La acelerada desregulación del mercado del gas está trasladando de forma directa la toma de decisiones y la administración del riesgo desde el regulador estatal hacia las compañías privadas. En este nuevo ecosistema regulatorio y comercial, la eficiencia operativa y la capacidad de evaluar la relación riesgo-retorno en la contratación a mediano y largo plazo se consolidaron como las variables críticas para garantizar la competitividad de toda la cadena de valor industrial.

Este escenario complejo y desafiante fue el eje central del panel «La estrategia de las grandes industrias de gas para gestionar un mercado distinto«, desarrollado en la jornada Midstream & Gas Day organizada por EconoJournal. El debate, que cobró una relevancia fundamental para el sector productivo en un contexto de reformas normativas, contó con la participación de Dolores Brizuela, presidenta de Dow; Bruno Brunetti, gerente corporativo de Energía y Servicios de Grupo Arcor; y Mauricio Roitman, presidente de la consultora Energeia. Moderó el panel Nadia Sager, CEO de Geinsa.

Los expositores analizaron que para el sector industrial la energía dejó de ser un insumo regulado para convertirse en un factor de costo estratégico que requiere una gestión activa y especializada. La profundización de las reformas apunta a una libertad de precios e introduce una lógica netamente física y comercial en la que conviven ventanas estacionales muy marcadas, con precios de invierno elevados y valores de verano sustancialmente más bajos.

El desafío de dar valor a la abundancia de Vaca Muerta

Dow, en su carácter de gigante petroquímico y principal consumidor de etano del país, analiza el impacto del desarrollo de Vaca Muerta en su operación de Bahía Blanca. Brizuela destacó la abundancia del recurso, aunque advirtió sobre los desafíos técnicos que implica. «Que haya mucho etano en el gas de Vaca Muerta, obviamente es una excelente noticia para nosotros que hoy somos el único consumidor de etano y que es nuestra materia prima para producir etileno y después polietileno, pero nos llena de la responsabilidad de hacer análisis para crecer«, aseguró.

«Ese exceso de etano no es solamente una oportunidad económica, sino que si no se genera una demanda adicional de etano puede ser un problema para la especificación del gas, estamos muy conscientes de eso», dijo Brizuela.

La directiva de la firma estadounidense detalló que los planes de expansión a nivel local deben analizarse en un marco internacional adverso debido a la alta capacidad de producción en Asia, un factor que deprime los márgenes del negocio.

Respecto de estas dificultades para convalidar inversiones inmediatas, Brizuela explicó que «esa sobreoferta impacta en los precios, comprime los márgenes y dificulta confirmar expansiones. Dicho eso, también el conflicto en Medio Oriente sacó oferta de mercado y eso está ayudando a que los balances queden un poco mejor. Una vez que pase el conflicto se verá cuánta capacidad sale de manera estructural, porque en este contexto competitivo obviamente está lleno de plantas mucho más ineficientes».

«Hay mucho interés de la compañía en la Argentina porque tenemos materia prima competitiva, ya nadie duda de eso y a su vez estamos alejados de los conflictos geopolíticos, que no es menor, creo que este conflicto, veremos cómo se acomodan todas las ofertas y las demandas, pero deja claro que muchos países van a empezar a buscar sus suministros estratégicos de otro lado y eso posiciona a Dow muy bien», concluyó.

La industria tiene un nuevo rol en un mercado desregulado

Por el lado del consumo masivo y la industria alimentaria, Grupo Arcor aportó la perspectiva de un actor con un entramado de 27 plantas en 9 provincias. «La competitividad elevada al marco de la energía motiva a hacer foco en la disponibilidad del producto y del transporte«, afirmó Brunetti, al reseñar que «no existe una estrategia única, sino múltiples para Arcor como multinacional especializada en alimentos que tiene tres grandes ramas de negocios, de consumo masivo, agroindustria y packaging que son consumidores muy importantes de energía».

El directivo de Arcor resaltó el diálogo con los proveedores y el resto de los eslabones de la cadena para estructurar alternativas contractuales que den previsibilidad al sector manufacturero, incluso explorando nuevas modalidades de abastecimiento a gran escala. «La competitividad la hace toda la cadena de valor, y apuntamos a convalidar la posibilidad de adquirir el LNG, podemos tener puntos de vista distintos, criterios distintos pero acompañamos. Hemos sido escuchados por la industria para construir algunas soluciones de corto plazo».

En este nuevo entorno regulatorio, Brunetti enfatizó que «el transporte es un gran desafío, la buena noticia es el interés que despertó a nivel industrial y la posibilidad de contractualizar a largo plazo. El abastecimiento de gas empieza a ser un mercado con lógica en lo físico y lo comercial, la contratación a mediano plazo va a ser positivo que se pueda encarar. Pero se necesita que las industrias se involucren no solo como compradores sino con su capacidad de eficientizar y ver el mercado en su integridad».

Finalmente, desde la perspectiva de la consultoría estratégica y la regulación, Roitman analizó la velocidad y el alcance de las reformas que lleva adelante el Poder Ejecutivo, marcando el fuerte contraste que existe con otros servicios públicos. «Estamos construyendo una desregulación, es una transición en la que el gobierno está ayudando al sector privado al plantear que tiene que empezar a asumir riesgo, decisiones que antes tomaba el regulador o la secretaría de energía y la tiene que asumir la industria, el comercializador, el productor de gas».

Para el especialista, la progresiva eliminación de las barreras y la unificación de los contratos comerciales obliga al sector corporativo a reconfigurar sus áreas de compras energéticas. «En el medio hay un mercado que se va liberando, y es importante en ese esquema algo que está pasando en los hechos que es la unificación de un mercado del gas que estaba un poco segmentado en diferentes clientes con diferenciación en los precios y contratos. Lo importante es entender que la decisión está en la industria, hay un trabajo de optimización que cobra relevancia porque la energía pasa a ser un costo relevante«.

, Ignacio Ortiz

Con una agenda centrada en los desafíos y oportunidades que enfrenta el sector, el Midstream & Gas Day 2026 convocó a CEOs, ejecutivos, especialistas y funcionarios para analizar las inversiones necesarias para potenciar el desarrollo de Vaca Muerta, el avance de los proyectos de LNG, la expansión de la infraestructura energética y las nuevas tendencias que impactan en la demanda de gas natural. A lo largo de la jornada, los principales actores de la industria compartieron su visión sobre el presente y el futuro de una actividad clave para el crecimiento económico del país. A continuación, las mejores imágenes de una nueva edición del evento organizado por EconoJournal.

La secretaria de Energía, María Tettamanti, estuvo a cargo de la apertura del Midstream & Gas Day organizado por EconoJournal.

Más de 800 personas participaron de forma presencial de la jornada.

El panel de «NGL´s el próximo step de Vaca Muerta» estuvo integrado por Oscar Sardi de TGS y Tomás Córdoba de Compañía MEGA. Fue moderado por Nicolás Gandini, director de EconoJournal.

El evento reunió a referentes, funcionarios y actores de todos los segmentos de la industria energética.

Andrew Mcconn, de ENVERUS, estuvo a cargo del panel «Upstream: Cómo sostener la productividad de Vaca Muerta».

Gerardo Gómez de Naturgy, Horacio Pizarro de TGN, Gerardo Zmijak de Trafigura, encabezaron el bloque dedicado a «La puesta en valor del segmento regulado de gas natural: horizonte de mediano plazo y sinergias con nuevos negocios».

Nicolás Gandini, director de EconoJournal, en la apertura del Midstream & Gas Day.

Al acreditarse, el público pudo acceder a una app, que entre otras cosas, les permitía acceder a la traducción de los paneles.

Gabriela Aguilar, presidenta de ATCC, fue parte del tercer panel de la jornada.

Paulo Castro, de Wärtsilä; y Hugo Bertini, de PS Advisoring; dialogaron sobre Inteligencia Artificial, Data Centers y las nuevas demandas para el gas natural. Fue moderado por Tomás Ocampo, de Unblock.

Santiago Martínez Tanoira, de YPF, integró el panel «Exportaciones de LNG, un anhelo cada vez más cercano».

Rodolfo Freyre de SESA, Santiago Martínez Tanoira de YPF , Gabriela Aguilar de ATCC.

Leopoldo Macchia, de Tecpetrol; Jorge Hijjar, de TGB Brasil; Luciano Rojas de Total Austral; y Guido Maiulini, de OLACDE; disertaron sobre el mercado regional y cómo potenciar la integración. Fue moderado por Felipe Maciel.

Bruno Brunetti, de Grupo Arcor; Dolores Brizuela, de Dow; y Mauricio Roitman, de Energeia; participaron del panel: «La estrategia de las grandes industrias de gas», que moderó Nadia Sager.

El evento se desarrolló bajo el eje: «La inversión en infraestructura como ventana de oportunidad y la nueva realidad del mercado de gas».

El equipo de Mercado Electrónico de Gas (MEG S.A.) estuvo presente en la nueva edición del Midstream & Gas Day.

Iván Hansen, de TGN; participó del evento que se realizó este miércoles en Buenos Aires.

Diego Adrián Segui, de Elhymec; y Emilio Weber, de Galileo Technologies; se sumaron a la nueva edición del Midstream & Gas Day.

El evento se desarrolló en el Salón Dorrego del Club Hípico Alemán.

El encuentro fue clave para potenciar el networking de los referentes del sector.

Emilio Weber, de Galileo Technologies; Camilo Rincón Ramírez, de INSIGHT M; Jorge Argat, de Palmero; y Emir Lorenzo, de Stefanini Group; formaron parte del panel: «Tecnología: desarrollos apalancados por gas natural».

Marcelo García estuvo a cargo de moderar el panel de Midstream & Infraestructura de Petróleo del que participaron Ricardo Hösel, de Oldelval; Pablo Brottier de Sacde; Gustavo Chaab, de VMOS; y Eduardo Carranza de OTAMERICA.

Alejandro Larrive, Methanex Corporation; Luis Le Fort, de Colbún; y Santiago Romero Oneto, de GAS ANDES; dialogaron sobre cómo potenciar la integración e impulsar el mercado regional.

El Midstream & Gas Day tuvo lugar este miércoles 11 de junio en Buenos Aires.

Alejandro Dugo, de Pecom; también fue parte de la jornada.

El evento contó con la presencia de Huan Dong y Zhicai You de Jereh Group.

Luciano Rojas, de TotalEnergies; Favio Jeam Beaut, de Pan American Energy; en la nueva edición del Midstream & Gas Day.

Parte del equipo de EconoJournal que hizo posible el evento.

, Daniela Damelio

El Ministerio de Economía lanzó una plataforma web para publicar de manera detallada el estado de situación de los proyectos presentados bajo el Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI), los cuales acumulan a este jueves unos US$ 140.000 millones de inversión comprometidos y casi 200.000 empleos. La herramienta incluye un mapa interactivo que permite visualizar la distribución geográfica de las iniciativas en las distintas provincias.

De acuerdo con los datos consolidados que constan en la plataforma, el volumen total de iniciativas registradas asciende a 41 proyectos, sumando tanto aquellos que ya cuentan con aprobación formal como los que se encuentran en etapa de análisis. En caso de que la totalidad de estas propuestas completen el proceso de evaluación y obtengan la autorización correspondiente, la inversión global estimada para la Argentina superará los US$ 140.000 millones.

Al desglosar el estado de las solicitudes, el portal registra 16 proyectos aprobados mediante sus respectivas resoluciones en el Boletín Oficial. Este grupo de inversiones ratificadas representa un compromiso de desembolso por un monto de US$ 29.892 millones. Asimismo, la puesta en marcha de estas iniciativas aprobadas contempla la creación de 54.495 puestos de trabajo durante sus diferentes etapas de ejecución.

En paralelo, el Ministerio de Economía mantiene bajo evaluación 25 proyectos adicionales. Este análisis representa el mayor volumen financiero del programa, acumulando solicitudes de inversión por US$ 111.037 millones. Según las proyecciones contenidas en los expedientes presentados por las empresas, estos emprendimientos bajo revisión prevén un impacto laboral de 142.168 puestos una vez aprobados.

La composición sectorial de los proyectos

Respecto a la integración de los proyectos presentados, la información del portal refleja una concentración en los rubros vinculados a los recursos estratégicos y de infraestructura a largo plazo. Las solicitudes se distribuyen exclusivamente entre las áreas de energía, petróleo y gas, minería, infraestructura general y proyectos de energías renovables, siendo estos los únicos sectores que han iniciado el trámite de adhesión.

La plataforma digital permite acceder al detalle de cada uno de los proyectos aprobados, especificando la empresa solicitante, la ubicación geográfica de la inversión y los plazos estimados para el inicio de las obras. A través de la unificación y actualización periódica de estos registros sectoriales, el Gobierno busca transparentar el avance de las metas de empleo y de ingreso de divisas asociadas al marco normativo del RIGI.

Entre los aprobados sobresalen el buque de licuefacción de gas natural de Southern Energy (en alianza con PAE y Golar LNG) con una inversión estimada de US$ 6.878 millones en Río Negro, el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur de la firma YPF por US$ 2.486 millones, y el Gasoducto San Matías por un monto de US$ 1.300 millones.

Por el lado de la minería metalífera y de minerales críticos, se ubican el megaproyecto de cobre Los Azules en San Juan, a cargo de McEwen Copper, por US$ 2.672 millones, el desarrollo de litio en Salta por parte de la multinacional Río Tinto por US$ 2.700 millones, y el proyecto de litio Cauchari-Olaroz en Jujuy, con una inversión comprometida de US$ 1.166 millones. Finalmente, en el sector industrial y siderúrgico, se destaca la planta de la firma Sidersa en la provincia de Buenos Aires, con un presupuesto asignado de 286 millones.

, Redacción EconoJournal

La discusión sobre migración a la nube en empresas industriales suele plantearse como una decisión de inversión, casi siempre con foco en cuánto cuesta moverse. Sin embargo, ese encuadre deja afuera la otra mitad de la ecuación, que es cuánto cuesta no moverse. En la práctica, sostener infraestructura on-premise no es una opción sin costo sino una decisión que acumula gastos crecientes y poco visibles, repartidos entre licencias renovables, hardware envejecido, energía, espacio físico, personal dedicado a mantenimiento y horas de operación manual que rara vez se consolidan en un solo número dentro del balance. Para una empresa de servicios petroleros que opera con márgenes ajustados, esa dispersión contable es la diferencia entre tomar una decisión informada y tomarla a ciegas.

El sesgo de percepción tiene base empírica. Según Gartner, entre el 60% y el 80% del presupuesto IT de empresas industriales se destina a mantener la infraestructura existente, dejando apenas entre un 20% y un 40% disponible para innovación o proyectos nuevos. A eso se suma un dato estructural que IDC viene relevando hace años, el hardware on-premise tiene una vida útil promedio de 5 a 7 años, después de la cual los costos de mantenimiento crecen entre un 15% y un 25% anual sin que mejore la capacidad operativa que entrega.

La factura que no aparece en el balance: el costo real de no migrar

El primer problema concreto es el envejecimiento del hardware. Cuando una empresa cruza el umbral de los 5 a 7 años con sus servidores y sistemas locales, entra en una zona donde el costo de mantenimiento crece de forma sostenida mientras el rendimiento se estanca o cae. En paralelo, el riesgo operativo aumenta, porque las ventanas de falla se vuelven más frecuentes y el repuesto disponible se reduce, en un contexto donde reemplazar el equipamiento implica una inversión de capital significativa que muchas empresas postergan año a año, acumulando un pasivo técnico que termina pagándose igual, solo que más tarde y más caro.

El segundo problema es el tiempo de aprovisionamiento. Levantar un nuevo entorno de prueba o producción en on-premise demanda, en promedio, entre 6 y 16 semanas según IDC, mientras que en en la nube de AWS (Amazon Web Services) la misma operación se resuelve en horas. Ese diferencial es especialmente relevante para las más de 500 PyMEs proveedoras de Oil & Gas activas en Vaca Muerta, donde la velocidad de respuesta a una nueva operación define márgenes y la capacidad de capturar oportunidades operativas en el momento en que aparecen. Teracloud, AWS Advanced Tier Services Partner, es uno de los actores que viene acompañando a empresas del sector en este tipo de ejercicios, mapeando partidas de gasto y planificando migraciones progresivas adaptadas al perfil operativo de cada compañía.

Cómo dimensionar el costo real antes de decidir

Para las empresas del sector que quieran cuantificar el costo real de su infraestructura actual antes de tomar una decisión, el mercado ya ofrece marcos de referencia maduros que permiten estimar el TCO (Costo Total de Propiedad) sin depender de proyecciones genéricas. Programas como el Migration Acceleration Program de Amazon Web Services proveen metodologías de evaluación, herramientas de cálculo y planes de migración por etapas, diseñados para sectores con operación crítica como Oil & Gas, donde la transición no puede comprometer la continuidad operativa ni el cumplimiento regulatorio. Quienes busquen ese tipo de análisis aplicado al contexto local pueden consultar, donde Teracloud reúne casos del sector y herramientas de cálculo orientadas a operaciones en Vaca Muerta.

, Redaccion EconoJournal

El crecimiento de Vaca Muerta no sólo está transformando la industria energética argentina. También está impulsando una profunda evolución en el entramado de empresas proveedoras, contratistas y PyMEs de servicios que acompañan el desarrollo de la actividad hidrocarburífera. En ese contexto, la profesionalización de la gestión aparece como uno de los principales desafíos para las compañías que buscan escalar sus operaciones y consolidar su crecimiento.

Con ese objetivo, la especialista en liderazgo y transformación organizacional Paula Molinari llegará a Neuquén para presentar «El salto del dueño», un workshop dirigido a empresarios, emprendedores y líderes que enfrentan el desafío de transformar estructuras de gestión construidas para una etapa inicial en organizaciones capaces de sostener procesos de expansión.

Nuevo workshop

La actividad se realizará el próximo 26 de junio, de 9 a 13 horas, en el Casino Magic Neuquén. La propuesta apunta a brindar herramientas concretas para que los dueños de empresas puedan salir de la lógica cotidiana de resolver urgencias y avanzar hacia modelos de gestión más eficientes, escalables y sostenibles.

Según plantea Molinari, la profesionalización de una organización no depende únicamente de incorporar procesos o redefinir estructuras. El cambio también exige una transformación de quienes conducen las empresas. En ese sentido, el workshop propone reflexionar sobre el rol del dueño en las distintas etapas de crecimiento y desarrollar capacidades que permitan liderar organizaciones cada vez más complejas.

La jornada

Durante la jornada se abordarán aspectos vinculados con la construcción de equipos de alto desempeño, la delegación efectiva, el liderazgo en contextos de crecimiento, la alineación entre procesos y estrategia, y la implementación de herramientas de gestión orientadas a fortalecer la competitividad empresarial.

El encuentro tendrá una dinámica participativa y combinará contenidos conceptuales con casos prácticos, espacios de intercambio y networking entre empresarios de distintos sectores. La propuesta busca generar un ámbito para compartir experiencias y desafíos comunes en un momento en el que muchas compañías regionales enfrentan la necesidad de adaptar sus estructuras para responder a nuevas oportunidades de negocio.

Trayectoria

Molinari cuenta con más de 25 años de experiencia acompañando procesos de transformación organizacional en empresas de distintos sectores. Es fundadora y presidenta del Grupo Whalecom, organización especializada en consultoría de liderazgo, cultura y desarrollo organizacional, y anteriormente se desempeñó como gerente de Recursos Humanos del Grupo Techint y vicepresidenta de Recursos Humanos de Claro.

Además, desarrolla una extensa trayectoria académica en la Universidad Torcuato Di Tella, donde dirige programas vinculados con recursos humanos, gestión del talento y profesionalización de empresas de dueño, y es profesora en programas de MBA y Executive MBA desde hace más de dos décadas.

Las entradas para participar del workshop ya se encuentran disponibles a través de la plataforma EntradaUno.

, Redaccion EconoJournal

«Es como si te trajeras un auto importado de China y acá en Argentina solo le inflás las cubiertas», dice Juan Pablo Rudoni, presidente de la Cámara Argentina de la Construcción Modular Industrializada (CACMI), para graficar lo que significa que Vicuña, el proyecto minero más importante de la historia argentina, haya adjudicado la construcción de su campamento a una empresa china.

La obra —45.000 metros cuadrados de construcción modular y más de 4.500 toneladas de acero— llegará lista para armar desde China, dejando apenas 50 puestos de trabajo en Argentina de los 500 que hubiera generado fabricarla localmente. En diálogo con Econojournal, Rudoni cuestiona la letra chica del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) que permite eludir la cláusula de abastecimiento local y denuncia que Vicuña ya tiene en curso nuevas licitaciones sin haber convocado a ninguna empresa de la Cámara. Advierte que estos hechos marcan un precedente peligroso para los miles de millones de dólares en infraestructura que vienen: «Si todo esto no le va a dejar nada a Argentina, ¿para qué vamos a desarrollar la minería?»

–¿Qué significa para los proveedoresque Vicuña haya adjudicado su primera gran obra a una empresa China?

Ha sido muy impactante que decidieran traer una ciudad completa desde China. Genera conmoción, porque todos resaltamos que, así como el desarrollo de la minería tiene un impacto ambiental negativo, lo hace de manera muy positiva en la economía. Si la minería no sirve para desarrollar la economía local, sino no genera desarrollo en las cadenas de valor en el país, la verdad es que no tiene mucho sentido. Si todo esto no le va a dejar nada a Argentina, ¿para qué vamos a desarrollarlo? Lo único que vamos a hacer es perder nuestros recursos naturales y nuestra riqueza. Es importante poner el tema sobre la mesa ahora, porque es la primera inversión grande que hace el proyecto y las mineras tienen que poner en valor no solamente el factor económico que, en este caso, les impactaba en el 0,1% de los 18.000 millones de dólares de inversión del proyecto, sino también en la licencia social.

–La diferencia entre la oferta china y la argentina fue de US$ 18 millones ¿Cuál es el problema de competitividad que tiene la industria nacional frente a la China?

La diferencie es netamente impositiva. La empresa china es de capitales estatales, por lo tanto, está subsidiada por el Estado en China. Aparte toda la carga impositiva argentina, de alrededor del 30%, también la tiene subsidiada por el RIGI. O sea, lo único que pagan es el flete. Si a nosotros, a las empresas argentinas nos dieran el mismo beneficio de no pagar 30% de impuestos, estaríamos en una oferta más económica inclusive que la China.

–¿Cuántos puestos de trabajo se iban a generar si el campamento se fabricaba en Argentina?

Se estimaban entre 400 y 500 puestos de trabajo aproximadamente. Con el esquema como está hoy, va a generar apenas 50, y de poco valor agregado. La construcción modular industrializada transcurre el 80% en la fábrica, y en el sitio se lleva adelante solo el proceso de montaje, que es lo que va a hacer Argentina. Es como si te trajeras un auto importado de China y acá en Argentina solo le inflás las cubiertas. No generaste industria, no desarrollaste proveedores ni cadena de valor, ni capacidad instalada de industrial, no hiciste nada en el país.

– El RIGI tiene cláusulas de desarrollo local, pero en esta licitación no funcionaron. ¿Por qué?

Nuestra Cámara no cuestiona el RIGI como una política de fomento de inversión, pero sí la flexibilidad que tiene esa cláusula de que el 20% tiene que ser de abastecimiento local. Hay una letra chica que condiciona esta obligación a que haya capacidad de abastecimiento por parte de las empresas locales. De ahí se ha agarrado la empresa en esta primera licitación, diciendo que no hay capacidad local, lo cual es absolutamente incierto. Hay muchas empresas con experiencia en fabricación y montaje de campamento en Argentina. En desarrollos mineros anteriores como Pascua Lama, entre el 60 y el 70% del abastecimiento fue de proveedores locales.

–Vicuña anunció que vienen más licitaciones ¿Están en conversaciones con la minera para participar en estas próximas rondas?

En CACMI somos 58 empresas de construcción modular en el país. Tenemos una representación muy amplia del sector. Y, hasta ahora, no hemos logrado que la empresa nos llame a una mesa de trabajo. Dijeron que esto era solamente el 25% del campamento, que el resto lo iban a canalizar con empresas locales. Sin embargo, ya están en curso esas licitaciones y aún no han invitado ni le han llegado los pliegos a ninguna de las empresas de la Cámara. Entendemos que públicamente dicen una cosa, pero después el manejo no es consecuente.

–El Gobierno de San Juan acaba de mandar a la Legislatura el proyecto de Ley de Desarrollo Local Minero. ¿Qué expectativas genera en los proveedores, como caso testigo para otras provincias mineras?

Si se aprueba, va a ser una vía de solución como una expresión de una demanda. Pero el RIGI es una ley nacional que tiene preponderancia sobre la legislación local. Entonces necesitamos, sobre todo, la voluntad de las partes para que los proyectos generen desarrollo en la matriz económica e industrial de Argentina.

–¿Qué piden para las próximas licitaciones?

Solicitamos una mesa de diálogo donde estén no solo los responsables de este proyecto minero, porque esta es la punta del iceberg de todo el desarrollo minero y energético en Argentina, junto con cámaras empresarias, gobiernos provinciales y gremios, para establecer un foco estratégico de cómo va a impactar en beneficio de Argentina. Deberíamos empezar con ser muy estrictos en ese 20% que exige el RIGI y, en el ideal, trataría de llevar a las empresas a un compromiso de por lo menos llegar a un 50% de abastecimiento local en todo lo que sea posible abastecerse acá. No estamos buscando que nadie pierda nada, sino que todos ganemos.

, Natalí Risso

El debate en el Senado de la Nación de la ley que modifica el régimen de Zona Fría en el país entró en terreno complejo para el oficialismo de Javier Milei. A casi un mes desde la media sanción en la Cámara de Diputados, el texto aún no ingresó en la comisión de Energía y persiste la presión desde Neuquén para que se garantice la continuidad del subsidio al 50% en la región.

Esta semana hubo mensajes contradictorios desde La Libertad Avanza. Mientras el gobernador Rolando Figueroa comunicó el lunes que el ministro de Economía, Luis «Toto» Caputo, uno de sus principales interlocutores, preparaba un anuncio oficial con el compromiso de «no tocar» el porcentaje, otro ala del oficialismo salió con planteos que generaron inquietud en la bancada de La Neuquinidad que ocupa Julieta Corroza.

El senador Pablo Cervi (LLA) insistió con la posición que ya había anticipado a EconoJournal: que la ley debe salir «como está» para que no regrese a Diputados y que una eventual modificación podría aplicarse al momento de la reglamentación, de ser necesario.

«Si esto va a ser así, no cuenten con mi voto», planteó Corroza en una reunión que mantuvo esta semana con la presidenta de la bancada de La Libertad Avanza, Patricia Bullrich.

La senadora neuquina advirtió que no votará un compromiso «de palabra» que no comprometa también a futuras administraciones a mantener el subsidio del 50% para la provincia tal cual está ahora.

El artículo que desató la polémica

La media sanción que aprobó la Cámara de Diputados el mes pasado retrotrajo el esquema de subsidios al vigente hasta 2021, antes de que se extendieran los beneficios a gran parte de Buenos Aires, el centro y sur de Córdoba, el sur de Santa Fe, Mendoza y casi la totalidad de San Luis. 

Si bien el texto que pasó al Senado mantiene a Neuquén y al resto de la Patagonia, la Puna y Malargüe incluidas en el régimen, dejó en manos del Poder Ejecutivo la aplicación del monto de subsidio a otorgar a estas regiones.

El proyecto que obtuvo aval de la Cámara Baja sustituye el artículo 3° de la ley 27.637, que ahora indica que los beneficios para las regiones y departamentos alcanzadas por el régimen de Zona Fría «serán determinados por el Poder Ejecutivo nacional, por sí o a través de la autoridad de aplicación de la presente ley, con las modalidades que considere pertinentes». 

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

EN/CLAVE consultó a una alta fuente de la secretaría de Energía de la Nación que ratificó que el objetivo del gobierno es que la ley se apruebe sin modificaciones para evitar que deba volver a Diputados y se retrase su tratamiento.

Confirmó que a Rolando Figueroa le dieron el compromiso de que el porcentaje de subsidio al 50% «no se va a tocar», aunque aún no está claro si quedará plasmado en la reglamentación, en una comunicación posterior de la autoridad de aplicación, o si será solo de palabra. «Prima la confianza», indicó la fuente, quien insistió con que, antes de pensar en el decreto reglamentario «tiene que salir la ley».

El gobierno de Milei ya había intentado modificar el régimen de Zona Fría en dos ocasiones, sin éxito, primero con la sanción de la Ley de Bases y luego con el proyecto de Presupuesto 2026, por lo que no dejará pasar esta oportunidad estando tan cerca del objetivo.

Demasiada flexibilidad

El artículo que le da discrecionalidad al Poder Ejecutivo para fijar el beneficio para las regiones incluidas en la Zona Fría tiene su propio debate al interior de la cartera energética, según pudo saber este medio.

La secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti, justificó durante su exposición en la comisión de Energía de Diputados el 13 de mayo que el objetivo era disponer de «flexibilidad» en caso de que los precios del gas bajen a partir de la mayor producción que se espera en los próximos años.

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

Sin embargo, otros actores de la secretaría consideran que el artículo debió ser «menos abierto» y establecer algún parámetro a partir del cual el porcentaje de beneficio se podría modificar. 

Interna por las autoridades en Energía

En La Neuquinidad dan por descontado que la modificación al régimen no avanzará por ahora. La Libertad Avanza no logra reunir los 37 votos que necesita para sancionar la ley y tiene otros temas en carpeta para la sesión de la semana que viene como un nuevo paquete de pliegos judiciales y la ley de Inviolabilidad de la Propiedad Privada.

Este proyecto, impulsado por el ministro de Desregulación, Federico Sturzenegger, busca evitar «restricciones» sobre el derecho a la propiedad con una serie de cambios sobre el régimen de expropiaciones, de desalojos, introduce cambios en leyes de Manejo de Fuego y flexibiliza los requisitos para la compra de tierras rurales por parte de extranjeros.

La senadora de La Neuquinidad, Julieta Corroza, aún no adelantó posición sobre este proyecto. Sí pidió modificaciones en algunos puntos que, a priori, habrían sido aceptados por el oficialismo, en particular mantener las restricciones sobre el uso de tierras afectadas por incendios forestales y quitar el capítulo que eliminaba el programa nacional de regularización de tierras en barrios de emergencia del Registro Nacional de Barrios Populares (Renabap).

La posición final de la bancada dependerá de que esos cambios queden plasmados en el dictamen final que se lleve al recinto y de otras negociaciones en marcha entre los gobiernos de Milei y Figueroa.

