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El gobierno nacional oficializó este miércoles la incorporación al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones de las actividades del upstream de hidrocarburos. La medida se tomó a partir de un pedido que efectuó en diciembre el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa.

«Fuertísimo! El RIGI para el upstream va a potenciar y acelerar la inversión en Vaca Muerta!», escribió el ministro de Economía, Luis Caputo, en X al repostear un mensaje de Figueroa sobre el tema.

El secretario coordinador de Minería y Energía, Daniel González, había anticipado la decisión en diciembre durante el almuerzo del Día del Petróleo. El objetivo central de esta medida es acelerar el flujo de capitales y la producción incremental en el sector energético, otorgando beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios a proyectos de gran escala

Si bien el RIGI está vigente para obras de infraestructura para hidrocarburos, se considera que esas inversiones millonarias contempladas representan la mitad de un proyecto. La otra mitad es la producción que por la dinámica del no convencional requiere elevadas tasas de reinversión anual, financiamiento intensivo, ciclos de inversión continua, escalabilidad para sostener curvas de desarrollo.

El gobernador Figueroa celebró la medida

“La incorporación al RIGI ofrece herramientas que van a permitirle a la industria ser mucho más eficiente y a su vez incentivar la inversión”, remarcó Figueroa. Luego agregó que “incentivamos la inversión porque tenemos solo una ventana de 30 años para poder producir gas y petróleo y para poder venderlos”.

“Ratificamos el desafío de monetizar nuestros recursos para impulsar el desarrollo productivo, el turismo y el trabajo neuquino, con reglas claras y previsibilidad. Porque si a Neuquén le va bien, a la Argentina le va bien”, posteó el gobernador al dar a conocer la novedad.

Por otra parte, el gobernador informó que participará del “Argentina Week”, que se desarrollará durante el mes próximo en Nueva York, Estados Unidos, y que contará con la presencia del presidente Javier Milei.

“Para nosotros es el Neuquén Week, porque una de las provincias que ha despertado mayor interés ha sido Neuquén”, indicó Figueroa y detalló que el 9 de marzo “vamos a estar con inversores en Nueva York” y el 12 “las provincias vamos a estar presentando los emprendimientos que tenemos para poderle ofrecer al mundo”.

, Redaccion EconoJournal

La petrolera YPF finalmente no le venderá Manantiales Behr a Rovella Capital, pues, tal como adelantó EconoJournal, la constructora fundada por Mario Rovella, no logró estructurar el financiamiento para abonar los US$ 575 millones que había comprometido. Su lugar será ocupado por Pecom, brazo petrolero del grupo Pérez Companc, quien había presentado la segunda mejor oferta.

Pecom cerró en agosto de 2024 la compra de los clústers de campos maduros Campamento Central – Cañadón Perdido (al 50%, puesto que el otro 50% del capital accionario de esos bloques le pertenece a Enap Sipetrol, subsidiaria de la empresa chilena de energía) y El Trébol – Escalante. De ese modo, retornó a operar yacimientos hidrocarburíferos 21 años después de haberle vendido sus activos locales a Petrobras en mayo de 2003.

Aquel primer paso se termina de consolidar ahora con su desembarco en Manantiales Behr, La concesión de transporte de hidrocarburos sobre los oleoductos “El Trébol – Caleta Córdova”, “Km. 9 – Caleta Córdova”, y “Manantiales Behr – Cañadón Perdido” en Chubut y La venta del stock de materiales en los almacenes de Manantiales Behr y Km 20. El histórico campo convencional tuvo una producción diaria aproximada de 25.000 barriles el tercer trimestre de 2025. 

Rovella no pudo cumplir con lo prometido

YPF había confirmado la venta de Manantiales Behr el pasado 16 de enero a través de una comunicación enviada a la Comisión Nacional de Valores. Allí detalló que el acuerdo lo había firmado con Limay Energía S.A., subsidiaria de Rovella Capital, por US$ 575 millones, de los cuales “el 60% será abonado al cierre de la transacción y el saldo restante dentro de los 12 meses posteriores al cierre”.

La propuesta económica presentada por Rovella Capital había sido, además, ampliamente superior a la de su inmediato competidor —con una diferencia estimada en más de US$ 150 millones—, un factor determinante para que el directorio de YPF optara por adjudicarle el activo con el objetivo de maximizar el ingreso por la desinversión.

Sin embargo, Rovella no pude efectivizar el pago del 60% del mono comprometido. En la industria es habitual que el closing de transacciones de esta magnitud enfrente contramarchas, dado que la estructuración definitiva del financiamiento suele constituir el eslabón más frágil del proceso y el principal riesgo para la concreción de operaciones que involucran montos tan elevados.

, Redaccion EconoJournal

Japón avanzará en una inversión de US$ 2100 millones para construir una terminal de exportación de petróleo crudo en Texas, como parte de un gran acuerdo comercial con los Estados Unidos cuyas primeras inversiones fueron confirmadas este martes.

El proyecto de la empresa Texas GulfLink contempla exportaciones equivalentes a un millón de barriles por día, con tiempos de carga de buques petroleros de máxima capacidad (VLCC) similares a los que tendrá el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) en la Argentina.

EE.UU. y Japón confirmaron este martes la ejecución de tres proyectos de inversión que estaban contemplados en el acuerdo comercial firmado el año pasado. El gobierno japonés se había comprometido a invertir US$ 550.000 millones en territorio estadounidense para lograr reducciones en distintos aranceles aplicados por la administración de Donald Trump.

La inversión más importante será en el proyecto de central termoeléctrica a gas natural más grande de EE.UU., que tendrá una potencia instalada de 9200 MW. La central será construida en Ohio y la inversión comprometida por Japón es de US$ 33.000 millones.

“La escala de estos proyectos es tan grande que no podrían realizarse sin una palabra muy especial: aranceles”, afirmó Trump en un posteo en sus redes sociales.

Nueva terminal de exportación de petróleo en EE.UU.

El proyecto de Texas GulfLink involucra la construcción de un puerto de aguas profundas en la costa de Texas para operar con buques petroleros del máximo porte (VLCC). La capacidad de exportación de petróleo declarada promediará un millón de barriles por día.

El puerto, que alojará hasta doce tanques de almacenamiento con una capacidad para almacenar 755.379 barriles por cada tanque, estará conectado a una plataforma offshore a 70 km de distancia, a través de un oleoducto de 42 pulgadas.

La plataforma offshore incluirá dos boyas SPM de amarre catenario (CALM), que permitirán cargar hasta 85.000 barriles por hora, lo que equivale a un tiempo de carga de aproximadamente 48 hs para un buque VLCC.

Texas GulfLink informó que dará servicio a aproximadamente quince VLCC por mes, o aproximadamente 183 VLCC al año. Un buque petrolero VLCC suele tener una capacidad para transporar entre 1,9 y 2,2 millones de barriles de petróleo.

En concreto, Texas GulfLink contempla por el momento exportar un equivalente a un millón de barriles por día. El Departamento de Comercio estima que a plena capacidad se espera que genere exportaciones anuales por entre 20.000 y 30.000 millones de dólares.

Proyecto VMOS: sus similitudes con la plataforma de Texas GulfLink

Los tiempos de carga de Texas GulfLink serán similares al proyecto Vaca Muerta Oil Sur, que también contempla la instalación de dos boyas CALM, con un tiempo de carga por cada buque VLCC estimado en 44,5 horas.

El proyecto VMOS incluye un oleoducto que conectará la producción en Vaca Muerta, provincia de Neuquén, con una terminal portuaria de exportación en Punta Colorada, Río Negro. La terminal de exportación tendrá seis tanques con una capacidad de almacenamiento de 120.000 m3 de petróleo por unidad.

La fase inicial del oleoducto será inaugurada en diciembre de este año y contará con una capacidad de transporte de 180.000 bpd. El esquema de ampliación proyecta escalar esa cifra hasta los 550.000 barriles diarios durante 2027, con la posibilidad técnica de alcanzar un pico de 720.000 barriles si la demanda del mercado internacional lo requiere.

Según estimaciones de la industria, la puesta en marcha de este sistema permitirá un ingreso de divisas de entre US$ 15.000 y US$ 20.000 millones anuales.

, Nicolás Deza

AbraSilver, la compañía minera controlada por Central Puerto, adquirió múltiples áreas en el proyecto de oro y plata Diablillos, ubicado en la provincia de Salta. La intención de la compañía es incrementar el potencial de exploración y expansión futura a gran escala del proyecto. En total, las nuevas propiedades suman más de 6.200 hectáreas a Diablillos.

AbraSilver informó este miércoles que concretó acuerdos con diversas firmas independientes para adquirir seis propiedades mineras estratégicas cercanas a Diablillos. “Estas adquisiciones ampliarán significativamente la cartera de proyectos de exploración de la compañía y garantizarán la disponibilidad de infraestructura crítica para futuras expansiones de la producción”, indicaron desde la minera.

La minera adquirió en simultáneo las áreas Bianca X y El Chanal, en San Antonio de los Cobres, que le permiten el acceso a recursos hídricos adicionales. También compró el proyecto Condoryacu, donde se identificaron muestras de oro y plata adyacentes a Diablillos, y la concesión María Amalia I. Por último, adquirió Mi Belelo III y Natalia, áreas que le proporcionan un control de terrenos contiguos, que le garantiza un camino despejado para el desarrollo a gran escala.

Central Puerto y AbraSilver

Central Puerto, la mayor generadora de energía eléctrica de la Argentina, se convirtió en la controlante de la minera AbraSilver en marzo del año pasado luego de adquirir la mayoría del paquete accionario. De este modo, la generadora eléctrica también desembarcó en el sector de exploración de cobre, ya que AbraSilver también tiene a cargo el proyecto cuprífero La Coipita, ubicado en San Juan.

Central Puerto ingresó al sector minero en abril de 2024 comprando una parte minoritaria de AbraSilver, una empresa junior de capitales canadienses. En 2025 amplió su participación para convertirse en la controlante.

Fue la primera inversión en el sector minero de Central Puerto, cuyos principales accionistas son Guillermo Reca, la familia Miguens-Bemberg y Eduardo Escassany. En diciembre de 2024 también desembarcó en el negocio del litio al adquirir el 27,5% del proyecto Tres Cruces, ubicado en Catamarca.

Proyecto de oro y plata Diablillos

El proyecto Diablillos está en etapa de exploración avanzada. Está ubicado a 150 km de la capital salteña y es 100% propiedad de la minera AbraSilver. Los recursos estimados suman 166 millones de onzas de plata y 1,1 millones de onzas de oro y es uno de los desarrollos más relevantes de estos minerales de la Argentina.

John Miniotis, presidente y director Ejecutivo de AbraSilver, señaló que “estas adquisiciones estratégicas representan un paso proactivo para reducir el riesgo y mejorar el valor a largo plazo del distrito Diablillos. Al ampliar nuestra posición territorial y obtener los derechos de infraestructura esenciales ahora, brindamos a la compañía la flexibilidad y las opciones necesarias para escalar el proyecto mucho más allá de los parámetros base de nuestro próximo Estudio de Factibilidad Definitivo, incluyendo la extensión de la vida útil de la mina y la expansión de la capacidad de procesamiento”.

AbraSilver adquirió el proyecto exploratorio Diablillos en 2016. “Está compuesto por 15 concesiones mineras contiguas y superpuestas con excelente acceso vial durante todo el año”, resalta la compañía. Hasta el momento se perforaron más de 150.000 metros.

La exploración hasta la fecha identificó múltiples ocurrencias de mineralización de óxido de plata y oro en las áreas Oculto, JAC, Laderas y Fantasma, ubicadas a una distancia de entre 500 metros y 1,5 kilómetros alrededor del epicentro de Oculto-JAC.

, Roberto Bellato

Ron Hochstein, el CEO de Vicuña Corp que encabeza el desarrollo de cobre, oro y plata binacional que prevé una inversión inicial de US$ 7.100 millones en San Juan, expresó que el Régimen de Incentivo a las Grandes inversiones (RIGI) es de «criticidad altísima, sin el cual no habría proyecto». El directivo aseguró que el marco normativo es una de las “precondiciones de sancionar la decisión final de inversión” que los accionistas BHP y Lundin esperan tomar antes de fin de año,

Al ofrecer en Buenos Aires una rueda de prensa junto a José Morea, Country Director para la Argentina y Chile, Hochstein dio detalles de la construcción del complejo minero y los pasos que se irán dando hasta la primera producción y exportación en 2030, anunciada en la reciente presentación de la Evaluación Económica Preliminar (PEA).

“El RIGI es de criticidad altísima, sin lo cual no habría proyecto y eso lo venimos comunicando al presidente (Javier Milei) en las reuniones que hemos tenido. Es una de las precondiciones de sancionar la decisión final de inversión. Es una inversión muy grande, de muy largo plazo, y el RIGI proporciona estabilidad al régimen fiscal, lo que es extremadamente necesario para este tamaño de inversiones», afirmó Hochstein.

Para el directivo, «el RIGI permite garantizar estabilidad para que las inversiones, en lugar de ir a otros lugares del mundo, puedan venir a la Argentina y con la cancha nivelada ser competitiva«. La PEA presentada a comienzos de semana prevé una inversión total de US$18.000 millones a lo largo de los primeros diez años del proyecto, con lo cual aspira a ser la mayor inversión extranjera directa en la historia del país.

A fines de 2025, Vicuña se presentó al RIGI en la categoría de Proyecto de Exportación de Exportación de Largo Plazo (Peelp) para la incorporación de los depósitos Josemaría y Filo del Sol, denominados en conjunto el Proyecto Vicuña. Ambos yacimientos se encuentran a 4.300 y 5.200 metros de altura, respectivamente, a unos 10 kilómetros del límite con Chile.

Ley de Glaciares y Tratado Binacional

Respecto a la Ley de Glaciares y los posibles condicionamientos sobre el área de operaciones, Hochstein aclaró que la legislación vigente «no presenta interferencias con crioformas o glaciares que limiten el plan de trabajo en ninguna de sus tres etapas«. Morea complementó que una eventual clarificación de la norma serviría para “facilitarle la vida a los funcionarios provinciales a la hora de acelerar sus evaluaciones de impacto ambiental”, evitando ambigüedades en el proceso de aprobación.

El Poder Ejecutivo envió el proyecto que modifica el «Régimen de Presupuestos Mínimos para la Preservación de los Glaciares y del Ambiente Periglacial» como parte del temario de sesiones extraordinarias. El proyecto busca clarificar que no todos los glaciares y ambiente periglacial constituyen reservas estratégicas de recursos hídricos, y deja esa definición a cada una de las provincias.

Tras una inversión de más de US$1.000 millones realizada en los últimos años, el cronograma presentado en la PEA prevé que, con una decisión de inversión hacia fines de 2026, la construcción comenzaría formalmente con desembolsos en 2027, apuntando a la primera producción para 2030. No obstante, el desarrollo pleno de la infraestructura requiere una evolución en los acuerdos con el país vecino.

“Hay muchos temas en los cuales avanzar, como cerrar los estudios de ingeniería, sellar los acuerdos con la provincia de San Juan, y la evolución del acuerdo bajo el tratado binacional con Chile. Contamos con un acuerdo de exploración vigente para operar indistintamente a uno u otro lado de la frontera para pasar sin aduana, pero hay que llevarlo hacia un acuerdo de explotación en la etapa de desarrollo”, explicó el CEO.

Esa instancia debe llevar la firma de los presidentes de los dos países, como corolario de un trabajo técnico que llevan adelante la Cancillería y el MInisterio de Economía (en cuya órbita se encuentra la Secretaría de MInería) de la Argentina. La contraparte reúne a los ministerios de Relaciones Exreriores, de Finanzas y Mineria del vecino país.

