamiento y Transporte de Gas.

Se trata de iniciativas orientadas a la capacitación profesional y el networking que, a su vez, serán complementadas con la agenda de las Conferencias de los expositores, en las que representantes de toda la cadena productiva del sector presentarán sus últimas novedades en productos y servicios.

Todas estas actividades son de entrada libre y gratuita para todos los visitantes, hasta colmar el aforo.

La Argentina Oil & Gas Expo Patagonia es organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y realizada por Messe Frankfurt Argentina y tendrá lugar del 19 al 22 de octubre de 2026 en el Espacio DUAM de Neuquén.

Para conocer las últimas novedades, pueden seguir las redes sociales del evento:

LinkedIn: AOG Argentina Oil & Gas Expo

Instagram: @aogexpo

X: @AOGExpo

, Redaccion EconoJournal