De hecho, por estos días hay una que pareciera inofensiva, pero vuelve a poner al bloque de La Libertad Avanza frente a una disyuntiva habitual cuando se trata de provincias aliadas como Neuquén: la de priorizar a los propios o contener a los socios estratégicos.

El senador Pablo Cervi tiene todo listo para asumir como secretario de la comisión de Energía y así lo estuvo anunciando en reuniones públicas y privadas.

Sin embargo, Corroza viene trabajando por lo mismo: le pidió a Bullrich que le garantice la vicepresidencia o la secretaría, con la expectativa de quedar a cargo del cuerpo cuando el catamarqueño Flavio Fama finalice su mandato, en diciembre de 2027.

La senadora argumenta que Neuquén, motor energético del país gracias al desarrollo de Vaca Muerta, debe tener un lugar protagónico en la comisión. Y que es mejor si esa representación viene del espacio político que conduce la provincia.

, Andrea Durán

Viajar en auto por una ruta del sur de la provincia de Buenos Aires o la Patagonia, pasar por un parque eólico y ver técnicos colgados de una pala es algo que provoca parar a mirar. Parece un trabajo exótico y lo es: supone capacitaciones específicas y un entorno dominado por el riesgo de altura y las condiciones, incluyendo el viento.

En Argentina el trabajo de inspección y reparación de palas todavía es mayormente desarrollado por técnicos extranjeros, muchos de países limítrofes, sobre todo brasileños. ¿Por qué? Porque para que un técnico trabaje en forma independiente se requieren de tres a cinco años de capacitaciones y entrenamiento continuo en parques eólicos y dado que en Argentina la eólica es aún una industria en desarrollo, se convocan técnicos de países con una curva de aprendizaje mayor.

Así lo explica a EconoJournal Francisco Vincet, gerente de proyecto en una de las empresas de capacitación y servicios eólicos que operan en el país con sedes en Bahía Blanca y Puerto Madryn: “Son 15 equipos de diferentes compañías que actúan en parques eólicos en distintas provincias, un número alineado con la cantidad y antigüedad de los parques, que todavía no requieren intervención de reparación, solo inspecciones cada año. A medida que los parques envejecen los mantenimientos correctivos y preventivos aumentan”.

La formación y el trabajo de los reparadores de palas

Inspeccionar, mantener y reparar palas de aerogeneradores requiere capacitaciones obligatorias y con funciones diferentes que ya se brindan en centros de formación de Argentina. Agrupadas representan la formación que deben tener los técnicos.

Vincet menciona las capacitaciones de GWO (capacitación básica para ingreso a parques eólicos), ART (entrenamiento avanzado de rescate), IRATA (certificación para trabajos en acceso por cuerdas), Lift User (capacitación en el uso y mantenimiento de elevadores) y Blade Repair (curso de reparación de palas). Los precios de estos cursos, que van de una a tres semanas de duración, son todos diferentes y varían según los paquetes que el técnico o la empresa que los emplea desean adquirir.

De los 15 equipos que trabajan en Argentina, 8 son de la empresa donde Vincet trabaja, GSEólicos, donde además se brindan las capacitaciones.

¿Hay restricciones? “Dependen de la condición física, el esfuerzo del trabajo es demandante. El peso, al ser una actividad física por completo, es importante. Si el técnico tiene 50 años, por ejemplo, puede dedicarse a este trabajo, pero dependiendo de todos los exámenes médicos. Y si mide 1,90, por poner otro ejemplo, tiene las tareas restringidas, porque hay lugares pequeños y espacios reducidos en cuyo acceso no entra”, agrega Vincet.

Los tiempos de reparación de una pala difieren según el tamaño del daño; pueden ir de dos días a dos meses. Las jornadas de los técnicos son de 8 a 10 horas con descansos establecidos a un mínimo de un día por semana. Es algo obligatorio. De hecho, los accesos a los parques eólicos quedan restringidos por esta condición de descanso.

«Por equipo, tres personas suben a la pala —explica Vincet—: un responsable con certificación IRATA – SPRAT Nivel 3 (el máximo de la escala) y dos reparadores certificados en los niveles 1 y 2. Los tres trabajan en altura con cuerdas; la diferencia está en el grado de autonomía y la responsabilidad que habilita cada certificación. El Nivel 3 no realiza el trabajo, solo vela por la seguridad de los técnicos que están colgados, permanece atento a brindar soporte en las maniobras de cuerdas y a una intervención de rescate si es necesario”

Otra de las empresas en Argentina que capacita y brinda el servicio de inspección y reparación es Alto Sur, con sede en Cipolletti, Río Negro.

La danesa Vestas cuenta con su propio centro de reparaciones en la Provincia de Buenos Aires. Según dijo uno de sus directivos en Argentina, Alejandro Carlos Francisco, meses atrás cuando la compañía anunció la apertura del nuevo centro, “el volumen de operaciones de Vestas en el país, cercano a los 3.000 megavatios, amerita un management a medida de las particularidades del negocio local”.

La experiencia de un técnico: apoyo en drones e IA

Francisco Janderson de Sousa Oliveira es técnico brasileño especializado en reparación de palas. Tiene 30 años y lleva una década en la industria eólica de Brasil y Argentina. Desde 2021 vive en Bahía Blanca y trabaja en parques eólicos de cinco provincias: “Para quien desea trabajar en este sector es muy alentador, porque abren más parques o los que están hacen inspecciones o reparaciones. Todas las palas algún día necesitan una reparación cosmética o estructural”, aseguró a EconoJournal. Luego aclara: “Hay que hacer una inversión en cursos y capacitación”. 

Se puede trabajar en el interior de la pala, donde también se generan daños, y en el exterior. El trabajo comienza con la inspección, que puede hacerse con drones. Los que se utilizan en la industria son especiales para inspecciones críticas de plantas de energía y útiles para detectar daños, porque tienen muy alta resolución, sensor térmico y resistencia al viento.

Además, se utilizan herramientas con IA que analizan las imágenes captadas e identificanqué es daño y qué no. La tecnología filtra la información y sugiere categorías según parámetros definidos previamente. Luego el equipo revisa los resultados.

La inspección de la pala también puede ser directa, dice el técnico, mediante acceso por cuerdas y a varias decenas de metros del suelo. Si el día del trabajo el viento supera los límites establecidos, que son 11,4 metros por segundo (unos 40 km/h), la tarea se detiene.

“Miramos el pronóstico y dependiendo de la situación avanzamos o suspendemos. En el sur es muy común que haya ráfagas y tener que suspender e ir al punto de encuentro. No se atropella ningún procedimiento”. ¿Vértigo? “Una persona principiante por ahí sí puede sentir vértigo, pero después ya no e incluso al finalizar la tarea puede disfrutar de la vista”, agrega Janderson de Sousa Oliveira.

Daños: rayos, golpes, fallas

Vincet, a cargo de equipos —y con 10 años de trabajo y capacitación en reparación de palas—, dice que entre los problemas recurrentes que afectan las palas están las descargas eléctricas, porque la altura y los materiales de los aerogeneradores son, de por sí, blancos potenciales. Aunque tienen protecciones, si no están bien instaladas o verificadas, los impactos ocurren y provocan fallas.

También los golpes e impactos externos, como los que pueden hacer aves migratorias desorientadas o tormentas de granizo.

Y luego están las propias condiciones climáticas en los parques eólicos, que suponen viento (por algo los aerogeneradores operan ahí). Si bien las palas están diseñadas para resistir con materiales como fibra de carbono, el desgaste del frío, el calor, los rayos UV, abrasión, salitre en zonas costeras o nieve en la Patagonia pueden influir.

Por último, otra variable importante que menciona Vincet es la de las fallas humanas. Una reparación demorada en una pala, por ejemplo, puede representar la pérdida total del componente o incluso del aerogenerador. Lo mismo con decisiones técnicas incorrectas, una reparación mal hecha o un defecto de fabricación. Quien tenga la suerte de ver desde la ruta aunque sea de lejos un dispositivo de inspección o reparación de palas, con técnicos colgados por cuerdas, que sepa que todo lo que tiene de estrafalario el trabajo lo tiene de detallista y especializado.

, María Eugenia Rodríguez

El Directorio de TGS confirmó la ejecución del Proyecto NGLs que estará orientado a la obtención de los líquidos recuperados a partir del procesamiento del gas natural proveniente de la producción de hidrocarburos y cuya puesta en operación está prevista  para el 2030. Se trata de la Decisión Final de Inversión del proyecto que el CEO de la compañía, Oscar Sardi, había anticipado durante su participación en el Midstream & Gas Day organizado por EconoJournal. 

El proyecto -que constituye la mayor inversión de este tipo en Vaca Muerta en particular y en el país- significará una inversión de US$ 3.000 millones para TGS. “El proyecto permitirá generar exportaciones por aproximadamente US$ 1.200 millones anuales, reafirmando nuestra responsabilidad en el fortalecimiento de la infraestructura productiva del país», indicó Sardi.

En concreto, el Directorio de TGS aprobó la suscripción de los acuerdos para cubrir con YPF, Pluspetrol y Chevron más del 80% de la capacidad del proyecto de procesamiento de gas natural proveniente de la producción de hidrocarburos. La compañía, además, mantiene negociaciones avanzadas con otros productores para completar el volumen disponible.

En qué consiste el Proyecto NGLs

Durante su participación en el Midstream & Gas Day, Sardi había descripto la necesidad del sistema de avanzar de forma urgente en los proyectos de separación de líquidos de gas natural asociado. De hecho, sostuvo que, de no hacerlo, la industria se hubiera visto obligada a cortar la producción de petróleo en Vaca Muerta. 

“La mayor producción va a tener un gas asociado con un nivel de calidad realmente alto. Si esos productos no se extraen del gas natural, va a generar problemas, no van a poder entrar al gasoducto y van a tener que cortar la producción de petróleo”, había descripto. 

El Proyecto NGLs, entonces, buscará dar respuesta a ese futuro cuello de botella que podría limitar el desarrollo de Vaca Muerta y consolidar el crecimiento exportador del país. Su ejecución contempla:

• La construcción de un gasoducto de segregación de corrientes de gases de aproximadamente 100 km, 
• Nuevas instalaciones de Procesamiento de Gas en la Planta Tratayén, 
• La construcción de un poliducto entre Tratayén y Bahía Blanca y de una planta de fraccionamiento y una planta de almacenamiento de productos en Bahía Blanca,
• Obras complementarias en la terminal marítima para su exportación.

En la práctica, el proyecto permitirá viabilizar el aumento de la producción de crudo y adecuar el gas asociado para su transporte a través de los gasoductos troncales y de exportación. Finalmente, se prevee que durante los 4 años de ejecución de la obra se generen cerca de 4.000 puestos de trabajo directos y 15.000 indirectos. 

, Redaccion EconoJournal

Matías Kulfas, ex ministro de Desarrollo Productivo; Lucas Erio, director de Hidrocarburos de Mendoza; Inés Gerbaudo, presidenta del Clúster de Petróleo, Gas y Minería de Córdoba; y Jorge Scian, presidente de la Comisión de Energía de ADIMRA, coincidieron en Aguas Arriba en que el crecimiento de los sectores energético y minero representa una oportunidad estratégica para el país, aunque advirtieron que la explotación de esos recursos no garantiza automáticamente el desarrollo productivo.

Cuando energía por sí sola no alcanza

 “Yo estoy muy contento con el despliegue de inversiones que estamos viendo en Vaca Muerta y en otras cuencas, también en el convencional que está reflotando y todo lo que se viene en minería. Pero el planteo principal es que, si una locomotora va sin vagones, se va a construir un país para poca gente”, afirmó Kulfas. El economista criticó la falta de una política industrial por parte del gobierno nacional, una herramienta que considera clave para desarrollar los mercados.

Ante esta ausencia, planteó que la discusión debe enfocarse en cómo lograr que las empresas industriales y de servicios especializados puedan incorporarse a las cadenas de valor de petróleo, gas y minería en condiciones competitivas, lo cual presenta dificultades cuando el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) “está desnivelando la cancha a favor del importador”.

«Nosotros necesitamos realmente que los recursos naturales sean palanca del desarrollo y que todo ese bienestar que se empieza a gestar en la cordillera también lo veamos en las ciudades, que es donde vive la mayor cantidad de gente en Argentina«, señaló.

El desafío de los proveedores

Desde el sector industrial, Jorge Scian e Inés Gerbaudo destacaron la capacidad de las empresas metalúrgicas e industriales de Buenos Aires y Córdoba para responder a las necesidades de los sectores de Oil & Gas y minería.

Según señalaron, las compañías hace años que invierten en tecnología, innovación, normas de calidad y capacidades productivas. Por eso, frente a la expansión prevista para la próxima década, el desafío no pasa por desarrollar entramado industrial desde cero, sino por integrarlo efectivamente a las cadenas de valor.

Ante esta realidad, ambos advirtieron que existe una fuerte contradicción entre los anuncios de inversión y la situación actual de buena parte de la industria manufacturera.

“Lo que se ve son dos países diferentes: uno con los proyectos RIGI que están aprobados, con los niveles de inversión que hay anunciados y la cantidad de proyectos en trámite, y por otro lado ves una caída en los niveles de actividad”, confirmó el empresario y presidente de la Comisión de Energía de ADIMRA. Según datos de la asociación, la utilización de la capacidad instalada de las empresas está hoy en un 40% y se registran niveles de desempleo.

Gerbaudo coincide en que hoy existen importantes desafíos para las empresas que quieren incorporarse a la cadena de valor. La presidenta del Clúster de Petróleo, Gas y Minería de Córdoba afirma que, frente a este escenario, desde el clúster se enfocan en nichos de mercado y la necesidad de reconvertirse “para ir encontrando los puntos en donde se pueda tener un valor diferencial en cuanto a la presión de la competencia por importaciones”.

En este sentido también destacó el trabajo conjunto entre empresas, universidades y centros tecnológicos para acompañar la transformación productiva de las empresas cordobesas.

El caso Mendoza: previsibilidad y seguridad jurídica al servicio de la industria

Desde Mendoza, Lucas Erio defendió la estrategia provincial para sostener la actividad hidrocarburífera convencional mientras se prepara para el desarrollo de Vaca Muerta en territorio mendocino.

El funcionario recordó que la provincia produce cerca del 9% de los hidrocarburos del país y cuenta con más de un siglo de trayectoria petrolera, una importante red de ductos, capacidad de refinación y una base de profesionales especializados.

Frente al desplazamiento de inversiones hacia Neuquén, Mendoza impulsó el denominado Plan Andes y avanzó con reducciones de regalías para mejorar la competitividad de las áreas convencionales.

Además, sostuvo que el rol del Estado provincial debe concentrarse en generar previsibilidad, seguridad jurídica e incentivos para que las inversiones derramen sobre la cadena de valor. “Estamos fuertemente orientando toda nuestra política energética, en este caso hidrocarburífera, en la competitividad de la industria”.

Bajo esta misma línea, Mendoza abre el juego a la actividad minera con PSJ Cobre Mendocino, el primer proyecto de explotación de cobre con declaración de impacto ambiental aprobado y ratificado por ley en la legislatura provincial, y a las energías renovables con la inauguración del parque solar El Quemado de YPF Luz.

“Que para el inversor no sea un factor de riesgo la política provincial es sumamente importante”, resumió.

La articulación como respuesta

Los participantes coincidieron en que un primer paso para encarar los desafíos centrales de los próximos años será la articulación entre actores públicos y privados.

Para Kulfas, la decisión inmediata necesaria es implementar una política industrial que siente a todos los actores de la cadena productiva: “a las operadoras, al Estado nacional, a los sectores del Estado provincial, universidades y centros tecnológicos para diseñar esa política con objetivos claros”.

Scian, por su parte, sostuvo que la magnitud de las oportunidades asociadas a Vaca Muerta y la minería exige construir espacios de diálogo más amplios para coordinar esfuerzos a largo plazo. “Que se generen políticas industriales que sean de Estado, no de gobierno”, concluyó.

El diagnóstico compartido por los participantes fue claro: el crecimiento de Vaca Muerta y la minería abre una oportunidad inédita para la Argentina. Sin embargo, para que ese potencial se traduzca en desarrollo será necesario fortalecer la articulación entre empresas, Estado, universidades y centros tecnológicos, e incorporar a los proveedores locales a las cadenas de valor de los grandes proyectos de inversión.

, Redaccion EconoJournal

Transportadora Gas del Norte (TGN) busca tomar en la segunda mitad de este año la decisión final de inversión (FID) en el proyecto de un nuevo gasoducto entre Neuquén y Córdoba con el objetivo de evacuar más gas natural desde Vaca Muerta. La confirmación del proyecto depende de que se alcance una demanda de al menos 13 millones de metros cúbicos diarios, según indicó el CEO de la compañía, Horacio Pizarro durante su participación en el Midstream & Gas Day de EconoJournal en un panel junto a Gerardo Gómez, CEO, Naturgy y Gerardo Zmijak, Director Comercial, de Trafigura.

El proyecto de TGN consiste de un gasoducto de 750 km que conectará Tratayén en Neuquén con La Carlota en Córdoba y la meta es tomar la decisión final antes de fin de año. “Tenemos mucho trabajo por hacer, tenemos que hablar con el mercado, ver los interesados y eventualmente en el segundo semestre hacer un proceso competitivo para ofrecer esta capacidad de transporte”, aseguró.

La empresa transportista ya está encarando la ingeniería básica del proyecto. En ese sentido, aún resta definir la capacidad final de transporte del gasoducto. “Lo haríamos en 36 pulgadas, dependiendo de la demanda que exista podría ser de menos. La idea es juntar un volumen mínimo para lanzar el proyecto de entre 13 y 15 MMm3. Después es ampliable, pero necesitamos juntar esa demanda para hacerlo realidad”, explicó Pizarro.

Entre los factores que están impulsando el proyecto se encuentran el rebalanceo de tarifas y el exitoso open season realizado a principios de año por Transportadora Gas del Sur (TGS) para vender capacidad de transporte en el proyecto de ampliación del Gasoducto Perito Moreno.

El gasoducto proyectado por TGN habilitaría más gas para potencialmente abastecer al norte del país, aunque se deben concluir las obras adicionales en el proyecto de reversión del Gasoducto Norte para elevar su capacidad actual de transporte de 15 a 19 MMm3/d. Pizarro apuntó que este último proyecto no depende necesariamente de la concreción del proyecto entre Tratayén y La Carlota.

“Hay un apetitivo por gas desde la cuenca hasta los centros de consumo. Nosotros tenemos la llave para llevar ese gas desde Neuquén a La Carlota, de ahí esta disponible para llevar al litoral, al norte y a la exportación”, evaluó.

La licitación del agregador comercial de GNL desde la perspectiva de Naturgy y Trafigura

El gobierno nacional descartó este año el proceso licitatorio para contratar un agregador comercial privado que se encargase de la importación y gestión comercial del GNL para este invierno en reemplazo de Enarsa. Naturgy y Trafigura fueron dos de las empresas que compitieron en esa licitación. Sus representantes, claro está, consideraron positiva la intención del gobierno de transferir la importación a un privado.

Al respecto, el Director Comercial de Trafigura, Gerardo Zmijak, explicó los riesgos que una empresa asume al importar GNL. “Por un lado, cuántos barcos traigo versus la tarifa a cobrar. El otro era el financiero y económico, relacionado con el tipo de cambio, el volumen comprado y la necesidad de abastecer a nuestros clientes”, dijo.

A su turno, el CEO de Naturgy, Gerardo Gómez, destacó que el proceso fue posible gracias a la normalización tarifaria y el establecimiento de reglas claras por parte del gobierno. “Más allá del resultado es una muy buena noticia para Argentina que un player internacional como Naturgy se haya presentado y ofertado un precio competitivo”, evaluó.

Naturgy en la región tiene presencia en los mercados de distribución de gas en México, Brasil y otros países. Gómez aseguró que sus operaciones en la Argentina desde el punto de vista de la eficiencia técnica y la capcidad del personal están en línea con la región. “El grupo esta llevando un plan de optimizacion y aplicación de buenas prácticas en el mercado internacional, en todas sus distribuidoras”, concluyó.

, Nicolás Deza

La presidenta de Dow Argentina, Dolores Brizuela, afirmó que si no existiese una sobreoferta mundial en el mercado petroquímico la compañía ya estaría considerando inversiones inminentes en el país. La declaración de la ejecutiva se dio tras participar de la inauguración de las obras de ampliación de la Compañía Mega, en el polo petroquímico de Bahía Blanca, una empresa estratégica de la que Dow es accionista junto a YPF y la brasileña Petrobras.

La riqueza del shale gas de Vaca Muerta permitió concretar la obra de ampliación que entró en su segunda etapa por un total de U$S650 millones, y que Brizuela consideró un elemento crítico que desbloqueó la agenda sectorial. «Esta obra se aprobó hace 3 años, cuando ya todos veíamos lo que Vaca Muerta tenía este potencial, pero que cada vez parece que se va acelerando más. Lo crítico es que el petróleo viene con gas asociado y si ese gas no se procesa, es un problema para crecer«.

«Sin esta obra en marcha seguramente sería un obstáculo para poder crecer en los próximos 2 años, por lo menos, hasta que vengan las obras nuevas. Y en ese sentido ya se trabaja para el nuevo proyecto de TGS, más la fase dos de Mega, así que es importante actuar a tiempo con estas inversiones», definió la ejecutiva de la compañía estadounidense.

Al evaluar el impacto de la ampliación en los activos de Dow, Brizuela detalló las limitaciones físicas de procesamiento que enfrenta la firma. «Consumimos el etano de Mega y ya hoy tenemos nuestra planta full. Es decir, nos estamos beneficiando como accionistas de la compañía, por la mayor capacidad que va a tener, pero no implica una mayor producción en Dow, donde nuestra capacidad ya está topiada«, puntualizó la ejecutiva, reflejando que el beneficio inmediato se concentra en la eficiencia de la cadena de valor.

Vaca Muerta permite pensar en nuevas inversiones

La abundancia de materias primas ricas provenientes del gas natural alimenta las proyecciones de desarrollo industrial a largo plazo para la filial local. «Todo el potencial que tiene Vaca Muerta, con la mayor cantidad de líquidos que ofrece, nos hace ilusionar en un medio y largo plazo donde podamos pensar también en la expansión«, sostuvo. Esta perspectiva técnica sitúa a la infraestructura de fraccionamiento como el cimiento indispensable sobre el cual la corporación proyecta la factibilidad de futuros módulos de producción petroquímica.

El verdadero freno para la concreción de nuevos proyectos de gran envergadura, explicó, radica en el desbalance del mercado global. «Hoy la industria petroquímica en general viene de varios años complicados; hay una sobreoferta enorme en el mundo. Entonces la realidad es que, si esa sobreoferta no existiese, estaríamos ya pensando en inversiones inminentes. Pero la realidad es que hoy hay una sobreoferta importante en muchas de las cadenas de valor», describió Brizuela.

Este exceso de capacidad instalada a nivel mundial encuentra su origen en la agresiva expansión industrial del continente asiático frente a una demanda que avanza con lentitud. Brizuela precisó que China construyó muchísima capacidad y la demanda global crece más lento, configurando una sobreoferta que requiere más tiempo de lo imaginado para alcanzar un equilibrio estructural. Bajo estas condiciones de mercado reprimido, las empresas globales maximizan la cautela sobre sus inversiones, dado que incorporar nuevos volúmenes a un ecosistema saturado erosionaría aún más los márgenes de rentabilidad.

Frente a este escenario adverso, la estrategia de la filial local de Dow consiste en posicionar las ventajas relativas del país dentro del mapa corporativo. «Estamos constantemente mostrando lo bueno que es el recurso acá, lo bueno que es nuestra operación, nuestro talento, las señales positivas que el país va dando. El RIGI, lo mostramos también como algo que esperamos para la petroquímica pueda extenderse un poco», explicó sobre el peso de los marcos de incentivo de largo plazo.

En ese sentido agregó: «Lo que estamos haciendo es mostrar nuestra competitividad, porque en esta sobreoferta que tiene el mundo, las plantas más ineficientes no son las de acá. Lo que tiene que pasar es que empiece a haber una racionalización de plantas en los lugares que tienen materia prima cara, energía cara, plantas más ineficientes; Europa y Asia tienen varios candidatos para empezar a cerrar«.

Finalmente, Brizuela delineó las condiciones que la casa matriz requiere para convalidar un programa de inversión de capital intensivo en la región. «El país tiene que terminar de dar esas señales de largo plazo que cualquier inversión de mucho valor necesita. Obviamente, queremos que la Argentina esté más estable, parecería que está en un camino de estabilización que nos ilusiona, pero lo principal es que el mundo necesite el producto. Constantemente la estamos evaluando; es ver cuándo es el timing adecuado«, concluyó la directiva de Dow.

, Ignacio Ortiz

La distribuidora Naturgy San Juan continuará al frente del servicio público de distribución de energía eléctrica en la provincia por un nuevo período de diez años, que se extenderá desde el próximo 22 de julio hasta 2036. Esta resolución se produjo tras la finalización del procedimiento administrativo que rige el contrato de concesión vigente y que estipula las pautas de control para el recambio o la extensión de los paquetes accionarios mayoritarios de la compañía.

La resolución de esta etapa institucional se concretó luego de que el Ente Provincial Regulador de la Electricidad (EPRE) declaró desierto el Concurso Público Internacional orientado a la venta del 51% del paquete de la sociedad. Al constatarse la ausencia de ofertas formales por parte de competidores, el marco regulatorio determinó la devolución de la garantía económica presentada por el actual operador y la ratificación automática de su gestión al frente de la distribuidora cuyana.

Para la compañía, este hito aporta un escenario de previsibilidad técnica y seguridad jurídica para el mercado energético regional. La finalización del proceso administrativo bajo condiciones de estricta transparencia regulatoria asegura que la transición hacia el tercer período contractual se desarrolle de manera ordenada, evitando las fricciones operativas que suelen acompañar a los procesos de transferencia de activos de infraestructura crítica en servicios públicos esenciales.

Con una estructura que atiende a más de 269.000 clientes a través de un tendido de 11.262 kilómetros de redes, la operación sanjuanina es uno de los verticales del negocio del Grupo Naturgy en la Argentina. A nivel nacional, el conglomerado multinacional gestiona una infraestructura que supera los 51.000 kilómetros entre redes de gas natural y electricidad, consolidando una cartera comercial que supera 2,5 millones de usuarios.

La compañía comunicó que la extensión contractual permitirá acelerar el Plan de Inversiones focalizadas en la resiliencia del sistema interconectado provincial ante la creciente demanda residencial, industrial y de proyectos de la minería metalífera de alta montaña.

Entre las obras principales se destacan la construcción y ampliación de estaciones transformadoras y la reingeniería de sistemas críticos mediante la renovación del software SCADA, la digitalización de las comunicaciones radiales y el despliegue del sistema GDA de monitoreo en tiempo real de los activos de red.

Asimismo, los compromisos de modernización comercial prevén la incorporación de soluciones de telemedición para grandes usuarios, terminales de autogestión con videollamada y la digitalización integral de la oficina virtual, apuntando a elevar los estándares de atención en todos los departamentos de la provincia.

, Redacción EconoJournal

El desarrollo de los hidrocarburos en la Argentina implica una oportunidad para el impulso de la cadena de valor vinculada a empresas de tecnología e innovación que ofrecen servicios a la industria y que están apalancadas por el gas natural. Este tema fue el eje principal del panel “Tecnología: desarrollos apalancados por gas natural”, del evento Midstream & Gas Day, organizado por EconoJournal.

La mesa contó con la participación de Emir Lorenzo, Operation Manager de la empresa Stefanini Group, Jorge Argat, gerente de Cotizaciones Técnicas de Palmero, Emilio Weber, director Comercial de Galileo Technologies, y Camilo Rincón Ramírez, Regional Business Manager Latam, Insigth M a Zeitview Company.

Los directivos de las tecnológicas apuntan a ofrecer servicios e insumos a las operadoras que desarrollan gas de Vaca Muerta para que ganen competitividad y logren una mejor eficiencia en sus operaciones.

En este sentido, Emir Lorenzo contó que la empresa Stefanini Group se encarga de servicios sobre integridad en comunicaciones, análisis de datos y transformación digital. “Trabajamos en la eficiencia en etapas como la perforación y workover, entre otras, y observamos que el nivel de ejecución de los proyectos de las operadoras va más lento de lo que se puede atacar, desarrollar. Es decir, nuestro análisis nos permite ver que tenemos un freno en la operación respecto a lo que se podría hacer. Esto se da principalmente porque hay un nivel de inspección para garantizar el trabajo de un proveedor que genera una limitación en el desarrollo de una operadora”, señaló Lorenzo.

Además, destacó que “lo que hacemos es acompañar a las operadoras en la falta que tienen en expertise del personal. Sumamos staff, ayuda con equipos técnicos y elevamos el conocimiento en la operación para una mejor eficiencia en el desarrollo. Tenemos 300 personas que trabajan en la cuenca Neuquina. Nuestros equipos trabajan en temas como infraestructura, ciberseguridad y transformación digital. Nuestra propuesta implica que la operadora se lleve valor agregado”.

Apalancados por el gas

Por su parte, Jorge Argat contó que en la década del 80 la empresa Palmero produjo una innovación relevante para la industria petrolera de la Argentina al lograr la transformación de motores diésel a gas y fue una tecnológica clave para yacimientos de Mendoza, Río Negro, Chubut y Neuquén, sobre todos cercanos a la Cordillera de Los Andes donde no había red eléctrica. El avance tecnológico implicó un aprovechamiento del gas rico asociado para desarrollar equipos que tengan motores autónomos.

“Hoy estamos viendo un proceso similar en el desarrollo del gas en Vaca Muerta. Nosotros generamos electricidad con el gas, pero también lo comprimimos, lo utilizamos para el bombeo de agua, compresión de aire, entre otros servicios. Este desarrollo lo estamos realizando en alianza con empresas internacionales. Acabamos de poner en marcha una planta de generación con gas rico en el hub norte de Vaca Muerta”, indicó.

Asimismo, en el panel también participó Emilio Weber, que resaltó que “Galileo aporta tecnología en compresión, licuefacción, biogás y GNC”. La empresa está enfocada en el uso del Gas Natural Licuado (GNL) y ofrece una tecnología modular y de instalación rápida. “Galileo produce GNL hace más de 10 años”, recordó.