Empleo, producción y exportaciones

Respecto al impacto socioeconómico, el proyecto prevé una demanda laboral masiva. Se estima que la operación requerirá entre 5.000 y 5.500 empleos directos y unos 19.000 indirectos, alcanzando un pico de 12.000 trabajadores durante el máximo nivel de construcción. Esa previsión genera una demanda de formación y capacitación que los directivos aseguran ya se está trabajando con la provincia de San Juan.

Sin embargo, Hochstein se manifestó en desacuerdo con establecer cupos de trabajadores locales en los proyectos mineros. «Nunca me gustaron ese tipo de acuerdos. No hace falta imponer restricciones sino trabajar juntos en escuelas técnicas, universidades y en capacitar. Todos ganan si implementasmos esta manera de trabajar en conjunto en vez de que exista una cuota del 50%, donde los trabajadores en vez de estar incentivados en capacitarse se queden a esperar que esa cupo se cumpla».

En términos de producción, los directivos repasaron que las previsiones posicionan a Vicuña entre las cinco principales operaciones de cobre, oro y plata a nivel mundial. Se prevé una producción anual promedio durante los primeros 25 años de 395.000 toneladas de cobre, 711.000 onzas de oro y 22,2 millones de onzas de plata.

Así, sólo durante la primera década, el proyecto entregaría al mercado aproximadamente 2,5 millones de toneladas de cobre y 214 millones de onzas de plata. Estas cifras se traducen en un potencial exportador que en años pico permitirían ventas al exterior que superarían los US$6.000 millones anuales, calculados sobre precios conservadores de US$4,6 la libra de cobre y US$3.300 la onza de oro y US$40 la onza de plata.

La apuesta de los accionistas se fundamenta en el déficit proyectado de cobre a nivel mundial. Ambos directivos resaltaron que Vicuña es «casi único en el mundo» por su escala y leyes de mineral. “Para poder cerrar la brecha entre la oferta actual y la demanda de cobre proyectada se necesitan 10 proyectos como Vicuña en los próximos años. El precio tiene una fuerza muy importante por la falta de proyectos así».

«Pero además -agregó Hochstein-, como el mineral está relativamente cerca de la superficie, nos permite un proyecto de menores costos operativos. Va a estar produciendo de forma constante, independientemente de la fluctuación del precio, y por ese motivo va a ser también uno de los más eficientes del mundo”.

La infraestructura del proyecto

En cuanto a la matriz de recursos para la operación, la empresa confirmó que las necesidades de energía eléctrica serán totalmente abastecidas desde la Argentina. Para eso se está definiendo la ingeniería de una línea de alta tensión de unos 250 kilómetros, en 220kv y 550 kv, desde el proyecto hasta la Estación Transformadora Rodeo, donde se vinculará al sistema interconectado. Pero las múltiples necesidades tambén contemplan la incorporación futura de energías renovables.

Por su parte, el manejo del agua y el transporte del mineral seguirán un esquema de desarrollo progresivo: mientras que la primera etapa utilizará la infraestructura existente, para las fases más avanzadas se proyecta -bajo un modelo de outsourcing– la construcción de una planta desalinizadora de agua de mar en el Pacífico y un ducto de concentrado que cruce hacia Chile, lo que reemplazará el traslado en camiones.

Es esta integración la que requiere que el actual protocolo de exploración bajo el Tratado Binacional evolucione hacia uno de explotación, permitiendo un movimiento logístico eficiente entre ambos países. No obsante, aclararon que el 90% de los recursos a explotar se encuentran en territorio argentino, y sólo el 10% del lado chileno.

Respecto a la salida de la producción, si bien la totalidad del concentrado de cobre será reportado desde la Argentina, la compañía evalúa los puertos del Pacífico como la opción más competitiva debido a la ventaja logística que ofrecen para los refinadores del mercado asiático. En una segunda etapa, se contempla la construcción de una planta de refinado de concentrado en Chile, lo que optimizaría los costos operativos y consolidaría a Vicuña como un jugador de bajo costo a nivel global.

, Ignacio Ortiz

Vicuña Corp, la sociedad que une a dos de las mayores compañías mineras del mundo como BHP y Lundin, presentó este lunes los resultados de su Evaluación Económica Preliminar (PEA). Este documento que integra por primera vez una visión técnica unificada de los depósitos Josemaría y Filo del Sol bajo el denominado «proyecto Vicuña».

Esta planificación estratégica estructura el desarrollo en etapas consecutivas tanto en la Argentina como en Chile, convitiéndolo en el primer proyecto binacional. Las fases anunciadas están alineadas con la madurez de cada activo y la infraestructura necesaria, con una inversión de US$7.000 millones al 2030 y un total que escala a los US$18.000 millones para la primera década de desarrollo.

El anuncio también fue presentado publicamente por el canciller Pablo Quirno, quien a través de su cuenta en X expresó que «Argentina contará con una de las mayores minas de cobre, oro y plata del mundo (Top 5 a nivel mundial). Más inversión, más exportaciones y mucho más empleo para los argentinos».

Ron Hochstein, CEO de Vicuña, comentó que “el Proyecto Vicuña es una oportunidad transformacional para la Argentina. Como uno de los distritos de cobre no desarrollados más relevantes del mundo, tiene el potencial de impulsar el crecimiento económico de largo plazo a través de inversión extranjera, empleo y mayores ingresos por exportaciones».

«Estamos comprometidos a avanzar Vicuña de manera responsable y en colaboración con los gobiernos y las comunidades para generar valor sostenible para el país”, afirmó Hochstein tras hacerse público el anuncio.

Si bien el plan de trabajo inicial prevé una vida útil de 25 años, los geólogos que trabajan en los yacimientos de Josemaría y Filo del Sol aseguran que el contenido de minerales es de tal magnitud que permiría extender la explotación de recursos por al menos 70 años.

El cronograma de desarrollo por fases

La arquitectura del proyecto busca gestionar el capital de manera progresiva y reducir riesgos técnicos mediante tres instancias de ejecución. La primera se enfoca en el depósito Josemaría, con el desarrollo de una mina a cielo abierto y una planta concentradora diseñada para futuras expansiones.

El objetivo central de esta fase consiste en acelerar la producción inicial de un yacimiento que tiene datos de exploración y análisis de impacto ambienta ya aprobado, con lo cual su entrada temprana en producción permitirá generar flujo de caja operativo temprano.

La segunda etapa contempla el aprovechamiento de los recursos de óxidos de Filo del Sol y la construcción de una planta para la recuperación de cobre, oro y plata. Esta fase amplía la capacidad productiva y remueve la capa de óxidos situada sobre los sulfuros del yacimiento.

La tercera etapa prevé la expansión de la planta concentradora y el desarrollo del depósito de sulfuros de Filo del Sol para elevar los niveles de producción a aproximadamente 293.000 toneladas por día. Esta instancia incorpora infraestructura estratégica bajo esquema de outsourcing, incluyendo una planta desalinizadora de agua, un sistema de transporte de concentrado e instalaciones para su tratamiento.

Proyecciones de producción

Se espera que el proyecto Vicuña se ubique entre las cinco principales operaciones de cobre, oro y plata del mundo. Las previsiones indican una producción anual promedio, durante los primeros 25 años completos, de aproximadamente 395.000 toneladas de cobre, 711.000 onzas de oro y 22,2 millones de onzas de plata.

Durante la primera década de actividad, el proyecto prevé entregar un volumen acumulado de 2,5 millones de toneladas de cobre, 5,5 millones de onzas de oro y 214 millones de onzas de plata, consolidando su relevancia en el mercado global de metales.

La Evaluación Económica Preliminar representa un hito que posiciona al proyecto para una decisión de sanción hacia finales de este año. De confirmarse, comenzaría el despliegue del capex planificado de US$7.000 millones para la Etapa 1 a partir de 2027, con la meta de alcanzar la primera producción en 2030.

Durante el transcurso de 2026, el proyecto continuará con el diseño y la ingeniería de detalle, la adquisición inicial de equipos y movimientos de tierra. También se prevén mejoras en el camino de acceso y la expansión del campamento para sostener las tareas de desarrollo.

Una inversión de esta magnitud genera beneficios económicos de largo plazo, fortaleciendo la infraestructura productiva y la creación de puestos de trabajo. Actualmente más de 1.000 personas trabajan a más de 4.000 metros de altura, con yacimientos que se encuentran hasta los 5.200 metros, lo que difculta la tarea humana y logística.

Desde una perspectiva territorial, la operación prioriza la participación de proveedores regionales y la contratación de mano de obra local. Este enfoque por etapas, aseguró la compañía, permite que el crecimiento del proyecto sea predecible y se adapte a las necesidades del distrito minero en ambos lados de la cordillera.

, Ignacio Ortiz

El secretario de Energía de Estados Unidos, Chris Wright, recorrió el jueves pasado junto a la presidenta interina de Venezuela, Delcy Rodríguez, las plantas de Petro Independencia y Petropiar, empresas conjuntas entre Chevron y PDVSA, ubicadas en la Faja del Orinoco.

La CNN informó que durante la visita las banderas de EE.UU. y Venezuela se izaron lado a lado, y Rodríguez, quien se mostró sonriente junto al funcionario, sostuvo varias conversaciones en inglés, idioma que domina por haber estudiado en el Reino Unido, pero que por años se negó a usar públicamente por razones políticas.

Antes de partir, le preguntaron a Wright por Nicolás Maduro, capturado el 3 de enero por un grupo comando de Estados Unidos y detenido en Nueva York. “Eso es historia. Se trata de seguir adelante. En estas primeras cinco semanas tuvimos un gran comienzo y el futuro creo que es brillante”, respondió.

La visita de Wright ratificó el giro que viene llevando adelante Venezuela desde que Rodríguez aceptó hacerse cargo del gobierno. En una entrevista con la NBC emitida también el jueves pasado ella insistió con que Maduro es el presidente legítimo de Venezuela, pero como anticipó Marco Rubio, secretario de Estado de Estados Unidos, el día después de la captura del líder venezolano, lo que hace la administración de Donald Trump es evaluar lo que Delcy Rodríguez hace, más allá de lo que pueda llegar a decir públicamente.

En declaraciones a Bloomberg TV, Wright afirmó que la producción petrolera venezolana, que actualmente ronda el millón de barriles diarios, podría «crecer entre un 30% y un 40% en un año”. David Goldwyn, exdiplomático de Energía del Departamento de Estado de EE. UU. se mostró un poco más conservador y dijo a Reuters que se podría lograr un aumento del 30% en la producción en un plazo de 12 a 18 meses, pero solo si se cumplen ciertas condiciones, como un entorno político estable, contratos competitivos para acuerdos de producción compartida y la cooperación de la petrolera estatal PDVSA.

A comienzos de enero, el ex ejecutivo de Chevron, Ali Moshiri, aseguró a EconoJournal:  «Venezuela puede volver a producir 1,5 millones de barriles por día en unos 18 meses —o menos— con una inversión de entre 5.000 y 7.000 millones de dólares. Pero pasar de ahí es mucho más difícil. ¿Por qué? Porque hay que reparar y expandir infraestructura. Venezuela tiene 38 millones de barriles de capacidad de almacenamiento y solo el 40% es usable. El problema se traslada del subsuelo a la superficie.

La principal medida que ha tomado hasta ahora el gobierno de Delcy Rodríguez, bajo la tutela de Estados Unidos, es la reforma de la ley de Hidrocarburos, que tuvo como contraparte la flexibilización del bloqueo petrolero por parte de la administración Trump.

Reforma de la Ley de Hidrocarburos

El Ejecutivo presentó y la Asamblea Nacional aprobó a fin de enero una reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos que abre el sector petrolero a mayor participación privada y extranjera, rompiendo el monopolio exclusivo de PDVSA y permitiendo contratos más flexibles e incentivos fiscales para inversiones. El debate sobre la ley fue rápido, tal como lo exigió Estados Unidos.

Antes de la reforma, el capital extranjero solo podía participar en la producción petrolera venezolana a través de empresas mixtas en las que el gobierno conservaba la propiedad mayoritaria y el control operativo. Ahora las empresas extranjeras pueden participar directamente en las actividades primarias del sector –exploración, extracción, transporte y almacenamiento– mediante contratos con el Estado sin tener que crear necesariamente empresas mixtas donde el Estado sea socio mayoritario.

Aunque la propiedad de los hidrocarburos sigue siendo estatal, las empresas privadas pueden operar campos petroleros por su cuenta, asumir riesgos y gestionar inversiones de manera más autónoma.

Otro cambio específico se centra en la comercialización del crudo. Anteriormente, solo PDVSA podía gestionar las ventas. Ahora, las empresas privadas pueden realizar la comercialización directa y administrar los ingresos a través de cuentas bancarias en el extranjero.

La reforma incluyó también un tope de 30% a las regalías, incentivos fiscales para inversores y una cláusula que permite la resolución de controversias a través de arbitrajes internacionales y mediación, siendo que antes solo era posible a través de los tribunales venezolanos.

Flexibilización del bloqueo petrolero estadounidense

La Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC) del Tesoro de Estados Unidos flexibilizó el martes 10 de febrero las operaciones vinculadas al sector energético y logístico de Venezuela a través de las licencias generales 46A, 48 y 30B.

• La Licencia General 46A autoriza a determinadas empresas estadounidenses a participar en la comercialización, transporte y refinación de petróleo de origen venezolano, incluso cuando intervengan PDVSA o entidades controladas por la firma estatal. 
• La Licencia General 48 habilita la provisión desde Estados Unidos de bienes, tecnología y servicios para la exploración, desarrollo, producción y mantenimiento de operaciones de petróleo y gas en Venezuela.
• La Licencia General 30B autoriza transacciones indispensables para la operación y el uso de puertos y aeropuertos venezolanos.

Los acuerdos con el régimen venezolano o con PDVSA deben regirse por leyes estadounidenses y cualquier controversia debe resolverse en tribunales de Estados Unidos. Además, todo pago debe canalizarse a cuentas especiales bajo control del gobierno estadounidense.

En el caso del comercio de petróleo venezolano hacia terceros países, las empresas deberán presentar reportes detallados al gobierno de Trump sobre las partes involucradas, volúmenes, valores, destinos finales y cualquier pago realizado al Estado venezolano.

El texto excluye operaciones con personas o entidades vinculadas a Rusia, Irán, Corea del Norte y Cuba, y prohíbe transacciones con empresas de Venezuela o de Estados Unidos que estén controladas por compañías chinas.

Está claro que las condiciones las impone Estados Unidos y la administración de Delcy Rodríguez se limita a obedecer.

Wright declaró en una entrevista a la NBC el jueves que Washington controlará las ventas y el flujo de fondos hasta que se establezca “un gobierno representativo en Venezuela” y agregó que las elecciones libres se celebrarían antes del final del segundo gobierno de Trump.

Promesas de inversión

Ya con la reforma de la ley de Hidrocarburos vigente y la flexibilización del bloqueo por parte de Estados Unidos, Wright y Rodríguez acordaron el miércoles pasado en el Palacio Miraflores avanzar en una “asociación productiva a largo plazo que permita una agenda energética”. Analizaron proyectos en petróleo, gas, minería y energía eléctrica, aunque no precisaron plazos.

Luego volaron a la Faja del Orinoco, una extensa franja territorial del este de Venezuela que concentra una de las mayores acumulaciones de crudo extrapesado del mundo. Wright recorrió Petropiar y prometió que “se invertirán más de US$ 100 millones para modernizar y aumentar la capacidad de procesamiento de esta instalación”, operada en conjunto por Chevron y PDVSA. “Están en camino de duplicar la producción en ese campo en los próximos 12 a 18 meses y probablemente quintuplicarla en los próximos cinco años”, agregó Wright.

 “Este es el camino a seguir. Este es el camino de la cooperación, y es la agenda para una asociación productiva a largo plazo”, declaró Rodríguez a la CNN. “Chevron ha estado aquí por cien años, y están haciendo un trabajo fantástico”, agregó.

, Fernando Krakowiak

La empresa estatal de Tierra del Fuego Terra Ignis Energía recibió la manifestación de interés de ocho compañías petroleras para hacerse cargo de la explotación y desarrollo de tres de las áreas hidrocarburíferas que YPF traspasó a la provincia, según informaron a EconoJournal fuentes cercanas al gobierno provincial, aunque se negaron a detallar los nombres porque el proceso está abierto y alguna podría bajarse de la compulsa antes de presentar su propuesta completa. Lo que se sabe por ahora es que son operadoras que ya poseen experiencia y activos en la provincia de Santa Cruz.

El directorio de la empresa estatal presidido por Maximiliano D’Alessio cerró el viernes la convocatoria a manifestaciones de interés en busca de la confirmación de la unión transitoria de empresas que garantice la continuidad de la actividad petrolera, tras al proceso de desinversión de la YPF, ratificado por la Legislatura fueguina. El Estado fueguino busca ser administrador de las áreas revertidas pero no operador de las mismas.

El acuerdo con YPF establece que la compañía seguirá operando hasta el 31 de marzo. Por lo tanto, el objetivo de la compañía es tener el proceso de traspaso a los nuevos operadores antes de esa fecha.

El plan de trabajo de Terra Ignis

El cronograma oficial prevé que a partir de la semana próxima comenzarán las reuniones con las empresas para completar la entrega de documentación societaria y finalizar la presentación de sus planes de inversión y de trabajo. Según explicaron las fuentes, el objetivo central es definir el esquema de la nueva Unión Transitoria de Empresas (UTE) que asumirá la responsabilidad técnica y económica en los bloques cedidos.

Si bien con muchas de las interesadas ya existen conversaciones previas, estos encuentros buscan formalizar los detalles operativos previo al otorgamiento de las concesiones. La asociación con Terra Ignis es para la explotación, desarrollo y eventual exploración de hidrocarburos en las áreas Los Chorrillos, Lago Fuego y Tierra del Fuego.

En paralelo a la búsqueda de socios, la provincia ejecutó una maniobra de optimización al revertir dos fracciones del área Tierra del Fuego, y que se trata de sectores que no presentaban prospectos productivos viables. Esta decisión, en trámite ante la autoridad de aplicación, busca reducir gastos estructurales y concentrar los esfuerzos en los yacimientos con real potencial de explotación.

La cuestión ambiental es un tema central en la transición. Mientras YPF avanza con el abandono de pozos —comenzando por las dos fracciones revertidas—, Terra Ignis inició una compulsa para tareas de remediación. El foco está puesto en la creación de un área específica para la disposición de residuos petroleros, una infraestructura de la que la provincia actualmente carece y resulta vital para el saneamiento de las costas norte.

El acuerdo alcanzado a mediados de noviembre que siguió al Memorando de Entendimiento firmado entre el gobernador Gustavo Melella y el titular de YPF, Horacio Marín, contempla un bono de compensación de US$28 millones. A esto se suman activos por US$105 millones, que incluyen inmuebles y equipamiento técnico que pasarán al patrimonio provincial. La operación se realiza bajo el «Plan Andes», con el que YPF busca concentrarse en el no convencional de Vaca Muerta.

Respecto al capital humano, el saneamiento de la nómina es uno de los puntos más sensibles de todo el proceso por su impacto social. Conforme al convenio de cesión, YPF debe realizar un ordenamiento del personal asociado a los contratos de servicios, no así del personal propio. La provincia se encuentra a la expectativa de ver quiénes son las personas que quedarán vinculadas a cada contrato para asegurar la continuidad laboral que reclama el sector greial.

La situación del personal propio de la petrolera de bandera también tiene su hoja de ruta, explicaron las fuentes. YPF debe terminar de definir el vínculo laboral con sus empleados directos para que Terra Ignis pueda tomarlos bajo su órbita. En los diálogos previos a la aprobación del acuerdo por la Legislatura, la compañía afirmpo que, de forma directa, solo emplea a 36 personas en la zona, mientras que el resto de los más de 500 puestos de trabajo dependen de empresas contratistas en Río Grande.

La demora legislativa que mantuvo en vilo el acuerdo durante gran parte del último bimestre del año pasado quedó superada tras la aprobación del 26 de diciembre. Aquella sesión convalidó el decreto de Melella, que corrió riesgo de caerse por falta de consenso político. Con las concesiones prorrogadas hasta al menos 2036 y 2037, la provincia ofrece ahora un horizonte de previsibilidad para los nuevos partners.

Semanas atrás YPF había completado su salida de la provincia de Santa Cruz, donde sólo mantendrá los compromisos de exploración en el no convencional de Palermo Aike. La provincia a través de la estatal Fomicruz licitó las 10 áreas que quedaron en mano de un consorcio de empresas que comprometieron una inversión superior a los US$ 1.000 millones.

, Ignacio Ortiz

El parque de energías renovables durante 2025 incorporó 1.010 MW de potencia nueva, un crecimiento que permitió alcanzar en diciembre una cobertura del 19,6% del total de la demanda eléctrica, según el último Informe Mensual de Generación Renovable Variable de Compañía Administradora del Mercado Mayorista eléctrico (Cammesa).

Ese desempeño del sector se alcanzó con una capacidad instalada total de 4.496 Mw en energía eólica, respaldada por 1.240 aerogeneradores, y 2.464 Mw en solar fotovoltaica, que ya cuenta con más de 6 millones de paneles en todo el territorio nacional. La operatividad del sistema registró picos históricos que subrayan el potencial del recurso natural.

El 14 de noviembre, por ejemplo, se estableció el récord eólico vigente con 3.990 Mw, mientras que la tecnología solar alcanzó su máximo de 2.302 Mw en diciembre, una marca que ya fue superada en los primeros días de febrero de 2026.

La generación eléctrica en el año alcanzó un 142.789 GWh aumentando un 0,45% con respecto al 2024, de acuerdo a Cammesa. El aporte de las renovables -excluyendo las hidroeléctricas mayores a 50 Mw— fue la que registró la mayor variación en 2025, con 26.659 GWh, lo que implicó un incremento del 16,54%.

Este crecimiento elevó su participación en el total de la generación eléctrica del 16% en 2024 al 19,6% en 2025. Estos mismos números se tradujeron en una penetración renovable total que tocó un pico instantáneo del 44,3% en octubre, evidenciando la capacidad del SADI para integrar fuentes variables a gran escala.

Los parques de mayor factor de carga

En términos de eficiencia por planta, el podio eólico de diciembre estuvo liderado por el parque Manantiales Behr de YPF Luz, con 80,2 de factor de carga, seguido por Garayalde de PAE con 76,4 y Diadema de Capex, con un 63,6 de FC.

En el segmento solar, las centrales Los Molles con 46,2 de FC y Anchoris, ambas de Genneia, junto a 360 Energy La Rioja III, destacaron por sus niveles de despacho. Estas plantas operaron con factores de carga competitivos a nivel internacional, aprovechando la estacionalidad favorable del último mes del año.

Sin embargo, el crecimiento de la generación volvió a estar marcado por las limitaciones físicas. Durante 2025, se registraron «vertidos» o reducciones al despacho por un total de 64 GWh en octubre, el mes de mayor restricción. En diciembre, estas reducciones fueron de 54,6 GWh, representando el 2,3% de la energía posible de generar.

De acuerdo al detalle del informe de Cammesa, estos eventos están directamente asociados a saturaciones en el Sistema de Transporte, concentrándose principalmente en los corredores de las regiones Patagonia y Cuyo.

Energías renovables: Cómo afectan las limitaciones de la red

Técnicamente, estas reducciones se calculan mediante la diferencia entre la «Potencia Generada» (medición real) e indicadores de «Potencia Posible», y esta última representa el valor que las centrales podrían entregar si no existieran limitaciones de red.

Cammesa monitorea estas señales cada 10 segundos para gestionar el Control de Frecuencia del Sistema, asegurando que la variabilidad climática no afecte la estabilidad del suministro eléctrico general.

Cuando existen saturaciones en las líneas de alta tensión, el despacho debe priorizar la seguridad del sistema sobre la inyección de excedentes. El informe técnico aclara que no se considera «Energía Reducida» a los problemas técnicos propios de cada parque, sino exclusivamente a las limitaciones externas.

La normativa que rigió hasta el 31 de diciembre, bajo la Ley 27.191, establecía metas de cobertura que el país buscaba alcanzar mediante estas tecnologías. En diciembre de 2025, el aporte total de energía de centrales renovables alcanzó los 3.444 MWmed, cubriendo el 19,6% de la demanda mensual de la Argentina.

Dentro de este esquema que practicamente cumplió con la meta del 20% para el año pasado establecido por ley, la tecnología eólica aportó 2.276 MWmed, mientras que la solar contribuyó con 819 MWmed, demostrando una complementariedad para el balance del SADI.

Para distintos voceros del sector, el desafío no sólo radica en lograr un nuevo régimen legal que continúe las pautas de seguridad tributaria y jurídica de las inversiones que se desprendían de la ley caducada, sino en particular en la ampliación de la infraestructura de transporte para evacuar la energía de las zonas con mejor recurso.

Es que el informe reafirma que mientras la potencia instalada sigue al alza, la red de transmisión se acerca a sus límites operativos en puntos críticos, a pesar de lo cual los datos de 2025 confirman que la GRV sostuvo casi una quinta parte del consumo eléctrico nacional de forma constante y eficiente.

, Ignacio Ortiz

La reforma laboral impulsada por el Poder Ejecutivo espera su tratamiento en la Cámara de Diputados, tras la media sanción en el Senado, en un escenario de tensión entre los gremios petroleros que resisten la iniciativa y las empresas que la apoyan.

Para los gremios del sector energético, el texto aprobado representa un retroceso sin precedentes; mientras que la Cámara de Comercio de los Estados Unidos en la Argentina (AmCham), que va más allá del sector petrolero pero tiene entre sus socios a las principales empresas del sector, la reforma laboral es una oportunidad de «previsibilidad». El proyecto tiene artículos que redefinen las relaciones laborales en la Argentina al introducir cambios en indemnizaciones, vacaciones y períodos de prueba, entre otros aspectos.

Las críticas de los sindicatos

Desde el sur del país, el Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut encendió las alarmas. En declaraciones a Radiocracia, relevadas por el medio local El Comodorense, el dirigente Carlos Gómez fue tajante al afirmar que el proyecto, pese a las modificaciones sufridas en el recinto, «castiga directamente» los derechos de activos y jubilados.

La mayor preocupación gremial reside en la modificación del artículo 245 de la Ley de Contrato de Trabajo. Según Gómez, la reforma reduce las indemnizaciones al máximo y habilita el uso del Fondo de Asistencia Laboral (FAL). El dirigente denunció que este fondo se financiaría con aportes del sistema jubilatorio, lo que calificó como un «nuevo negocio para especuladores».

«Todo lo que está relacionado con las futuras indemnizaciones, además de minimizarlas al máximo, va a surgir a través de una fuente de recursos donde van a estar los aportes de todo el sistema jubilatorio en ese centro de disponibilidad de pagos a través del FAL», advirtió Gómez.

La Federación Argentina Sindical del Petróleo, Gas y Biocombustibles (F.A.Si.Pe.G.yBio), liderada por Mario Lavia, ratificó también su «rechazo absoluto» a la medida. A través de un comunicado oficial, la entidad que nuclea a la «familia petrolera» manifestó su acompañamiento a las decisiones de la CGT.

«La reforma laboral atenta contra las vacaciones, las indemnizaciones, la estabilidad laboral, la negociación colectiva y el rol de las organizaciones sindicales, poniendo en riesgo décadas de lucha y construcción colectiva y profundizando un modelo de ajuste que golpea especialmente a los sectores productivos», explicitó la Federación.

La Federación fue más allá en su análisis político-económico al advertir que «los cambios profundizan un modelo de ajuste que golpea especialmente a los sectores productivos«. En ese sentido, ratificaron un respaldo a cualquier acción que impulse la central obrera en defensa de lo que consideran justicia social.

El respaldo de AmCham

La Cámara de Comercio de los Estados Unidos en la Argentina (AmCham) expresó su apoyo al debate legislativo. A través de sus canales oficiales, la entidad sostuvo que «seguíamos con estructuras pensadas para los años ’70, en un mundo que cambió por completo. El resultado es el empleo formal estancado hace décadas y casi la mitad de los trabajadores en la informalidad».

«La propuesta avanza en la dirección correcta: incentivos a la revisión de las relaciones empleador-colaborador, menor litigiosidad y más previsibilidad», señalaron desde AmCham. Para la cámara, «modernizar no es quitar derechos. Es dar previsibilidad, generar incentivos para contratar y abrir nuevas oportunidades para las nuevas generaciones.».

El posicionamiento de AmCham no es menor para la industria energética, ya que la entidad cuenta entre sus socios a las principales operadoras que extraen crudo y gas en la Argentina. Entre las firmas asociadas destacan multinacionales del sector energético como Chevron, Shell, TotalEnergies, Vista Enery, Excelerate Energy, Baker Hughes, Halliburton o Harbour Energy. También empresas nacionales como YPF, Pan American Energy, Central Puerto, CGC, Pluspetrol o tecpetrol.

Con la media sanción del Senado, la estrategia sindical se traslada a los despachos de Diputados. El gremio de Chubut deposita sus expectativas en la labor que pueda realizar el diputado nacional y Secretario General del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge «Loma» Ávila, quien buscará modificaciones que moderen el impacto en el sector.

, Redacción EconoJournal

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, presentó este jueves Enertoken, una plataforma desarrollada junto a Justoken que promete simplificar el acceso a la energía para sectores que, hasta hoy, operaban bajo la rigidez de las distribuidoras locales. El objetivo es capturar a los pequeños y medianos consumidores mediante una herramienta que garantiza trazabilidad, seguridad y, sobre todo, competitividad en costos.

Enertoken surge como la mayor plataforma de la Argentina destinada a la contratación y gestión de energía eléctrica mediante el uso de tecnología blockchain. Desarrollada en conjunto por YPF Luz y Justoken —empresa especializada en la digitalización de activos del mundo real—, esta herramienta permite que empresas y grandes usuarios accedan de forma 100% digital a energía renovable y térmica.

La estrategia no descuida a los grandes jugadores del mercado, como el sector del oil & gas o la minería de litio y cobre, pero la tecnología blockchain es la llave para la democratización del sistema. «Acá lo que estamos buscando son los más chicos. Las demandas que hasta hoy no saben de qué manera contractualizar o creen que solamente está para las empresas grandes«, insistió Mandarano, reafirmando el enfoque comercial.

La infraestructura, que utiliza la red Ripple (XRP Ledger),garantiza la seguridad e inmutabilidad de las operaciones, habiendo alcanzado ya una tokenización de activos superior a los US$800 millones. La nueva herramienta ya está disponible para la gestión comercial de nuevos clientes de la generadora.

Mercado eléctrico y tecnología blockchain

Actualmente, YPF Luz gestiona una cartera de cerca de 90 grandes clientes, una cifra que representa un desafío operativo considerable bajo los métodos tradicionales. «Gestionar esta cartera con diferentes puntos de suministro era un tema desde el punto de vista administrativo, de devolución al cliente y de información«, señaló Mandarano.

La nueva plataforma busca automatizar esta carga para permitir que el equipo comercial se enfoque en la expansión y no en la burocracia de la facturación. De esta manera, se brindará un servicio que incluya historial completo de facturación y descarga de facturas, consulta de consumos y reportes en tiempo real y mayor transparencia y control operativo, facilitando procesos de auditoría, certificaciones y reportes ESG, a partir de información trazable y verificable.