“Vemos una gran oportunidad en las inversiones que se están haciendo y que también se van a hacer para la exportación de GNL para llegar al mercado final. Queremos viabilizar mercados para que se beneficien del GNL. En la actualidad el uso del GNL implica un ahorro del 50% en el costo en comparación con el diésel. Esto en el sector de transporte es clave”, subrayó.

Además, Weber explicó que “una empresa puede tener un equipo de GNL en su propio predio con gas natural de la red que puede producir a un equivalente de 18.000 litros de diésel por día. Desde nuestra visión, la Argentina va a comenzar a vivir con el GNL lo que vivimos en la década del 90 con el GNC, que fue uno de los desarrollos más grandes de esta tecnología en el mundo. Esto impacta en los sectores de energía, en el transporte pesado, en la minería. El GNL es más económico, hoy el diésel tiene un precio de más de 40 dólares por millón de BTU”.

Logros en eficiencia operativa

Camilo Rincón Ramírez detalló que Insigth M a Zeitview Company cuenta con operaciones en transición energética, generación eólica y solar y transmisión eléctrica. “A diferencia de Estados Unidos que aplica multas por las emisiones de metano, vemos que en la Argentina y la región hay un mercado voluntario. Nosotros tuvimos que evolucionar nuestra tecnología que aplicábamos en Estados Unidos para desplegarla en la Argentina y Latinoamérica”.

Para esto, agregó, “desarrollamos un sistema para generar valor en nuestro negocio que consiste en realizar informes sobre las instalaciones de las empresas, donde identificamos necesidades en las operaciones. Por ejemplo, un transformador necesita tener una inspección según determina la regulación, pero, al mismo tiempo, se necesita hacer mediciones de metano. Nosotros fusionamos los dos aspectos y logramos una eficiencia operativa que permite una reducción de los cotos de un 70%. Es decir, hacemos mediciones de metano y medimos áreas de impacto ambiental. Esto implica ser más eficientes y generamos valor”.

Por último, Emir Lorenzo destacó que “tenemos que empezar a ver qué se hace en innovación y tecnología en otras industrias para poder llevarla a la de oil & gas. Por ejemplo, en ciberseguridad tenemos que observar qué están haciendo los bancos, que fueron los pioneros. Tenemos que comenzar a tener una integración con proveedores que tengan un conocimiento expandido”.

Weber de Galileo señaló que “en el transporte público también hay una oportunidad para el uso de la tecnología de GNL. El Enargas incorporó una regulación que antes no había. Próximamente va a haber camiones a GNL, que otros países de la región ya hay. Hoy una industria puede tener GNL y un equipo de regasificación y utilizarlo en su predio cuando lo necesite para evitar cortes”.

“Galileo ya está operativo en el desarrollo del GNL y GNC, pero lo que queda pendiente para desarrollar en la Argentina es el bioGNC y el bioGNL, que puede aportar soluciones específicas a determinadas necesidades en muchas industrias”, concluyó.

, Roberto Bellato

Referentes del sector gasífero coincidieron en que la necesidad de diversificación de las fuentes de abastecimiento de Gas Natural Licuado (GNL) que tienen los países ante el nuevo escenario que abrió la guerra en Medio Oriente generó una oportunidad para los proyectos de exportación de gas por barco de la Argentina.

Así lo indicaron Gabriela Aguilar, Presidenta, ATCC; Rodolfo Freyre, CEO de Southern EnergyS.A. (SESA); y Santiago Martínez Tanoira, Executive Vice President Gas & Power de YPF, durante su participación en el panel “Exportaciones de LNG, un anhelo cada vez más cercano” del Midstream & Gas Day, evento organizado por EconoJournal. Además, resaltaron la importancia de que el gas de Vaca Muerta sea cada vez más competitivo.

Bajo la moderación de Marcelo García, director para América de Horizon Engage, los ejecutivos coincidieron en que la diversificación del abastecimiento de GNL es cada vez más relevante en el mundo y que Argentina está cada vez mejor posicionada no solamente por la creciente producción de gas natural de Vaca Muerta, sino, también, por estar lejos de las zonas de guerras y tener acceso a los mercados europeos y asiáticos.

Diversificación del abastecimiento de GNL

“Faltan 355 días para que el primer barco (Hilli Episeyo) de GNL llegue a la Argentina. En la comercialización de GNL, nuestra principal batalla siempre fue la diversificación”, sotuvo Rodolfo Freyre. “En marzo culminamos el proceso del primer acuerdo de venta de GNL con un contrato de ocho años a Europa«, agregó.

Freyre hizo hincapié además en la importancia de diversificar. «Con lo que pasó este año quedó en evidencia el valor que tenía firmar este contrato. Hoy SEFE (la compañía alemana que firmó el acuerdo) está feliz de haber firmado un contrato con la Argentina para diversificar su fuente de suministro de GNL”.

Por su parte, Gabriela Aguilar destacó que “hay anhelo por GNL en el mundo. Es un momento único que la Argentina tiene que aprovechar. La disrupción con la energía que está sucediendo en el mundo no sucedió con el embargo de 1974 ni con la invasión de Rusia a Ucrania (2022). Lo que estamos viendo ahora en el Estrecho de Ormuz generó que todos los países se pregunten cómo abastecerse a largo plazo y de una manera confiable y no recurrir al gas que recurrían siempre para alcanzar una diversificación”.

“Esto generó un anhelo de GNL y de un compromiso para el abastecimiento alternativo a largo plazo. La Argentina tiene la oportunidad única no sólo por las reservas, sino también por encontrarse lejos de las zonas de conflictos, por tener la posibilidad de exportar GNL a Europa y, por el Pacífico, hacia el mercado asiático”.

En tanto, Santiago Martínez Tanoira subrayó la importancia de concretar los proyectos de exportación de GNL y aportó detalles de los avances de la iniciativa Argentina LNG, liderada por YPF. Afirmó que en la actualidad el aspecto más desafiante no es la cuestión técnica, sino que es alcanzar el financiamiento.

“A diferencia de SESA, que implica alquilar los barcos, nuestro proyecto requiere la construcción y esto demanda mucho capital. El financiamiento es un Project Finance, que nos exige tener una estructuración del negocio muy clara y definida. La primera etapa, que tiene que ver con la constitución de todos los vehículos y la estructura societaria, es compleja”, señaló.

Además, contó que “en este momento estamos trabajando en más de 14 documentos diferentes para ir al mercado por más de 15.000 millones de dólares de financiamiento. No hubo en la historia de Latinoamérica un Project Finance tan grande como el que estamos buscando”.

“El proyecto está dividido en distintas fases y ya lanzamos todas las compulsas y licitaciones. Ahora estamos recibiendo las ofertas. No vemos problemas en el cumplimiento de este cronograma. Tampoco en la parte comercial, recibimos más de 17 ofertas para ser offtaker de nuestro proyecto. Creo que lo que pasó con el Estrecho de Ormuz fue un catalizador para que la Argentina se presentara como una fuente de diversificación geográfica y estratégica del suministro de energía”, detalló Martínez Tanoira.

Exportación de GNL y los contratos a largo plazo

Los participantes del panel coincidieron también en la importancia de concretar contratos de exportación de GNL a largo plazo. En este sentido, Freyre indicó que “firmamos un contrato de dos millones de toneladas por año de seis que contempla el proyecto. Todavía nos quedan cuatro millones de toneladas por vender. Estamos trabajando con un objetivo para este año de tener un segundo SPA (Sales and Purchase Agreement o contrato de compraventa).

Freyre, que contó que SESA le cambió el nombre al barco MKII y lo rebautizó como Esperanza, destacó: “como hitos importante para este año tenemos sumar un SPA, el gasoducto dedicado, que se llama San Matías Pipeline, que es sumamente relevante para este proyecto con los dos barcos en funcionamiento”.

SESA ya tiene aprobada la adhesión al RIGI. Por eso, el foco ahora está puesto en el financiamiento de alrededor de US$ 1.200 millones. “La obra arrancará en agosto con la llegada del primer embarque de caños. El otro hito importante es prepararnos para la operación. Cuando estén operativos los dos barcos, Southern Energy va a facturar entre 2.500 y 3.000 millones de dólares, dependiendo del precio”, sostuvo Freyre.

Por su parte, el directivo de YPF destacó los avances del proyecto de la compañía para exportar GNL. “Nuestro proyecto contempla la ventana de producción de wet gas (gas húmedo o gas rico de campos gasíferos de Vaca Muerta donde también se extraen derivados líquidos como etano, propano, butano, propano y gasolinas)».

«Esto genera que desde el punto de vista de la facturación, el 50% venga del GNL y el otro 50% surja de líquidos y crudo. Estamos hablando también de un proyecto de envergadura petrolera importante, vamos a exportar 100.000 barriles de petróleo o condensados. Vamos a tener una capacidad de exportación de 1.400.000 toneladas de etano y 2.800.000 toneladas de GLP”

“Estamos buscando este mes tener terminados los contratos y para fin de año el desafío es cerrar la estructura financiara. Mostraron interés entre 30 y 50 bancos y estamos trabajando con agencias de crédito de más de seis países”, afirmó.

Por último, Tanoira expresó que el decreto que presentó el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, “fue para el proyecto de GNL, que básicamente lo que hace es complementar el marco jurídico que brindaba el RIGI a nivel federal, este decreto lo hace a nivel provincial. Sin este eslabón el proyecto no se hubiese realizado”

Competitividad de Vaca Muerta

En el panel destacaron que es clave lograr mayor competitividad para Vaca Muerta. Sobre este punto, Aguilar dijo que “en competitividad estamos hablando de la macro, del tipo de cambio, y todas las empresas están haciendo un esfuerzo en ser más eficientes y reducir sus costos operativos. Muchas veces en el mercado no se busca la molécula de gas más barata, sino la más confiable. Los proyectos que también están apalancados con líquidos, como Argentina LNG, aportan una gran certidumbre y un alto nivel de competitividad”

En este sentido, Tanoira manifestó que “nosotros tenemos que ser competitivos a nivel global. Para que el gas de la Argentina llegue a un mercado asiático tiene que ser competitivo al momento de producirse en un pozo. Esto significa que para la industria argentina el gas va a ser competitivo”.

“La Argentina tiene uno de los precios del gas para industrias más bajos del mundo. Esto aporta una ventaja enorme para industrializar al país. Los industriales de Brasil, de los principales países de Europa, de Japón, Corea del Sur y Australia pagan el doble, triple y, a veces, el cuádruple de lo que se paga el gas en la Argentina. Por eso los proyectos de GNL es un reaseguro que el gas va a ser muy competitivo por mucho tiempo en el país”, concluyó el directivo de YPF.

, Roberto Bellato

El CEO de TGS, Oscar Sardi, aseguró que la industria iba a tener que cortar la producción de petróleo en Vaca Muerta si no se avanzaba de forma urgente con los proyectos de separación de líquidos del gas natural asociado. Para mitigar este límite operativo en el upstream, la transportista avanza en el despliegue de su plan de infraestructura de US$3.000 millones orientado a ampliar el sistema de tratamiento de los fluidos ricos en la cuenca, en sintonía con los planes de Compañía Mega que amplía sus instalaciones en Bahía Blanca.

Sardi participó junto al CEO de Compañía Mega, Tomás Córdoba, del panel «NGL’s, el próximo step de Vaca Muerta» en el primer panel del Midstream & Gas Day, el tradicional encuentro de EconoJournal bajo la moderación de su director, Nicolás Gandini. Allí, ambos ejecutivos compartieron sus proyecciones y el analisis de las estrategias de industrialización de los líquidos del gas natural.

Los directivos coincidieron en que la transición hacia la habilitación definitiva de las grandes obras de infraestructura demandarán soluciones de ingeniería compartidas para procesar los mayores volúmenes de propano, butano y gasolinas que genera el no convencional. En ese sentido, ambas empresas llevan adelante sus proyectos bajo los beneficios del Régimen de Incentivo de Grandes Inversiones (RIGI).

El esquema técnico de transición de TGS

Sardi remarcó que, si bien la capacidad de evacuación de crudo estará resuelta el año próximo con la puesta en marcha de Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) -lo que elevará el transporte a casi 1,5 millones de barriles diarios-, el cuello de botella se trasladó al subproducto. «La mayor producción va a tener un gas asociado con un nivel de calidad realmente alto. Si esos productos no se extraen del gas natural, va a generar problemas, no van a poder entrar al gasoducto y van a tener que cortar la producción de petróleo«, advirtió.

Para sortear los 45 meses de ejecución de la obra principal que TGS presentó con una inversión de US$3.000 millones, la empresa diseñó un esquema técnico de transición. «La idea es hacer un sistema de gasoductos de 100 kilómetros que va a separar el gas seco del gas rico«, detalló el CEO.

Para el período intermedio hasta 2029, explicó también se buscará «licuar ese producto que está saliendo y generar un acumulador de propano butano mezcla que estará saliendo por camiones«, además de trabajar para que parte de la gasolina remanente pueda ingresar al sistema de Oldelval bajo las especificaciones técnicas requeridas.

En términos de ejecución, Sardi aseguró que el diálogo con la cadena de valor está cerrado y los productores ya están comprometiendo los volúmenes futuros para la nueva obra. «Si esta semana se firma el acuerdo con los productores, al día siguiente apretamos el botón para que cada una de las compras y contrataciones salgan«, graficó respecto a la urgencia de los plazos. En ese sentido, destacó el impacto socioeconómico de la inversión, que generará más de 4.000 empleos directos y 15.000 indirectos.

Por último, respecto a los avances regulatorios en el sistema de transporte, el ejecutivo confirmó que concluyó el proceso administrativo del Open Season de la Iniciativa Privada de ampliación del Gasoducto Perito Moreno, quedando la recomendación final en manos de la Secretaría de Energía. El foco operativo está puesto en que «el invierno 2027 lo que se comprometió esté operativo, tratando de reducir importaciones y llevar con gas al Litoral y norte argentino con gas local», concluyó Sardi.

La ampliación de Mega y el salto en la industrialización

Por su parte, Córdoba coincidió en la urgencia de ampliar la capacidad de tratamiento y destacó que «el próximo salto de Vaca Muerta depende de consolidar la industrialización en origen. El desafío de la escala no es solo extraer más gas, sino procesar eficientemente los líquidos asociados en la cuenca antes de que saturen el transporte», puntualizó el directivo.

Al respecto, remarcó la complementariedad de las obras en marcha, que permitirán dar un paso cualitativo en la cadena de valor al transformar los componentes ricos en insumos estratégicos para la petroquímica y el mercado de exportación.

En relación con los planes de la compañía, Córdoba detalló las obras de ampliación que llevan adelante en sus instalaciones de Bahía Blanca para absorber la inyección incremental de Vaca Muerta. «Estamos preparando nuestra infraestructura para procesar volúmenes crecientes de propano, butano y gasolinas, asegurando que el desarrollo del upstream no encuentre techos técnicos en su senda de crecimiento», afirmó sobre la reciente inauguración de nuevo tren de fraccionamiento.

Hacia el cierre del bloque, el titular de Compañía Mega enfatizó la relevancia del marco normativo para viabilizar inversiones de esta envergadura. «El RIGI actúa como un dinamizador clave para proyectar a largo plazo soluciones que demandan un alto nivel de inversión de capital«, señaló Córdoba. Y en similr sentido, concluyó que la articulación estratégica entre los proyectos de TGS y Mega consolida la base de infraestructura indispensable para garantizar la proyección exportadora global del gas no convencional.

, Ignacio Ortiz

La secretaría de Energía, María Tettamanti aseguró que no prevé para este invierno demasiados cambios en lo que refiere a la disponibilidad de gas natural, pero remarcó que la diferencia central va a estar dada por cómo se va a gestionar su comercialización, con un mayor protagonismo del sector privado. A su vez, dejó en claro que las industrias que no se aseguren el insumo deberán enfrentar cortes en el servicio. “Si algún sector industrial está complicado en esta transición económica, no es culpa de la energía. La energía en este país es muy competitiva”, agregó.

¿Cómo visualiza el invierno que viene? –le preguntó Nicolás Gandini en el inicio del inicio del Midstream & Gas Day organizado por EconoJournal

–Yo lo dividiría en dos aspectos. Por un lado, cómo lo veo desde el punto de vista físico, en cuanto a la disponibilidad de gas y de infraestructura de transporte para abastecer el mercado. Y, por otro lado, el aspecto de la organización comercial. En lo físico no veo demasiadas diferencias respecto al año pasado. Aparentemente, y por lo que he escuchado, los pronósticos no hablan de un invierno no muy extremo en cuanto al frío, pero nunca sabemos. En lo que es físico, tenemos la misma capacidad de transporte que el año pasado, tenemos igual o más cantidad de producción de gas en Neuquén, y vamos a tener, por lo que hemos visto que ya se ha licitado, la misma cantidad de barcos de GNL para regasificar que el año pasado, aproximadamente. El gas va a estar. Acá lo que cambió es cómo se gestiona esa comercialización, cómo hacen los privados para hacerse de ese gas. Los que somos viejos y vivimos este sector en la primera etapa, entendemos que es posible una gestión privada, y que además es lo mejor. El Estado tiene que garantizar el cumplimiento de las normas y el sector privado, conociendo esas normas tiene que jugar. -remarcó Tettamanti.

El cambio de paradigma que impulsa el gobierno

Tettamanti remarcó luego que “la eficiencia se logra cuando los precios reflejan los costos y, en base a esas señales de precios, es el sector privado el que toma decisiones sobre cuánto producir, cuánto invertir y cuánto consumir”.

“El año pasado si las distribuidoras necesitaban más gas, había una instrucción de la Secretaría de Energía que decía que se le entregué lo que necesitaban, trayéndolo de donde sea, ya sea del Plan Gas o de GNL regasificado. Como la distribuidora era la primera que tomaba el gas regasificado y también la generación, la industria tenía ese espacio en los gasoductos para seguir cargando su gas de contrato. Eso no se condice con las prioridades del marco regulatorio, que dice que el transporte va primero a la demanda prioritaria. Nosotros lo único que hicimos ahora fue volver a poner en blanco y negro cuál es realmente el marco regulatorio del sector”, insistió.

La funcionaria sostuvo que algunos actores del sector privado todavía tienen la esperanza de que, si presionan un poco más, vuelva a ser el Estado el que les garantice el gas. “Tienen que entender que eso no va a suceder. Por lo tanto, esos músculos que se atrofiaron, no por culpa del sector privado, sino por las reglas del juego que planteó el sector público, se tienen que volver a desarrollar. Hay que volver a entrenar los músculos del sector privado que es el que mejor hace las cosas. Nosotros estamos siendo muy claros respecto de cuáles son las reglas del juego y el sector privado tiene que actuar ahí”, sostuvo.

¿Qué significa que el sector privado tiene que actuar? Que deberá ser quien se asegure en el mercado el abastecimiento de la energía que necesite, a los precios vigentes en ese mercado.  “No estoy minimizando el problema, pero el sector privado tiene que ver esas señales y decidir qué hacer ¿Baja producción o compra GNL regasificado? Hay algunas industrias que salieron y compraron. Si nosotros hubiéramos dicho que seguíamos subsidiando el GNL, lo que hubiese terminado pasando es que hubiéramos terminado subsidiando a quien está bien y a quien está mal. El precio del GNL subió por la guerra, pero también subió el precio del petróleo. Las petroleras están bien con esto. ¿Vamos a subsidiar a toda la industria? ¿Vamos a subsidiar a las destilerías de petróleo?”, subrayó.

La secretaria de Energía buscó en todo momento dejar en claro que las industrias deben asumir un rol más protagónico porque ya no estará el Estado como garantía de última instancia para que puedan acceder al gas subsidiado. “Cada uno tomará la decisión que tenga que tomar de acuerdo a su situación económica y también entendiendo que, si algún sector industrial está complicado en esta transición económica, no es culpa de la energía. La energía en este país es muy competitiva. El incremento de los costos de energía por la guerra se dio en todos los países. De hecho, en algunos países peor porque no tienen energía. No es la energía la culpable de algún problema que tiene el sector privado. Son otras las razones. Entonces, hay que atacar las causas, no las consecuencias”, aseguró.

Habrá cortes para las industrias que no se aseguren el gas

Tettamanti aseguró que las industrias que no se aseguren el abastecimiento de gas, comprando GNL a precio de mercado, deberán enfrentar cortes en el servicio. La funcionaria sostuvo que las distribuidoras le van a tener que cortar a esas industrias durante los picos de consumo para asegurar la demanda prioritaria de los hogares.

“Las licencias de transporte y distribución tienen derechos y obligaciones. En el pasado muchas veces, y yo estaba de ese lado –del lado de las distribuidoras–, protestábamos porque teníamos que cumplir con nuestras obligaciones, pero no teníamos los derechos. Ahora el derecho lo tienen, los recursos los tienen, las tarifas son las que tienen que ser. Se están cumpliendo los ajustes tarifarios que hemos dicho que se iban a hacer y se vienen haciendo. Bueno, tienen la obligación de hacer cumplir el corte de las industrias cuando mandan la orden de corte, ya sea una industria interrumpible o una con la aplicación de alguna ventana de corte. Y lo tienen que hacer. Tienen cuadrillas y formas de controlarlo. Es difícil, pero es responsabilidad de las distribuidoras controlar el acatamiento de los cortes”, remarcó.

Cómo evolucionarán los precios

Tettamanti también fue consultada sobre cómo cree que evolucionarán los precios en un contexto de mayor producción de gas. “La verdad es que no lo tengo claro y no sé si alguien lo tiene claro”, respondió e insistió con que los privados tienen que empezar a planificar la compra de gas. De hecho, recordó que en 2028 se termina el Plan Gas y el gobierno no lo va a renovar.

“Lo que nosotros tenemos que hacer para garantizar que el gas abastezca al mercado local es que los locales lo contraten. El que se duerma quizás consiga los peores precios. Se tienen que adelantar, tienen que empezar a hablar con los productores, las distribuidoras tendrán que aplicar mecanismos competitivos y transparentes para después que se realice el pass through, la industria tomará la decisión que sea, no sé cómo, yo no me voy a meter en eso porque, de nuevo, no es mi responsabilidad, no es mi obligación y no es mi rol. El rol nuestro es fijar las reglas, nosotros ya las fijamos y los privados tienen que salir y contractualizar. ¿A qué precio? No tengo ni idea, la verdad es que no tengo ni idea.

, Redaccion EconoJournal

En 2021, hace apenas cinco años, la Cuenca Neuquina no llegaba a producir 250.000 barriles diarios de crudo. Hoy, según Ricardo Hösel, esa capacidad asciende a casi 700.000 barriles por día. “Ese salto tan abrupto fue posible gracias a la realización de grandes proyectos como Duplicar, que pudimos llevar adelante junto con nuestros clientes, quienes financiaron un 80% de la obra”, precisó el CEO de Oleoductos del Valle (Oldelval) en la apertura del panel ‘Midstream & Infraestructura de Petróleo: ¿Qué está en marcha y qué falta?’, en una nueva edición del Midstream & Gas Day organizado por EconoJournal.

Hösel reconoció que el segmento todavía tiene significativos pasos por delante. “Quedan importantes obras por hacer, tales como Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) o Duplicar Norte, en virtud de que la mayor expansión se dará en el hub norte, cerca de Rincón de los Sauces. No obstante, cuando esos proyectos estén operativos la capacidad de evacuación de la Cuenca Neuquina trepará a 1,5 millones de barriles diarios, por lo que el problema del transporte de petróleo se verá solucionado al menos hasta 2030 ó 2031”, pronosticó.

Tiempo después habrá otros desafíos, anticipó, que seguramente estarán asociados a la calidad del crudo. “Habrá distintas corrientes que tendremos que administrar. Ya estamos trabajando para coordinarlas, con el objetivo de darle una calidad constante al crudo de salida”, aseguró.

Todos los actores de la cadena de exportación, indicó el ejecutivo, deberán elevar sus niveles de eficiencia para competir en el mercado contra crudos de otros puntos del planeta. “Creo que estamos muy bien posicionados al respecto. Venimos realizando toda la infraestructura que se necesita. Una vez que las obras estén listas sentiremos un gran alivio porque podremos aguantar precios del crudo que resulten hostiles”, aseveró.

En modo ‘fast-track’

Los resultados obtenidos en materia de infraestructura no son casuales, según la experiencia de Gustavo Chaab, CEO de VMOS. “Desde que empezamos a recorrer este camino estamos avanzando en modo ‘fast-track’. Tenemos el ducto terminado, las estaciones de bombeo se lanzarán en octubre y la terminal -gracias a nuestra contratista SACDE- estará lista en su primera etapa (de 180.000 barriles) para fines de año”, puntualizó.

La ejecución de la obra marina, añadió, se encuentra en plazo. “En estos momentos estamos haciendo la perforación dirigida para meter el caño 1 kilómetro (km) en el mar, paso previo a que el ducto vaya sobre el lecho marino. Adicionalmente, esta semana ya hincamos las anclas que van a sostener a la monoboya”, detalló.

También se viene cumpliendo a la perfección, resaltó el número uno de VMOS, con las labores fijadas en el cronograma de la construcción de la monoboya y el PLEM (siglas de Pipeline End Manifold). “Tenemos que sacar la monoboya del estrecho de Ormuz. Estamos desarrollando una alternativa para desarmar el PLEM, que es el cuadro de maniobras submarino, sacando lo que se pueda sacar y construyendo afuera lo que no”, explicó.

La intención, adelantó, es cargar el primer barco durante el primer trimestre de 2027, ya sea con el estrecho abierto o no. “Tengamos en cuenta que Trump ya trató de terminar la guerra 37 veces”, bromeó el directivo, en relación con los intentos fallidos del mandatario estadounidense por darle fin al conflicto bélico que mantiene en vilo a la industria hidrocarburífera global.

Tres milagros

La actualidad de Vaca Muerta es el fruto de tres milagros, a criterio de Pablo Brottier, director ejecutivo de SACDE: la roca, la productividad y la cooperación de los diferentes actores. “Tenemos la suerte de haber trabajado en el proyecto Duplicar para Oldelval y también de habernos desempeñado en VMOS, cuyo oleoducto de 440 km y 30 pulgadas ya dispone de terminación mecánica, por lo que está disponible para recibir petróleo”, celebró.

Por estos días, indicó, los esfuerzos de la firma se concentran en la terminal marítima de Punta Colorada, en Río Negro. “Hacía 20 años que estábamos esperando la oportunidad de participar en este tipo de proyectos tan importantes para la Argentina. Cuando conocimos Eagle Ford, los norteamericanos nos decían ‘la infraestructura primero’. Costó entender que eso significaba ‘el Midstream primero’. Recuerdo que por entonces se nos preguntó acerca de cuánto tiempo creíamos que demandaría el desarrollo de Vaca Muerta. Yo, como argentino, contesté que eso se daría en apenas cinco años, mientras que el promedio de los encuestados dijo 15. Ese plazo se cumple el año que viene. Algo sabían”, evocó.

La bendición que significa Vaca Muerta para el país, manifestó, se complementa con las riquezas naturales que ofrecen la minería, el agro y el talento para desarrollar centros de Inteligencia Artificial (IA). “A la materia prima hay que incorporarle tecnología para ser competitivos. Como empresa constructora decidimos traer máquinas de primera generación a nivel mundial para aumentar la productividad y bajar los costos”, enfatizó.

Otro factor relevante, desde su óptica, pasa por la cooperación. “Oldelval y VMOS son ejemplos de eso. Las compañías petroleras dejaron de lado los egos, lo cual no fue fácil, para construir firmas de Midstream capaces de avanzar”, reivindicó el experto, quien destacó la unión de fuerzas para el flamante lanzamiento de un proyecto de separación de líquidos con sentido económico.

Escenario desafiante

Dedicada a la gestión logística y al almacenamiento de hidrocarburos, Otamérica está a cargo de dos posiciones marítimas y de seis tanques de 300.000 metros cúbicos (m3) de capacidad para abastecer a las refinerías locales y posibilitar la evacuación de crudo de Vaca Muerta hacia el Océano Atlántico. Así lo precisó Eduardo Carranza, director comercial de la empresa, quien resaltó que “aquellos volúmenes proyectados en 2022 por los productores y los midstreamers para dar un primer paso en la ampliación de la infraestructura se están cumpliendo actualmente”.

La expansión de la terminal continúa su marcha, apuntó, ya que a fin de año se completará una tercera posición marítima para habilitar buques tipo ‘Suezmax’ (es decir, de entre 120.000 y 200.000 toneladas -Tn- de capacidad). “Así podremos complementar la instalación y seguir absorbiendo volúmenes hasta que VMOS entre oficialmente en operación”, señaló.

El escenario para los próximos meses, admitió el ejecutivo, será sumamente desafiante. “No debe descartarse que se superen los valores de diseño a partir de optimizaciones para recibir mayores caudales de crudo”, expuso.

Resultará fundamental, acotó, que las lecciones aprendidas en los últimos tiempos puedan ser aplicadas en el futuro. “Hay que dejar atrás la especulación y la incertidumbre a nivel país para tomar decisiones que se traduzcan en avances concretos. La premisa, en definitiva, es que la infraestructura espere a los proyectos y no al revés”, completó.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno de Neuquén aceleró en la Legislatura el tratamiento de la ley que envió Rolando Figueroa para ratificar el acuerdo con YPF que establece condiciones especiales y estabilidad fiscal a la producción de gas que tenga como destino la exportación de GNL.

El ministro de Energía, Gustavo Medele, explicó este martes los alcances del proyecto, a horas de su ingreso formal, en una reunión especial de la que participaron diputados de todos los bloques, algunos de ellos con cuestionamientos sobre la reducción de regalías, el precio de referencia que se tomará para liquidarlas, las exenciones fiscales y la prórroga de jurisdicción a tribunales extranjeros.

El objetivo es que tome estado parlamentario en la sesión del miércoles y se apruebe en el recinto en no más de dos semanas.

«Estamos escribiendo cosas que no están escritas, haciendo ingeniería sobre proyecciones y me imagino que de acá a 10 o 15 años nos vamos a sentar a ver qué fue bien o mal. Hoy hemos hecho lo mejor que podemos hacer con la información de mercado y de consultores», afirmó el funcionario.

El acta acuerdo firmada entre Neuquén e YPF le otorga al proyecto estabilidad fiscal por 30 años, contempla el pago de un bono de infraestructura a la Provincia por 175 millones de dólares y establece un esquema de alícuotas de regalías diferenciales que podrán variar en tres escalas: 7,5%, 10% o 12%.

Se tomará como base de cálculo para su liquidación el precio de venta del gas natural con destino a la industria en condición firme de la Cuenca Neuquina.