La gran apuesta de la compañía es el escalamiento masivo, y la arquitectura digital está diseñada para soportar un volumen de transacciones significativamente mayor al actual. «Fuimos pensando toda la solución integral que podíamos desarrollar, tanto para ese corto plazo de estos 90 clientes que tenemos, como para lo que pueda venir hacia adelante, que buscamos sean diez veces más clientes«, proyectó el CEO.

El diferencial técnico de Enertoken radica en el uso de blockchain, una tecnología que aporta una capa de seguridad inédito en el mercado eléctrico local. Según Mandarano, «esta infraestructura permite dar trazabilidad, certeza y velocidad a todo lo que es la problemática y el funcionamiento de los contratos«. No se trata solo de un portal de pagos, sino de una base de datos inmutable que registra cada kW transaccionado.

YPF Luz y el objetivo de un mercado eléctrico secundario

Uno de los puntos más disruptivos de la presentación fue la mención a un mercado secundario de energía. Mandarano ve a Enertoken como el inicio de un ecosistema más amplio. «El ideal sería que esto se generalice, que haya más generadores que puedan usarlo e incluso con Cammesa, que también pueda tomar esta misma herramienta. Si todo eso forma un ecosistema único, podríamos interactuar hasta generar después un mercado secundario«, detalló.

En cuanto al impacto en el usuario, el CEO aclaró que la infraestructura física no sufre alteraciones, sino que cambia la naturaleza del vínculo contractual. «El cliente le compra la energía y potencia al generador y después la distribuidora le factura el peaje. Ahí no hay un cambio. Hoy ya se puede hacer, nada más que hacerlo requiere un tema de tiempo y de administración», explicó para desmitificar la complejidad del traspaso.

El segmento objetivo se desplaza ahora hacia demandas que antes se consideraban marginales para la gran generación. Mandarano mencionó específicamente a las estaciones de servicio, parques industriales, hoteles, sucursales bancarias entre muchos otros.

«Lo que la tecnología nos permite es ir a buscar a los más chicos, comercios de más de 30 kW que tal vez es una persona que logra ver que es fácil de usar la herramienta y que muy simplemente puede hacer un contrato de energía», subrayó.

Esa pretensión se da en momentos en que las generadoras de renovables están encontrando en el Mercado a Término de Energías Renovables (Mater) una incipiente saturación, con lo cual requieren ampliar la base de clientes. La instanca disponible es el pequeño y mediano usuario comercial e industrial, a la espera de que en un futuro se abra la contractualización con las distribuidoras del sistema.

Enertoken: el homebanking energético

La plataforma funciona como una suerte de «homebanking» energético. Eduardo Novillo Astrada, de Justoken, acompañó la visión de Mandarano comparando la complejidad del blockchain con la de Internet: «El usuario no necesita entender el código, sino percibir el beneficio».

«El lanzamiento de Enertoken refleja cómo la digitalización puede aportar mayor eficiencia, transparencia y control en la gestión de energía. Enertoken es un paso clave en la evolución de la comercialización energética en Argentina, alineada con las nuevas demandas del mercado”, afirmó Novillo Astrada.

Respecto a la capacidad de generación que respalda este lanzamiento, Mandarano precisó que «YPF Luz hoy tiene más de 350 MW y deberíamos ir incrementando toda la potencia que vayamos teniendo. Por ejemplo, de los 2.800 MW térmicos, el 20% debería ser contratable», precisó, asegurando que existe respaldo suficiente para absorber la demanda de los nuevos usuarios pymes.

Finalmente, la visión de YPF Luz es que el ahorro y la transparencia impulsen la competitividad industrial de la Argentina. «La idea es justamente mostrarles que hay un ahorro y que, más allá de que es fácil, tienen un beneficio respecto a lo que pagan hoy«, concluyó el ejecutivo.
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, Ignacio Ortiz

La empresa Combustibles Nucleares Argentina (Conuar) desarrolló y puso en operación un sistema automatizado para el control de calidad de los elementos combustibles nucleares que incrementará la productividad de la compañía.

El sistema desarrollado consiste de una torre de control rotatoria con múltiples cámaras y sensores para inspeccionar los parámetros dimensionales (medidas exactas) y visuales (estado de superficie, integridad) de los combustibles nucleares.

Cada elemento combustible permanecerá estático mientras la torre gira en 360° para inspeccionar los parámetros de los 20 items que conforman cada elemento. Conuar actualmente fabrica los elementos combustibles para las centrales nucleares Atucha I y II y Embalse.

El nuevo sistema profesionalizará la captura de datos, pasando de la apreciación del inspector a la objetividad del sensor, lo cual garantizará que el aumento de velocidad en la inspección no sacrificará la seguridad nuclear del producto. Además, permitirá la trazabilidad al crear una partida de nacimiento digital e inviolable por cada elemento inspeccionado.

La medición automatizada también permitió crear una base de datos precisos. El siguiente paso será utilizar esos datos para alimentar modelos de Inteligencia Artificial para mantenimiento predictivo y optimizar aún más el proceso de fabricación aguas arriba.

Desafíos en el desarrollo

Desde Conuar resaltaron los desafíos técnicos de pasar de un sistema de control de calidad manual a uno automatizado. «Lo que un ojo humano hace por comparación, una máquina debe procesarlo mediante algoritmos distintos (triangulación para posición, perfilometría para formas complejas y cámaras color para controles de daños superficiales)», explicaron a EconoJournal.

Durante el desarrollo, la empresa utilizó elementos combustibles dummy (maquetas industriales que replican las características de los originales) para calibrar los sensores. La validación fue realizada comparando las mediciones automáticas con métodos tradicionales certificados.

Las pruebas con los dummies determinaron que una sola tecnología no
bastaba para analizar la complejidad del combustible y que se requería de una solución multimodal.

La empresa decidió aplicar triangulación láser para la posición precisa, perfilometría 3D con brazo robótico para la compleja geometría de la parte inferior y cámaras de alta resolución para los controles visuales.

Torre de control rotatoria

La decisión de desarrollar una torre rotatoria fue tomada tras evaluar que, por sus dimensiones, al girar al elemento combustible se provocaban vibraciones y movimientos que introducían ruido en las mediciones de precisión.

Los combustibles para centrales nucleares de potencia suelen tener importantes dimensiones. Por ejemplo, los combustibles de Atucha II están entre los más largos del mundo, con 5,3 metros de largo.

«El aprendizaje fundamental fue: «Si el objeto es inestable en movimiento, mueve el observador». Esto garantizó una base de medición estática y
ultra-precisa, aunque trasladó el desafío a la ingeniería mecánica del carro giratorio», evaluaron.

Los principales desafíos técnicos en el diseño de la torre fueron el cableado y la comunicación de datos. «Girar más de 360° con múltiples cámaras y sensores requiere una ingeniería de cableado que evite la fatiga
mecánica y la pérdida de señal. En software, el reto la programación de sistema completo y en particular los subsistemas de control por visión», explicaron.

En Conuar estan satisfechos con los resultados y proyectan que el nuevo sistema tiene otras potenciales aplicaciones industriales. «Esta tecnología es transferible a cualquier industria de manufactura de alta precisión: aeroespacial (inspección de álabes), automotriz (control de chasis) o incluso otras ramas de la energía donde se manejen componentes de grandes dimensiones con tolerancias milimétricas», concluyeron.

, Nicolás Deza

YPF, junto a sus socios internacionales Eni y XRG, firmó el Acuerdo de Desarrollo Conjunto (JDA, por sus siglas en inglés) para dar curso definitivo al proyecto Argentina LNG. Este documento, de carácter vinculante, establece la hoja de ruta técnica y financiera para convertir el gas de Vaca Muerta en un producto de exportación global a través de la tecnología de licuefacción.

Argentina LNG contempla el despliegue de una infraestructura integrada que abarca desde la producción en boca de pozo (upstream) hasta el transporte y procesamiento (midstream). El core de la operación residirá en dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG), cada una con capacidad para procesar 6 millones de toneladas anuales (MTPA).

En una primera etapa, el consorcio apunta a una producción de 12 MTPA para el año 2030, con el horizonte puesto en una expansión que podría llevar la capacidad instalada a las 18 MTPA. Esta escala posicionaría a la Argentina entre los principales jugadores del mercado global de GNL, compitiendo con exportadores de primer nivel.

La hoja de ruta de Argentina LNG

Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, señaló, “este nuevo paso marca la incorporación formal de XRG al proyecto que venimos desarrollando junto con Eni. Contar con dos jugadores de clase mundial nos permite posicionar a Argentina LNG como uno de los proyectos más relevantes a nivel global».

«A partir de ahora -agregó-, continuaremos trabajando de manera muy intensiva para alcanzar la Decisión Final de Inversión durante la segunda mitad de 2026”.

Por su parte, Guido Brusco, Chief Operating Officer de Global Natural Resources de Eni, comentó, que “con la firma del Acuerdo de Desarrollo Conjunto se suma un nuevo socio – XRG – a Argentina LNG, que se perfila como una de las oportunidades más prometedoras del escenario global del gas. El proyecto avanza reflejando liderazgo tecnológico y una visión estratégica de largo plazo”.

Finalmente, Mohamed Al Aryani, presidente de International Gas de XRG, afirmó, “el potencial de Argentina LNG es significativo, y este acuerdo marca un hito importante en el desarrollo del proyecto».

«YPF, Eni y XRG comparten la ambición de avanzar en un proyecto de GNL de gran escala que contribuya a un suministro energético confiable y flexible para los mercados internacionales, al tiempo que genera valor de largo plazo para los socios y las comunidades locales”, completó Al Aryani.

El ingreso de XRG al consorcio

La firma del JDA también sirvió para formalizar la incorporación de XRG como socio fundador del proyecto. A partir de este momento, los socios iniciarán formalmente la etapa de Ingeniería Básica (FEED).

Este proceso incluye la estructuración técnica detallada de las plantas flotantes, el diseño de los frentes comerciales para la venta del gas y la ingeniería de financiamiento necesaria para sostener una inversión de esta magnitud.

Según confirmó la conducción de YPF, el objetivo es trabajar intensivamente durante los próximos meses para alcanzar la Decisión Final de Inversión (FID) en la segunda mitad del año. De concretarse, la Argentina consolidaría una capacidad de exportación energética de largo plazo, generando empleo genuino y una entrada de divisas fundamental para la estabilidad macroeconómica del país.

, Redaccion EconoJournal

La Administración de Información Energética (EIA) de los Estados Unidos pronostica que el precio del Brent promediará por debajo de los US$ 60 por barril durante 2026 y 2027, manteniendo la tendencia bajista, impulsada por el incremento en los inventarios mundiales de petróleo.

El Brent promedió al alza durante enero debido a interrupciones no programadas en la producción de petróleo crudo en EE.UU y Kazajistán. Sin embargo, la tendencia bajista se sostiene por aumentos esperados en la producción global, en donde la Argentina destacará por la puesta en operación esperada del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) para fines de este año.

EE.UU.: precios del petróleo por debajo de los US$ 60 por barril

En su reporte energético de corto plazo (STEO) publicado este febrero, la EIA pronostica que el Brent promediará un precio de US$ 58 por barril en 2026. El precio estará ligeramente por encima de los US$ 55 por barril pronosticados en el reporte de diciembre.

Sin embargo, la tendencia bajista se mantendrá. El Brent promedió unos US$ 69 por barril en 2025. La agencia estadounidense estima que los precios promediarán a la baja todavía más, a US$ 53 por barril durante 2027.

Las disrupciones inesperadas no alteran el escenario de aumento de producción

El precio del Brent promedió US$ 67 por barril en enero, el nivel más alto desde septiembre de 2025, ya que los eventos relacionados con el clima interrumpieron el suministro mundial de petróleo crudo y las crecientes tensiones con Irán ejercieron presión al alza sobre los precios.

A pesar de eventuales disrupciones, los precios internacionales del crudo seguirán bajo presión producto de los incrementos de producción, especialmente en países que no forman parte de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), como Guyana, Brasil y la Argentina.

La EIA evalúa que por el descalce entre una producción creciente y una demanda que apenas crecerá, los inventarios de petróleo en el mundo seguirán en aumento. El pronóstico es que el mundo acumulará inventarios por 3,1 millones de barriles por día en 2026, en comparación con una acumulación promedio de 2,7 millones de bpd en 2025.

«Evaluamos que el fuerte crecimiento de la producción mundial de petróleo seguirá superando el consumo de petróleo durante nuestro pronóstico, lo que impulsa nuestra evaluación de que los inventarios mundiales de petróleo aumentarán«, dice el reporte.

En cambio, se espera que la acumulación de inventarios disminuya ligeramente el próximo año, a un promedio de 2,7 millones de bpd en 2027.

China puede ayudar a sostener el Brent

Como la agencia estadounidense viene subrayando, las compras de China para su reserva estratégica de petróleo seguirán siendo cruciales para evitar caídas más profundas en los precios durante el 2026, aunque estas compras excepcionales disminuirían a partir de 2027.

China representó aproximadamente la mitad de los 2,3 millones de bpd de inventarios que los países no pertenecientes a la OCDE acumularon durante 2025.

La EIA estima que las compras chinas fueron destinadas a sus reservas estratégicas de petróleo. Estos barriles no estarían comercialmente disponibles, por lo cual configuran una demanda excepcional que ayuda a sostener los precios internacionales.

«Suponemos que China continuará acumulando reservas estratégicas a un ritmo prácticamente igual de aproximadamente 1 millón de bpd en 2026, antes de reducirlas en 2027″, dice la agencia.

La OPEP+ mantendrá una producción estable

El esquema que agrupa a la OPEP y aliados, OPEP+, reafirmó a comienzos de febrero sus planes de mantener la producción estable en el primer trimestre de 2026. La EIA estima que la OPEP+ no aumentará la producción en 2027.

«A pesar de que no hay planes de anunciar objetivos para 2027 hasta el cuatro trimestre de 2026, no esperamos que la OPEP+ aumente la producción el próximo año, dada nuestra expectativa de una gran acumulación de inventarios durante el período de pronóstico», evaluó la EIA.

, Nicolás Deza

La industria de las energías renovables alimenta la expectativa inmediata de que el Poder Ejecutivo incorpore al temario de sesiones extraordinarias el proyecto de ley que extiende por 20 años los principales alcances de la Ley 27.191 que estableció el régimen de fomento del sector, o bien que la discusión retome el trámite parlamentario en el período ordinario que inicia el 1 de marzo.

Tras la caducidad el pasado 31 de diciembre y el fallido intento por incluir una prórroga de la estabilidad fiscal en el Presupuesto 2026, el sector entró en una nueva etapa de definiciones legislativas para lograr la continuidad del régimen de fomento vigente la última década. El régimen presente hasta el 31 de diciembre, se asegura, fue el que permitió inversiones por más de US$7.000 millones y la instalación de nueva capacidad de generación por 6,5 Gw.

La industria de energías renovables busca restablecer el paraguas normativo que atravesó cuatro gestiones distintas de gobierno. En diciembre, durante las negociaciones presupuestarias, se intentó una «vía corta» que consistía en un artículo único que extendiera 30 años la seguridad jurídica ante la inminente caída de la ley original.

Sin embargo, ese capítulo fue retirado por el oficialismo del texto final como parte de las negociaciones, lo que incluyó puntos como la resolución de las deuda de las distribuidoras eléctricas con Cammesa o la modificación del régimen de zona fría, entre otros.

Al no lograrse esa transición administrativa que diera un plazo más amplio para discutir un nuevo marco normativo, desde el sector se explica que los nuevos proyectos que no alcanzan el umbral de los u$s200 millones para calificar en el RIGI se encuentran, formalmente, sin un marco de promoción específico que garantice estabilidad ante posibles cambios tributarios. Es algo esencial en que los desarrolladores insisten por tratarse de inversiones de décadas de operación comercial.