«Es un buen precio en el sentido de que es estable, no es el precio spot que en el verano se puede llegar a vender hasta en 10 o 20 centavos el gas. Este no es este caso, tiene esa estabilidad para los ingresos», explicó Medele.

El modelo de escala en el cobro de regalías establece una alícuota del 7,5% si el precio internacional del GNL (tomando como referencia el JKM) se encuentra por debajo de los 16 dólares por millón de BTU; del 10% si la cotización esté entre los 16 y los 20 dólares; y se dejará en 12% si el valor supera los 20 dólares por millón de BTU.

Una estimación del gobierno a la que accedió hoy EN/CLAVE indica que Neuquén podría obtener regalías incrementales, en los 30 años que se prolongue el acuerdo, por unos 7.300 millones de dólares solo si se tienen en cuenta las aplicadas al metano. En total, sumando las que se liquidarán por los líquidos, la cifra ascendería a unos 15.000 millones.

Medele indicó que el proyecto de YPF podría sumar unos 60 millones de metros cúbicos diarios de gas, equivalentes al 50% de la capacidad actual que tiene Neuquén.

Precio de referencia y exención de impuestos

El ministro de Energía asistió a la Legislatura acompañado de su par de Economía, Guillermo Koenig, del vicepresidente de GyP, Alejandro Monteiro, y del titular de Rentas, Marco Lavaggi, entre otros colaboradores.

Hubo unos 23 diputados presentes y, si bien a priori el oficialismo tendría los votos asegurados para darle un rápido despacho al proyecto la semana que viene, hubo opositores que cuestionaron varios puntos del acta.

«Estamos subsidiando al comprador de gas del exterior. Un neuquino va a recibir menos recursos y un francés va a pagar menos por el gas que un neuquino cuando prenda la hornalla», criticó Darío Martínez (Unión por la Patria), exsecretario de Energía de la Nación de Alberto Fernández.

El legislador recordó que había presentado un proyecto para establecer un precio de referencia en diciembre de 2024 y, según defendió, era «más ventajoso» para Neuquén que el esquema definido entre el gobierno e YPF.

El texto, como había publicado EconoJournal, proponía tomar el «precio promedio del último trienio de venta del gas al mercado interno y al externo como exportación, cuando este sea mayor que el precio del mercado interno».

Martínez cuestionó, además, la exención del impuesto sobre los Ingresos Brutos para la venta de gas que tendrá como destino final la exportación de GNL.

«Han hecho el cálculo de lo que vamos a resignar? Yo sí: 2.200 en regalías y 1.400 en Ingresos Brutos», planteó.

Tanto el titular de Economía como varios miembros del oficialismo recordaron el principio de no exportar impuestos en el sistema tributario argentino e incluso el fallo de la Corte Suprema de la Nación que frenó su cobro en Chubut.

Además, defendieron que el proyecto ir hacia un incremental de producción: sin estas condiciones y sin el RIGI para YPF no habrá proyecto, por lo cual la cuenta será, en ese caso, de cero.

«Cada molécula que entre en este proyecto es incremental, por lo que la regalía que va a entrar es adicional a la que hubiese estado sin este proyecto. Esa molécula no puede salir por los canales actuales y tampoco está ocupando lugar. No hay un perjuicio», sostuvo Medele.

Jurisdicción extranjera, contratación neuquina

El acuerdo entre Neuquén e YPF establece París como sede para los arbitrajes que pudieran surgir por la interpretación de las cláusulas, excepto las vinculadas al cobro ejecutivo de tributos, regalías y cánones, cuyas controversias se deberán resolver en los tribunales provinciales.

Medele explicó a los diputados que se eligió Francia por ser una sede «respetada» y porque está habituada a arbitrar en estos temas.

En el debate, también se observó que el acta no imponga a YPF obligaciones respecto de la contratación de mano de obra local o de empresas neuquinas.

Lo planteó Mónica Guanque (Democracia Neuquén), una diputada que recientemente se escindió del bloque oficialista con críticas a Figueroa. gobiernos», añadió.

El ministro Guillermo Koenig aseguró que las empresas «se tienen que ajustar a las leyes que tenemos», como la de Compre Neuquino o el programa Emplea Neuquén, que obliga a contratar un mínimo del 70% de los puestos de trabajo con mano de obra local.

Cruces por los 1.000 millones que «no llegaron»

Otra diputada de la bancada kirchnerista, Lorena Parrilli, planteó directamente que es una «ley innecesaria» y que conlleva «un impacto financiero que se desconoce».

Si bien dijo coincidir con los regímenes especiales por ser «necesarios para desarrollar actividades donde uno sabe que hay un alto riesgo para el proyecto», diferenció lo que se hizo con el acuerdo YPF-Chevron con este proyecto para el GNL.

«En aquel momento estábamos con desabastecimiento de combustible y una desinversión fenomenal de YPF. Hoy el contexto es otro, cada día es un nuevo récord incluso a cualquier costo, porque sabemos que se lleva puestas muchas vidas en la provincia y hay una gran explotación incluso a nivel laboral», afirmó.

El discurso le valió la sorna del diputado Claudio Domínguez (MPN), uno de los principales armadores de la Legislatura y aliado a Figueroa: «Tengo una idea, prohibamos la actividad así no se rompen las rutas, no tenemos más regalías y empezamos con los despidos».

El mismo legislador, quien fue diputado cuando se aprobó el acuerdo con YPF para desarrollar el primer yacimiento no convencional en 2013, le dijo a sus pares del kirchnerismo que los 1.000 millones de pesos que se habían comprometido en infraestructura para Neuquén «nunca llegaron». «Se pasaron los gobiernos y la Provincia terminó haciendo la Ruta 7, la Ruta 51 y los hospitales».

«Y no lo hizo YPF, fue Nación», cuestionó para diferenciar que el acta que se someterá a votación compromete a la petrolera nacionalizada a pagar un bono de infraestructura de 175 millones de dólares.

Los números de Figueroa

El gobernador Rolando Figueroa cuenta con cinco diputados de la bancada de Comunidad más los cuatro aliados del PRO, los dos miembros de Fuerza Libertaria, los monobloques de Avanzar y Arriba Neuquén, además del MPN que también trabaja en sintonía con el oficialismo.

Si bien el partido provincial que gobernó Neuquén hasta diciembre de 2023 no tiene un posicionamiento incondicional hacia el mandatario, se descuenta que aportará sus diez votos (o, al menos, la mayoría) para ayudar a la aprobación de la ley.

Con esos números podría hacerse de una mayoría de 23 votos para ratificar el acuerdo con YPF en la Legislatura. Se descuenta que voten en contra los tres diputados de Unión por la Patria y los dos del Frente de Izquierda.

En cambio, hay dudas sobre cómo votarán los integrantes del interbloque Neuquén República, entre los que se cuentan exintegrantes del oficialismo que vienen posicionándose en contra del gobierno provincial.

Según adelantaron desde el oficialismo, el proyecto tomará estado parlamentario hoy y será girado a tres comisiones: Energía, Asuntos Constitucionales y Presupuesto.

Es probable que todas se unifiquen en un único plenario que sesionará la semana que viene con el objetivo de darle despacho rápido y llevarlo a sesión alrededor del 24 de junio.

, Andrea Durán

El plan de desarrollo de YPF para el próximo lustro, con el megaproyecto Argentina LNG como uno de sus ejes centrales, ya tiene su hoja de ruta para los proveedores locales. Durante dos jornadas realizadas como parte de su Academia de Proveedores, la compañía expuso ante más de 160 representantes empresarios de Neuquén y Río Negro el mapa de demanda que generará la expansión de la actividad energética.

La agenda de trabajo de YPF busca fortalecer el entramado productivo local y acompañar el crecimiento de su cadena de valor, promoviendo la formación de proveedores en la región. De hecho, las actividades con los los representantes de empresas de ambas provincias fueron organizadas en conjunto con la Secretaría de Industria de Río Negro y la Secretaría de Energía y Ambiente como parte del módulo «Mundo YPF».

Durante la primera de las dos jornadas, se presentaron los principales proyectos de YPF y la proyección de la demanda para los próximos cinco años, con foco en iniciativas estratégicas como Argentina LNG.

YPF y el ciclo de vida de sus proveedores

El objetivo fue brindar una visión integral del funcionamiento de la compañía y de las oportunidades que se proyectan a futuro. De allí entonces que la segunda jornada estuvo dedicada al abordaje en detalle del ciclo de vida de un proveedor hacia el interior de la compañía: desde los procesos de alta, calificación, licitación y desarrollo de proveedores hasta el programa de compliance para terceros.

Además, se dedicó un espacio a instancias de networking, con el objetivo de fortalecer los vínculos entre empresas y fomentar la colaboración dentro de la industria. Estas dinámicas buscan ampliar las oportunidades de negocio, promoviendo una mayor articulación entre proveedores más allá de su vínculo directo con la compañía.

En territorios como Río Negro y Neuquén, donde el desarrollo de proyectos energéticos tendrá un fuerte crecimiento en los próximos años, este tipo de iniciativas resulta clave para la cadena de valor. De hecho, uno de los puntos en los que se hizo eje fue en una certeza: la expansión de la actividad demandará proveedores cada vez más capacitados, con estándares alineados a una industria en transformación.

En este contexto, la Academia de Proveedores permite anticipar esa demanda, fortalecer capacidades locales y generar condiciones para que las empresas de la región puedan integrarse de manera competitiva a la cadena de valor, potenciando el empleo y el desarrollo económico.

, Redacción EconoJournal

El proyecto de ley que el gobierno de Neuquén presentó este martes en la Legislatura provincial -y que contiene el Acta Acuerdo firmada con YPF para establecer un marco jurídico y fiscal para el Gas Natural Licuado (GNL) junto a condiciones específicas de regalías- servirá como modelo para generar nuevos convenios con otras operadoras que pretendan exportar GNL. Así lo confirmó a EconoJournal el ministro de Energía, Gustavo Medele, luego de participar de una reunión técnica junto a diputados provinciales donde explicó los alcances del proyecto de ley oficializado hoy, del cual el gobierno provincial espera una rápida aprobación.

La nueva norma le permitiría a Neuquén dar aval político al acuerdo firmado con el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, que establece estabilidad fiscal por 30 años al proyecto Argentina LNG dentro del territorio provincial, la eximición del pago de Ingresos Brutos y del Impuesto al Sello, junto con un régimen diferencial de regalías que variarán entre el 7,5% y el 12% de acuerdo al valor del gas metano en el mercado.

“Deberán presentar sus proyectos de GNL”

“Cada proyecto tendrá su acta acuerdo. En cada Concesión de Explotación No Convencional (CENCH) entran muchas variables, como un estándar de regalías del 12% o la cantidad de pozos dentro del plan piloto. En este caso es lo mismo: tienen que venir las empresas y presentar su propio proyecto de GNL”, afirmó Medele al ser consultado por este medio.

El ministro de Energía de Neuquén sostuvo que era importante poder avanzar con el primer acuerdo con YPF para sentar un precedente y dejar de manifiesto un modelo que luego se pueda aplicar a todas las operadoras por igual.

“Ahora será más fácil sentarnos a discutir los próximos acuerdos teniendo en cuenta esta separación que establecimos entre el metano y el resto de los productos (que deberán liquidar regalías normalmente). Este modelo tiene elementos que hacen que sea fácil aplicarlo a otros proyectos, tiene más flexibilidad, el aval de todos los ministros -porque cada uno pudo analizarlo- y ahora tiene la posibilidad de convertirse en ley. Llevó tiempo negociar esto y mucho esfuerzo”, destacó.

En los hechos, el Acta Acuerdo firmada con YPF fue debatida durante al menos seis meses. Su creación tuvo origen luego de que la petrolera adquiriera tres áreas a Pluspetrol (Las Tacanas, Meseta Buena Esperanza y Aguada Villanueva), ubicadas principalmente en la ventana de gas condensado y seco de Vaca Muerta. Posteriormente, el CEO de YPF comenzó a delinear un plan que permitiera el desembarco de los socios del proyecto Argentina LNG (la italiana ENI y la árabe Adnoc) en esas mismas áreas de Vaca Muerta. Para esto, logró la conversión de esos bloques al no convencional, una solicitud que dio como resultado la creación de cinco nuevos bloques.

Tanto para YPF como para el gobierno provincial, poder establecer un régimen especial permitiría brindar competitividad y viabilidad económica al proyecto, además de acelerar la llegada de sus socios estratégicos. En contrapartida, la provincia exigió un Bono de Inversión por US$175 millones (que se suma a los 150 millones que recibió por las cinco CENCHs) y que la petrolera adopte la Decisión Final de Inversión (FID) y logre el financiamiento para el proyecto Argentina LNG dentro de los 24 meses desde la obtención de las áreas.

Asimismo, para adherir a los beneficios de este nuevo esquema la provincia pide que las empresas construyan un gasoducto dedicado para el transporte del fluido. Según confirmaron fuentes provinciales a este medio, el proyecto SESA (el consorcio que integran PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG) está al tanto de los términos de este acuerdo, lo que refuerza la intención de la provincia de replicar este esquema con otros jugadores del sector.

El valor del gas y las regalías, lo más consultado

Dentro del debate legislativo, uno de los puntos más consultados al ministro de Energía tuvo que ver con el valor del gas que se tomará de referencia para la posterior liquidación de las regalías. En este sentido, Medele detalló que una de las principales cuestiones a analizar tiene que ver con la extensión en el tiempo de los proyectos que, al encontrarse dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), duran unos 30 años. Por este motivo, no podía considerarse una suma fija para el valor del gas.

El proyecto plantea que se definirá en base a un coeficiente que pondere el Precio Internacional de GNL y el precio de venta del gas natural con destino a la industria. El primero tomará como valor de referencia el precio internacional considerado en el mercado asiático bajo la denominación JKM, que establece una base 1 de US$16/MBTU y un valor base 2 de US$20/MBTU. En tanto, para el gas metano se considerará el valor del gas en firme establecido por la Secretaría de Energía.

“Se analizaron muchas variables de precio del gas, pero cada vez que se piensa en un número, se debe considerar que tiene que vivir 30 años. Por eso, debíamos variabilizarlo con algún elemento, y el precio industria es al que los productores pueden perforar y hacer pozos”, añadió.

“Por otro lado, este negocio ya tiene incertidumbre, por eso no queremos poner términos fijos sino que los precios sean los del mercado, porque los pozos de gas cuestan más que los de petróleo. Todo está pensado para que dentro de 30 años se sostenga”, concluyó.

, Laura Hevia

Pluspetrol acordó un aporte de fondos al Ministerio de Salud para implementar el Plan de Telemedicina que cubrirá todo el territorio neuquino, mediante la provisión de equipamiento especializado a diferentes centros de salud. Se priorizará especialmente aquellos lugares más alejados donde la presencia de profesionales médicos es más complicada, de manera de facilitar el acceso de la población a consultas médicas de manera rápida y segura.

El nuevo plan permitirá fortalecer el sistema público de salud, ampliando el acceso a consultas médicas especializadas facilitando la realización de diagnósticos a un segmento de la población que se encuentra en lugares remotos de la provincia.

Plan de Telemedicina

El Plan de Telemedicina contará con equipamiento simple y de fácil manejo, administrado por personal de salud no médico, que permitirá realizar consultas a distancia con profesionales médicos sin necesidad de trasladarse, en una primera instancia, a centros de mayor complejidad. Además, el equipamiento será portátil, lo que facilitará la atención en locaciones fuera de los propios Puestos Sanitarios. Todos los establecimientos cuentan con conexión a internet, elemento clave para el funcionamiento del sistema y la comunicación con los médicos de referencia.

Esta articulación fue formalizada por el ministro de Salud de la Provincia del Neuquén, Martín Regueiro y el Country Manager de Pluspetrol Argentina, Julián Escuder, en Casa de Gobierno. “Estamos muy contentos de continuar apoyando proyectos que generan un impacto positivo y concreto en la salud de los neuquinos y de las comunidades cercanas a nuestras operaciones”, afirmó Escuder.

El proyecto

Este proyecto forma parte de la estrategia de Responsabilidad Social de Pluspetrol, que prevé una inversión de US$ 4.5 millones en la Provincia del Neuquén durante 2026. Los fondos estarán destinados a diversos proyectos estructurados en tres ejes estratégicos: educación, producción y fortalecimiento institucional, complementando así la actividad de Pluspetrol como operador clave en el desarrollo energético de la provincia y del país.

, Redaccion EconoJournal

El gobernador Rolando Figueroa expande su influencia en el Tribunal de Cuentas de Neuquén. Este lunes envió a la Legislatura provincial los pliegos de dos candidatos para cubrir dos de las cuatro vocalías del organismo que audita las cuentas del Estado y que habían quedado vacantes en los últimos meses.

Los nombres incluyen a un hombre de confianza del mandatario y a un dirigente del Movimiento Popular Neuquino que fue opositor de su armado en las elecciones del 2023. Es un guiño más para el partido que gobernó la provincia hasta ese año y que ostenta la bancada más numerosa, determinante para el éxito de ambos candidatos en el recinto.

El Tribunal de Cuentas es un órgano «con poder bastante para aprobar o desaprobar la percepción e inversión de caudales públicos hecha por todos los funcionarios, empleados y administradores de la Provincia», según dicta la Constitución de Neuquén.

Es el que audita las cuentas de la administración central, el Poder Judicial, la Legislatura, los organismos descentralizados, los municipios y empresas públicas y ha cobrado protagonismo como pata administrativa en causas de corrupción que sacudieron a la provincia como la de Gloria Ruiz, vicegobernadora destituida en 2024.

Cuenta con un presidente y cuatro vocalías, cuyos miembros cobran un sueldo semejante al de un juez de Primera Instancia.

El candidato uno: Juan Carlos Pintado

Figueroa eligió para una de esas vacantes a Juan Carlos «Juanqui» Pintado, un hombre de su confianza que trabajó como su asesor cuando fue diputado provincial durante la última gestión de Jorge Sobisch y luego lo acompañó como prosecretario administrativo de la Legislatura cuando ejerció la vicegobernación.

Pintado, de 59 años, ya ocupó entre 1999 y 2005 una vocalía en el Tribunal de Cuentas la cual dejó para pasar a desempeñarse en otros cargos dentro del Poder Ejecutivo. Es contador recibido de la Universidad Nacional del Comahue, la misma de la que egresó Figueroa, y actualmente es director provincial de Gobiernos Locales de su gestión.

La semana pasada había enviado su currículum y datos personales por pedido del equipo del gobernador, pero recién este lunes se enteró de que su nombre era uno de los dos elegidos para integrar el Tribunal.

El candidato dos: Diego De Vega

El segundo nombre enviado por Figueroa a la Legislatura para cubrir las vacantes es el de Diego De Vega. Este contador público de 43 años es oriundo de Chos Malal, la cuna política del gobernador, y compitió como adversario en las elecciones municipales del 2023.

Figueroa llevó en esos comicios a Nicolás Albarracín como candidato a intendente del frente Neuquinizate y De Vega lo enfrentó, sin éxito, bajo el sello del MPN.

El dirigente viene de ocupar diez años la secretaría de Economía de ese municipio e incluso fue funcionario del propio Figueroa cuando lideró esa ciudad del Norte Neuquino, entre 2011 y 2015. Es otro conocido del gobernador, pese a que hoy lo definió como «un opositor».

El MPN, garantía de aval

En el MPN ya tenían expectativas de que uno de los nombres a cubrir en el Tribunal de Cuentas proviniera del partido. Cuentan con la bancada más numerosa dentro de la Legislatura y Figueroa necesita de su apoyo para que sus iniciativas prosperen en el recinto.

Por eso también no se apuró en cubrir la vacante que dejó Marcela Serrano en abril, quien ganó un concurso para asumir como jueza civil de la Cámara de Apelaciones, y esperó a que se produjera una segunda salida, la de Antonio Di Maggio, quien dejó su cargo para acogerse a la jubilación el mes pasado.

Ambos candidatos deberán ser entrevistados por la comisión de Asuntos Constitucionales de la Legislatura antes de pasar al recinto, donde se espera que no encuentren dificultades para avanzar.

Si los candidatos tienen aval de la Legislatura, el órgano quedará integrado por Juan Pablo Dirr en la presidencia y en las vocalías por Ana Esteves, Marcelo Raimondo, Juan Carlos Pintado y Diego De Vega.

De los cuatro, solo Esteves no ingresó a propuesta o con la venia de Figueroa.

El rol del Tribunal de Cuentas

El Tribunal de Cuentas de Neuquén ha funcionado como una suerte de pata administrativa para acompañar, o a veces impulsar, algunas causas de corrupción.

Fue uno de los resortes de presión contra la exvicegobernadora Gloria Ruiz, quien fue destituida por «inhabilidad moral» a fines del 2024 y también inició una investigación por supuestas irregularidades en la contratación de las canchas de césped sintético que fueron emblema en la gestión de Omar Gutiérrez. De esas auditorías aún no se conocieron resultados.

Más recientemente, se conoció que el Tribunal de Cuentas abrió una investigación contra la municipalidad de San Patricio del Chañar por la contratación con dos empresas, Neuraltech SA y Fluxa SA, para la instalación de radares y un sistema de fotomultas en la Ruta 7.

Ese municipio es conducido por Gonzalo Núñez del PJ, quien llegó a la intendencia de la mano del diputado y exsecretario de Energía de la Nación, Darío Martínez.

, Andrea Durán

El proyecto para producir Gas Natural Licuado (GNL) espera sumar un hito regulatorio y político con la aprobación de una ley especial que el gobierno de Neuquén enviará este martes a la Legislatura. La iniciativa apunta a otorgar condiciones especiales y beneficios fiscales a 30 años a la producción de gas en Vaca Muerta que tenga como destino final la exportación de GNL. La nueva normativa contiene un régimen diferencial que reduce las regalías hasta el 7,5% y que asociará su valor en base al precio de venta del gas metano.

El decreto -que se espera se publique este lunes en el Boletín Oficial- fue elaborado luego de que YPF y Neuquén rubricaran un Acta Acuerdo que establece un régimen especial de incentivos para viabilizar el desarrollo del proyecto Argentina LNG asociado a áreas no convencionales de Vaca Muerta. El convenio fue dado a conocer este sábado por parte del gobernador Rolando Figueroa y el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín.

EconoJournal pudo acceder en exclusiva al texto que será enviado a la Legislatura este martes para su posterior tratamiento y que establece como premisa principal que “el Proyecto Argentina GNL presenta características diferenciales (…) posibilitando la aceleración del desarrollo de recursos gasíferos provinciales y la generación de producción incremental respecto de los escenarios actualmente previstos”.

Fuentes provinciales confirmaron que el ministro de Energía, Gustavo Medele, será el encargado de hacer la primera presentación a los legisladores provinciales con el objetivo de que puedan comprender sus alcances y de qué forma se implementarán valores diferenciales en las regalías. De esta forma, el gobierno de Figueroa busca, además, darle consenso y peso político al acuerdo que pretende ponerle un marco jurídico de largo plazo a lo que el mismo gobernador denominó “la nueva era del 2030”.

Regalías móviles del 7,5% al 12%

Tal como había adelantado este medio en marzo, el núcleo del acuerdo radica en la creación de un régimen de incentivos que se acopla a las normativas nacionales vigentes y a los cambios incorporados a través de la Ley Bases y al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Parte de la base de que el GNL requiere de estándares de financiamiento internacionales y contratos de largo plazo. Para esto, Neuquén ofrece una Garantía de Estabilidad Fiscal provincial por un período de 30 años, contados a partir de la fecha estimada de puesta en marcha de cada etapa productiva. La única condición es que el proyecto conserve su adhesión al RIGI.

Sin embargo, el corazón del proyecto tiene que ver con el régimen de regalías variables que contempla a partir de la liquidación del gas no convencional que sea efectivamente licuado y convertido a GNL. Esta se regirá por una base de cálculo atada al valor del metano en el mercado y una escala de alícuotas variables de tres escalones: del 7,5%, 10% y 12%.

Este esquema contará con un mecanismo de revisión trienal de los “Valores Base”. Es decir, para blindar la recaudación ante eventuales distorsiones, la provincia fijó un “precio de referencia del mercado local” que operará como valor mínimo de liquidación “para evitar que las regalías se liquiden a precios extremadamente bajos”, explicó Figueroa.

“Sobre los gases ricos y el petróleo la alícuota será del 12% y sobre el GNL será del 7,5%. Cuando supere determinado valor, las regalías van a crecer también”, agregó el mandatario esta mañana durante una rueda de prensa. Aunque reconoció que la negociación con YPF partía de un piso de regalías del 5%, reafirmó que la provincia exigió un mínimo de 7,5% para cuando caiga el valor del metano, permitiendo de esta forma mantener la rentabilidad de los proyectos.

De todas formas, el esquema mantendrá una cláusula de activación: todas estas condiciones especiales quedarán supeditadas a que YPF y sus socios internacionales firmen de manera definitiva la Decisión Final de Inversión (FID) y obtengan el financiamiento, para lo cual la petrolera dispone de un plazo máximo de 24 meses.

Un acuerdo de US$ 175 millones y estabilidad a 30 años

El convenio refrendado abarca de manera directa los activos que YPF adquirió recientemente a Pluspetrol y de los cuales obtuvo cinco concesiones no convencionales (CENCH): Meseta Buena Esperanza I y II, Las Tacanas I y II, y Aguada Villanueva Norte.

Con el fin de asegurar la competitividad de estos desarrollos, el decreto que será plasmado en el proyecto de ley asegura a YPF y a sus socios la exención del Impuesto de Sellos sobre el Acta Acuerdo. Asimismo, explicita que quedarán exentas del Impuesto sobre los Ingresos Brutos las actividades de extracción de petróleo crudo y gas natural realizadas en el mercado interno exclusivamente entre los Vehículos de Proyecto Único (VPU) adheridos al RIGI en el marco del Proyecto GNL, siempre que su destino final sea la exportación. En paralelo, la Provincia se comprometió a instar a los municipios de la cuenca a adoptar medidas impositivas análogas en sus jurisdicciones.

En contrapartida, la firma del FID disparará la ejecución de un Bono de Inversión por US$175 millones. “Fue una muy buena negociación para la provincia. No hay dudas”, dijo Figueroa, quien en conversación con EconoJournal confirmó que ese monto -que podrá efectivizarse mediante el financiamiento o la ejecución directa de obras- se destinará a infraestructura provincial y mediante acuerdos con municipios, apuntando fuertemente a las localidades de la zona de influencia de la cuenca.

, Laura Hevia

A pesar de tener y explotar recursos críticos para la transición energética, la Argentina todavía no avanzó en el uso del litio para producir tecnologías de mayor valor agregado o incorporar alguna etapa de la fabricación de vehículos eléctricos. En este contexto, y mientras el proyecto de súper RIGI apuesta a promover el sector de la electromovilidad, los especialistas coinciden en que los beneficios fiscales y económicos, o la abundancia de materias primas, no son condición suficiente para estimular inversiones en esa industria.

“Es necesario contar con una adecuada infraestructura y acceso a energía a buen precio; un mercado demandante; servicios de logística para una cadena de valor que es compleja, y recursos humanos calificados”, resume a EconoJournal el economista Martín Obaya, investigador del Conicet y vicedirector del Centro de Investigaciones para la Transformación (Cenit).

A esto se suman los desafíos de instalar nuevas plantas productivas que requieren insertarse en cadenas globales de valor, como es el caso de la fabricación de baterías o vehículos eléctricos. Aunque también hay posibilidades en la articulación de proyectos a escala regional, el desarrollo local de proveedores especializados e incluso la exportación de servicios.

Baterías en cadena

Según la Secretaría de Minería nacional, hoy operan ocho explotaciones de litio en las provincias de Salta, Jujuy y Catamarca, y otros 60 proyectos transitan diferentes etapas de progreso (prospección, evaluación, construcción, entre otras). Esta industria cerró 2025 con una producción de 116.000 toneladas y exportaciones por U$S 932 millones. El 90% de lo que se vende es carbonato de litio, cuyo principal destino es China. Además, se convirtió en el décimo complejo exportador del país, según cifras del Indec.

“El litio, en realidad, no es un commodity -precisa a EconoJournal la ingeniera Azul Giménez Moreno, directora de Minería de la consultora Aleph Energy-. El recurso natural que se extrae en el proyecto minero atraviesa un cierto grado de industrialización hasta que se vende y se exporta: el carbonato de litio, el hidróxido de litio y el cloruro de litio, son productos químicos de especialidad.”

La instalación de plantas de producción de cátodos o de baterías de litio resulta compleja. “Es difícil que se radique aquí la fabricación de baterías porque las cadenas productivas son globales y hace falta tener una escala, un umbral de varios cientos de miles de unidades para alcanzar un modelo de negocios”, expresa a EconoJournal el economista Víctor Delbuono, investigador de Fundar.

“La Argentina tampoco tiene una política integral de electromovilidad, sino más bien de incentivos a la importación de vehículos sin aranceles y sin una alianza estratégica con un productor”, prosigue Delbuono. Y advierte que “las condiciones de base para pensar en la integración de la cadena del litio vienen siendo tardías”.

Con esta visión coincide Giménez Moreno. “La cadena de valor de las baterías eléctricas es extensa y compleja; el hecho de que nuestras salmueras produzcan litio no quiere decir que podamos fabricarlas –argumenta-. De hecho, el litio es un porcentaje muy pequeño del total de la batería, se requieren otros materiales. Y hoy, la mayor parte de la producción de materiales activos de cátodos y los procesos de ensamble se hacen en China.”

Dicho esto, no es imposible estimular -con beneficios impositivos o políticas de precios domésticos- el agregado de valor local. Una alternativa es el caso de Chile, que implementó licitaciones de acceso a cuotas de carbonato de litio con precio preferencial para las empresas que agreguen valor a este recurso. Sin embargo, los dos proyectos que se anunciaron –de las firmas chinas BYD y Tsingshan, para radicar plantas de material catódico- finalmente no lograron concretarse. “Cuando los precios están bajando, esa política no funciona bien. No bastó para estimular la radicación de inversiones”, evalúa Delbuono.

La visión de las compañías que producen y exportan compuestos de litio

El camino hacia una mayor industrialización del mineral está en la agenda de las compañías que producen y exportan compuestos de litio en la Argentina. Al menos por ahora. Ante la consulta de EconoJournal, dos jugadores del sector coincidieron en esta visión.

“No tenemos necesidad de ampliar los procesos aquí, por lo menos en este momento –expresó una fuente-. Esto no quita que se pueda realizar a futuro, si alguno de nuestros accionistas decidiera que es negocio o que es viable”, sostuvieron en una de las compañías del sector.