Puntos clave del proyecto de Energías Renovables

En este contexto, la Cámara de Generadores y Cadena de Valor de Energías Renovables (CEA) monitorea de cerca los movimientos en el Congreso. La mirada está puesta en el proyecto de ley modificatorio presentado en agosto de 2025 por el entonces diputado Martín Maquieyra. Aquella iniciativa, que contaba con el aval técnico de la Secretaría de Energía, proponía extender los beneficios hasta 2045, adaptando el esquema a la modernización del mercado eléctrico y garantizando que las reglas de juego se mantengan inalteradas por 20 años.

Pese a que el proyecto original conserva estado parlamentario, el recambio legislativo de diciembre provocó la caída del dictamen de comisión que ya se había logrado tras meses de debate. Esto implica que, de no mediar un tratamiento por «vía rápida» en extraordinarias, el texto deberá volver a discutirse en la Comisión de Energía una vez que se conformen sus nuevas autoridades en marzo. Para el sector, este paso también es clave para consolidar la confianza de los organismos de financiamiento internacionales que fondean muchos de los proyectos.

Desde la CEA subrayan que se encuentran «preocupados y ocupados», pero aclaran que el objetivo es evitar la discrecionalidad impositiva. “Proyectos de infraestructura energética, con vidas útiles que superan los 25 años, requieren una certeza que trascienda los mandatos presidenciales. La mayor preocupación no es la falta de incentivos directos, sino la posibilidad de que surjan gravámenes provinciales o municipales que alteren la ecuación económica de los parques”, señalaron.

Fuentes vinculadas a la labor legislativa explicaron que el Gobierno tiene intenciones de avanzar, pero la agenda parlamentaria hoy se encuentra saturada por temas de alto impacto político como la reforma laboral, el acuerdo Mercosur-UE o la Ley de Glaciares. No obstante, existe la posibilidad de que el Ejecutivo emita un decreto para sumar el proyecto de renovables al temario de extraordinarias aunque los tiempos entraron en cuenta regresiva al 27 de febrero, lo evitaría esperar la conformación de las comisiones ordinarias.

El proyecto en cuestión presentado por una veintena de legisladores que incluía también a los diputados Lorena Villaverde y Cristian Ritondo introduce cambios profundos en la operatoria del mercado. Uno de los puntos más destacados es la eliminación de la intermediación de Cammesa en la compra de energía para grandes usuarios. Esta medida busca desregular el segmento, permitiendo contratos directos entre privados y eliminando precios máximos.

Se trata de una transición hacia un modelo de mercado más abierto, sin la tutela del Estado en la fijación de precios. Pero sobre todo abre un nuevo universo de clientes para el segmento generador que ante la retirada en los hechos de las compras públicas de energía a través de programas como el Renovar, encuentra la posibilidad de ampliar su base a través de las empresas distribuidoras de energía eléctrica. En la actualidad, se asegura que el Mercado a Término de Energías Renovables (Mater), está encontrando su techo.

Por qué el sector busca extender el blindaje tributario y jurídico

El aspecto central que la normativa busca blindar es el artículo 17 de la vieja ley, que establece que la utilización de fuentes renovables no estará alcanzada por ningún tipo de tributo específico, canon o regalía. Para las empresas, esta es la «columna vertebral» de la norma. Argumentan que la estabilidad fiscal no representa un costo para las arcas públicas, ya que se trata de gravámenes que nunca existieron para el sector, sino que funciona como un seguro contra la inseguridad jurídica que suele afectar a los hundimientos de capital de largo plazo.

Incluso con este debate pendiente, la actividad en el terreno continúa. “Los proyectos siguen su curso administrativo, aunque bajo la lupa de los departamentos legales que analizan el impacto de la actual falta de cobertura”, indicaron las fuentes. La industria insiste en que una ley aprobada bajo una gestión, continuada por otras dos y ahora perfeccionada por una cuarta, es la mejor señal de institucionalidad que la Argentina puede dar a los inversores que miran la infraestructura.

Además de la estabilidad, el nuevo texto busca fomentar la medición inteligente y la gestión de la demanda. Se trata de una actualización necesaria para un sistema que ya cuenta con un 19% de participación renovable en la demanda total. El desafío, coinciden las fuentes, ya no es solo generar energía limpia, sino integrarla a una red de transporte que hoy opera al límite y que requiere de este marco legal para proyectar nuevas obras de ampliación.

La viabilidad económica de los proyectos medianos, que son los que dinamizan las economías regionales y el empleo local, depende de esto, aseguran. Al no poder acceder al RIGI por el monto de inversión, la prórroga de los alcances de la Ley 27.191 se vuelve el único camino para mantener la competitividad. “Un banco que financia un parque eólico mira con lupa la vigencia de estas normas para determinar las tasas de interés; a mayor incertidumbre, mayor es el costo del capital”, reseñaron.

El Gobierno, a través de sus negociadores en el Congreso, recibió el pedido formal del sector. Si bien no es la prioridad del oficialismo en comparación con las reformas estructurales del Estado, se reconoce que existe un consenso técnico sobre su importancia. El desenlace en las próximas semanas determinará si la industrias de las renovables logra empalmar el éxito del esquema anterior con una nueva etapa de expansión marcada por un paraguas de seguridad jurídica hasta 2045.

, Ignacio Ortiz

La distribuidora Metrogas obtuvo el Premio Nacional a la Calidad 2025 en la categoría Gestión Integral de Empresas Grandes. Este reconocimiento es el más importante del país para organizaciones, tanto públicas como privadas, que alcanzan niveles de excelencia en sus procesos y resultados.

La compañía, principal empresa de distribución de gas natural por redes que presta servicio a 2,4 millones de clientes en la Ciudad de Buenos Aires y 11 partidos del sur/sudoeste del conurbano, resultó ganadora en la categoría destinada al sector privado. Esta tradicional distinción es instituida por el Congreso Nacional mediante la Ley 24.127 y que administra la Fundación Premio Nacional a la Calidad.

El premio es la máxima distinción otorgada a instituciones que implementan modelos de gestión para mejorar la calidad de sus productos, servicios y procesos, siempre con un enfoque hacia la mejora continua y la sostenibilidad.

Al respecto, el presidente de MetroGAS, Andrés Scarone, expresó que «la obtención de este reconocimiento ratifica la decisión estratégica de una compañía líder que logró implementar proyectos innovadores y mejorar su eficiencia operativa en los últimos años«.

El proceso de transformación

La obtención de este galardón fue presentado por la compañía como resultado de un plan de transformación iniciado hace un lustro. Según sostuvo el CEO de la firma, Sebastián Mazzucchelli, desde hace cinco años «la organización se planteó el objetivo estratégico de convertirse en una empresa más moderna, ágil y rentable».

Como parte de este despliegue, la compañía implementó en 2021 el modelo «Camino a la Excelencia», lo que permitió fortalecer capacidades, desarrollar competencias clave y afianzar prácticas de gestión, explicó el directivo tras conocerse el reconocimiento.

Durante los años 2022, 2023 y 2024, Metrogas obtuvo tres Certificaciones Oro en «Mejores Prácticas de Gestión Integral» tras superar los puntajes requeridos en las calificaciones internas. El director ejecutivo de la Fundación Premio Nacional a la Calidad, Jorge Ferreiro, resaltó la madurez de la gestión de la distribuidora y destacó el compromiso y liderazgo de sus colaboradores para alcanzar este hito.

El proceso de evaluación para este premio contempla aspectos críticos como el liderazgo, la relación con clientes y mercados, la innovación, la gestión de personas, los recursos y la responsabilidad social. «Al estar alineado con los estándares internacionales, el galardón potencia la competitividad global de la empresa y destaca su nivel de madurez operativa», se destacó.

Metrogas, constituida 1992 a partir del proceso de privatización del servicio, es actualmente una de las prestadoras de servicios públicos más importantes de la Argentina y la tercera distribuidora del continente sudamericano por cantidad de clientes. Su red de distribución abarca una superficie de 2.150 kilómetros cuadrados.

, Redacción EconoJournal

Vista Energy, la compañía liderada por Miguel Galuccio registró un incremento interanual del 59% en su producción total de hidrocarburos durante el cuarto trimestre de 2025. Tras la adquisición de activos de Equinor en Vaca Muerta, la firma fortalece su presencia en áreas clave de la formación.

Vista, el principal productor independiente de petróleo en la Argentina, presentó este miércoles a los mercados sus resultados operativos al 31 de diciembre de 2025. El informe refleja que sus reservas probadas y estimadas de petróleo y gas alcanzaron los 588 millones de barriles de petróleo equivalente (MMboe), lo que representa un salto del 57% respecto al año anterior.

Este crecimiento en las reservas se explica, en parte, por la incorporación de activos de Petronas en abril pasado, sumando 255.1 MMboe. El índice de reemplazo de reservas se ubicó en un 605%, mientras que, al excluir las adquisiciones, dicho indicador se mantuvo en un sólido 260%.

Vista con cifras operativas al alza

Durante el cuarto trimestre de 2025, la empresa alcanzó una producción diaria promedio de 135.414 barriles de petróleo equivalente, cifra que marca un ascenso del 59% en la comparación interanual y de 7% frente al trimestre previo. En cuanto al crudo, la producción alcanzó los 118.285 barriles diarios entre octubre y diciembre.

Los resultados responden a una estrategia de inversión intensiva en pozos nuevos y a la alta productividad de la cuenca. Según detalló la firma en su comunicación a los mercados de Buenos Aires, México y Nueva York, se conectaron 40 pozos nuevos durante la segunda mitad del año.

En paralelo a sus resultados operativos, Vista viene de cerrar semanas atrás la adquisición de las participaciones que la noruega Equinor poseía en Vaca Muerta. La operación demandó una inversión neta de US$ 712 millones y permite a la compañía incorporar un 25,1% en el bloque Bandurria Sur y un 35% en Bajo del Toro.

Con este acuerdo, la empresa que preside Galuccio proyecta superar una producción de 150.000 boe/d. Estas inversiones se suman a los más de US$ 6.500 millones que la firma ya destinó al desarrollo de la formación no convencional.

Para la compañía, esta adquisición fortalece su posición en la cuenca al incorporar activos de «primer nivel» que aportan tanto producción básica como un inventario de pozos listos para perforar. Asimismo, se destacó la relación estratégica con YPF, socio y operador en ambas áreas, con quien buscan profundizar la eficiencia y competitividad en el desarrollo del shale.

, Ignacio Ortiz

GeoPark Argentina S.A. obtuvo una facilidad de financiamiento por aproximadamente US$ 50 millones otorgada por Banco Galicia destinada a financiar capital de crecimiento y necesidades temporales de capital de trabajo asociadas al desarrollo de sus activos no convencionales en Vaca Muerta.

El financiamiento contempla vencimientos de hasta 24 meses desde cada desembolso. Se prevé que los desembolsos se realicen de manera parcial durante los próximos seis meses, en función del avance del plan de inversiones de la compañía.

“Con esta facilidad y la caja existente, GeoPark Argentina cubre sustancialmente sus necesidades de capital previstas para 2026”, aseguró Geopark a través de un comunicado. Luego agregó que “esta operación refleja la confianza de Banco Galicia en la solidez operativa, la disciplina financiera y la estrategia de crecimiento de GeoPark en el país, y refuerza la relación entre ambas instituciones.

GeoPark Argentina S.A. es una subsidiaria de GeoPark Limited (NYSE: GPRK), una de las principales compañías independientes de exploración, producción y comercialización de petróleo y gas en América Latina, con más de 20 años de trayectoria.

, Redaccion EconoJournal

La venta de Manantiales Behr, la única área de petróleo convencional que YPF conserva en el Golfo San Jorge, a Rovella Capital, una subsidiaria del empresario de la construcción Mario Rovella, está a punto de frustrarse porque el comprador no logró estructurar el financiamiento para abonar los US$ 575 millones que había comprometido.

A Rovella Capital le quedan apenas unos días para efectivizar el pago del 60% de ese monto, pero distintas fuentes del mercado consultadas por EconoJournal informaron que la operación por estas horas está virtualmente caída.

Si el incumplimiento se confirma, YPF deberá iniciar contacto con las empresas que habían quedado por detrás de Rovella Capital en la licitación. El listado incluye a Pecom, brazo petrolero del grupo Pérez Companc; Capsa, una petrolera independiente controlada por la familia Götz; y el Grupo San Martín, un actor local asociado con empresas de servicios norteamericanas.

Ingeniería financiera compleja

EconoJournal había informado en diciembre, cuando se supo que Rovella Capital había hecho la mejor oferta, que a esa altura el único interrogante es si la compañía iba a lograr documentar con herramientas crediticias confiables la forma de pago de la operación, una práctica usual en este tipo de operaciones.

Ese nunca fue un tema menor porque la empresa tiene un acceso limitado al sistema financiero local porque Rovella Carranza, la compañía madre del grupo, está involucrada en la causa Cuadernos, que está en pleno trámite de requerimiento de elevación a juicio.

Pese a ello, Agustín Rovella, hijo de Mario, se había reunido por esos días con actores del sector petrolero —entre ellos con algunos traders de combustibles con la intención de pre-financiar la venta de crudo pesado desde Chubut— para intentar reunir los fondos que comprometió en su oferta.

YPF había confirmado la venta de Manantiales Behr el pasado 16 de enero a través de una comunicación enviada a la Comisión Nacional de Valores. Allí detalló que el acuerdo lo había firmado con Limay Energía S.A., subsidiaria de Rovella Capital, por US$ 575 millones, de los cuales “el 60% será abonado al cierre de la transacción y el saldo restante dentro de los 12 meses posteriores al cierre”.

La propuesta económica presentada por Rovella Capital había sido, además, ampliamente superior a la de su inmediato competidor —con una diferencia estimada en más de US$ 150 millones—, un factor determinante para que el directorio de YPF optara por adjudicarle el activo con el objetivo de maximizar el ingreso por la desinversión.

Sin embargo, en la industria es habitual que el closing de transacciones de esta magnitud enfrente contramarchas, dado que la estructuración definitiva del financiamiento suele constituir el eslabón más frágil del proceso y el principal riesgo para la concreción de operaciones que involucran montos tan elevados.

Qué activos incluía la operación de venta

El acuerdo incluía la cesión del 100% de la concesión de explotación convencional sobre el área Manantiales Behr, la concesión de transporte de hidrocarburos sobre los oleoductos “El Trébol – Caleta Córdova”, “Km. 9 – Caleta Córdova”, y “Manantiales Behr – Cañadón Perdido” en Chubut y la venta del stock de materiales en los almacenes de Manantiales Behr y Km 20.

El histórico campo convencional tuvo una producción diaria aproximada de 25.000 barriles el tercer trimestre de 2025.

La salida de YPF obedece a su intención de concentrar la producción en la formación no convencional Vaca Muerta.

, Nicolas Gandini

La empresa Tenaris, a través de su división de servicios petroleros, completó con éxito en Vaca Muerta las dos primeras operaciones de fractura hidráulica alimentadas en más de un 80% con gas, mediante el uso de bombas con tecnología Dynamic Gas Blending (DGB).

Las pruebas se llevaron a cabo en una serie de PADs operados por Tecpetrol -ambas compañías integrantes del Grupo Techint– marcando una nueva referencia para la Cuenca Neuquina y la industria regional.

Las bombas DGB utilizadas en estas operaciones forman parte del tercer set de fractura hidráulica que Tenaris pondrá en funcionamiento en Vaca Muerta durante 2026. La compañía informó que esta tecnología permite sustituir el uso de diésel por gas generando beneficios económicos y ambientales.

“Este es un paso muy relevante hacia la transición energética y un hito para toda la cuenca. La tecnología DGB se encuentra aún en una etapa inicial de implementación, incluso en cuencas como Permian, Estados Unidos», destacó Francisco Liberatore, Director de Tenaris Oil & Gas Services.