En otra empresa agregaron que no es una iniciativa que se esté evaluando. En particular, porque para fabricar este tipo de baterías, “lo menos que se utiliza es litio; intervienen muchos más minerales de los que no existe aquí producción”, argumentaron. “Al no tener el resto de los minerales es muy complejo pensar en eso en un corto plazo”.

Ventana de oportunidad

A pesar de este panorama, Obaya –coautor de un estudio que analiza las posibilidades de integración y complementación regional para la transición energética– considera que iniciativas como la fabricación de vehículos eléctricos en Brasil es una ventana de oportunidad. Con la radicación en una planta adquirida a Ford, la firma BYD estima producir unas 300.000 unidades este año. En el marco del programa MOVER (Movilidad Verde e Innovación), que establece importantes beneficios impositivos, “Brasil es el país que fomenta de manera más activa la producción de vehículos eléctricos”, sostiene el economista.

La localización de una incipiente industria de la electromovilidad a nivel regional aporta una nueva condición que podría fortalecer el mercado regional. Incluso, para abastecer mediante la fabricación de baterías. “Faltan muchos otros factores, pero es una ventana que se abre”, puntualiza.

Es que la electromovilidad requiere condiciones que exceden los beneficios tributarios y exige que “muchas cosas funcionen bien al mismo tiempo”, observa Obaya. “Estas son: buenas condiciones de acceso a la energía y a buen precio; un mercado demandante; infraestructura de carga para los usuarios; servicios de logística, y mano de obra. Me parece que la Argentina está poniendo énfasis en la competitividad impositiva, por ejemplo con el RIGI, y quizá se abandonaron algunos aspectos de lo que podría ser una política productiva.”

En este sentido, si bien el súper RIGI tiene un costo impositivo importante e implica resignar recaudación futura, según Obaya lo hace “en virtud de generar nuevas industrias y que requieren un espaldarazo inicial para desarrollarse”.  

Litio, servicios y exportación

Sobre la integración y desarrollo de nuevas actividades alrededor del litio, la especialista de Aleph Energy prefiere hablar de “mayor captura de valor” de este recurso. Lo que se necesita promover, de acuerdo con Giménez Moreno, son proveedores locales especializados: servicios de ingeniería, automatización, control de procesos, inteligencia artificial, mantenimiento preventivo de equipos, tratamiento de agua, servicios ambientales. Pero para eso “necesitamos centros tecnológicos, articulación con las universidades, transferencia de know-how, formación de recursos humanos, investigación y desarrollo, y fomento de un ecosistema de startups que desarrolle tecnologías para la minería”, plantea.

En este punto -advierte Giménez Moreno- no sería aplicable un esquema como el súper RIGI, sino la facilitación de líneas de financiamiento para apoyar nuevas empresas proveedoras o la realización de pruebas piloto de tecnología. “También programas de desarrollo de proveedores o transferencia de know howw desde la propias mineras”, completa.

A mediano y largo plazo, sostiene la especialista de Aleph Energy, este entramado de conocimientos y especialidades puede incluso capitalizarse para la exportación de servicios profesionales destinados a proyectos mineros de la región. 

, Mariana Pernas

MSU Green Energy,  la unidad de energías renovables del Grupo MSU, concretó la colocación de su primer Bono Verde en los mercados internacionales por un monto de US$ 400 millones, una operación que le permitirá fortalecer su estructura financiera de largo plazo y avanzar con nuevos proyectos de generación renovable y almacenamiento de energía.

La emisión, anunciada este lunes, superó ampliamente el monto inicialmente ofrecido, reflejando el interés de inversores internacionales por participar en iniciativas vinculadas con la transformación de la matriz energética argentina. El bono fue colocado a una tasa del 9,75% y con un plazo de 10 años.

Financiamiento de proyectos renovables

La compañía estructuró la operación bajo el formato de Bono Verde, en línea con su estrategia de crecimiento de largo plazo y con el objetivo de canalizar recursos hacia proyectos de energías renovables y sistemas de almacenamiento energético. De esta manera, busca consolidar su posición dentro del proceso de transición energética que atraviesa el país.

“Las empresas que perduran son las que se animan a invertir más allá de la coyuntura. Este bono nos permite acelerar proyectos pensados para las próximas décadas y avanzar con la transformación de recursos en infraestructura, energía y desarrollo para Argentina”, afirmó Manuel Santos Uribelarrea, fundador de MSU Green Energy y del Grupo MSU.

Desde la empresa destacaron que la colocación constituye además una señal de confianza de los mercados internacionales en la capacidad de ejecución de proyectos de infraestructura desarrollados en el país, así como en la solidez financiera alcanzada por la compañía en los últimos años.

Emisión de un bono verde

“La emisión no representa un punto de partida sino la consolidación de un recorrido que hoy permite a MSU Green Energy acceder a los mercados internacionales para financiar la próxima etapa de su desarrollo”, sostuvo Guillermo Marseillan, presidente de la compañía.

En la operación participaron como colocadores internacionales y joint bookrunners BBVA, J.P. Morgan y Santander. A nivel local, actuaron Balanz, Bull Market, Cucchiara, Galicia, Santander Argentina e ICBC.

Por su parte, Simpson Thacher & Bartlett y Bruchou & Funes de Rioja se desempeñaron como asesores legales de la compañía, mientras que los colocadores contaron con el asesoramiento de Clifford Chance y Tavarone, Rovelli, Salim & Miani. Citibank N.A. actuó como fiduciario y TMF Trust Company (Argentina) S.A. como agente de garantía.

La emisión representa un nuevo hito para el Grupo MSU, que en los últimos años expandió significativamente su presencia en el sector energético. La empresa avanzó en proyectos de generación térmica y renovable, incorporó la central hidroeléctrica El Chocón a su portafolio y desarrolló iniciativas de almacenamiento de energía.

Gracias a esa expansión, la compañía alcanzó una escala que la posiciona actualmente como la tercera empresa de la Argentina en capacidad instalada de generación eléctrica y la segunda en capacidad instalada de origen renovable, reforzando su protagonismo en el proceso de modernización del sistema energético nacional.

, Redaccion EconoJournal

Desde que el 22 de agosto de 2024 el gobierno reglamentó el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), los proyectos bajo su paraguas comenzaron a multiplicarse atraídos por la estabilidad fiscal, aduanera y cambiaria. La proliferación de las inversiones trajo como contrapartida cierta dispersión en la información de cada una de ellas alternada entre fuentes oficiales y privadas.

Para centralizar y sistematizar este punto, la consultora Globaris lanzó el RIGI Tracker, un dashboard que despliega toda la información de los proyectos que buscan acceder a los beneficios del regimen. «El RIGI Tracker surgió como una iniciativa propia motivada por la necesidad de mejorar el acceso a la información sobre las inversiones que comenzaban a canalizarse a través del régimen», explicó Camila Turner, analista de Globaris y desarrolladora de la herramienta.

Según la especialista, la disponibilidad de información confiable es un factor clave para fortalecer el atractivo inversor de Argentina. «Para atraer inversiones el país necesita previsibilidad, estabilidad, transparencia y bajos niveles de riesgo. Detectamos la oportunidad de contribuir a ese objetivo mediante una herramienta que permitiera centralizar y analizar la información de los proyectos bajo distintas variables», señaló.

El dashboard, entonces, reúne información sobre montos de inversión, estados administrativos, sectores, provincias, empresas y países inversores, además de indicadores vinculados a los tiempos de aprobación de cada iniciativa.

«Todos los elementos son interactivos, filtrables y ampliables, lo que permite explorar los datos desde múltiples ángulos según el interés de cada usuario», indicó Turner. La actualización se realiza mensualmente a partir de información proveniente del Boletín Oficial, medios especializados y comunicados de empresas y funcionarios.

RIGI: más de US$ 121.000 millones en proyectos

Creado por la Ley de Bases, el RIGI contempla inversiones mínimas de US$ 200 millones en ocho sectores estratégicos —energía, petróleo y gas, minería, infraestructura, siderurgia, tecnología, turismo y foresto-industria— y proyectos especiales de exportación con inversiones superiores a US$ 1.000 millones.

De acuerdo con el último informe elaborado por Globaris, hasta la fecha se registran 39 proyectos presentados por un total de US$ 121.237 millones. De ese universo:

• 15 iniciativas ya fueron aprobadas por una inversión de US$ 20.247 millones,
• 23 proyectos continúan en evaluación, representando US$ 100.717 millones.
• Sólo 1 propuesta por US$ 273 millones recibió recomendación de rechazo por parte del Comité Evaluador.

Los datos muestran una marcada concentración sectorial. Energía lidera ampliamente en volumen de inversión comprometida, mientras que Minería encabeza el ranking por cantidad de proyectos. «Energía y Minería concentran prácticamente la totalidad del interés inversor», sostuvo Turner.

Según el relevamiento, el sector energético acumula 16 proyectos por US$ 78.303 millones, equivalentes al 64,6% del capital comprometido bajo el régimen. En tanto, la minería reúne 20 proyectos por US$ 42.171 millones, lo que representa el 34,8% del total.

Dentro de Energía sobresalen iniciativas vinculadas al desarrollo de Vaca Muerta, infraestructura de transporte y exportación de hidrocarburos. Entre ellas figura el proyecto presentado por YPF para incrementar las exportaciones de petróleo, que con US$ 25.000 millones se convirtió en la mayor inversión anunciada bajo el RIGI.

«La apuesta está concentrada en Vaca Muerta y abarca desde la extracción de hidrocarburos no convencionales hasta infraestructura de transporte y licuefacción de gas para exportación», destacó Turner.

Entre los proyectos ya aprobados aparecen el buque de licuefacción de GNL impulsado por Southern Energy, Golar LNG, Pan American Energy e YPF; el Oleoducto Vaca Muerta Sur; el Parque Eólico Industrial de PCR y ArcelorMittal Acindar; el Parque Solar El Quemado de YPF Luz y la ampliación del Gasoducto Perito Moreno.

En minería, el litio concentra la mayor cantidad de iniciativas, con 11 proyectos por US$ 13.500 millones, mientras que el cobre suma apenas cinco proyectos, aunque moviliza inversiones por US$ 26.776 millones.

«El litio y el cobre emergen como vectores de inserción en cadenas globales de valor impulsados por una demanda mundial creciente de minerales críticos», explicó la analista.

Capital extranjero en minería y predominio nacional en energía

El informe también revela diferencias significativas en el origen del capital según el sector. «El interés global en la minería se refleja en que el 85% de sus proyectos corresponde a capital plenamente extranjero y un 10% a capitales mixtos», señaló Turner. En cambio, dentro del sector energético predominan las compañías argentinas. «En Energía observamos un 69% de capital nacional, un 25% mixto y apenas un 6% extranjero», precisó.

A nivel general, el régimen involucra a 22 empresas argentinas y registra proyectos impulsados por inversores provenientes de Canadá, China, Reino Unido, Suiza, Australia, Brasil, Corea del Sur, Estados Unidos, Noruega y Colombia.

La distribución geográfica de los proyectos refleja el peso creciente de Vaca Muerta y de la minería metalífera. Neuquén lidera el ranking provincial con inversiones comprometidas por US$ 63.431 millones, seguida por San Juan con US$ 22.784 millones.

Más atrás aparecen Río Negro, Salta y Catamarca, mientras que provincias como Jujuy, Mendoza y La Pampa comenzaron recientemente a captar proyectos vinculados al litio, el cobre y la expansión de infraestructura gasífera.

«El régimen está ganando tracción para federalizar las inversiones, incorporando nuevas provincias y posicionando a Neuquén como un actor cada vez más central», afirmó Turner.

Aún así y a pesar del fuerte dinamismo en energía y minería, otras actividades continúan sin aprovechar el régimen. «Tecnología, turismo y foresto-industria siguen sin proyectos, mientras que infraestructura y siderurgia apenas acumulan tres presentaciones», advirtió la especialista.

Para Turner, esta situación abre interrogantes respecto de posibles obstáculos estructurales. «Esto plantea dudas sobre barreras de entrada no resueltas, falta de competitividad, percepción de riesgo diferenciada o inconvenientes reglamentarios que el régimen aún no logró resolver», sostuvo.

El impacto esperado del Súper RIGI y el RIMI

La reciente propuesta del denominado «Súper RIGI« y la creación del Régimen de Incentivo para Medianas Inversiones (RIMI) podrían modificar el perfil de los proyectos presentados durante los próximos años.

«Ambos instrumentos tienen la capacidad de ampliar significativamente el universo de proyectos en cuanto a volumen, perfil de inversores, sectores y geografías», señaló Turner.

Según explicó, mientras el RIGI tradicional estuvo orientado a destrabar inversiones ya identificadas, el Súper RIGI apunta a actividades que hoy prácticamente no existen en el país. «Busca impulsar sectores como data centers, semiconductores, baterías de litio y refinación de cobre, avanzando en la cadena de valor hacia la industrialización de los recursos naturales y la innovación tecnológica», afirmó.

En paralelo, el RIMI podría incorporar una mayor diversidad de actores y actividades económicas. «Tiene potencial para sumar más empresas, mayor diversidad geográfica y sectores como agroindustria y servicios, que el RIGI por diseño no alcanzaba», explicó.

No obstante, Turner advirtió que los resultados no serán inmediatos. «El impacto real se verá a largo plazo. El Súper RIGI requiere condiciones de competitividad y estabilidad elevadas, además de procesos de tramitación extensos, por lo que es poco probable que sus efectos se observen en el corto plazo», concluyó.

, Loana Tejero

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Los cambios que prevee la segunda etapa del proyecto

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

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

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

, Ignacio Ortiz

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

«Esto nunca fue un campo de concentración»

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

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

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

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

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

Críticas a los partidos nacionales

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

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

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

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

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

Buteler apostó a la reelección de Weretilneck

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

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

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

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

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

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

, Andrea Durán

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

América Latina entra en escena

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

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

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

Qué lugar ocupa Argentina en el mapa emergente de Tierras Raras

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

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

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

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

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

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

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

, Loana Tejero

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

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

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

Pelea por la sede y el ninguneo como estrategia de desgaste

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

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

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

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

Polémica por la renovación de los contratos

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

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

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

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

Dos secretarías para un solo directorio

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

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

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

Diferencias salariales

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

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

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

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

El dilema del diseño institucional

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

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

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

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

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

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

, Fernando Krakowiak

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

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

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

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

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

Los dos polos de agregado de valor del gas

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

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

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

La obra inaugurada y la continuidad del proyecto

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

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

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

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

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

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

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

, Ignacio Ortiz

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

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

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

Cómo se desarrollaron los primeros componentes exportados por Nucleoeléctrica

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

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

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

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

Exportaciones nucleares

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

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

, Nicolás Deza

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

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

Nuevo parque solar

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

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

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

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

, Loana Tejero

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

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

Exportaciones de gas y los planes de Pan American en Brasil

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

, Nicolás Deza

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Mercuria y la adquisición de un activo estratégico

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

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

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

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

Manzano: El puente entre Mercuria y la Argentina

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

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

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

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

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

Las sinergias a futuro: el rol de Edenor

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

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

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

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

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

, Nicolas Gandini

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

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

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

¿De qué se trata la nueva fórmula?

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

El algoritmo de evaluación responde a la siguiente ecuación:

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

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

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

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

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

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

La mirada del mercado

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

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

, Laura Hevia

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

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

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

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

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

El clúster noroeste: una extensión del hub norte

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

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

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

El noreste y sus desafíos geológicos

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

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

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

El bloque mejor ranqueado

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

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

Bloques de gas al sur de Vaca Muerta

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

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

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

, Laura Hevia

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

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

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

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

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

«Para gobernador no está la fortaleza»

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

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

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

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

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

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

Estabilidad y apoyo a Figueroa, las claves

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

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

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

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

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

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

Cómo se fundó el MPN

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

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

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

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

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

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

, Andrea Durán

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

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

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

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

Qué implica para Raízen la venta del negocio de Downstream

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

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

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

El desembarco de Mercuria y la continuidad de la marca Shell

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

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

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

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

, Loana Tejero

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

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

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

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

Reforma eléctrica

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

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

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

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

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

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

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

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

Industrias sin cobertura

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

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

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

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

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

El delay de la facturación: un problema adicional

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

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

, Nicolas Gandini

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

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

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

El diseño en el país de reactores SMR

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

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

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

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

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

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

Avanza el desarrollo del ACR-300

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

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

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

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

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

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

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

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

Programa FIRST

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

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

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

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

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

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

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

, Nicolás Deza

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

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

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

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

El saldo del acuerdo con YPF

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

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

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

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

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

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

, Redacción EconoJournal

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Ampliación de la Estación Transformadora de Ezeiza

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

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

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

Financiamiento con IFC

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

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

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

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

, Loana Tejero

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

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

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

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

La prioridad para la UE en la Argentina es la minería

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

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

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

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

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

La mirada de la banca sobre el sector minero

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

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

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

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

El financiamiento de los proveedores y subcontratistas

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

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

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

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

, Ignacio Ortiz

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

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

Obra de la Estación Transformadora de Ezeiza

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

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

Iniciativa privada

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

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

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

Ampliación de infraestructura eléctrica

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

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

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

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

, Loana Tejero

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

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

La apuesta por la arena de Entre Ríos

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

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

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

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

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

Los cuellos de botella en la ruta de la arena

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

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

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

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

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

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

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

Rutas saturadas y un sistema ferroviario insuficiente

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

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

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

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

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

Empleo y producción

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

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

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

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

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

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

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

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

Inteligencia artificial y transformación productiva

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

Los puntos débiles del Súper RIGI

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

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

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

¿A qué sectores busca beneficiar?

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

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

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

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

Antecedentes regionales

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

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

Aspectos a ser revisados por el Congreso

El informe de Audemus recomienda introducir mejoras en seis puntos.

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

, Fernando Krakowiak

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

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

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

Los puntos débiles del Súper RIGI

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

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

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

¿A qué sectores busca beneficiar?

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

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

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

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

Antecedentes regionales

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

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

Aspectos a ser revisados por el Congreso

El informe de Audemus recomienda introducir mejoras en seis puntos.

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

, Fernando Krakowiak

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

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

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

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

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

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

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

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

Quiénes expondrán en la audiencia

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

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

RIGI y la Decisión Final de Inversión

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

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

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

, Roberto Bellato

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

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

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

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

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

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

El plan integral de obras para la PIAP

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

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

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

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

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

, Redacción EconoJournal

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

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

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

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

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

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

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

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

Septiembre no es simplemente otro mes

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

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

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

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

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

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

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

Fruto del otoño

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

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

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

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

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

, Andrea Durán

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

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

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

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

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

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

Estructura y régimen electoral propio

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

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

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

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

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

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

¿Más gastos con iguales recursos?

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

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

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

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

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

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

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

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

El debate que viene

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

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

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

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

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

, Andrea Durán

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

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

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

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

La apuesta por Vaca Muerta

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

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

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

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

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

–La “invertibilidad” de Argentina está mejorando.

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

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

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

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

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

Nueva etapa en Neuquén: procedimiento de reporte

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

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

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

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

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

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

, Marianela Angarano, Svant

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

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

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

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

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

La consolidación de una Argentina exportadora

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

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

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

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

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

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

Los nuevos jugadores y las fronteras de Vaca Muerta

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

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

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

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

, Ignacio Ortiz

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

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

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

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

La nueva conducción de Adeera

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

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

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

, Redacción EconoJournal

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

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

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

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

Los fundamentos de la Cámara Federal

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

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

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

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

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

Qué dice la nueva legislación cuestionada

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

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

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

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

, Ignacio Ortiz

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

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

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

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

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

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

Cuáles son los nuevos lineamientos para la política nuclear

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

, Nicolás Deza

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

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

VMSO: Cronograma de obras y trabajo logístico

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

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

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

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

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

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

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

Punta Colorada, la mayor terminal portuaria del país

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

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

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

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

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

A la espera de los mega petroleros VLCC

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

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

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

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

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

, Ignacio Ortiz

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

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

Las internas que motivaron la renuncia de Lamboglia

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

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

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

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

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

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

, Fernando Krakowiak

El Centro Argentino de Ingenieros (CAI) anuncia la edición 2026 de la Semana de la Ingeniería, que se llevará a cabo del 3 al 5 de junio bajo el lema “Minería estratégica para un mundo en transición”. La presidencia del evento estará a cargo de Martín Pérez de Solay, CEO de Glencore Argentina y referente del sector, con una extensa trayectoria en minería, energía, infraestructura y desarrollo productivo.

El evento reunirá a destacados referentes de la industria, la academia y el sector público para debatir el rol del sector y los minerales críticos en el desarrollo económico argentino y en la transición energética global. En un contexto internacional marcado por la creciente demanda de cobre, litio y otros recursos estratégicos, se pondrá el foco en las oportunidades que tiene la Argentina para consolidarse como un actor relevante en las cadenas de valor vinculadas a la electrificación, las energías renovables y las nuevas tecnologías.

«Como ingeniero tengo la certeza de que nuestra disciplina transforma los recursos en desarrollo concreto. Aplicada a la minería, es un puente indispensable como motor de progreso para el país y un aporte al crecimiento sostenido para las comunidades cercanas a las operaciones, fortaleciendo la cadena de valor y potenciando las capacidades de nuestros profesionales», señala Pérez de Solay.

La minería como eje de la agenda

Por su parte, Pablo Bereciartua, presidente del CAI, afirma que “la minería representa una oportunidad histórica para la Argentina. Tenemos recursos de clase mundial, capacidad técnica y la posibilidad de convertirnos en protagonistas de la transición energética global”. Ingeniero de profesión también y responsable del cierre institucional del evento, destaca que “el desafío es desarrollar esos recursos de manera sostenible, con infraestructura adecuada, generación de empleo de calidad y una visión de largo plazo que permita transformar el potencial geológico en desarrollo económico y social para el país.”

Entre los ejes centrales del evento se destacan: el desarrollo del cobre y los minerales críticos como oportunidad estratégica para la Argentina; los desafíos de infraestructura y logística para acompañar el crecimiento del sector; el impacto de la minería en el empleo y el desarrollo regional; la innovación tecnológica aplicada a la actividad minera; y las estrategias para impulsar una minería sostenible, eficiente y alineada con los estándares ambientales internacionales.

Las jornadas técnicas incluirán conferencias y paneles con empresas líderes, especialistas y autoridades nacionales y provinciales, con el objetivo de construir consensos y propuestas concretas para potenciar el desarrollo minero local en las próximas décadas. Al cierre del evento, se presentará un documento con conclusiones y lineamientos estratégicos orientados al mediano y largo plazo.

La inscripción es gratuita y la agenda completa se puede consultar aquí.

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

Delimitación de variables y la intencionalidad humana

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

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

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

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

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

Modelos de gestión y el nuevo mapa de acción operativa

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

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

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

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

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

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

, Ignacio Ortiz

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

Las tareas logísticas permitieron embarcar componentes críticos para el sistema de fondeo, que será instalado en el lecho marino por un buque especializado de la empresa noruega DOF Group ASA, dando inicio a una nueva etapa en el desarrollo del proyecto.

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

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

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

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

, Redacción EconoJournal

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

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

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

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

–¿El gobierno confunde promover inversiones con promover desarrollo?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

, Fernando Krakowiak

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

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

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

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

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

Estrategias comerciales y desregulación

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

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

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

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

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

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

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

, Redacción EconoJournal

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

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

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

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

Resultados

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

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

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

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

Mecanismo para abastecer a centrales térmicas

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

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

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

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

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

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

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

Corrigen la prima de Enarsa

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

, Nicolas Gandini

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

Los salarios de acuerdo al puesto de trabajo

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

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

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

Las diferencias salariales por región

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

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

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

Qué factores explican esos salarios

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

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

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

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

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

, Fernando Krakowiak

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

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

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

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

Cómo se implementará la reuperación terciaria

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

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

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

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

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

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

, Ignacio Ortiz

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

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

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

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

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

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

Cómo venderle a las mineras durante la construcción y la operación

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

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

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

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

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

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

Oportunidades para la cadena de valor nacional, desafíos y brechas

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

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

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

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

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

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

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

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

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

, Ignacio Ortiz

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

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

Un país que ejecuta

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

La capa provincial

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

Del almacenamiento como licitación al almacenamiento como procurement

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

La plataforma exportadora

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

La ventana de 24 meses

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

Capital Internacional en la sala

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

Una sala curada de 200 tomadores de decisión

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

Oradores Confirmados

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

Quienes deseen participar pueden completar su registro aquí.

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

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

Cuál es el cronograma de AlmaSADI

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

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

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

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

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

, Roberto Bellato

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

, Redacción EconoJournal

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

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

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

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

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

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

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

El impacto en Neuquén

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

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

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

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

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

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

Qué dice el artículo

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

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

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

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

Cruce libertario por las tarifas eléctricas

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

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

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

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

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

, Andrea Durán

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

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

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

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

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

¿Por qué se les ofrece esa posibilidad?

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

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

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

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

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

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

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

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

¿Quién calcula la deuda con las distribuidoras?

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

, Fernando Krakowiak

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

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

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

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Un parque solar en un estadio de fútbol

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

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

Inauguración del parque solar en el estadio de Vélez

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

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

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

, Loana Tejero

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

El origen y crecimiento de Loginter

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

Hitos de Loginter

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

1996 – 2006

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

2007 – 2016

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

2017 – 2026

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

Innovación tecnológica

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

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

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

Proyectos energéticos y de infraestructura

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

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

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

Acceso a la plataforma y App de organización de reuniones

Participación en todo el programa de conferencias y actividades sociales

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

Descuentos por inscripción temprana y grupos

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

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

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

Más información e inscripciones aquí.

Email: reunionanual@apla.lat

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

Movilidad eléctrica y petroquímica del futuro

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

También podrían aplicar a futuro al Súper RIGI proyectos petroquímicos pero de subproductos que no se fabriquen en el país como derivados ‘verdes’ o de origen vegetal. «También podría aplicar un emprendimiento forestal para fabricar papel con alguna pulpa celulosa o materia prima que aún no se utilice en el país o desde ya, todo lo que sea procesamiento o agregado de valor industrial para minerales críticos (como litio, cobre o tierras raras). La ley esta diseñada para no ser enumerativa en cuánto a las actividades que beneficia«, indicó una de las fuentes consultadas.

Otro de las segmentos que podrían calificar al nuevo esquema es la fabricación de reactores modulares pequeños (SMR), como el que por ejemplo están diseñando Meitner, una empresa de origen norteamericano, e Invap. La inclusión de otras tecnologías de generación de energía, como la energía geotérmica es más difusa. «Habría que ver si abastecen otro tipo de proyecto industrial o conocer el alcance de los proyectos», explicaron allegados al área energética del gobierno.

Texto de Ley

El proyecto de ley esta orientado a promover la radicación de actividades económicas sin precedentes en el país, otorgando mayores beneficios que los contemplados en el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI). El ministro de Economía, Luis Caputo, había ejemplificado que al nuevo esquema podrían aplicar proyectos en actividades como el refinamiento y laminado de cobre, la fabricación de baterías de litio, autos eléctricos, paneles solares, turbinas eólicas y fertilizantes de potasio y fósforo.

Sin embargo, ninguna de estas actividades aparece mencionada en el mensaje que acompaña al proyecto de ley remitido este martes a la Cámara de Diputados de la Nación. En cambio, la misiva destaca sectores como «la inteligencia artificial, los semiconductores, la biotecnología avanzada y la infraestructura digital«.

El artículo 4 del proyecto establece que al Super RIGI podrán aplicar proyectos en «nuevas actividades económicas» sin existencia en el país o que presentan una fase piloto o experimental con anterioridad a la sanción del proyecto. Esas actividades nuevas contemplan en términos generales «a todo proyecto industrial, tecnológico o de prestaciones de servicios vinculadas a infraestructura tecnológica y digital estratégica».

Qué beneficios ofrecerá el Súper RIGI

El nuevo esquema, llamado formalmente Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones en Nuevas Industrias («Súper RIGI»), busca establecer un régimen autónomo y complementario al RIGI, «destinado exclusivamente a actividades genuinamente nuevas en
la estructura productiva nacional».

La iniciativa evaluará y aceptará proyectos con una inversión mínima de US$ 1000 millones en activos computables. Las empresas deberán comprometer al menos el 20% de ese monto dentro de los primeros 2 años desde la fecha de adhesión al Super RIGI.

El proyecto establece un plazo de 5 años para la presentación de solicitudes de adhesión al régimen, con la posibilidad de una prórroga única de hasta un año. También define que solo podrán acceder aquellos sujetos que constituyan Vehículos de Proyecto Único (VPU), diseñados exclusivamente para el desarrollo de cada emprendimiento y con activos destinados únicamente al proyecto adherido.

El articulado advierte que las empresas que hayan presentado un VPU al RIGI no podrán presentar el mismo VPU al Súper RIGI. Tampoco serán eligibles los proyectos que tengan objeto similar a proyectos ya presentados en el RIGI.

Los VPU que sean aprobados bajo el nuevo esquema pagarán una alícuota del 15 % en el Impuesto a las Ganancias, la principal diferencia con el RIGI existente, que exige pagar una alícuota del 25%.

Además, gozarán de un régimen de amortización acelerada para inversiones en bienes muebles y obras de infraestructura. También podrán deducir quebrantos sin límite temporal y tendrán una alícuota reducida del 3,5% sobre dividendos y utilidades

Adicionalmente, los VPU podrán cancelar el IVA sobre las inversiones a través de Certificados de Crédito Fiscal y gozarán de una exención de derechos de importación y exportación para los bienes del plan de inversión y los productos obtenidos al amparo del proyecto.

En materia de acceso al mercado cambiario, los VPU tendrán libre disponibilidad progresiva de las divisas generadas por las exportaciones: 20% después del primer año, 40% luego del segundo y 100% a partir del tercer año desde la primera exportación.

Por otro lado, solo se aceptarán proyectos en las provincias y municipios que adhieran al Súper RIGI. El Gobierno plantea que las jurisdicciones deberán comprometerse a mantener estabilidad fiscal y condiciones compatibles con la magnitud de las inversiones.

El proyecto establece que cualquier norma provincial o municipal que limite o afecte los beneficios otorgados por el régimen será considerada “nula de nulidad absoluta”.

, Nicolás Deza

Mientras Vaca Muerta consolida su expansión y el sector hidrocarburífero aparece como uno de los motores económicos de la Argentina, muchas pymes industriales proveedoras de la cadena de Oil & Gas enfrentan una fuerte reducción de sus márgenes de ganancia provocada por el aumento sostenido de sus costos en dólares en un contexto de tipo de cambio oficial prácticamente estable.