Liberatore aseguró que «haber superado el 80% de reemplazo de diésel por gas es un nivel de eficiencia que ninguna otra compañía de servicios había alcanzado hasta el momento en Argentina”.

Tecnología DGB: el doble beneficio ambiental y de costos

Además de contribuir a la reducción de emisiones de CO₂, la tecnología DGB permite optimizar los costos de combustible, ya que los equipos pueden ser abastecidos con el mismo gas producido en las perforaciones del pad o en pads cercanos, mejorando la eficiencia integral de las operaciones.

Las primeras 10 bombas DGB probadas en estas operaciones forman parte de una inversión de u$s110 millones, anunciada por Tenaris en marzo del año pasado, destinada a fortalecer sus capacidades de fractura hidráulica en Argentina. El proyecto contempló la incorporación de un tercer equipo de fractura con 28 bombas y 70.000 hhp, además de su correspondiente equipo de coiled tubing.

Entre 2020 y 2026, Tenaris habrá invertido aproximadamente u$s240 millones en el desarrollo de su unidad de negocios de servicios petroleros en el país. Actualmente, la compañía se ubica como el tercer proveedor de servicios de la cuenca, con más de 6.000 etapas de fractura realizadas.

Esta operación de Tenaris refleja la tendencia que la cadena de valor de Vaca Muerta proyecta como el eje central de 2026, y el año de la transición definitiva hacia equipos de baja huella de carbono.

Un cambio de paradigma vital en Vaca Muerta

Meses atrás, en encuentros especializados del sector, referentes de compañías como Calfrac, Tecpetrol y QM ya anticipaban que la migración del diésel hacia tecnologías Dual Fuel y 100% gas no era solo una meta ambiental, sino una condición de supervivencia competitiva.

La industria busca desplazar los combustibles líquidos, más costosos y contaminantes, por el gas producido en las mismas locaciones, con el fin de optimizar costos y tiempos de respuesta. La relevancia de haber alcanzado un 80% de sustitución mediante la tecnología DGB valida los modelos que la industria venía analizando.

Según los datos que circulaban en el sector, una flota que opera exclusivamente con diésel representa un costo anual cercano a los US$33 millones, mientras que la migración a sistemas duales permite reducir ese gasto a menos de la mitad.

Este ahorro proyectado, que puede alcanzar los US$17 millones por flota, es lo que hoy tracciona la masificación de estos procesos, permitiendo que la cuenca neuquina acelere su curva de aprendizaje y replique con éxito —e incluso mayor velocidad— las experiencias de eficiencia vistas en el Permian de Estados Unidos.

, Ignacio Ortiz

El reciente decreto 49/2026 prorrogó nuevamente la emergencia del Sector Energético Nacional en lo que respecta a los segmentos de transporte y distribución de gas natural (excluye energía eléctrica), hasta el 31/12/2027, abarcando, así, todo el mandato presidencial. Como derivación, la norma establece un régimen transitorio para la importación de GNL con estos contornos:

• Se concentra la operatoria en un único “comercializador-operador”.
• Se fija un precio máximo para la venta en el mercado interno del gas natural resultante de la regasificación del GNL importado para el abastecimiento de los próximos dos períodos invernales (2026 y 2027), “para evitar las consecuencias negativas que podrían derivar de tal situación monopólica”.
• Dicho precio no podrá ser superior al marcador internacional que la SEN considere (ej. HH, TTF o JKM), más un valor expresado en US$/MMBTU.
• Tal valor debe resultar necesario para cubrir todos los costos (de flete marítimo, regasificación, almacenaje, comercialización y transporte por ducto), del GNL regasificado hasta Cardales.
• La determinación de dicho valor resultará de la licitaciónque realizará la SEN para uso de la capacidad de regasificación de que dispone ENARSA.
• En caso de fracasar, Enarsa continuará haciéndose cargo directamente de la importación/regasificación/venta en el mercado interno.

En cuanto a la motivación, el DNU invoca que Enarsa ha actuado como “único importador de GNL” y que tal intervención estatal ha adolecido de defectos: “Ha asumido actividades propias del sector privado, no ha dado los resultados esperados, ha sido incapaz de dar una solución eficiente, y ha implicado al Estado Nacional erogaciones de mucha envergadura, las cuales no se han materializado en mejoras para el sistema de transporte”.

Acontinuación, el decreto arguye sobre el corrimiento de Enarsa de la función importadora: primero, remite a la Ley de Bases y su principio ordenador de “reducción al mínimo la intervención del Estado”, justificativo para reemplazar la comercialización estatal por una de carácter privado, con los controles correspondientes por parte de la SEN y del Enargas.Luego, refiere que debe permitirse el acceso a la infraestructura de regasificación a los importadores privados; y fundamenta la necesidad de mantener un esquema monopólico (unificado y coordinado) en base a cuestiones técnicas de la terminal, del buque regasificador y del programa de importación. Este esquema centralizado permitirá evitar inconvenientes:

1. Conflictos en la programación logística y asignación de ventanas de arribo (slots) para los buques metaneros.
2. Dificultades en la gestión coordinada del inventario en los tanques de la FSRU.
3. Complejidades en la coordinación de amarre/conexión/desconexión de los brazos de transferencia criogénicos y operaciones de trasvase (ship-to-ship).
4. Demora en respuesta ante emergencias –integridad de personas/activos/ambiente.

Finalmente, en cuanto a la “urgencia” en la contratación, el motivo es “la inminencia del invierno del año 2026 y la volatilidad de los mercados internacionales”.

Licitación

Por resolución 33/26, la Secretaría de Energía convocó a una Licitación Internacional con el objeto de seleccionar un único comercializador-agregador (C-A) de carácter privado, la cual deberá estar concluida en 40 días corridos (21 de marzo).

El C-A deberá celebrar con el titular y/o cesionario de la capacidad de la Terminal un contrato de servicios por 1 año, únicamente por la capacidad durante el período invernal 2026 (abril-septiembre). Fuera de éste, podrán acordar por la capacidad disponible para optimizar el uso en beneficio de todo el sistema. Para el período invernal 2027, el C-A tendrá el derecho de igualar la mejor oferta que se presente en dicha licitación.

En los lineamientos anexos se establece lo siguiente:

• Abastecimiento: en caso de que el C-A no hiciere un “uso pleno” de la capacidad y estuviere en “riesgo el abastecimiento” la demanda ininterrumpible de las Distribuidoras, la SEN podrá comprar “volúmenes adicionales” de GNL.
• Precio: el modelo del Contrato incluirá el precio total anual que el C-A deberá pagar en concepto de los servicios de la Terminal.
• Criterios de selección: serán agentes con acreditada experiencia en el mercado global de GNL y argentino de GN, y acreditada solvencia financiera/patrimonial.
• Criterio económico: menor monto (US$/MMBTU) adicional por sobre el valor del marcador Title Transfer Facility (TTF) europeo. El valor cotizado deberá cubrir todos los costos a transferir al mercado local, considerando su estimación de cargamentos, contratos internacionales, pago del Contrato de Servicios y margen razonable por su actividad como C-A.
• Marcador internacional: será el siguiente para cada demanda:
• Firme de Distribuidoras: en el contrato de abastecimiento al Enargas se tomará el promedio de las cotizaciones diarias del “Dutch TTF ICE Natural Gas Futures Contract” (Monthly) de los primeros 5 días de cada mes.
• Otros contratos firmes y ventas spot: ídem, con la declaración del Costo Variable de Producción (CVP) quincenal de Cammesa.
• Se deberá multiplicar el valor que resulte del TTF por el factor de ajuste de unidad de 0,293071, ajustado para la conversión de moneda.
• Obligaciones del C-A: informar a la SEN respecto de la efectiva utilización de la Terminal, incluyendo el volumen a importar para Distribuidoras, con una antelación mínima de 40 días a la recepción de los volúmenes.
• Precio Máximo: para los contratos firmes será el precio ofertado sumado al TTF.
• Tarifas:
  • El precio del gas efectivamente entregado a las Distribuidoras será trasladado a tarifa en concepto de pass-through de costo del gas, ya sea mediante su inclusión en el precio de gas en PIST de los cuadros tarifarios, o como Diferencias Diarias Acumuladas (DDA).
  • Para contratos de generación eléctrica, Cammesa definirá el precio de referencia, en base al precio ofertado más el TTF, el que funcionará como tope en caso de existir ventas directas a Cammesa. En el caso de compras propias directas por Generadores MEM, estos podrán declararlo como combustible propio (cf. Res. SEN 400/2025).
• Subsidios: el costo de abastecimiento derivado de la provisión de GNL regasificado no integrará la base del precio de gas que se considera para la aplicación de las bonificaciones del régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (cf. Decreto 943/25).
• En caso de que, a criterio de la SEN, las ofertas recibidas no resultaren acordes con los objetivos de los Lineamientos, o no resultaren convenientes ni oportunas, la Licitación podrá declararse desierta y la importación seguir vía Enarsa.

Ventajas

El Gobierno apuesta a que este giro regulatorio y operativo le aporte al sistema gasífero los siguientes beneficios económicos:

1. Que un trader internacional consiga mejores descuentos al negociar toda la campaña invernal en forma directa con un solo proveedor (a diferencia de los sucesivos Tenders que suele hacer Enarsa bajo esquemas de competencia).
2. Que un C-A local logre bajar el grado de incobrabilidad que soporta Enarsa por la venta de GN (regasificado) en el mercado interno, por parte de Distribuidoras, Generadores térmicos y el sector industrial.

Análisis crítico

La salida de Enarsa (así como la de Cammesa en el mercado eléctrico) responde a criterios ideológicos arraigados en la Ley de Bases –cuyo principio ordenador procura la “reducción al mínimo la intervención del Estado” en la economía–, antes que a motivos de corte económico-operativos.

Cierto es, por un lado, que Enarsa ha actuado como “único importador de GNL”, tanto para la Terminal de Bahía Blanca como la de Escobar, desde 2008 y 2011, respectivamente. Ello, puesto que ha sido el brazo ejecutor de una política pública organizada a partir del Programa Energía Total (cf. Res. MINPLAN 459/2007), en calidad de “Unidad de Gestión Técnico-Operativa” con funciones de diseño, construcción, operación, mantenimiento, gestión y administración del sistema de GNL.

No obstante, tal intervención estatal no ha adolecido de los defectos imputados, al tiempo que las enormes erogaciones del Tesoro se han materializado en mejoras nodales para el sistema de transporte. En primer lugar, ha sido esta Administración quien, durante su primer año de gestión, resolvió (i) omitir toda obra pública en la materia, procrastinar en decidir (ii) la anulación del Tramo II del GPNK y (iii) la continuidad de la reversión del Gasoducto Norte, así como (iv) demorar la adjudicación de la Iniciativa Privada de TGS para potenciar el GPM (Tramo I del GPNK). En segundo lugar, las obras de expansión del sistema de transporte han permitido un hecho irrefutable: mientras que en el año 2014 se importaban ~100 buques de GNL (y durante los 12 meses del año), en 2025 las compras de ENARSA se redujeron a 1/4 de esa cantidad (27 cargamentos y solo para el invierno).

Por su parte, vale advertir que el DNU en cuestión no logra acreditar la existencia ni de la “necesidad” ni de la “urgencia” de la medida, atento que:

• No existe una norma constitucional que delimite estrictamente las funciones del sector público y del sector privado en materia económica;
• Los resultados han sido intrínsecamente satisfactorios, pues las campañas de importación lograron abastecer al mercado interno en tiempo y forma.
• Tal solución ha sido eficiente en términos de abastecimiento oportuno de la demanda local, evitando así cualquier situación de inseguridad energética extendida durante los sucesivos inviernos desde 2008 al presente –mantenida por Administraciones de distinta orientación política.
• La“urgencia” basada en la inminencia del invierno es una clara “falacia de composición”: demorar una acción pública (lícita) para luego justificar facultades excepcionales en razón de una inevitable urgencia –esto es, lanzar el proceso a tan solo 2 meses del inicio del invierno, luego de 24 meses de gestión.
• Las erogaciones de envergadura por parte del Tesoro nacional responden a una política pública de desacoplar los precios internos a la demanda prioritaria de los valores de importación producto de la valorización en mercados globales (passthrough del import parity). Así, el origen de las transferencias se halla en una decisión del PEN/Enargas relativa al manejo de las tarifas y no en la actuación (in)eficiente de Enarsa en su gestión de importación de GNL.
• El GPNK ha sido una mejora crítica del sistema de transporte (+21 MMm³/d), instrumentada por Enarsa bajo un esquema de obra pública.

Finalmente, en cuanto a la fundamentación sobre la extensión de la “emergencia”, el PEN considera “necesario” establecer un “precio máximo” por dos inviernos para evitar fallas “monopólicas”. El argumento esconde, sin más, un avasallamiento de la facultad constitucional del Congreso, quien no ha delegado esa competencia en el PEN.

Desafíos

Más allá de estos cuestionamientos, es posible esbozar un conjunto de incertidumbres que la regulación deja traslucir:

1. Fracaso y déjà vu: todo este bouleversement del sistema de importación podría concluir en un fracaso de la licitación, por lo cual la continuidad de Enarsa no puede ser descartada.
2. Cohabitación: también podría suceder que el C-A no optimice el uso de la Terminal durante el invierno, escenario en el que la SEN deberá pedirle a Enarsa que traiga otros cargamentos, con la indeseable consecuencia de tener dos C-As en el mercado interno y a precios disímiles.
3. Contrato con YPF: el modelo contractual de Servicios a incluir en los pliegos, ¿establecerá lineamientos también para YPF, operador de la Terminal? ¿Afectará ello a la doctrina del alter ego que con tanto apego el Estado Nacional intenta rechazar en sede internacional? ¿Deberá YPF tratar el contrato en su Directorio?
4. Fee y margen: el precio que el C-A deba pagar por los Servicios (actual operatoria de Enarsa+YPF), sus otros costos y la propia renta razonable, ¿serán cargos a trasladar a los usuarios vía Enargas incluso con un spread que va de 3,8 US$/MMBTU (rég. SEF anual) a ~12 dólares la unidad?
5. Subsidios: si el costo del GNL no integrará la base de los Subsidios Energéticos Focalizados, ¿los beneficios no cubrirán el mayor costo de las tarifas del invierno?
6. Privilegio: ¿el derecho preferencial de igualar la mejor oferta para el 2do año es similar al beneficio de una típica Iniciativa Privada? ¿Se asemeja al que reclamaba Techint para una compulsa entre privados? ¿Es la reposición del régimen de “compre nacional” derogado? ¿Es un beneficio que la Ley de Bases le niega a las empresas públicas, pero aquí aplicado a una empresa privada (incluso internacional)?
7. Garantías: ¿requerirá esta operatoria de avales y garantías estatales (recordar los atrasos en la entrada de un buque en 2024 por falta de Carta de Crédito)? ¿En su defecto, confiarán los traders internacionales en un único importador privado para vender 25 cargamentos en pocos meses?
8. 2027 y más allá: si el DNU 49 afirma que las obras de ampliación del sistema de transporte “recién entrarían en operación en el período invernal del año 2027”, ¿por qué se prevé una relicitación para ese año? ¿Y si ya no fuera necesario, se daría de baja el contrato con el buque Expedient de Excelerate?

(*) Doctor UBA en Derecho, director del Instituto de Gas y Petróleo (UBA) y titular de la consultora Paspartú.

, Juan José Carbajales (*)

La caída en el precio internacional del petróleo, una baja considerable en los márgenes de ganancias de los productores de petróleo de Estados Unidos sumados a una reducción en los rendimientos de los pozos de la Cuenca Pérmica están llevando a los productores de shale estadounidenses a expandir sus fronteras hacia nuevas cuencas. En este contexto, Vaca Muerta aparece como un play atractivo para la inyección de capital.

«Los productores estadounidenses de esquisto se encuentran en una crisis de la mediana edad: saben que sus mejores días de crecimiento ya han quedado atrás», reza un artículo del Wall Street Journal publicado hoy. A principios de este año, Harold Hamm, el magnate estadounidense conocido como “el rey del fracking” anunciaba que por primera vez en su historia detendría las perforaciones en la formación Bakken, en Dakota del Norte: “No hay necesidad de perforar cuando los márgenes prácticamente han desaparecido”, dijo el fundador de Continental Resources en una entrevista que brindó en enero.

Uno de los principales factores que llevó a Hamm a detener su actividad en Bakken, su formación estrella, fue que el breakeven para la perforación de un pozo pasó a valuarse en los US$ 58 por barril. En Vaca Muerta, en cambio, se ubica en torno a los US$ 45. En esta misma línea, la promesa del presidente Donald Trump de llevar el barril a los US$ 50 fue vaticinada por algunos especialistas como un determinante para reducir operaciones en todas las cuencas estadounidenses, incluidas el Permian.

En enero Hamm declaró a Bloomberg que “mucha gente está evaluando su actividad en todas las cuencas”. Este análisis derivó en la llegada de Continental Resources a Vaca Muerta.

En septiembre pasado el magnate se reunió con el presidente Javier Milei y dio a conocer que su compañía había adquirido a Pluspetrol el bloque Los Toldos II Oeste, convirtiéndola en la primera petrolera norteamericana en desembarcar en Argentina en los últimos 10 años. Además, el rey del fracking adquirió campos no convencionales en Turquía.

La nueva fase de los no convencionales

Ahora el modelo de Hamm podría replicarse a nuevos jugadores. El mensaje del multimillonario no pasó desapercibido entre los productores que exploran entrar en la fase del Shale 2.0, una nueva era de los no convencionales que abre la posibilidad a replicar el exitoso modelo del Permian y expandir las fronteras hacia otros cuencas más rentables.

La suma de factores ha conducido a los productores de shale a una “crisis de mediana edad”, asegura el WST: “Muchos han combinado fuerzas, y algunos están gastando capital extra para sacar el máximo provecho de la superficie que les queda (en Estados Unidos). Más recientemente, han comenzado a buscar esquisto en el extranjero”, reza el artículo.

Entre ellos, otra de las firmas que decidió abrir el juego fue EOG Resources -la petrolera independiente que es emblema de la eficiencia-que obtuvo una concesión para la exploración de 900,000 acres en los Emiratos Árabes Unidos, convirtiéndolo en su proyecto más ambicioso por fuera de EE.UU. De hecho, EOG había sido una de las pioneras en Vaca Muerta cuando en 2011 realizó las primeras perforaciones en Bajo del Toro junto a YPF. En 2016 finalmente decidía retirarse de Argentina para enfocar su actividad en su país de origen.

La caída de la producción en el Permian, la madre de la mirada al extranjero

La tendencia de abrirse al extranjero por parte de las compañías norteamericanas había tenido un primer auge en 2010 cuando los productores analizaban esa posibilidad, lo que determinó que a se período se lo conociera como «Global Shale 1.0». Sin embargo, analistas atribuyen a la exitosa producción en el Permian como la causante de que ese plan fracasara.

“Los tiempos han cambiado, y las condiciones ahora están maduras para la fase Global Shale 2.0. La cuenca del Permian sigue siendo un broteo, pero los pozos no son tan prolíficos como solían ser. En promedio, los pozos del Permian perforados por primera vez en 2016 en la formación Wolfcamp se estimaba que producían 65 barriles por pie lateral perforado. Se espera que los pozos perforados el año pasado produzcan 46 barriles por pie”, sostienen desde el periódico económico.

Según las estimaciones de los analistas consultados, el Wall Street Journal asegura que a los productores estadounidenses les quedan menos de 10 años de pozos de primer nivel: “Los productores norteamericanos de gran capitalización tienen en promedio alrededor de 7,5 años de inventario de perforación de esquisto de alta calidad. A los pequeños y medianas productores les va peor, con un promedio de 2,5 años de inventario de esquisto de alta calidad”, sentencia.

, Laura Hevia

Tras su reciente designación como director titular por la Clase D, Martín Maquieyra se integró a las funciones de gobierno de YPF, que conduce Horacio Marín como presidente y CEO. El exlegislador pampeano, cuya llegada se formalizó a fines de enero tras vencer su mandato el 10 de diciembre, desempeñará un rol en el Comité de Sustentabilidad y Riesgos de la petrolera,

La incorporación de Maquieyra es parte de los movimientos que llevaron a la designación del jefe de Gabinete, Manuel Adorni, en representación del Estado como Director Titular clase A, lo que le asegura al funcionario nacional la Acción de Oro en la compañía.

Estos cambios se dan como parte de una reconfiguración del Directorio que YPF comunicó días atrás a la Comisión Nacional de Valores, tras la reunión del 30 de enero, donde se produjeron movimientos internos de piezas clave del Gobierno nacional.

Tal como anunció la compañía, uno de los cambios más significativos fue el de Guillermo Francos, quien ya formaba parte del Directorio pero se desempeñaba en representación de la Clase A. Con la nueva estructura, dejó ese lugar para asumir como director titular Clase D, en tanto que se aceptaron las renuncias de Eduardo Rodríguez Chirillo y José Rolandi.

Manuel Adorni con la Acción de Oro

Ese espacio vacante en la Clase A fue ocupado por Adorni, quien comunicó su renuncia a percibir honorarios por el cargo. El control de la acción de oro es de gran relevancia para la estructura societaria de YPF, ya que otorga poder de veto en decisiones trascendentales y requiere de su voto afirmativo para definiciones específicas de la organización.

La llegada de Maquieyra al board responde a un perfil que combina formación académica con experiencia en el terreno legislativo. El exlegislador es Magíster en Gestión en Gas y Petróleo y cuenta con posgrados en economía y desarrollo sustentable, lo que le otorga perfil técnico para los desafíos que enfrenta la industria energética.

Su activo más valorado por el Gobierno fue su capacidad de articulación durante el debate de la Ley Bases. Como vicepresidente de la Comisión de Energía y Combustibles de la Cámara de Diputados, Maquieyra fue el negociador central para consensuar con los bloques opositores los capítulos referidos a la reforma energética, que representaban una parte sustancial del proyecto oficial.

Este rol legislativo -ingresó al Parlamento en 2016 en reemplazo de Carlos Mac Allister y renovó su banca en 2017 y 2021- fue captado por el Gobierno como un activo por el cual le ofrecieron estar en el board de YPF.

Con estos cambios, el Directorio de la petrolera termina de definir los perfiles de sus comités de seguimiento, de cara a la próxima reunión prevista para finales de febrero, donde se continuará con la agenda técnica y de inversiones de la firma.

, Redacción EconoJournal

“Cuando alguien les dice ‘esta vez es diferente’, lo primero que ustedes saben es que esta vez no es diferente. Seguro que es mentira. Bueno, lo primero que quiero decirles para empezar este discurso es que está vez es diferente. Y quiero explicarles por qué”, aseguró Demian Reidel el 23 de abril del año pasado ante los socios del Rotary Club de Buenos Aires, horas antes de ser designado presidente de Nucleoeléctrica Argentina.

“Les voy a contar un chimento. A las 4 de la tarde a mí me hacen presidente de Nucleoeléctrica, que es la empresa del Estado que se ocupa de manejar las centrales nucleares. Y no es que quiera señalar a la gente con el dedo, pero él, el doctor Marcelo Famá, va a acompañarme en la gestión como gerente general. Nos conocemos como hace 30 años”, subrayó. “Vamos a traer un management absolutamente top, son casi todos ingenieros o físicos del Balseiro porque vamos a desarrollar el programa nuclear”, agregó.  

Famá fue desplazado el 21 de enero de su cargo luego de una denuncia interna por querer avalar un contrato con un supuesto sobreprecio de 140% y Reidel, quien intentó sostenerlo hasta último momento y perdió la votación dentro del directorio, siguió sus pasos este lunes, dejando la conducción de la compañía, a menos de diez meses de haber asumido y luego de perder el respaldo de la secretaria general de la presidencia, Karina Milei, y del principal asesor presidencial, Santiago Caputo.

Más allá de las denuncias por corrupción que aparecieron en todos los medios, y que también incluyeron sospechas por la reciente cancelación en un solo pago de una deuda bancaria de 825 millones de pesos por parte del físico egresado del Balseiro, lo preocupante a nivel sectorial es la falta de avances del Plan Nuclear Argentino, del que Reidel fue nombrado responsable por el presidente Javier Milei.

Desde la finalización de Atucha II en 2014 el sector nuclear no ha podido concretar ninguno de los proyectos que se propuso. En el camino quedaron el plan para construir el Carem, los acuerdos con China para avanzar con las centrales nucleares de potencia Atucha III y IV, la reactivación o reconversión de la Planta Industrial de Agua Pesada, la expansión del ciclo de combustible —en sus etapas de conversión y fabricación— y la reactivación de la exploración y explotación de la minería de uranio, eslabón inicial de la cadena productiva, pese a que el país cuenta con reservas significativas de ese mineral.

Los distintos gobiernos han hecho numerosos anuncios, más o menos rimbombantes, durante los últimos años destinados a reactivar el sector, que luego se frustraron por falta de recursos y problemas de gestión. El Plan Nuclear Argentino asoma como un exponente más de ese fracaso.

El Plan Nuclear Argentino

Reidel presentó el Plan Nuclear el 20 de diciembre de 2024 en un acto en la Casa Rosada junto al presidente Milei y el titular del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), Rafael Grossi. Ese día se anunció también la creación del Consejo Nuclear Argentino, órgano presidido por Reidel e integrado por el Jefe de Gabinete, el ministro de Defensa y el titular de la CNEA.

“El primer paso de este plan es la construcción de un reactor SMR (pequeño reactor modular, según su sigla en inglés) en el predio de Atucha, aunque la tecnología es nueva, gracias al estado avanzado de la ingeniería, el apoyo técnico de la OIEA y a la decisión política firme del presidente Milei, existe una amplia probabilidad de que la Argentina sea la primera nación en producir y comercializar este innovador modelo de reactor nuclear”, sostuvo Reidel.

Luego agregó que “este hito no solamente asegurará nuestra soberanía energética, sino que también nos permitirá replicar este éxito en el territorio nacional y exportar esta tecnología al mundo. Este reactor puede instalarse en muchos más tipos de terrenos que los anteriores modelos, lo cual permitirá industrializar zonas que hoy están despobladas. Esto facilitará el acceso a la energía en todo el país. Los cortes de luz serán apenas un mal recuerdo de una época en la que la Argentina desaprovechaba nuestros enormes recursos”.

Las 3 fases del Plan Nuclear Argentino

La construcción del reactor SMR forma parte de la primera de las tres fases del Plan Nuclear. “¿Qué es la fase 1 del Plan Nuclear Argentino? –explicó Reidel en el Rotary Club en abril—Construir 4 módulos de 300 MW de potencia cada uno en el sitio de Atucha, para sumar un total de 1.200 MW. Eso es casi 10% de la demanda energética de Argentina, pero eso es solo la primera parte de la fase 1”, afirmó.  

“El deadline original para la construcción de estos reactores eran 5 años. La verdad es que hablé con muchos de los ingenieros que están involucrados, con la parte regulatoria, y dijeron que es absolutamente imposible hacerlo en 5 años, que no hay ninguna manera de hacerlo en 5 años. Yo la verdad que los escuché y ahora el deadline es de 4 años y medio. Como sigan jodiendo con que es imposible, vamos a seguir bajando. Mi objetivo de verdad es ganarle a ese deadline”, remarcó. 

La mirada incrédula de los presentes lo llevó en ese momento a bromear con aquella frase de Carlos Menem sobre los vuelos espaciales que se iban a remontar a la estratósfera. “Para que no se parezca a lo del cohete de Anillaco, yo les digo que esto es verdad”, aseguró entre risas imitando el acento del caudillo riojano.

“Les voy a dar los nombres de los tres ingenieros principales que están con la patente. Son Palito, Vivi y Koro, no Pablo Florido, Viviana Ishida y Sergio Korochinsky. Son amigos míos. Koro era compañero mío en el Balseiro”, agregó para tratar de llevar confianza.

Aquel día sostuvo también que la fase 2 consolidaría a Argentina como exportador de este tipo de reactores y también de uranio, el combustible necesario para que funcionen. «Vamos a hacer como con el ‘modelo ‘Gillette’, que vende las maquinitas de afeitar y los repuestos», en referencia al reactor y los elementos combustibles.  

Por último, aseguró que la fase 3 contempla la construcción de una ciudad nuclear en la Patagonia en la que se puedan instalar, según puso como ejemplo, 400 pequeños reactores modulares para albergar centros de datos.

¿Qué se cumplió hasta ahora?

Si bien transcurrió poco más de un año desde la presentación del Plan Nuclear, el gobierno no ha brindado mayores precisiones sobre su avance. Existe un grupo de ingenieros trabajando en el primer SMR argentino, pero no hubo una presentación formal del ACR-300 diseñado por INVAP para su aprobación o licenciamiento en Argentina. Tampoco se ha mencionado quién financiará su construcción ahora que el Estado ya no aporta fondos, ni se informó sobre la firma de contratos para la ingeniería y construcción con empresas EPC (Engineering, Procurement, Construction). Además, no hay registros de excavaciones, movimientos de tierra, construcción de cimientos u otras obras físicas vinculadas al ACR-300 en el predio de Atucha.

Las internas dentro de Nucleoeléctrica incluso han amenazado con demorar la ejecución de la extensión de vida de Atucha I, según advirtió el mes pasado la gerencia encargada de ejecutar esa tarea.

Lo que sí hizo el gobierno fue crear en diciembre una Secretaría de Asuntos Nucleares para tratar de lograr mayor dinamismo en la ejecución de las políticas públicas relacionadas con el desarrollo nuclear. Al frente de esa oficina puso a Federico Ramos Napoli, un joven de 31 años, abogado especializado en derecho administrativo y corporativo, sin experiencia en el sector más allá de su paso fugaz por Dioxitek durante este mismo gobierno.

Los expertos consultados por EconoJournal coincidieron en que Argentina puede desarrollar pequeños reactores modulares como el ACR-300, pero afirman que con un reactor nuevo como este –por eso ha sido patentado- la construcción podría llegar a demorar diez años. Reidel dijo en abril que, si le seguían diciendo que era imposible, iba a reducir todavía más el plazo de construcción, fijado en cuatro años y medio no para uno sino para los cuatro reactores de la fase 1. En todo momento insistió con que esta vez iba a ser diferente. Falta saber qué dice ahora.

, Fernando Krakowiak

La Secretaría de Energía formalizó este lunes el llamado a Licitación Pública Nacional e Internacional para que un operador privado realice la importación y comercialización de Gas Natural Licuado (GNL) durante el invierno. La Resolución 33/2026 establece las reglas para el «comercializador-agregador», una figura técnica que reemplazará la gestión estatal de Enarsa en la terminal de Escobar, asumiendo el riesgo operativo para el abastecimiento de este año.

La resolución de hoy es consecuencia del Decreto de Necesidad y Urgencia 49/2026 publicado el 27 de enero, en el cual el Poder Ejecutivo dispuso implementar el nuevo esquema de importación y comercializadión de GNL. Para eso incluyó la extensión de la Emergencia del Sector Energético en transporte y distribución de gas hasta el 31 de diciembre de 2027. 

El core de la norma define un sistema de precios máximos para proteger el mercado interno. El valor del gas regasificado estará anclado al índice Title Transfer Facility (TTF) de los Países Bajos, referencia del mercado europeo. La competencia entre las compañías interesadas se centrará en quién ofrece el menor valor adicional para cubrir los costos de flete marítimo, regasificación, almacenaje y el transporte por ducto hasta el nodo estratégico de Los Cardales.