Entre las más afectadas figuran las empresas manufactureras vinculadas al sector energético. Aunque buena parte de sus contratos están dolarizados, el “dólar planchado” comenzó a erosionar su rentabilidad desde las últimas elecciones debido a que sus costos internos, principalmente salarios, insumos y servicios, continúan aumentando al ritmo de la inflación.

“Nos pagan en dólares a tipo de cambio oficial, por ende, sin variación. Lo que nos sube es el costo de mano de obra, que va atada a paritarias de base y a inflación para evitar que se licue poder de compra”, explicó Jorge Scian, director de TYCSA y presidente de la Comisión de Energía de ADIMRA, en diálogo con EconoJournal.

TYCSA es una pyme industrial especializada en ingeniería, fabricación y montaje de equipos y estructuras para la industria energética y petrolera. La empresa, que está ubicada en 9 de abril, Esteban Echeverría, participa en algunos de los principales proyectos energéticos del país en obras relacionadas con La Angostura Sur y Norte, dos bloques clave de explotación petrolera no convencional operados por YPF en Vaca Muerta, proyectos de Pampa Energía como Rincón de Aranda y desarrollos para TGS vinculados a la ampliación del gasoducto Perito Moreno.

Además, trabaja para operadoras como YPF, Pan American Energy, Shell, TotalEnergies, Vista Energy y Pluspetrol. En base a esto, Scian advirtió que el deterioro de la competitividad comenzó a transformarse en uno de los principales problemas para el entramado industrial argentino. “El dólar planchado hace que las empresas tengamos costos muy altos en dólares”, afirmó.

El “dólar planchado” y la pérdida de competitividad

El fenómeno se refleja especialmente en los salarios medidos al tipo de cambio oficial. Según explicó el ejecutivo de TYCSA, al comparar los costos laborales argentinos con otros países de la región aparece un fuerte descalce. “El salario promedio de Brasil es 800 dólares. Acá ese valor a tipo de cambio oficial te daría 1.150.000 pesos, que no alcanzaría para nada. Nosotros estamos duplicando salarios de Brasil y eso afecta la competitividad porque no podés recuperar vía productividad. Con el afán de bajar la inflacion se esta sacrificando actividad y empleo”, sostuvo.

Scian explicó que los salarios argentinos medidos en dólares oficiales quedaron elevados frente a la región, mientras que la productividad industrial no aumentó en la misma proporción. “Si pago el doble, debería ser el doble de rápido para equiparar esa brecha”, resumió.

La situación golpea especialmente a las pymes manufactureras, que además enfrentan caída de actividad y mayor presión importadora. “Hoy estamos a niveles de pandemia. Tenés cuatro máquinas prendidas de cada diez. Hay caída de actividad, cierre de empresas y destrucción de empleo”, aseguró.

El crecimiento de Vaca Muerta y la crisis de las pymes

Este escenario expone una tensión creciente dentro de la cadena energética. Mientras las perspectivas macro de Vaca Muerta y las exportaciones hidrocarburíferas continúan siendo positivas, parte del entramado pyme proveedor enfrenta un deterioro de rentabilidad producto del atraso cambiario y la aceleración de costos internos.

Aun en ese contexto, Scian remarcó que TYCSA mantiene sus planes de inversión y expansión productiva. Esto es así ya que la compañía está ejecutando una ampliación de su planta industrial, para ampliarla en un 50%, y avanza con la instalación de paneles solares para reducir costos operativos, minimizar el impacto de los cortes eléctricos y mejorar la eficiencia energética de sus procesos. “Lo que ocurre en la Argentina es como pensar con hambre porque siempre se está resolviendo la urgencia”, consideró.

Potencial energético y ausencia de políticas industriales

Tomando como puntapié el escenario que atraviesa la industria del Oil&Gas, el crecimiento de Vaca Muerta y el aporte de TYCSA en ese segmento, Scian planteó una fuerte preocupación sobre el modelo económico actual y la ausencia de políticas industriales sostenidas, aunque reconoció el potencial energético de la Argentina.

Para el empresario, el país vive atrapado en una lógica cortoplacista que impide desarrollar estrategias de largo plazo y consolidar procesos industriales. “La lógica es sacar petróleo y gas para generar dólares, pagar deuda y después vemos. Pero siempre se genera un daño por la falta de planificación”, sostuvo.

Políticas industriales de otros países

Scian comparó esa situación con otros países que han sabido sostener políticas industriales durante décadas, independientemente del signo político de sus gobiernos. “No importa si es un gobierno de izquierda o de derecha. Si tenés una política industrial a largo plazo y la respetás, las condiciones terminan dándose naturalmente”, señaló. A su entender, la falta de previsibilidad afecta directamente las posibilidades de inversión de las pymes industriales.

“No es gratis que la Argentina tenga tantas crisis, devaluaciones y tan poco acceso al crédito. Todo eso se paga. Brasil tiene muchísimo más financiamiento productivo, tasas mucho más bajas y una inflación anual mínima. Nosotros tenemos 30% y lo festejamos”, ironizó.

El rol de Vaca Muerta para el desarrollo industrial

Scian insistió en que el desafío argentino no pasa únicamente por aumentar las exportaciones energéticas, sino por transformar ese crecimiento en empleo y desarrollo productivo. “Sí, Vaca Muerta va a generar dólares. Sí, va a cerrar las cuentas externas. Pero si no desarrollás toda la cadena de valor, no generás trabajo”, advirtió. El empresario cuestionó especialmente la idea de que el derrame económico llegará automáticamente. “La locomotora puede ir sola, pero hay que engancharle vagones”, graficó.

En ese sentido, sostuvo que la Argentina ya cuenta con una base industrial desarrollada que debería aprovecharse para potenciar el crecimiento energético. “Hay casi 2.000 empresas proveedoras del sector y unas 400 fabricantes de bienes de capital. El desafío es poner en valor todo eso y lograr que las inversiones también generen empleo industrial”, marcó.

¿Exportador de energía primaria o agregador de valor en el segmento industrial?

Para Scian, uno de los riesgos actuales es que el país termine consolidando un modelo puramente extractivo. “Pasaríamos de ser el granero del mundo a convertirnos en proveedores de petróleo y gas. La discusión es cuánto valor agregado le ponemos a eso para que quede desarrollo en el país”, explicó.

El director de TYCSA también hizo foco en el impacto laboral de la reconversión energética en distintas regiones del país. Según indicó los grandes anuncios de inversión no necesariamente se traducen en creación masiva de empleo. “Se anuncian inversiones de US$25.000 millones, bajo el paraguas del RIGI, y después se habla de 5.000 o 6.000 puestos directos. Entonces la discusión es qué impacto real queremos generar”.

Nuevos talentos y formación técnica

Scian también se refirió a uno de los cuellos de botella que golpea a la industria que tiene que ver con la mano de obra calificada y la generación de nuevos talentos. En ese sentido, destacó que el auge de Vaca Muerta está generando una fuerte rotación de profesionales desde las pymes hacia las grandes operadoras y que será clave que en los próximos años lleguen nuevos profesionales que puedan contribuir al desarrollo del sector.

El empresario también alertó sobre el deterioro del sistema educativo y el impacto que eso tiene sobre la formación técnica. “Si las universidades y las escuelas técnicas están desfinanciadas, después las empresas tienen que suplir esa formación. Muchas veces tomás profesionales recién recibidos y necesitás largos procesos de capacitación interna”, aseguró.

“Las futuras generaciones que van a sostener estos proyectos energéticos se están formando hoy. Si no invertís en educación y en formación técnica, después no tenés recursos humanos para sostener el crecimiento”, planteó Scian.

La ventana de oportunidad

A pesar de las advertencias, Scian consideró que la Argentina atraviesa una oportunidad histórica: “El mundo necesita energía y la Argentina la tiene. La ventana de oportunidad es enorme”, indicó.

Sin embargo, insistió en que el verdadero desafío será decidir qué tipo de desarrollo quiere construir el país alrededor de esos recursos. “Lo importante no es solamente exportar más petróleo o más gas. La discusión es qué modelo de país queremos construir con eso”, expuso.

La trayectoria de TYCSA

La historia de la compañía estuvo atravesada por las distintas etapas económicas del país. La firma comenzó realizando reparación de maquinaria vial en un pequeño local alquilado también en zona sur, en Banfield, y fue reconvirtiéndose de acuerdo con los ciclos productivos argentinos. “TYCSA también cuenta un poco la historia de la Argentina. Cuando había obra pública hacíamos reparación vial. Después trabajamos para la industria forestal, del vidrio, alimenticia, petroquímica y nuclear. Nos fuimos adaptando según dónde veíamos que estaban las oportunidades”, relató Jorge Scian.

TYCSA es hoy una empresa cien por ciento familiar. Los cuatro hermanos Scian trabajan en distintas áreas de la compañía y sus padres, los fundadores de la firma, continúan participando activamente en el negocio. La historia familiar ocupa un lugar central en la identidad de la empresa. “Mi papá nació en Italia en 1944 y vino a la Argentina en 1947. Mis abuelos llegaron como caseros de una quinta en Monte Grande. Mi abuela terminó la primaria y mi abuelo ni siquiera eso. Mi papá fue el primero de la familia en tener un título universitario”, contó Jorge Scian.

La empresa, que el año que viene cumplirá 50 años, participó en más de 1.400 proyectos y entregó alrededor de 800 equipos a lo largo de su historia. Hoy tiene presencia principalmente en la cuenca Neuquina, aunque también trabaja en proyectos vinculados a la Cuenca del Golfo San Jorge y la Cuenca Austral.

, Loana Tejero

Una nueva edición de la Semana de la Ingeniería comenzará el lunes próximo en la Facultad de Ingeniería de la UBA. Bajo el lema “Energía y logística para el desarrollo de la Argentina”, la programación incluirá una serie de charlas abiertas en la que participarán referentes de organismos públicos y de empresas como YPF y Genneia.

Las actividades tendrán lugar entre el 1 y el 5 de junio en la sede de la FIUBA en Avenida Paseo Colón y serán abiertas al público con inscripción previa. La tercera jornada, dedicada a la actualidad de Vaca Muerta, contará con la presencia destacada del CEO y presidente de YPF, Horacio Marín.

El programa de la Semana de la Ingeniería

El evento que organiza la Subsecretaría de Relaciones con Graduados de la FIUBA abrirá con una charla sobre grandes proyectos de generación con energías renovables que contará con las participaciones del gerente senior de Ingeniería de YPF Luz, Gonzalo Seijo, el director de Proyectos e Ingeniería de Genneia, Juan Carlos Fulchi, y Tobías Rodriguez, gerente de PMO.

La segunda jornada estará focalizada en la figura del ingeniero Pedro Cerviño, pionero de la ingeniería nacional. Uno de los disertantes será el Dr. Horacio Guillermo Vazquez Rivarola, oficial de la Marina Mercante, fundador y primer director del Museo Marítimo «Ing. Cerviño».

La tercera jornada abordará la actualidad de Vaca Muerta. Marín compartirá con la comunidad de la FIUBA información sobre las actividades de YPF. Adicionalmente, participarán del encuentro Hernán Huergo, bisnieto del primer ingeniero de la Argentina, Luis Augusto Huergo, quien hablará de las contribuciones de su antepasado al desarrollo hidrocarburífero de la Argentina y a la defensa del interés nacional.

A su vez, se realizará una presentación el grupo de estudiantes de la FIUBA que ganó el Mundial de Ingeniería en Petróleo (Petrobowl 2025), llevando al país y a la Universidad de Buenos Aires a lo más alto en esta importante competencia académica internacional.

La cuarta jornada, en tanto, estará enfocada en las principales novedades sobre el avance de la electromovilidad en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, en especial a partir de la incorporación del sistema de buses eléctricos denominado Trambus.

Representantes del gobierno porteño se referirán a los desafíos y ventajas que implica la incorporación de este avance tecnológico para el transporte y las empresas Agrale y ABB hablarán sobre los aspectos técnicos y de ingeniería de las unidades, las cuales son producidas parcialmente en el país.

Como atractivo adicional, se exhibirá un Trambus en la explanada de la Facultad durante las horas previas al evento, así como dispositivos de carga de la empresa ABB y un vehículo eléctrico autónomo desarrollado por la Facultad de Ingeniería del Ejército.

Finalmente, la jornada de cierre será el viernes con una charla especial sobre la logística para la soberanía patagónica y antártica. Participarán entre otros, el comandante del Comando Conjunto Antártico, contraalmirante Maximiliano Mangiaterra, quien disertará sobre las Campañas Antárticas del país. Además, se hará foco en el desplie logístico del Ejército de Kekén en la Patagonia, la labor del Astillero SPI en Caleta Paula reparando buques de gran porte y la oportunidad de fortalecer a la ciudad de Ushuaia como polo logístico de proyección antártica.

Las charlas serán transmitidas por el canal de YouTube de la FIUBA. La asistencia presencial a cada charla es abierta al público y con inscripción previa.

, Nicolás Deza

Ante los problemas de abastecimiento de gas para las industrias del NOA en el próximo invierno, Refinor actuará como un trader y le venderá a las empresas parte del volumen habitual que utiliza para su operación. Refinor, cuya propiedad pertenece en un 100% a la empresa con mayoría accionaria estatal YPF, pondrá en disponibilidad para el sector productivo de la región alrededor de 500.000 metros cúbicos diarios (m3/d) de gas.

El sector industrial del Noroeste Argentino tiene una demanda de gas natural en invierno de alrededor de 1,2 millones de m3/d, según detallan los informes del Enargas sobre los períodos invernales de 2024 y 2025. Por lo tanto, el volumen que comercializará Refinor no será suficiente.

Aún así, actuará como paliativo frente al problema estructural de falta de gas en la región. Sobre todo, servirá para abastecer la demanda de los ingenios azucareros en el inicio de la zafra, que comenzó en mayo.

Según confirmó EconoJournal de distintas fuentes del sector, el gas que Refinor le venderá a las industrias del NOA tendrá un precio que podría oscilar entre 10 y 15 dólares por millón de BTU (US$/MMBTU), dependiendo de lo que resulte de cada acuerdo con las empresas que quieran adquirir volúmenes.

En concreto, el precio del gas natural que podrán adquirir las industrias en el mercado spot es más caro que el producido en Vaca Muerta, que tiene un valor de alrededor de 4 US$/MMBTU. Pero, al mismo tiempo, es más económico que el GNL importado, que tendría un valor de alrededor de 23 US$/MMBTU.

Lo real es que, los industriales se habían negado a afrontar el precio del GNL importado, que puede ser hasta cinco veces más caro que el local por efecto de la guerra en Medio Oriente.

NOA: el problema estructural de la falta de gas

Las provincias de Tucumán, Salta, Jujuy y Santiago del Estero son las más expuestas a los problemas de abastecimiento de gas natural que se esperan durante los próximos meses de frío, en los que aumenta considerablemente el consumo residencial en el país. De hecho, de acuerdo con las proyecciones de los industriales del NOA podrían sufrir hasta 80 días de cortes de gas.

Básicamente, los problemas de suministro encuentran origen en dos situaciones diferentes:

1. la falta de infraestructura de transporte por gasoductos troncales, que imposibilita sumar más producción de gas de Vaca Muerta, y,
2. el declino productivo de la cuenca Noroeste y de Bolivia, que abastecían a las provincias del norte del país.

Hasta ahora, el pico de consumo del NOA se cubría entre un 65% y 75% con importaciones de gas de Bolivia y entre un 25% y un 35% con gas producido en la cuenca Noroeste.

Cómo hará Refinor para tener gas disponible

Refinor que cuenta con casi 80 estaciones de servicio en el norte del país, pondrá a disposición 500.000 m3/d de gas natural. Para esto, dejará de procesar Gas Licuado de Petróleo (GLP) en la planta que tiene en Salta. Es decir, no se trata de volúmenes extras que llegarán desde Bolivia o desde Vaca Muerta a través de los ductos troncales, sino de gas que Refinor dejará de utilizar para venderlo a los industriales.

Refinor no tiene la responsabilidad de abastecer de gas al NOA. Sin embargo, a partir de un reciente acuerdo del gobernador de Tucumán, Osvaldo Jaldo, con el gobierno nacional, en este invierno la refinadora actuará como un comercializador (trader) de gas y ayudará a resolver –al menos en el inicio del invierno- el problema de abastecimiento.

Sobre todo, estaría cubierta la demanda de los ingenios azucareros durante el comienzo de la zafra, entre mayo y junio, y el sector citrícola. Según recopiló este medio de distintas fuentes, al menos dos ingenios ya acordaron con Refinor la adquisición de gas para las próximas semanas.

En este esquema, cada empresa negociará con la refinadora de YPF las condiciones del contrato de comercialización, que incluyen el período de provisión, la cantidad de gas comprometido para vender y el precio.

, Roberto Bellato

Desde el 19 de febrero pasado, y a partir del decreto 105/2026, el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) incluyó a los nuevos desarrollos de petróleo o upstream. La letra fijó un mínimo de inversión de USD 600 millones en activos computables y extendió el plazo de adhesión hasta julio de 2027. Sin embargo, la medida se anclaba en un contexto en el que el barril de petróleo Brent rondaba los USD 66,60 mientras que hoy, supera los USD 101. Seis meses después, el escenario plantea nuevos interrogantes. 

“Creo que el RIGI adelanta la normalidad, es decir, adelanta un país deseable con  estabilidad fiscal, estabilidad cambiaria, con un régimen de impuestos a las ganancias reducido”, sostuvo Juan José Aranguren, ex ministro de Energía de la Nación, durante el Capítulo 6 de Dínamo Stream, el ciclo de streaming de EconoJournal. El panel, integrado además por la ex secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón, el consultor en energía, Nicolás Gadano y el Vice Presidente de Rystad Energy, Ernesto Díaz, profundizó tanto en el escenario actual como en el futuro que plantea el régimen.

“El RIGI inicial estuvo motivado por el afán de ampliar la infraestructura para evacuar la producción, tanto de petróleo como de gas natural de Vaca Muerta, aunque esté habilitado para cualquier lugar del país. Ahora, para poder usar esa infraestructura que ya está siendo invertida en función de ese inicial RIGI, hay que llenarla, hay que ponerle adentro hidrocarburos, moléculas de gas y de petróleo”, continuó Aranguren. 

Para Royón, en tanto, la ampliación de RIGI a los proyectos de upstream genera un problema de “doble standard o competencia desleal” en la medida en que habrá algunos alcanzados por la medida y otros no y sin embargo, coexistirán en un futuro cercano. 

RIGI al Upstream: ¿qué escenario se perfila en el futuro? 

Para la ex secretaria de Energía, la extensión de RIGI no contempló una mirada integral que analice las necesidades de cada sector de la economía. “Así como claramente el sector de energía quiere previsibilidad y  menos impuestos, todos los sectores buscan lo mismo. Si vamos a bajar los impuestos, es necesario plantear la discusión de cómo vamos a bajar el gasto. Y esa discusión es la que no se está dando”, detalló. 

“Al RIGI hay que evaluarlo en el futuro”, sostuvo por su parte Nicolás Gadano. “Las reglas que no podemos darles a todos ahora -por restricciones fiscales, cambiarias, etc- se las estamos dando a algunos sectores para que catalicen la inversión. Dentro de un tiempo, esas reglas deben ser generales efectivamente. Si dentro de 5 años el impuesto al cheque -hoy dentro del RIGI- hay sectores que no lo pagan y otros que sí, estamos claramente frente a un problema”, explicó.

Y continuó: “El objetivo final es que lentamente, en la medida en que la economía se estabilice, tenga un poco más de margen fiscal, la propia credibilidad del sistema  elimine la idea de que necesitás un tribunal arbitral y de que la justicia argentina es un desastre. Que esto para las empresas se vuelva indiferente y que con el paso del tiempo el crudo RIGI sea similar al crudo no RIGI”, explicó. 

Esa posible distorsión plantea un escenario complejo:  ¿es correcto que en el diseño regulatorio convivan dos tipos de regímenes dentro de un mismo sector y para una misma actividad?. “Si fracasa la administración del RIGI, no solamente para esta industria, para otras también, va a ser un problema, porque efectivamente va a haber distorsiones”, cerró. 

RIGI  y la atracción de capitales internacionales

Ahora bien: el RIGI en la actualidad ha probado ser una herramienta indispensable para la atracción de capitales internacionales. Para Ernesto Díaz, si bien es cierto que faltó un debate más profundo para implementarlo de la manera más justa, el tiempo fue un apremio ineludible. La cuestión temporal exigía, desde su perspectiva, acelerar los procesos para de esa manera captar cuanto antes inversiones extranjeras. 

“Yo estoy en contacto con fondos de inversión y compañías del exterior que, si no fuera por el RIGI no hubieran venido a la Argentina. Si bien los anuncios estaban -como las inversiones en litio- no se materializaban, y la realidad es que la aceleración de Vaca Muerta que se está dando ahora se da gracias al RIGI y la posibilidad de que esos capitales llegaran al país”, sostuvo. 

En ese sentido, Díaz también aseguró que incluso la expansión hacia bloques más marginales en Vaca Muerta tiene que ver con el impacto que produce el RIGI para capitales internacionales.”Yo creo que se están desbloqueando áreas que sin el RIGI no hubieran sido posible y ni hablar de los proyectos de litio, de cobre, que sin un RIGI y sin capitales internacionales de miles de millones de dólares, hubiera sido imposible”, concluyó. 

, Redaccion EconoJournal

Los grandes proyectos mineros argentinos prometen mayor actividad y empleo para las provincias de la mano del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Frente a ese escenario, actores locales reclaman participación como proveedores, mientras que, del otro lado de la cordillera, Chile irrumpe con las décadas de ventaja que le permitieron desarrollar un ecosistema de proveedores maduro, experiencia operacional y estándares de clase mundial. También con un mensaje de cooperación que exagera en instalar, para reemplazar el de competencia, en un contexto en que la demanda argentina va a superar la capacidad local de proveedores.

El negocio argentino

Con 42.000 millones de dólares en inversiones al amparo del RIGI, Argentina se encamina a dar el mayor salto minero de su historia. Si los proyectos avanzan, hacia 2035 podría producir 1,25 millones de toneladas de cobre fino según proyecciones de un estudio de CAEM, la UIA y el BID y convertirse en el tercer productor regional, detrás de Chile (5,3 millones de toneladas) y Perú (2,7 millones), superando a México. En litio, un recorrido que ya inició, se espera un crecimiento de 244% desde las 116.000 toneladas de carbonato de litio equivalente producidas en 2025 a las 400.000 proyectadas en la próxima década.

Según datos de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) a los que accedió Econojournal, un emprendimiento de gran escala requiere 800 empresas proveedoras los primeros quince años durante la etapa de exploración y construcción y 550 en los 30 años siguientes que estima, en promedio, la operación.

“En cada proyecto el 85% del movimiento económico de CAPEX es para proveedores”, calcula Manuel Benítez, presidente de la Cámara Argentina de Proveedores Mineros (CAPMIN). Escalar estos valores a Vicuña (18.104 millones de dólares), El Pachón (9.500 millones de dólares) o, en su conjunto, a los quince proyectos presentados bajo el RIGI —nueve ya aprobados por 9.823 millones de dólares y seis en análisis por 32.855 millones adicionales—, da una dimensión del negocio.

El relevamiento de la oferta de proveedores que realizó el informe UIA-CAEM-BID identificó capacidades reales en el entramado industrial local: metalmecánica (estructuras, tanques, tolvas, bandejas, montajes, bombas, válvulas), química y petroquímica (reactivos e insumos, especialmente para litio), plásticos (cauchos, geomembranas, recubrimientos) y servicios (ingeniería, logística, mantenimiento, vehículos). “Hay clusters metalmecánicos en Santa Fe, Córdoba, el AMBA y en las mismas provincias mineras”, ejemplificó el representante del Departamento de Minería de la UIA Franco Mignacco este miércoles en la Jornada de Competitividad de la cadena de valor minera argentina que organizó el Senado, en un adelanto del informe que se presentará la semana que viene.

El entramado de proveedores todavía no cubre la demanda para un boom simultáneo de cobre y litio a gran escala. “En litio ya existe una primera camada de proveedores con experiencia real en el NOA — tecnologías de Extracción Directa de Litio (EDL), construcción y montaje en altura, operación de plantas, bombeo, piping, control de procesos y mantenimiento— y habría que analizar si ese aprendizaje se puede trasladar, en parte, a los grandes proyectos de cobre”, aseguró un consultor minero a este medio.

Los números chilenos

“Desde la última Arminera creció mucho el interés de los proveedores chilenos de acercarse al país entendiendo el aspecto de complementariedad y colaboración que se puede realizar”, señaló en diálogo con EconoJournal Constanza Alegría Pacull, directora comercial de ProChile, el organismo del Ministerio de Relaciones Exteriores chileno que promueve la internacionalización de empresas.

La ejecutiva explicó que las empresas chilenas atraviesan un proceso de internacionalización luego de expandirse a Perú, Ecuador y otros mercados regionales, y que hoy ven a Argentina como una oportunidad natural a partir del despegue del cobre. “Están entendiendo las regulaciones, que la propiedad de los recursos la tienen las provincias. Son esquemas muy distintos a los que hay que acostumbrarse”.

Alegría Pacull recordó que hace quince años había existido un primer desembarco de proveedores chilenos, especialmente en servicios profesionales de ingeniería, aunque ese proceso se frenó dadas las restricciones cambiarias y comerciales. Ahora, aseguran desde el sector, no existen barreras de entrada para operar en el país.

La principal cámara en Chile es la Asociación de Proveedores Industriales de la Minería (APRIMIN), creada en 2003 y que hoy reúne a 163 empresas proveedoras de bienes y servicios para la minería. Según datos de la entidad, sus asociados facturan en conjunto más de 20.000 millones de dólares anuales. En la última exposición minera en San Juan se reunieron con el proyecto Vicuña, pero el tema es tan candente por las enormes expectativas y necesidades de los proveedores locales, que no quisieron hablar con este medio.

Dentro de los rubros en los que se destacan los proveedores chilenos se encuentran servicios tecnológicos, innovación aplicada, ingeniería específica para minería y know how incorporado en los servicios.

La cooperación como estrategia

Econojournal supo que empresas chilenas como Excon, ICV, Vecchiola y MAZ Errazuriz ya analizan oportunidades en Argentina, especialmente en San Juan. Pese a los temores que existen entre empresarios argentinos sobre una eventual avalancha de proveedores chilenos, del otro lado de la cordillera el discurso dominante es el de la cooperación.

“Nuestra estrategia es trabajar con socios locales”, explicó a este medio Germán Andrés Rogers Tirado, de Mas Errázuriz Ingeniería y Construcciones, una proveedora chilena con 45 años de experiencia en minería subterránea y obras civiles, que participa de reuniones y licitaciones vinculadas a proyectos de cobre en Argentina. Según detalló, la lógica no responde a exigencias regulatorias sino a una decisión empresarial de asociarse con firmas argentinas que conozcan el territorio, las reglas provinciales y puedan aportar mano de obra local.

«Queremos tener el conocimiento de la zona con el player local que conoce las reglas del juego y poner nuestra experiencia al servicio del desarrollo de la minería en Argentina, aportando en la formación del personal local», explicó Rogers Tirado. «Los clientes que han aterrizado tienen estándares altos como BHP, quienes han sido clientes nuestros», agregó.

En la jornada del miércoles en el Senado, el secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero, matizó el alarmismo que despierta el tema con números de los expedientes de los RIGI aprobados al 31 de marzo de este año. Solo el 8% del gasto fue en proveedores del extranjero, mientras que el 92% fue contenido local. Y, del total local, el 73% fue invertido en proveedores de la provincia de origen del proyecto. Pero el propio Lucero advirtió que los desafíos en desarrollo de proveedores y mano de obra son de largo plazo: «Que este trabajo de desarrollo de proveedores no quede en una frase hecha que no nos lleve al acostumbramiento y nos venzan las dificultades».

Los puntos de mayor tensión

• Infraestructura portuaria

La cooperación, sin embargo, tiene límites: “El aspecto menos colaborativo son los puertos”, admitió Alegría Pacull. Chile busca posicionar su infraestructura portuaria, con capacidad instalada disponible, y logística para canalizar exportaciones argentinas, pero los pasos que conectan los dos países siguen siendo una limitación. Los corredores bioceánicos —Paso San Francisco y Aguas Negras— son obras pendientes que el sector reclama hace años.

• Tratado de Integración y Complementación Minera

El Tratado de Integración y Complementación Minera firmado entre Argentina y Chile en 1997 por los presidentes Carlos Menem y Eduardo Frei crea un marco legal para la explotación conjunta de recursos en zonas fronterizas, cubriendo aspectos aduaneros, tributarios, migratorios, laborales, ambientales, logísticos y de recursos energéticos e hídricos.

En la práctica, las compañías pueden requerir desde telecomunicaciones y caminos hasta ductos, líneas eléctricas o facilidades operativas compartidas entre ambos países, a partir de pedidos específicos elevados a la secretaría técnica binacional. “Sentó las bases de una colaboración Chile-Argentina a medida de lo que soliciten los actores inversionistas”, explica un informe realizado por la Cámara Chilena-argentina.

De acuerdo a información de la Cámara chileno argentina, actualmente hay firmados y vigentes en Pascua Lama, Los Azules, El Pachón, Filo del Sol, Josemaría, Los Helados. El distrito Vicuña —que agrupa a Josemaría, Filo del Sol, Los Helados y Lunahuasi— es el caso más visible. Por su cercanía a la frontera, su logística natural apunta a puertos chilenos.

La tensión aparece aquí al ahondar si beneficia a los dos países por igual. «Chile llega con una industria minera madura y capacidades instaladas; Argentina, con recursos geológicos a desarrollar y menor desarrollo institucional y logístico. Para Chile, el tratado es una vía para proyectar su ecosistema minero hacia los recursos argentinos«, señaló el consultor minero a este medio. «El Tratado Minero no es intrínsecamente pro-Chile o pro-Argentina; es pro-proyectos mineros. El país que tenga una estrategia más clara de desarrollo es el que va a capturar más valor».

La ministra de Energía de Chile, Ximena Rincón, que habló esta semana con EconoJournal, fue explícita sobre la visión desde Santiago: «Tiene que ser un win-win. La experiencia del pasado tiene que ser una lección para hacer las cosas bien.» Y lanzó una propuesta concreta: «Hay que hacer un acuerdo de integración energética. Combinar gas de ustedes, electricidad nuestra. A nosotros nos falta demanda en el sur y a ustedes en el norte.» Chile, dijo, tiene tanta energía renovable que la pierde. La minería argentina es el primer foco de demanda posible.

• Implementación del RIGI

El RIGI establece que el 20% del contenido debe ser nacional, aunque la norma está siendo debatida en su implementación. La industria local reclama que eso no alcanza para desarrollar un ecosistema de proveedores competitivo.

• Brechas estructurales

Las ventajas de proveedores locales que destacan actores relevantes del sector son la cercanía, que permite tiempos de entrega de hasta 60 días frente al lead time de proveedores de Asia o Europa en demandas puntuales, conocimiento del territorio y una atención cercana al cliente en los servicios de post-venta.

El informe UIA-CAEM-BID alerta por las brechas estructurales. Los equipamientos pesados y de mayor tecnología son de proveedores globales que no fabrican en el país. Las certificaciones requeridas como ISO 9001, 14001, 45001, ASME, API son costosas y complejas de obtener. “Falta escala, financiamiento y curvas de aprendizaje. Y en varios rubros, los costos argentinos todavía pueden duplicar los de Chile o Perú en etapas equivalentes”, señaló el consultor que habló con este medio.

El temor argentino a que Chile se quede con el negocio proveedor convive con anuncios de inversión en proyectos de cobre, oro y plata por 35.000 millones de dólares del otro lado de la cordillera, lo que supone una fuerte demanda interna de servicios, equipos y mano de obra especializada. “Va a haber una gran necesidad de dotación y empresas”, señaló Rogers Tirado. En este escenario, puede que falten proveedores especializados, personal capacitado y capacidad operativa para abastecer simultáneamente el boom de inversiones que se proyecta tanto en Argentina como en Chile.

, Natalí Risso

El Senado avanzó con la conformación de la Mesa Interjurisdiccional para el Desarrollo de los Mercados de Carbono que tendrá como objetivo impulsar un proyecto de ley que brinde un marco jurídico y regulatorio para los créditos de carbono generados a partir de proyectos verdes. En ese sentido, los integrantes de la mesa pidieron al gobierno nacional que se ajuste al mecanismo para la transacción de estos créditos contemplado en el Acuerdo de París, un paso ineludible para comerciarlos.

Durante el evento de introducción de la mesa, la senadora por Salta, Flavia Royón, y la senadora por Misiones, Sonia Rojas Decut, presentaron dos proyectos de ley para para despuntar el debate. Los créditos de carbono son unidades verificables de reducción, evitación o mitigación de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) originados a partir de proyectos verdes.

Los proyectos verdes, en tanto, pueden ser de reforestación, conservación de bosques, restauración de suelos o almacemaniento y captura de dióxido de carbono en proyectos de petróleo y gas natural, entre muchos otros.

Actualmente, distintos países tienen o están en vías de crear mercados de carbono para canalizar financiamiento hacia iniciativas verdes. Las empresas que necesitan cumplir con las legislaciones ambientales de sus países de origen buscan en estos mercados comprar créditos y compensar las emisiones que generaron en sus actividades económicas.

«Brasil, Perú, Costa Rica, Panamá, México y Colombia son países que avanzan en acuerdos y mecanismos para comercializar créditos de carbono. Esta mesa federal tiene que ser la incubadora de eso mismo», sostuvo a su turno, el secretario de Relaciones Económicas Internacionales de la Cancillería Argentina, Fernando Brun.

El Acuerdo de París, clave para monetizar créditos de carbono

El Estado argentino en 2016 adhirió al Acuerdo de París, un tratado internacional vinculante, cuyo objetivo es la eliminación de las emisiones de GEI para evitar un aumento en la temperatura global superior a 1,5°C. Las senadoras Royón y Rojas Decut destacaron en sus proyectos que el cumplimiento del artículo 6 del Acuerdo es un punto central para instrumentalizar en el país mercados de créditos de carbono internacionalmente creíbles.

“Pedimos por favor que Argentina presente sus contribuciones determinadas a nivel nacional. Es un paso ineludible para participar en los mercados internacionales de carbono y negociar acuerdos internacionales como lo establece el Acuerdo de París”, dijo la senadora por Salta y ex secretaría de Energía de la Nación.

El artículo 6 del Acuerdo de París establece las reglas para que los países puedan ajustarse al mecanismo para la transacción de créditos de carbono. Básicamente, los países deben presentar su Contribución Determinada a Nivel Nacional (NDC por sus siglas en inglés) para ajustarse a dicho mecanismo.

La NDC indica cuál es la meta de reducción de las emisiones de GEI que cada país se compromete a cumplir para alinearse con los objetivos del tratado internacional. En ese sentido, cada país debe especificar en qué sectores de la economía se buscarán reducir las emisiones y por cuántas millones de toneladas de dióxido de carbono equivalentes (MTCO2E). Las contribuciones nacionales deben ser actualizadas cada cinco años.

La Subsecretaría de Ambiente de la Nación anunció en noviembre de 2025 la presentación de la tercera NDC argentina. Sin embargo, el nuevo objetivo de reducción de emisiones resultó menos ambicioso con respecto a la NDC de 2021.

La nueva contribución nacional determinada consiste de una meta de emisiones netas de hasta 375 MTCO2E para 2030 y 2035. En contraste, la meta presentada en 2021 fue de hasta 349 MTCO2E. A pesar del anuncio, la tercera NDC no fue elevada a la Convención Marco de la Naciones Unidas sobre Cambio Climático.

Fuentes consultadas por EconoJournal explicaron que aún falta ordenar los objetivos de reducción de emisiones a través de proyectos estratégicos o por sector económico para que los privados puedan generar y comerciar en el extranjero sus créditos de carbono a partir de proyectos verdes sin poner en riesgo el cumplimiento de la NDC argentina.

«Cuando una empresa vende un crédito de carbono al exterior, esa reducción de emisiones ya no puede contarse dos veces. Por eso, el país donde se generó el crédito debe autorizar la operación y descontar esa reducción de su propia meta climática nacional, ya que será utilizada por el país que la compra para cumplir sus objetivos de reducción de emisiones», explicó Verónica Tito, abogada y consultora en Regulación Energética, Transición y Sustentabilidad.

Un ejemplo concreto de la falta de ordenamiento ocurre en Misiones. Los proyectos de protección de bosques englobados en el programa provincial REDD+ forman parte de la NDC argentina, aunque no existe el marco jurídico habilitante para comerciar los créditos de carbono generados.

«Queremos solicitar a las autoridades nacionales que puedan facilitarnos los mecanismos para realizar los ajustes necesarios para que provincias como Misiones puedan integrar al mercado internacional sus créditos de carbono certificados por la deforestación evitada», dijo Rojas Decut.

Qué proponen los proyectos de Mercados de Carbono

EconoJournal accedió a los proyectos presentados por las senadoras Royón y Rojas Decut. Sintéticamente, los textos proponen crear un marco jurídico y regulatorio para la creación de mercados voluntarios de carbono, con algún tipo de régimen registral nacional destinado a garantizar la identificación y seguimiento de los proyectos, resultados de mitigación y créditos de carbono, con el objetivo fundamental de garantizar la trazabilidad en el comercio de los títulos y evitar la doble contabilización de emisiones.

«La ausencia de un marco regulatorio adecuado puede generar riesgos de doble contabilización, falta de transparencia, baja confianza de los mercados, conflictos jurisdiccionales y debilitamiento de la integridad ambiental de los proyectos», justifica en sus fundamentos el proyecto de Royón.

Los proyectos enfatizan el reconocimiento del dominio originario de las provincias sobre los recursos naturales existentes en su territorio. El proyecto de la senadora por Salta establece que los créditos pertenecerán a los titulares de la tierra o a quienes estos cedan sus derechos bajo jurisdicción provisional.

«En esa línea, el proyecto permite que las provincias creen sus propios registros de carbono, siempre que sean interoperables con el ReNaRe y adopten protocolos que impidan el doble conteo», establece el texto.

En tanto, el proyeto de la senadora por Misiones propone la integración de los activos ambientales al mercado de capitales nacional, reconocinedo la competencia de la Comisión Nacional de Valores respecto de las actividades comprendidas en el régimen de oferta pública.

«Los créditos de carbono y demás activos ambientales podrán actuar como activos subyacentes o respaldo de obligaciones negociables, fideicomisos financieros, fondos comunes de inversión, contratos derivados y otros instrumentos financieros autorizados por la normativa vigente», explica en sus fundamentos el texto presentado por Rojas Decut.

, Nicolás Deza

Nucleoeléctrica Argentina (NASA) obtuvo una nueva licencia de operación de la central nuclear Atucha II. La licencia le permitirá a la empresa generadora estatal operar el reactor durante diez años más. La empresa ya había obtenido la prórroga de la licencia en tres ocasiones previas.

En efecto, y según la resolución 135 de la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN) a la que accedió EconoJournal, el ente nacional regulador del sector nuclear, aprobó la solicitud que Nucleoeléctrica presentó el 3 de marzo de este año para renovar la licencia de operación de Atucha II hasta el 26 de mayo de 2036.

La ARN tiene la facultad de otorgar, suspender y revocar las licencias de construcción, puesta en marcha, operación y retiro de servicio de centrales
de generación nucleoeléctrica, categorizadas según la normativa como «Instalaciones de Clase I».

Nueva licencia de operación para la central Nuclear Atucha II

La central nuclear Atucha II es la tercera central nuclear que se inauguró en la Argentina. El reactor alcanzó su primera criticidad en 2014. El proceso de licenciamiento para poder operar comercialmente concluyó en 2016, con el otorgamiento de una primera licencia de operación por un plazo de cinco años.

Esta licencia fue prorrogada en tres ocasiones, sujetas siempre al cumplimiento de una serie de acciones correctivas de mejora que fueron evaluadas e inspeccionadas por la ARN. La última prórroga fue aprobada por la ARN el 28 de febrero de 2024 y vencía el 26 de mayo de 2026.

Atucha II tiene una potencia de diseño de 745 MW (brutos). Es la unidad generadora más potente del país. La ARN autorizó en enero de este año a Nucleoeléctrica a elevar la potencia del reactor al 100%, luego de estar siete años operando bajo un esquema de potencia reducida debido a un incoveniente originado en una de las bombas de circulación del agua pesada en el circuito primario del reactor.

Bajo supervisión de la ARN, los equipos profesionales y técnicos de Nucleoeléctrica fueron realizando trabajos de corrección para ir incrementando la potencia progresivamente.

, Nicolás Deza

La distribución eléctrica dejó de ser un eslabón secundario dentro de la cadena energética para convertirse en uno de los pilares centrales de la transición energética. La electrificación de la demanda, el crecimiento de la generación distribuida y la incorporación de nuevas tecnologías hacen que las redes aparezcan como el principal desafío, y al mismo tiempo como la mayor oportunidad para transformar el sistema eléctrico de América Latina.

Ese fue el eje de ADELATAM26, la conferencia de distribución eléctrica “Redes que transforman la energía del futuro”, que se llevó a cabo entre el 20 y 21 de mayo n el hotel DoubleTree by Hilton Buenos Aires. El encuentro sirvió como un espacio regional de articulación entre empresas, reguladores, inversores y especialistas donde se debatió cómo acelerar la modernización de las redes y reducir las brechas de infraestructura y digitalización en la región.

Organizado por la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT), el evento hizo foco en el rol preponderante de las redes. ¿Por qué? Básicamente porque consideran que el principal cuello de botella para avanzar al ritmo que exige la transición energética está en la capacidad de las redes de distribución para operar en tiempo real, integrar recursos energéticos distribuidos y adaptarse a estándares crecientes de resiliencia frente a eventos climáticos extremos.

En efecto, América Latina enfrenta desafíos estructurales que van desde altos niveles de pérdidas eléctricas y marcos regulatorios desactualizados hasta la necesidad de realizar inversiones millonarias en digitalización, automatización y medición inteligente. En ese contexto, sostienen que la distribución eléctrica dejó de ser un negocio de bajo crecimiento para convertirse en un activo estratégico clave para el futuro energético de la región.

El peso de la infraestructura en la transición energética

La transición energética dependerá, en gran medida, de cómo la distribución eléctrica sea convertida en una infraestructura inteligente, visible y gestionable en tiempo real. ADELATAM 2026 fue justamente un espacio para debatir sobre este punto y posicionar el rol de las redes eléctricas como habilitadoras de esa transición.

Puntualmente, durante el evento se debatieron y expusieron modelos de negocio y marcos regulatorios con un objetivo claro: favorecer las inversiones sostenidas y alinear a todos los actores -reguladores, empresas, inversores y proveedores tecnológicos- en una agenda común.

En este contexto, el principal desafío no es simplemente adoptar nuevas tecnologías sino hacerlo de formar eficiente en cada modelo operativo y regulatorio. Esto es, la capacidad de gestionar datos, integrar recursos y optimizar operaciones.

En paralelo, la región debe evolucionar desde modelos centrados en costos hacia esquemas orientados al desempeño. Entre las principales necesidades mencionaron el reconocimiento de inversiones en digitalización, incentivos vinculados a calidad y resiliencia, mecanismos previsibles de recuperación de inversiones y adaptaciones tarifarias que permitan señales eficientes.

, Redaccion EconoJournal

Naturgy obtuvo el cuarto puesto en la categoría “Energía” de la edición 2025 del prestigioso ranking Merco ESG de Argentina, consolidando su compromiso con la sostenibilidad y la gestión responsable de su negocio.

En un contexto socioeconómico marcado por los conflictos geopolíticos, la volatilidad de los precios de la energía, el desafío del cambio climático y las crecientes desigualdades, Naturgy reafirma su compromiso con la sostenibilidad y la creación de valor para la sociedad.

El nuevo propósito de la compañía: Facilitar tu relación con la energía cada día, representa una declaración de intenciones sobre el tipo de compañía que Naturgy quiere seguir construyendo: un equipo confiable que trabaja por y para las personas, en evolución continua y con el fin último de ser la mejor elección para todos sus públicos cada día. 

Sostenibilidad en el sector energético

Así, la compañía enfrenta los desafíos actuales y futuros a través de su Plan de Sostenibilidad 2025-2027, que establece objetivos ASG para todas sus operaciones en Argentina. Estos indicadores forman parte central de la estrategia corporativa y están alineados tanto con los marcos regulatorios como con los aspectos específicos definidos por Naturgy como materiales para una adecuada gestión, sistematización y monitoreo de su desempeño en sostenibilidad.

Con más de 2,5 millones de clientes en distintas regiones de Argentina, Naturgy continúa poniendo a las personas en el centro de su estrategia, brindando energía segura, accesible y cada vez más sostenible, mediante soluciones innovadoras, experiencias digitales y un firme compromiso con la transparencia, la cercanía y la atención personalizada.

El ranking Merco es un referente global en la evaluación de la reputación corporativa que valora la gestión de la responsabilidad social y el gobierno corporativo de las empresas. Su metodología rigurosa se basa en un exhaustivo análisis que incluye encuestas a directivos, expertos en RSE, analistas financieros, periodistas, ONG, sindicatos y asociaciones de consumidores, lo que le confiere un valor significativo al reconocimiento.

Ser destacados en este ranking es un reflejo del esfuerzo y la dedicación de Naturgy por generar un impacto positivo en la sociedad y el entorno.

Para más información sobre el ranking: Ranking Merco Responsabilidad ESG Argentina.

Para conocer en detalle la política de sostenibilidad de Naturgy: ver Reporte integrado.

, Redaccion EconoJournal

La viabilidad de la transición energética en América Latina no depende únicamente de la tecnología, sino de la transformación de los esquemas financieros que la sustentan. Se trata de un desafío en el cual los especialistas entienden que los modelos de remuneración tradicionales resultan obsoletos frente a una infraestructura que demanda previsibilidad y eficiencia.

Durante el panel «Tarifas inteligentes: nuevos modelos de sostenibilidad financiera y reconocimiento de costos», desarrollado en Adelatam 2026, referentes de la región coincidieron en que las redes eléctricas del futuro exigen inversiones masivas en digitalización y resiliencia climática. Ante este panorama el debate es cómo financiarlas, sobre todo en mercados con fuertes restricciones macroeconómicas y aspectos regulatorios pendientes.

El debate contó con la participación de Diego Brancher, coordinador de Regulación Tarifaria de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica de Brasil (ANEEL); Julio Pungan, CFO de Centrais Elétricas de Santa Catarina S.A. (Celesc); Rodrigo Santander, jefe Legal y Regulatorio de EDESA S.A.; y Raúl Bertero, vicedecano de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Buenos Aires (UBA) y presidente del Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética (CEARE).

Las ideas centrales del encuentro giraron en torno a la necesidad de implementar mecanismos de anticipación regulatoria, optimizar la eficiencia operativa para garantizar la sostenibilidad económica y redefinir la relación con el usuario. Los expertos destacaron que la incorporación de medidores inteligentes y la gestión de la demanda horaria representan el camino más viable hacia un sistema con menores costos globales.

En el mismo panel, se remarcó el rol de los entes reguladores tal como se analizó en otras mesas que componen la agenda de Adelatam, los que se entiende deben actualizar sus criterios para incentivar la innovación y asegurar que los sectores más vulnerables de la sociedad participen de los beneficios de la modernización.

Experiencias de avances normativos en Brasil

Brancher expuso los avances normativos de Brasil a partir de convocatorias públicas que promueven la flexibilidad en el sector de la distribución. El funcionario de ANEEL detalló que se definieron 10 proyectos que involucran a 14 distribuidoras de electricidad en Brasil. «Vamos a facturarles de una manera diferente a aproximadamente 60.000 consumidores, que es una cifra significativa».

«Creamos un modelo interesante donde les dimos a las distribuidoras autonomía para probar tarifas diferenciadas -explicó. Allí el agente regulador no le está diciendo a la distribuidora qué hacer; está supervisando y monitoreando».

El especialista consideró que la asimilación del nuevo esquema tarifario por parte del usuario final requiere una evolución en las estrategias informáticas de las empresas del sector. «Quizás más importante que el diseño de la tarifa en sí es la comprensión del consumidor y su capacidad para aceptarla y reaccionar a ella. Es fundamental que los consumidores de electricidad en Brasil y Latinoamérica comprendan la importancia del sector y acepten esta nueva necesidad de inversión, que probablemente resultará en tarifas más altas», entendió Brancher.

A su turno, Pungan compartió la experiencia de gestión en el estado de Santa Catarina, donde la demanda energética se ubica por encima de la media nacional, obligando a buscar alternativas de financiamiento competitivas en un contexto macroeconómico complejo. «El sector de la distribución está entrando en un nuevo nivel de inversión, y cómo se realizan inversiones calificadas dentro del escenario macroeconómico quizás sea el mayor desafío para todas las empresas de distribución».

El CFO de Centrais Elétricas de Santa Catarina describió cómo un proyecto piloto implementado junto al Banco Interamericano de Desarrollo (BID) permitieron expandir la colocación de tecnología de medición en centros urbanos clave.

«Llevamos a cabo un proyecto de red inteligente con un plan piloto en un pequeño municipio de Santa Catarina, con 40.000 consumidores. Y los resultados son extremadamente favorables en reducción de costos y la mejora de la eficiencia, lo que proporciona un balance muy favorable para la empresa en términos de posibilidades de obtener nuevos recursos y realizar nuevas inversiones», detalló el ejecutivo.

Argentina y el camino de innovación

Rodrigo Santander analizó las limitaciones estructurales que poseen las legislaciones vigentes en la región para acompañar la evolución tecnológica. «Todos estamos hablando de la transición energética, con la innovación permanente, con todos los institutos que van apareciendo, con el paradigma que constantemente va evolucionando y nos va pidiendo cada vez más inversión. Pero por otro lado, en la Argentina y en Latinoamérica tenemos una regulación pensada para otros tiempos«

«Los reconocimientos tarifarios sobre toda tecnología son ex post, con lo cual no hay previsibilidad, la mayoría de las tarifas se siguen rigiendo por el sistema Price Cap en Latinoamérica, entonces no hay mucho lugar para incentivos en todo este escenario», precisó el asesor legal de la compañía distribuidora salteña y miembro de Adelat.

Frente a este panorama, Santander ponderó la adopción del modelo de sandbox regulatorio, una herramienta de experimentación tomada de la experiencia brasileña que ya se implementa con dos proyectos pilotos en Salta. «Estamos embarcados en intentar, bajo una nueva lógica, normalizar barrios populares con una tarifa reducida, pero también con un régimen de calidad diferenciado, y que posteriormente vaya convergiendo a la normalidad regulatoria, que son las bondades que nos permite un sandbox. Poder aplicar, en conjunto con el regulador, una normativa particular para tratar un tema de innovación regulatoria».

El cierre del panel estuvo a cargo Raúl Bertero, quien aportó una perspectiva histórica al señalar que «el modelo regulatorio de la Argentina fue tomado de lo más avanzado que había en la época que se hizo la privatización en los 90, que era el modelo inglés, e ingresó en crisis en el 2001. Cuando hablamos de tarifas inteligentes, diría que en ese ciclo que ocurrió después, se tomaron muchas medidas justamente no inteligentes. Hay un montón de cosas que arreglar de ese sistema».

«Entonces, cuando nosotros tenemos que modernizarnos, hay una inversión para hacer, que es muy difícil cuando todavía se están recuperando tarifas que están atrasadas respecto de la realidad», puntualizó el académico. No obstante las dificultades del contexto actual, Bertero proyectó un escenario de alta eficiencia regido por tarifas horarias dinámicas y tecnología descentralizada, advirtiendo sobre la responsabilidad social que debe asumir la regulación.

«Va a haber que hacer un cambio de modelo, va a haber que ir a las tarifas inteligentes porque eso es menores costos y más eficiencia. Pero el centro de eso, son los medidores inteligentes. Este futuro donde llegas a la casa y ya prendiste el aire acondicionado con el celular no se debe lograr agudizando las enormes diferencias sociales que hay en Latinoamérica. La regulación tiene que paliar y ayudar a que esos barrios populares sean consumidores, protegidos, modernizados«, advirtió.

, Ignacio Ortiz

La Corte Suprema de Justicia rechazó este jueves por falta de pruebas una demanda por supuesta contaminación iniciada por la Asociación de Superficiarios de la Patagonia (Assupa) contra YPF, Pampa Energía, Pan American Energy, Chevron y otras empresas que operan en Vaca Muerta. En un fallo de once páginas firmado por Horacio Rosatti y tres conjueces, dada la excusación de los ministros Carlos Rosenkrantz y Ricardo Lorenzetti, el tribunal cuestiona en duros términos a la ONG por no conectar en ningún momento los hechos concretos que denuncia con conductas específicas de las firmas demandas. De este modo se cierra la causa iniciada en 2004.

“Vaguedad e impresión”

“Pese a que en más de una ocasión durante el prolongado trámite de la causa esta Corte advirtió a la parte actora acerca de la vaguedad e imprecisión de sus afirmaciones relativas a los hechos en los que pretende sustentar su demanda, cabe concluir que no se encuentran cumplidas las condiciones necesarias para avanzar a la siguiente etapa procesal, debido a que no pudieron identificarse daños ambientales colectivos de carácter interjurisdiccional que remediar”, remarca el fallo.

De este modo, el tribunal le apunta de lleno a la estrategia judicial de ciertas ONGs que promueven causas, sin haber reunido elementos esenciales para accionar, y luego buscan negociar con los demandados.

“La prueba ofrecida por la actora no persigue la corroboración de circunstancias fácticas, sino que pretende una investigación sobre las conjeturas formuladas en la demanda y sus ampliaciones, vinculadas al daño ambiental que –presumiblemente, según sus afirmaciones– generaría la actividad hidrocarburífera en cualquiera de sus formas, para incorporar eventualmente hechos relativos a daños ambientales colectivos de base interjurisdiccional”, agrega la Corte.

Para demostrar esto el tribunal recuerda a modo de ejemplo que Assupa propuso como puntos periciales de ingeniería ambiental que se “determine el estado ambiental de suelos, acuíferos y cursos de agua en las áreas operadas por cada demandada”; que se “identifique los focos de contaminación” y que se “establezca la atribución causal del daño a la actividad de cada operadora”. “Ello demuestra que la actora no se encuentra en condiciones de precisar alguna circunstancia de tiempo, modo y lugar en que se habrían producido los hechos dañosos que denuncia y, menos aún, de atribuirles ni siquiera verosímilmente la interjurisdiccionalidad requerida en este proceso”, cuestiona el fallo.

El rechazo del carácter interjurisdiccional del hecho resulta clave porque la Corte solo interviene en los casos de daño ambiental colectivo de base interjurisdiccional, por resultar de competencia local las cuestiones de esa naturaleza que no superan el ámbito provincial. “Los listados de incidentes ambientales, informes, dictámenes, instrumentos, registros e imágenes originadas en organismos públicos de los que pretende valerse Assupa para sustentar sus afirmaciones, así como la mera determinación de la superficie de las áreas concesionadas o el hecho de que la ´Cuenca Neuquina´ abarque más de una provincia, no resultan suficientes para asignar interjurisdiccionalidad al daño ambiental denunciado”, sostiene el tribunal en otro fragmento en el que pareciera ensañarse con el demandante por la falta de rigurosidad con la que llevó adelante la denuncia.

Un antecedente muy crítico

La Corte ya había sido muy crítica con Assupa en diciembre del año pasado cuando rechazó una medida cautelar que había solicitado la demandante. En esa oportunidad el tribunal aseguró que la ONG no había identificado eventos contaminantes precisos, ni lugares claramente delimitados, ni momentos, ni responsables individualizables, sino que se limitaba a afirmar la existencia de “incidentes ambientales” en abstracto en la Cuenca Neuquina.

El supuesto daño ambiental que había invocado Assupa se fundaba en las conclusiones del documento titulado “Relevamiento de la cuenca hidrocarburífera Neuquina mediante tecnología geoespaciales” realizado a su pedido por la empresa Astecna S.A. y que la asociación había adjuntado a su demanda.

Assupa afirmaba que ese documento constituía una “prueba de gran peso corroboratorio relativo al daño ambiental”, pero la Corte le respondió entonces “que tal aseveración no se verifica en la medida en que este relevamiento no menciona pasivos ambientales concretos que deriven de la actividad hidrocarburífera, ni conecta daños con eventos específicos atribuibles a los sujetos demandados.

En la parte denominada “Finalidad del Trabajo”, el informe de Astecna afirmaba que “a través de las fotos de alta resolución se observa en detalle la magnitud de las locaciones petroleras, el impacto de las mismas sobre los ríos aledaños y el efecto de las picadas 3D sobre el terreno”. Eso llevó a la Corte a sostener que “las conclusiones generales del relevamiento no explicitan ningún hecho concreto y en tal sentido no ‘corroboran’ -tal la expresión utilizada por la actora- ningún daño ambiental atribuible a algún sujeto específico”.

Además, la Corte había manifestado ya en ese momento su asombro por “una inverosímil propuesta consistente en invertir la carga de la prueba al considerar que los demandados no han probado que ‘la zona por la que se acciona no se encuentre dañada ambientalmente’. Aun desde una perspectiva dinámica de la carga probatoria, los términos en que formula el punto no permiten advertir por qué razón considera que su parte se encuentra exenta de toda obligación de precisar las circunstancias en las que se habrían producidos los hechos dañosos que denuncia”.

En este nuevo fallo donde cierra la causa, la Corte vuelve a cuestionar a ASUPPA por no presentar pruebas ya que eso impide a los demandados “identificar al verdadero autor del eventual daño o acreditar su no pertenencia al grupo causante de aquel, así como a proteger el derecho –de igual matriz constitucional y tan merecedor de protección como los invocados por la demandante– de saber exacta y precisamente por qué se las demanda y, principio de congruencia mediante, a qué y a cuánto podrán ser condenadas por la sentencia judicial que ponga fin al proceso declarando el derecho de las partes”

, Fernando Krakowiak

NEUQUÉN.- La gestión de Rolando Figueroa en Neuquén obtuvo un respiro para sus finanzas en abril, apalancado en una fuerte suba de las regalías de petróleo, el principal recurso de la provincia que concentra la actividad de Vaca Muerta. 

El incremento se explica, principalmente, por la suba del precio del barril de petróleo que generó la guerra en Medio Oriente, con picos que se mantienen desde hace dos semanas por encima de los 100 dólares. No así por las otras dos variables que componen las regalías, producción y tipo de cambio, que se mantuvieron estables en el mes.

La mejora, sin embargo, es seguida con prudencia por el gobierno: asegura que no alcanza para compensar el desequilibrio que hubo el año pasado cuando, a la inversa, los precios cayeron, y que tampoco empata con la inflación en pesos que empuja el gasto. 

El principal, destinado al pago de salarios de empleados públicos, se ajusta trimestralmente con el Índice de Precios al Consumidor (IPC) por el acuerdo que firmó la gestión de Figueroa con los gremios estatales a principios de año.

Regalías, al tope de los ingresos

Según los datos que publicó el ministerio de Economía de la provincia, Neuquén embolsó el mes pasado 577.754 millones de pesos de los cuales el 53% correspondió a regalías. Más de 252.000 millones fueron de petróleo, que experimentaron un aumento del 50% respecto de marzo.

Desde el inicio del 2026, se habían mantenido en un promedio de 170.000 millones de pesos mensuales y en el Ejecutivo ya habían anticipado que el efecto de los vaivenes de la guerra recién se vería en el segundo trimestre: las petroleras finalmente liquidaron a un precio por encima de los 90 dólares, lo que tuvo impacto para la Provincia también en Ingresos Brutos.

Las de gas también crecieron, pero en una medida mucho más modesta. El gobierno tiene hoy a las regalías petrolíferas que deja la producción en Vaca Muerta como su principal fuente de recursos corrientes, seguida por la recaudación de Ingresos Brutos, que también va de la mano de la actividad.

Esa suerte de pirámide invertida se completa, en orden descendente, por la coparticipación nacional, las regalías de gas, los regímenes especiales federales, el impuesto a los Sellos, los recursos provenientes del canon extraordinario de producción que aportan las operadoras y el Impuesto Inmobiliario.

Gastos que suben, municipios que demandan

Neuquén viene sosteniendo su fórmula de equilibrio fiscal con obra pública, que busca diferenciarse de la aplicada por la gestión de Javier Milei, aunque cada vez con márgenes más ajustados. 

“Ahora todos ven el aumento de las regalías, pero nadie dijo nada cuando el barril cayó a 55 dólares”, plantearon desde la gobernación para matizar el impacto de este salto extraordinario de abril.

Es que Figueroa sigue viendo un escenario delicado en tanto el gobierno nacional no pueda contener la inflación y mantenga un dólar “flat”.

La Provincia destina más del 60% de sus ingresos totales al pago de sueldos, por encima del billón de pesos por trimestre, y el grueso del resto lo reparte entre las transferencias a municipios de la provincia y el plan de infraestructura, que es ambicioso y se convertirá en el plafón político del 2027.

Los intendentes recibieron con alivio el dato de abril tras meses de caída real y nominal en los envíos de coparticipación provincial. En abril, Figueroa repartió fondos automáticos por 83.744 millones de pesos, el número más alto desde enero.

La baja de los primeros meses del año llegó a afectar incluso a Neuquén capital, pese a ser la única ciudad con independencia económica del gobierno provincial, y fue aún más pronunciada en municipios del interior que dependen de esos recursos para el pago de sueldos.

, Andrea Durán

La Cámara de Diputados dio media sanción a un proyecto de ley con formato de mini ómnibus que incluye una serie de modificaciones regulatorias sobre distintas normas vinculadas al sector energético. La más relevante apunta al funcionamiento del régimen de Zona Fría, uno de los esquemas de subsidios más sensibles del mercado de gas natural.

La iniciativa obtuvo 132 votos afirmativos y ahora deberá ser tratada por el Senado. El objetivo oficial es reformular un régimen que, según interpretan en el área energética, terminó desnaturalizándose tras la ampliación aprobada en 2021 durante el gobierno de Alberto Fernández.

El régimen de Zona Fría había sido creado originalmente en 2002 para subvencionar a usuarios residenciales emplazados en regiones donde la severidad climática es indiscutible, como la Patagonia, Malargüe y la Puna. Sin embargo, en 2021 el esquema se amplió de manera significativa mediante la Ley 27.637, impulsada políticamente por Máximo Kirchner, incorporando grandes centros urbanos y regiones cuya pertinencia dentro del régimen siempre fue mucho más discutida desde el punto de vista técnico y fiscal, como 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.

Esa ampliación elevó el alcance del régimen hasta abarcar a más de 4 millones de usuarios y convirtió al esquema en uno de los componentes más relevantes dentro de la masa de subsidios energéticos que financia el Estado nacional.

El cambio central: cómo se calculará el subsidio

El proyecto aprobado en Diputados propone volver parcialmente al esquema previo a 2021, aunque introduce un cambio estructural en la forma de calcular el beneficio.

Hasta ahora, los usuarios alcanzados por Zonas Fría recibían una bonificación del 30% o del 50% sobre el total de la factura de gas. El nuevo proyecto modifica ese criterio y establece que el subsidio sólo se aplicará sobre el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), que es apenas uno de los tres componentes que integran una factura residencial.

Los otros dos componentes son el Valor Agregado de Distribución (VAD), que explica gran parte del cargo fijo que pagan los hogares; y el costo del transporte troncal del gas natural. Sobre esos dos segmentos de la tarifa el Estado dejará de cubrir el descuento que actualmente financia.

Eso implica que incluso los usuarios que permanezcan dentro del régimen —principalmente hogares de la Patagonia, Malargüe y la Puna— registrarán incrementos en sus facturas si el proyecto termina convirtiéndose en ley.

Según cálculos preliminares realizados por consultores consultados por EconoJournal, en provincias como Neuquén el aumento promedio podría ubicarse en torno al 20% de la factura final residencial.

En regiones con mayor severidad climática y menor densidad poblacional, como Tierra del Fuego o el sur de Santa Cruz, el impacto podría ser todavía mayor y trepar hasta niveles cercanos al 30%.

Qué pasará con los usuarios que salen del régimen

El impacto más significativo recaerá sobre los entre 3 y 3,5 millones de usuarios que habían sido incorporados al régimen tras la ampliación de 2021 y que ahora quedarían excluidos del esquema general de zonas frías.

Esos usuarios dejarán de percibir descuentos de entre el 30% y el 50% sobre sus facturas de gas, por lo que el aumento relativo será considerablemente más elevado que el que enfrentarán los usuarios patagónicos que continúen dentro del sistema.

Los usuarios que formaban parte del régimen ampliado de Zonas Fría y que ahora perderán esa condición seguirán recibiendo una bonificación adicional que, tal como marca el proyecto aprobado en Diputados, estará asociada al esquema de Segmentación Energética Focalizada (SEF).

Fuentes cercanas al área energética del gobierno indicaron ayer que esa subvención adicional implicará una ampliación del 20% del bloque de consumo subsidiado que actualmente poseen los usuarios vulnerables identificados dentro del esquema SEF.

El sistema prevé que cada subzona de cada distribuidora tenga asignado un bloque específico de consumo medido en metros cúbicos. Lo que habilita la iniciativa aprobada en la Cámara Baja es que ese bloque subsidiado se incremente un 20% para los hogares que ya están incluidos dentro del régimen de segmentación.

El costo fiscal detrás de la reforma

En términos prácticos, el gobierno apunta a reordenar un régimen que en los últimos años perdió focalización y terminó expandiéndose de manera significativa, generando un elevado costo fiscal para el Tesoro nacional.

Si bien el régimen de Zona Fría debería autofinanciarse a partir de un recargo del 7,5% incluido en las facturas de gas que pagan todos los usuarios del país, los recursos recaudados no alcanzan para cubrir el costo total del sistema.

Según estimaciones del sector energético, el Tesoro debe aportar entre 300 y 400 millones de dólares anuales para garantizar el funcionamiento del régimen.

Ese peso fiscal es uno de los principales drivers que explican la decisión del gobierno de avanzar con esta reforma legislativa, en línea con el objetivo más amplio de reducir subsidios energéticos y ordenar las cuentas públicas.

Al mismo tiempo, la discusión vuelve a poner en el centro uno de los debates estructurales de la política energética argentina: hasta qué punto debe sostenerse un esquema amplio de subsidios generalizados en un contexto de restricción fiscal y de recomposición gradual de tarifas impulsada por la administración de Javier Milei.

, Nicolas Gandini

Esteban Kiper, consultor de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade) y exgerente general de Cammesa, advirtió sobre el riesgo de que la transición energética en la región derive en un mecanismo de transferencia de costos regresivo.

El especialista planteó que, si las reglas de juego no se planifican con precisión, la modernización tecnológica y la adopción de recursos como la generación distribuida por parte de los sectores de mayores ingresos terminarán siendo financiadas a través de la factura de los usuarios más vulnerables que quedan al margen del sistema.

Esta advertencia central cruzó el debate del panel «Regulación para una red en transición: el nuevo rol de la distribución eléctrica«, desarrollado en el encuentro internacional Adelatam 2026. La sesión reunió a Silvana Stochetti, abogada senior de Edenor, y Lucía Spinelli, especialista senior en Energía del Banco Mundial, para analizar junto al consultor de Olade la urgencia de actualizar marcos normativos diseñados para el siglo pasado.

El testimonio de Kiper introdujo la mirada más política de la mesa al advertir que los nuevos marcos regulatorios deben «adelantarse a los desequilibrios de la generación distribuida domiciliaria, para evitar el desfinanciamiento de las distribuidoras» cuando los clientes de mayor poder adquisitivo colocan paneles solares asumiendo el rol de prosumidores y se corren del sistema tradicional.

El analista alertó sobre el riesgo de que la transición tecnológica altere el sostenimiento de la infraestructura física indispensable para la población y reclamó firmemente «que esos problemas no se resuelvan cargando en la factura de los no adoptantes el costo de sostenimiento del sistema para evitar que la red sea más regresiva».

En esa misma línea, el consultor de Olade llamó a evaluar con pragmatismo las realidades locales antes de adoptar de forma acrítica las tendencias de los mercados desarrollados, sobre todo en un contexto regional con empresas que apenas están regularizando su situación financiera.

Para el especialista, el verdadero desafío de la transición en América Latina es «cómo ordenamos este problema de que las distribuidoras pierden ingresos y hay que cargarlo sobre los sectores de menor poder adquisitivo que no acceden a instalar nueva tecnología». Al respecto, sugirió avanzar de forma gradual mediante pruebas piloto y señales de precios precisas para «evitar cometer errores por seguir tendencias que después cuesta mucho resolver«.

Por último, el consultor de Olade abordó el impacto de la transición a gran escala regional y diferenció los debates macroeconómicos de la realidad cotidiana de las redes de distribución. Kiper explicó que los acuerdos internacionales y la infraestructura mayorista para la integración regional corren por carriles de «utility scale» (proyectos a gran escala) para aprovechar recursos complementarios, pero remarcó que ese proceso solo será exitoso si se traduce en mejoras palpables.

«Que ese desarrollo no sea una oleada, sino ver cómo todas las herramientas que van apareciendo sirven para la seguridad operativa, la eficiencia, bajar los costos a los usuarios y tener sistemas mejores«, donde variables básicas como las horas de cortes y la capacidad de respuesta sigan siendo centrales.

Cómo abordar las asimetrías desde el regulador

Por su parte, Spinelli aportó la perspectiva del Banco Mundial y advirtió sobre la profunda asimetría estructural que condiciona la modernización en la región, remarcando que «la regulación va por un lado y la tecnología va por el otro». Para la especialista, el desafío inicial de los gobiernos es comprender que «partimos de sistemas con pocos actores, centralizados, unidireccionales y ahora vamos a sistemas bidireccionales, con muchos actores con demandas que surgen y escalan rápidamente«.

«Estamos hablando de una nueva dimensión de datos y que no hay conocimiento en muchas distribuidoras, y ni hablar en los reguladores. Hay que entender que existe gran diversidad, que los puntos de partida son distintos, que los reguladores entiendan las tecnologías disponibles y cómo fomentar su adopción, pero que hay cuestiones básicas vigentes con problemas que son capas geológicas para algunas distribuidoras», aseguró.

En un segundo orden, Spinelli analizó las condiciones de la banca multilateral para respaldar proyectos de infraestructura y aclaró que la innovación no será eficaz si existen situaciones previas no resueltas en las redes. En ese sentido, puntualizó que el organismo busca «asegurar que las inversiones sean viables y moverse a incentivos o esquemas que remuneren el desempeño va a incentivar a la adopción de la tecnología», abriendo la puerta a un recupero financiero sustentable siempre y cuando «la regulación remunere y permita el repago de la inversión».

A su turno, Stochetti analizó el impacto del nuevo escenario normativo en la Argentina y cómo la agenda global interpela la realidad de los operadores locales. La abogada senior de Edenor destacó que «el interrogante de si las normas de ayer siguen regulando las leyes del Siglo XXI, interpela a todas las distribuidoras. Hay que aggionarse y que estas nuevas reglas esten a la altura de la modernización y la adopción de las tecnologías«.

«Pero para eso -advirtió-, hace falta inversión. Según un informe de Adelat, en Argentina serían necesarios US$2400 millones al año para que las redes puedan adoptar la tecnología. Y necesitamos que los modelos tarifarios contemplen esos costos de inversión, y que el regulador también se modernice, que sea innovador y adopte estas normativas sin generar sobrecostos no valorados por los clientes».

, Ignacio Ortiz

El Grupo BID advirtió que la modernización y expansión del sistema eléctrico de América Latina requerirá un flujo de inversiones estimados en unos US$ 48.000 millones anuales que no podrá ser cubierto exclusivamente con recursos estatales, por lo que resulta indispensable captar capital corporativo de largo plazo. Así se destacó en la apertura del foro regional Adelatam 2026 que reunirá hasta el viernes, en Buenos Aires, a reguladores, distribuidoras, inversores y proveedores tecnológicos.

Al exponer los requerimientos financieros sectoriales, la representante del organismo en la Argentina, Viviana Alva Hart, señaló que «en América Latina se necesita invertir 3,5% del PBI al 2030 para infraestructura en general, en electricidad alrededor de US$48.000 millones anuales, esfuerzos que se concentran en transmisión, generación y distribución eléctrica». La funcionaria remarcó que, ante la velocidad del cambio tecnológico y de la demanda, «nada de esto se escala sin redes robustas, modernas y financieramente sostenibles», las cuales constituyen el punto de contacto clave para mejorar la competitividad productiva.

La estrategia del organismo multilateral contempla la articulación de sus tres ventanillas operativas (financiamiento al sector público, sector privado y su hub de innovación) para estructurar esquemas que atenúen los riesgos regulatorios y macroeconómicos de la región. Según precisó Alva Hart, «la entidad administra actualmente en la Argentina un portfolio de US$5.000 millones en transmisión y distribución que representan el subsector de mayor financiamiento en el espacio de energía del banco».

Para la ejecutiva, el diseño de nuevos marcos normativos previsibles representa la condición básica para garantizar que estos fondos actúen como catalizadores de inversiones privadas concurrentes, orientadas tanto a la ampliación de las líneas troncales como a la digitalización del servicio en las áreas de concesión.

En el mercado local, el brazo privado del organismo enfoca sus prioridades en el financiamiento directo a las compañías líderes de energías renovables para el desarrollo de parques de generación limpia y la introducción de tecnologías de soporte a la red. Alva Hart puntualizó que «en la Argentina el banco tiene a través de la ventanilla privada un financiamiento de US$185 millones con Genneia, para desarrollo de parques solares y almacenamiento de baterías», previendo estructurar nuevas operaciones con foco en la transición.

Infraestructura, mitigción de riesgos y garantías

Además de los préstamos internacionales directos, la estrategia financiera para dinamizar la infraestructura energética en la Argentina prioriza la utilización de instrumentos de mitigación de riesgo y esquemas de garantías dirigidos a optimizar las condiciones del crédito privado.

En ese sentido, la representante del BID detalló un programa por US$200 millones coordinado con la Secretaría de Energía, cuyo propósito es viabilizar el ingreso de capitales corporativos en obras de transmisión críticas que hoy actúan como cuellos de botella. Al respecto, argumentó que «la idea es tratar de facilitar con otros instrumentos que no sean préstamos internacionales, sino canalizar otras inversiones para reducir los riesgos y mejorar los plazos de financiamiento«.

El segundo vector estratégico del banco en el país se concentra en proveer soporte financiero y técnico a la reforma de los cuadros tarifarios, un eje que el organismo considera prioritario para asegurar la sostenibilidad fiscal del Estado y la cadena de pagos del Mercado Eléctrico Mayorista. Alva Hart subrayó el impacto social de las correcciones macroeconómicas en marcha y ratificó la validez del programa de US$700 millones aprobado en 2024 para asistir la transición hacia subsidios energéticos focalizados.

En ese sentido, la funcionaria defendió la necesidad de avanzar en una «recuperación gradual de señales tarifarias que sea compatible con la protección de los sectores vulnerables» y preserve el equilibrio económico del sistema de distribución.

La agenda técnica promovida por el BID para el segmento de distribución de la región excede la expansión de la infraestructura física y se extiende a una transformación integral hacia la gestión inteligente de datos y la automatización. Para el organismo, la reducción del 17% de pérdidas eléctricas promedio que registra América Latina no se resolverá exclusivamente con mayores obras civiles, sino a través de inversiones en sistemas avanzados de medición, control y supervisión en tiempo real.

Según la visión expuesta por la especialista en el foro sectorial, la modernización de los sistemas de baja y media tensión plantea un quiebre metodológico, debido a que «no se trata de un desafío de infraestructura, sino de gestión, de información, gobernanza e innovación».

En el cierre de la presentación del Grupo BID, reafirmó que la entidad continuará priorizando la asistencia técnica y el financiamiento de herramientas regulatorias modernas que reconozcan las inversiones en digitalización dentro de los ciclos tarifarios de las compañías operadoras. Alva Hart concluyó que la meta institucional es consolidar una plataforma energética regional eficiente, ratificando el rol del banco como el dinamizador de los recursos públicos y privados necesarios para dar sustentabilidad de largo plazo al mercado eléctrico latinoamericano.

, Ignacio Ortiz

El subsecretario de Energía Eléctrica, Damián Sanfilippo, confirmó el lanzamiento de un programa para incorporar potencia térmica modular en puntos estratégicos de la red de transmisión y ratificó la salida inminente de la licitación de la concesión de obra pública AMBA I bajo el esquema de financiamiento privado.

El funcionario de la Secretaría de Energía participó este miércoles de la apertura de la conferencia regional Adelatam 2026 que reunirá hasta el viernes en Buenos Aires a reguladores, distribuidoras, inversores y proveedores tecnológicos para debatir cómo modernizar la infraestructura eléctrica de América Latina.

Sanfilippo explicó que la convocatoria para instalar nueva generación termoeléctrica atiende de forma directa la demanda de potencia firme expresada por las distribuidoras en las zonas con mayor vulnerabilidad operativa ante picos estacionales de consumo.

El funcionario adelantó que la Secretaría de Energía «trabaja en propuestas para incorporar generación térmica en nodos predeterminados por Cammesa (la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) , algo que en la brevedad va a salir y es importante para el mercado porque lo necesita y lo está pidiendo«, en paralelo a la avanzada de infraestructura para el Área Metropolitana de Buenos Aires.

El subsecretario precisó que la administración central también se encuentra «muy próximos a sacar la licitacion para la primera obra de infraestructura de transmisión llamada AMBA I bajo un modelo donde el sector privado es el que desarrolla la obra y se le da una concesion para realizarla y por un tiempo mantener la operación y mantenimiento».

La inminencia de la licitación para la obra complementa esta estrategia de mitigación en los nodos críticos del sistema mediante la aplicación de la Ley de Concesión de Obra Pública, delegando el financiamiento, la construcción y el mantenimiento en el sector privado. Esta iniciativa busca romper el congelamiento de obras en el principal cuello de botella del sistema de transporte, el cual restringe el ingreso de nueva generación y degrada la confiabilidad de la red mayorista.

La normalización del mercado eléctrico

Sanfilippo detalló que la normalización del flujo de fondos hacia Cammesa constituye un paso indispensable para garantizar la viabilidad de las nuevas inversiones en infraestructura. Al describir el punto de partida de la gestión, el subsecretario recordó que «uno de los grandes problemas fue el financiero: al llegar a la gestión las distribuidoras pagaban solo el 37% del costo de la energía a Cammesa, y ahora esta por arriba del 97%«.

El plan oficial para adelante contempla, según puntualizó el subsecretario, la aplicación del decreto 450 que fijó «un antes y un después con la que se quiere volver a las bases de funcionamiento de un sistema que elimine de forma definitiva de las regulaciones de parche, tienda al marginalismo en los precios, y fortalezca los mercados de energía y potencia para que las distribuidoras contraten con las generadoras y planifiquen a largo plazo».

La Secretaría de Energía busca remover las distorsiones regulatorias acumuladas en las últimas dos décadas para transparentar los costos de despacho y asegurar señales de precios eficientes a los inversores. en ese sentido, Sanfilippo ratificó que el objetivo de la política en curso es «devolver a Cammesa las funciones originales de administración del sistema y despacho de cargas y sacarla de cuestiones que no correspondían a su función».

La agenda de corto plazo enfocada en la confiabilidad de la red incluye también la recepción de ofertas para el segundo programa de almacenamiento de energía mediante baterías a escala del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Tras el nivel de respuesta obtenido en el nodo metropolitano con el plan ALMA GBA, la subsecretaría extendió la convocatoria técnica hacia siete áreas geográficas críticas del interior del país para instalar 700 MW de potencia de reserva.

Sanfilippo también destacó que el Gobierno avanzó «en las reconcesiones del sector hidroeléctrico argentino, requiriendo en los pliegos obras obligatorias para mantener los complejos hidroeléctricos en buen estado para no tener problemas de generación, en sintonía con la venta de las acciones de Transener».

El costo de la energía y la calidad de servicio

Finalmente, el siubsecretario valoró la actual política de precios que estipula el sostenimiento de las Revisiones Tarifarias Quinquenales (RTQ) para garantizar ingresos estables a las transportistas y distribuidoras, condicionando la rentabilidad empresaria al cumplimiento de metas estrictas de calidad de servicio.

El funcionario remarcó que las tarifas deben reflejar los costos de la operación técnica de las redes, aislando la determinación del cuadro regulatorio de los ciclos electorales. Al respecto, defendió la sustentabilidad del nuevo modelo al afirmar que «hoy no vemos en los diarios, como en toras épocas, aumentos de tarifas porque se considera que es lo necesario para poder desarrollar el sector«.

Otra de las cuestiones que abordó fue el trabajo en la reducción de los subsidios energéticos mediante «la implementación de un programa focalizado con el que se subsidia a quien lo necesita, a la poblacion mas vulnerable. En 2023 los subsidios indiscriminados demandaron u$s6.500 millones y hoy se redujo sensiblemente en torno a los US$3.000 millones, lo que se logró de manera muy estrategica y respetando a la población mas vulnerable que hoy continúa con esos beneficios».

El cierre de la disertación en el foro regional de ADELAT ratificó que la modernización tecnológica del sistema eléctrico hacia estándares de excelencia digital dependerá exclusivamente del flujo de capitales privados, quedando el Estado restringido a su rol de regulador y supervisor de las reglas de juego.

Sanfilippo concluyó que «el sector privado es la herramienta y el motor para desarrollar esta industria, que se sigan generando proyectos para un crecimiento que mejore la calidad de servicio para los usuarios«. esde desafío incorpora el debate actual sobre la incorporación de redes inteligentes, tecnologías de medición bidireccional y analítica de datos en tiempo real que requieren un dinamismo inversor que complemente las reformas macroeconómicas en curso, como se destaca en el evento.

, Ignacio Ortiz

Con el objetivo de aportar una mirada de largo plazo sobre los desafíos productivos de la Argentina, el 2 de junio se realizará el 2° Congreso Productivo para el Desarrollo, una iniciativa de Misión Productiva. Alli se reunirán referentes del sector empresarial, sindical, académico y político, quienes debatirán sobre los distintos sectores productivos, la inversión, inteligencia artificial, empleo y desarrollo económico.

El encuentro, que se llevará adelante en la Facultad de Ciencias Económicas de la UBA, apunta a construir consensos alrededor de una agenda de desarrollo, producción y trabajo y reunirá voces diversas para abordar algunos de los principales interrogantes de la actualidad.

Cómo los sectores pueden dinamizar la economía, cómo convertir la generación de divisas en desarrollo, qué políticas productivas son necesarias para fortalecer el entramado industrial y de qué manera impacta la tecnología en el futuro del trabajo y la producción son algunos de los temas de debate que se plantearán durante la jornada.

“En un contexto de caída de la actividad industrial, pérdida de capacidades productivas y creciente incertidumbre, el Congreso busca poner sobre la mesa una discusión urgente: cómo evitar una fractura del tejido productivo y social, y al mismo tiempo aprovechar las nuevas oportunidades que abre la expansión de sectores estratégicos como la energía y la minería”, destaca Daniel Schteingart, uno de los fundadores de Misión Productiva.

Expositores con una mirada productiva

Se trata de una red de profesionales que, desde una mirada desarrollista, trabaja sobre propuestas vinculadas a la industria, innovación, exportaciones, infraestructura, PyMEs y transformación productiva, buscando que la discusión sobre desarrollo económico vuelva a estar en el centro del debate argentino.

Entre los disertantes se destacan Daniel Herrero, CEO de Mercedes Benz; Marysol Rodríguez, Directora de Sinteplast; Mara Ruiz Malec, ex Ministra de Trabajo de la provincia de Buenos Aires y actual coordina el Centro de Estudios Derecho al Futuro (CEDAF); y Luciano Laspina, ex diputado nacional y actual director ejecutivo de CIPPEC.

También se anticipa la presencia de Matías Kulfas, ex ministro de Desarrollo Productivo; Horacio Rodríguez Larreta, ex Jefe de Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires; Sergio Kaufman, ex presidente de Accenture para Argentina y Sudamérica; Manuel Ron, fundador de Bio4 y Daniel Schteingart, fundador de Misión Productiva y Director de Desarrollo Productivo de FUNDAR.

Finalmente, también se sumarán al debate Elio del Re, presidente de ADIMRA; Alejandra Cardona, Directora Ejecutiva de la Cámara Argentina de Minería; Martín Alfie, fundador de Misión Productiva y Jefe del Área de Desarrollo Federal del Consejo Federal de Inversiones; entre otros.

, Redacción EconoJournal

Las industrias delnorte argentino se preparan para pasar un invierno de extrema complejidad en cuanto al suministro de energía. Concretamente, fuentes industriales de provincias como Salta y Tucumán advierten que podrían sufrir hasta 80 días de cortes de abastecimiento de gas natural durante el trimestre junio-julio-agosto. Así lo aseguró a EconoJournal la senadora Flavia Royón, ex secretaria de Energía.

Los problemas de suministro podrían generarse por falta de gas disponible y por un límite en la capacidad de transporte en los gasoductos troncales que impide que llegue más producción de Vaca Muerta. A su vez, si llega a haber capacidad de transporte disponible, las industrias tendrán que comprar Gas Natural Licuado (GNL) a precio de importación, que es hasta cinco veces superior al valor del gas de producción local.

La falta de suministro en la región del NOA —que afectará también a industrias de Jujuy y Santiago del Estero— se debe al declino de la producción de la cuenca Noroeste, principalmente de los históricos campos gasíferos salteños, y del cese de importaciones desde Bolivia por la fuerte caída productiva registrada en los últimos años en ese país.

El NOA se abasteció históricamente de la cuenca del Noroeste y de los envíos de Bolivia. La declinación de la producción de ambas dejó sin gas disponible a la región en la demanda invernal. El pico de consumo del NOA se cubría entre un 65% y 75% con importaciones de gas de Bolivia y entre un 25% y un 35% con gas producido en la cuenca Noroeste.

En invierno, el NOA llega a un pico de demanda de hasta 22 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d). La producción actual de 2,5 MMm3/d de la cuenca Noroeste más los 15 MMm3/d que puede transportar el Gasoducto Norte no alcanza para cubrir ese pico de consumo y las industrias, de sectores como el sucroalcoholero, citrícola, el tabaco, el vidrio y la cerámica, tendrán que adquirir volúmenes de GNL importado.

Capacidad de transporte

Otro factor relevante que podría provocar problemas en el suministro en el norte del país tiene que ver con la falta de capacidad en los gasoductos que impide transportar más producción de Vaca Muerta. A través del Gasoducto Norte (que a partir de la reversión cambió de sentido y ahora lleva gas de sur a norte) no se puede transportar más de 15 MMm3/d, un volumen similar al del año pasado.

El límite de este ducto se mantendrá hasta que se amplíe el sistema troncal, que requiere de obras como las del Gasoducto Oeste, que incluye un nuevo caño entre Tratayén (Neuquén) y La Carlota (Córdoba), y la ampliación del sistema de TGS, que llegará hasta la localidad de San Jerónimo (Santa Fe).

Por más que se terminen las obras de reversión del Gasoducto Norte, que incluye el cambio del sentido en las plantas compresoras, sin la ampliación de la infraestructura de transporte de gas en el centro del país no se puede subir al NOA más de 15 MMm3/d de gas natural. Esto implica un tope para que llegue a la región más producción de Vaca Muerta.

En este escenario, uno de los interrogantes para este invierno es ver cuánto gas disponible hay en Bolivia para que la Argentina pueda importar. Si bien se dejó de comprar gas a ese país en 2024, en los últimos dos años se concretaron algunos envíos esporádicos para abastecer a las provincias del norte. Por caso, en el invierno de 2025 la compañía Trafigura importó gas de Bolivia para cubrir la demanda de las generadoras de electricidad en el norte argentino. También concretó envíos desde ese país la comercializadora Gas Meridional.

Precio del GNL

El abastecimiento para las industrias del norte va a depender de que haya capacidad de transporte en los ductos troncales para el GNL importado que se descargue en la terminal regasificadora de Escobar (Buenos Aires) y pueda subir al NOA.

En ese caso, los industriales tendrán que afrontar el precio del GNL importado, que en los últimos meses aumentó considerablemente por la guerra en Medio Oriente. El fluido estaría disponible en Escobar.

El abastecimiento dependerá de que cada empresa pueda pagar el precio del GNL, que sería de alrededor de 23 US$/MMBTU, cuando el gas natural producido en Vaca Muerta tiene un valor de alrededor de 4 US$/MMBTU. El precio promedio de importación de cargamentos de GNL que concretó Enarsa en 2025 osciló entre 11,47 y 13,66 US$/MMBTU.

En el caso del NOA, si las industrias quieren abastecerse de gas en el próximo invierno no van a tener otra alternativa que pagar el precio de importación de GLN.

La semana pasada hubo una reunión de industriales y funcionarios de Tucumán con el subsecretario de Combustibles Líquidos y Gaseosos, Federico Veller. Distintas fuentes confirmaron a EconoJournal que los industriales del NOA intentaron acordar un financiamiento de Energía Argentina (Enarsa) para que puedan cubrir el precio del GNL en el invierno.

El gobierno rechazó por completo el pedido para que Enarsa actúe como proveedor de última instancia y cobre más barato el GNL. De este modo, los industriales tendrán que negociar la compra de GNL con traders como Trafigura, que la semana pasada adquirió cinco cargamentos en las subastas del gobierno para el abastecimiento de junio.

La importación de GNL en el país en los últimos 20 años se hizo vía Enarsa, que subsidiaba parte del precio de gas importado por barco. El área energética del gobierno de Javier Milei implementó un cambio estructural en el sistema y ahora son las empresas privadas las que tendrán que adquirir el fluido por adelantado, como ya ocurrió en la subasta de la semana pasada.

En este nuevo escenario, las grandes industrias, las distribuidoras y generadoras eléctricas tendrán que establecer contratos por adelantado, afrontando los precios de mercado, para abastecerse del GNL importado.

Apertura del mercado energético

Según la Unión Industrial de Tucumán, otro factor que incide en el abastecimiento de gas en la región es la aplicación de la resolución 66 que la Secretaría de Energía publicó en marzo. Esta norma es la instrumentación técnica para operativizar la contractualización entre privados que impulsa la reforma del sector aplicada por el gobierno nacional.

En otras palabras, la resolución promueve la apertura del mercado energético y permite que el sistema de ductos refleje la nueva realidad de las cuencas gasíferas del país, con fuerte predominio del gas no convencional de Vaca Muerta.

Los industriales de Tucumán entienden, por ejemplo, que esta reforma del mercado de gas natural genera que la capacidad de transporte en firme asignada a la distribuidora Naturgy NOA (distribuye gas en Tucumán, Salta, Santiago del Estero y Jujuy) pase de 4,99 a 3,22 MMm³/d, una caída de un 35,4%.

La demanda prioritaria en 2025 fue de 3 MMm³/d y si se suma a los grandes usuarios de gas y al sector de GNC trepa a 4,2 MMm³/d, señala la Unión Industrial de Tucumán. Por este motivo, los industriales creen que la capacidad asignada de gas en la región no va a alcanzar.

, Roberto Bellato