La norma especifica que tal precio máximo no podrá ser superior al marcador internacional que considere la Secretaría compuesto por el TTF publicado por Intercontinental Exchange, Inc. (ICE). A eso «se sumará un valor en dólares estadounidenses por millón de BTU (British Thermal Unit) que sea suficiente para cubrir todos los costos, incluyendo, pero no limitado a, flete marítimo, regasificación, almacenaje, comercialización y transporte por ducto del GNL regasificado hasta el punto de entrega ubicado en la Localidad de Los Cardales, provincia de Buenos Aires».

La elección de un operador único responde a las restricciones físicas de la terminal de Escobar. Según los informes técnicos de la Subsecretaría de Combustibles Líquidos, «la infraestructura exige una utilización coordinada para evitar conflictos en la programación de las ventanas de arribo (slots) de los buques metaneros». Además, se busca centralizar la gestión del inventario en la unidad flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU), optimizando el proceso de inyección al sistema nacional.

Contrato anual y exclusividad de regasificación

El contrato con el adjudicatario tendrá una vigencia de un año calendario, aunque la asignación de la capacidad total de la planta se concentra en el Período Invernal, definido entre el 1º de abril y el 30 de septiembre de 2026. Para los meses de baja demanda, el comercializador y el titular de la terminal podrán pactar el uso de la capacidad remanente, fomentando una mayor eficiencia en el uso de los activos.

Para las distribuidoras, el nuevo marco busca garantizar un precio competitivo que permita el traslado a tarifas de manera previsible. En el caso de los grandes usuarios industriales, si bien rige el precio máximo de la licitación, el componente del marcador internacional se ajustará al valor del mercado al momento de la compra, exponiendo a este segmento a la dinámica de precios globales del GNL.

Un incentivo fundamental para los oferentes es el derecho de preferencia incluido en el pliego. Quien resulte ganador este año tendrá la facultad de igualar la mejor oferta que se presente en una eventual licitación para el invierno de 2027. Este beneficio estratégico apunta a atraer a los grandes traders internacionales que buscan previsibilidad y permanencia en el sistema energético de la Argentina.

Por qué la urgencia en la licitación

El cronograma oficial refleja la urgencia del sector, por lo que la licitación debe concluir en un plazo máximo de 40 días corridos. Esta celeridad es necesaria para asegurar los cargamentos en el mercado global antes de que comience la estacionalidad fría, en un contexto donde el sistema de transporte aún presenta cuellos de botella para traer el gas de Vaca Muerta hacia los centros de mayor consumo.

Desde lo operativo, la entrega en Los Cardales es el punto de vinculación técnica con los gasoductos de Transportadora de Gas del Norte S.A. (TGN). El comercializador-agregador deberá demostrar solvencia técnica y experiencia en logística criogénica compleja, bajo la supervisión de la Secretaría de Energía y del Enargas, que actuarán como autoridades de control del proceso.

La normativa aclara que este esquema de exclusividad operativa para Escobar no impide el desarrollo de otros proyectos privados de regasificación en el país. El objetivo es que la terminal bonaerense funcione como un ensayo de mercado abierto, donde el Estado abandone el rol de comprador y pase a ser el garante de reglas claras y transparencia en la competencia entre privados.

Finalmente, el Gobierno se reservó una cláusula de resguardo ante imprevistos. Si el procedimiento licitatorio no arrojara ofertas convenientes o se declarara desierto, la Secretaría podrá instruir a Enarsa para que retome el mecanismo actual de compras. De esta forma, se busca blindar el suministro invernal de 2026 mientras se intenta consolidar el traspaso de la actividad comercial al sector privado.

, Ignacio Ortiz

La operadora de transporte de gas TGS inició la construcción de las obras en el Gasoducto Perito Moreno y en los gasoductos troncales de su sistema regulado, que permitirán adicionar 14 MMm³/día de capacidad de shale gas proveniente de Vaca Muerta. Al mismo tiempo, la empresa ya convocó a los Concursos Abiertos para adjudicar la nueva capacidad incremental entre los usuarios interesados en su contratación.

El proyecto es la primera iniciativa privada tramitada bajo la actual administración nacional. Presentada a mediados de 2024 por la compañía, fue sometida a un proceso de licitación pública nacional e internacional. TGS se presentó como el único oferente, lo que derivó en que, en octubre de 2025, el Gobierno le adjudicara la ejecución de los trabajos para ampliar la capacidad de transporte desde la Cuenca Neuquina.

En la expansión de capacidad sobre la traza del Perito Moreno y el sistema regulado de transporte, el plan de obras contempla la adición de 105.000 HP de compresión y la adecuación operativa para la evacuación adicional desde Tratayén hacia el Litoral.

En el segmento del GPM, la ingeniería contempla la instalación de tres nuevas plantas compresoras en la provincia de La Pampa, específicamente en los nodos de Casa de Piedra, Doblas y Chacharamendi. Las instalaciones, sumadas a la potenciación de la planta existente en Tratayén, aportarán un total de 90.000 HP de potencia.

El Gasoducto Perito Moreno, inaugurado en julio de 2023 y operado y mantenido por TGS, cuenta con 563 kilómetros de extensión y 36 pulgadas de diámetro, con dos plantas compresoras en Tratayén y Salliqueló de 15.000 HP cada una, que hoy permiten transportar 21 MMm³/día.

Impacto de las obras de ampliación y llamado a concurso abierto

La ampliación del Perito Moreno permitirá elevar la capacidad de transporte del ducto de 21 a 35 MMm³/d en el tramo Tratayén–Salliqueló. Aguas abajo, la compañía desarrolla en paralelo una obra de ampliación en su sistema regulado. Los trabajos técnicos consisten en adecuaciones técnicas para operar el ducto a mayor presión, optimizando el flujo de 12 MMm³/d adicionales desde Salliqueló hacia el nodo de consumo de GBA.

La compañía de energía lanzó este lunes los dos Concursos Abiertos para la adjudicación de servicios de transporte firme de la nueva capacidad en el GPM (14 MMm3/d desde Tratayén hasta Salliqueló), y en el sistema regulado (12 MMm3/d desde Salliqueló hasta GBA).

Desde la perspectiva del despacho, la nueva configuración técnica permitirá entregar 14 MMm³/d en el nodo Litoral para el invierno de 2027. Esto resulta estratégico para la sustitución de combustibles líquidos, ya que el gas de formación neuquina reemplazará importaciones de GNL y gasoil que operan bajo costos marginales significativamente superiores a los de la cuenca doméstica.

El proyecto, adjudicado mediante la Resolución 397 de la Secretaría de Energía, establece una tarifa de transporte de US$ 0,69/MMBtu. Este valor contempla no solo el repago de la inversión de US$ 700 millones, sino también los costos operativos y de mantenimiento de la nueva infraestructura y de la ya existente bajo titularidad de ENARSA.

Upstream: cerca de 20 pozos iniciales en Vaca Muerta

Finalmente, el impacto técnico se extiende al upstream. La disponibilidad de estos nuevos 14 MMm³/d de capacidad firme traccionará la perforación de aproximadamente 20 pozos iniciales en Vaca Muerta. Esto requerirá, además, una inversión complementaria en el segmento de midstream de US$ 450 millones destinada a instalaciones de acondicionamiento de gas para cumplir con las especificaciones de transporte del sistema troncal.

Para la compañía y el Estado nacional, la puesta en marcha de esta infraestructura proyecta beneficios para la balanza comercial de país con un ahorro de divisas estimado en más de US$700 millones anuales, por la la sustitución de importaciones.

En términos fiscales, el impacto positivo se estima en los US$ 500 millones por año, cifra que no contempla los ingresos adicionales que podrían generarse por la exportación de excedentes de gas natural a la región durante el período estival.

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, Redacción EconoJournal

El gobierno definió un recambio en el directorio de Nucleoeléctrica, la empresa generadora nuclear estatal. EconoJournal confirmó que el presidente de Dioxitek, Juan Martin Campos, fue designado este lunes como nuevo presidente de la compañía, en reemplazo de Demian Reidel.

El Ministerio de Economía y la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), los accionistas de Nucleoeléctrica, realizaron este lunes al mediodía una asamblea de accionistas para definir un nuevo directorio.

Como vicepresidente de la compañía quedó el presidente de la CNEA, Martín Porro, en reemplazo de Germán Guido Lavalle. Diego Chaher, titular de la Agencia de Transformación de Empresas Públicas y hombre de confianza del asesor presidencial Santiago Caputo, continuará en el directorio de la compañía generadora

El resto del directorio de cinco miembros se completó con el ingreso del gerente de Sitio del complejo nuclear Atucha, Diego Garde, y el gerente de Jurídicos de la CNEA, Javier Grinspun.

El cambio de directorio llega en un momento crucial para la compañía. Nucleoeléctrica esta ejecutando los proyectos de extensión de vida de la central nuclear Atucha I, programada para volver a operar en marzo de 2027, y de construcción del Almacenamiento en Seco de Combustibles Gastados de Atucha II (ASECG II), dos proyectos que implican una inversión global de US$ 700 millones.

Nucleoeléctrica tiene nuevo presidente: salió Demian Reidel

El nuevo presidente de Nucleoeléctrica, Juan Martín Campos, viene de ocupar la presidencia de Dioxitek, la empresa estatal que produce dióxido de uranio, la materia prima de los combustibles para las centrales nucleares argentinas.

Bioquímico egresado de la Universidad de Buenos Aires, Campos se desempeñó como analista de seguridad nuclear en la Autoridad Regulatoria Nuclear entre 2017 y 2024. Luego ingresó en Dioxitek como gerente de Seguridad, Calidad y Ambiente, siendo promovido a la vicepresidencia de la compañía en octubre de 2025.

Finalmente quedó designado como presidente de la empresa a fines de 2025, cuando el gobierno creó la Secretaria de Asuntos Nucleares dentro del Ministerio de Economía, designando al entonces presidente de Dioxitek, Federico Ramos Napoli, como nuevo secretario.

En una entrevista con EconoJournal, Ramos Napoli destacó el modelo comercial aplicado en Dioxitek como un ejemplo de lo que se debe intentar para el resto del sector nuclear. La empresa saneó sus deudas y alcanzó un récord de producción anual de 190 toneladas de dióxido de uranio en 2025.

Precisamente, el Ministerio de Economía aprobó la semana pasada el Plan de Acción y el presupuesto de Dioxitek para el ejercicio 2026. El resultado proyectado es de un superávit financiero final de 775.253.310 de pesos, producto de un modelo operativo basado en recursos propios y la ausencia total de endeudamiento para el período.

Los ingresos de operación alcanzarán los 29.243.408.710 de pesos, frente a gastos operativos de 18.838.608.794. El presupuesto determinó un resultado económico de 11.134.448.468 de pesos, que permitirá cubrir de forma integra un plan de gastos de capital por 10.359.195.158 de pesos.

, Nicolás Deza

Minas Argentinas, propietaria de la mina de oro Gualcamayo en la provincia de San Juan, anunció su primera salida al mercado de capitales. La firma, que forma parte del holding internacional Aisa Group, emitirá el próximo jueves una Obligación Negociable (ON) destinada a la financiación parcial de infraestructura energética.

Esta búsqueda de financiamiento se registra a un mes de que el proyecto minero logró la aprobación al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y tras la validación de la compañía como empresa pública por parte de la Comisión Nacional de Valores en julio.

La colocación es una ON Clase 1, estructurada en dólares estadounidenses y pagadera en la Argentina. Con un valor nominal inicial de US$ 12 millones, el monto es ampliable hasta los US$ 22 millones en series sucesivas. El instrumento financiero cuenta con un plazo de vencimiento de 12 meses y una tasa de interés fija que surgirá del proceso de licitación pública coordinado por Balanz e Inviu.

Gualcamayo y abastecimiento renovable

El destino exclusivo de estos recursos es la construcción del Parque Solar Calicanto, un proyecto de generación renovable ubicado en el departamento Belgrano, provincia de San Luis. La obra, ejecutada por la subsidiaria Calicanto Solar, es parte de la estrategia de diversificación de activos del grupo. El presupuesto total de la iniciativa asciende a US$ 36,8 millones, de los cuales ya se ejecutaron más de US$ 10 millones.

Desde el punto de vista técnico, el parque contará con una capacidad instalada de 51 MWp y se estima una generación anual de 110,1 GWh. Esta producción resulta suficiente para cubrir la demanda eléctrica de más de 80.000 hogares, ya integración al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) se realizará a través de líneas subterráneas y una expansión en la Estación Transformadora Nogolí.

El respaldo crediticio para esta operación resultó favorable tras la intervención de la calificadora Fix SCR. La agencia asignó una nota A+(arg) con perspectiva estable para la compañía, destacando su proceso de transformación iniciado en 2023, y para la emisión de corto plazo, la calificación otorgada fue A1(arg).

En cuanto al cronograma de obra, el predio de 71,9 hectáreas ya recibe los primeros insumos críticos. La empresa adquirió más de 80.000 paneles solares, inversores y sistemas de seguimiento que comenzarán a montarse en marzo próximo. El objetivo es finalizar los trabajos en diciembre de 2026 para iniciar la operación comercial antes del cierre de ese año, contando ya con contratos de venta para el 50% de su producción.

El contexto para esta inversión se ve favorecido por la reciente inclusión de la empresa en el RIGI. Bajo este esquema, la compañía proyecta desembolsos superiores a los US$ 650 millones para el desarrollo de Carbonatos Profundos en San Juan, yacimiento que transita la actualización de sus informes de reservas bajo estándares internacionales para optimizar su potencial geológico.

, Ignacio Ortiz

El proyecto Vicuña, la alianza estratégica conformada formalmente hace un año entre la australiana BHP y la canadiense Lundin Mining, acelera la inversión en el proyecto de cobre, oro y plata en la provincia de San Juan y tiene previsto para este año desembolsar US$ 790 millones, duplicando la cifra de 2025. Más de 300 proveedores y unas 1.000 personas ya trabajan en el lugar, a unos 5.000 metros de altura.

Vicuña Corp presentará antes que termine el primer trimestre su Informe Técnico Integrado. Este documento unificará el desarrollo de los yacimientos Josemaría y Filo del Sol en un solo plan operativo, optimizando infraestructuras y procesos bajo un esquema de escala inédito en la Argentina.

El informe no solo ajustará los detalles de ingeniería minera, sino que validará las proyecciones sobre su vida útil que, dada la riqueza geológica de ambos depósitos, podría extenderse hasta los 70 años de explotación. Esta longevidad es lo que permitió al proyecto postularse al RIGI bajo la categoría de Proyectos de Exportación Estratégica de Largo Plazo (PEELP), la cual exige una visión de desarrollo que trasciende las tres décadas y garantiza estabilidad por 40 años.

En términos financieros, el informe podría superar los US$ 15.000 millones estimados inicialmente, situando la cifra final incluso cerca de los US$ 20.000 millones. Actualmente, Vicuña ya es considerado uno de los 10 proyectos de cobre más importantes del mundo, lo que explica la magnitud del desembolso que la convertiría en la mayor inversión extranjera directa.

Vicuña y la inversión 2026

Mientras se definen los números finales y su esquema de financiamiento, la actividad en la alta cordillera sanjuanina se acelera tal como se pudo constatar en una visita de la que participó EconoJournal. Para el presente ejercicio 2026, la empresa proyecta una inversión de US$ 790 millones, lo que representa casi duplicar los desembolsos operativos realizados durante 2024. Más de 300 proveedores y más de 1000 trabajadores participan de ese ecosistema en alta montaña.

El flujo de capital sostiene la actividad de nueve equipos de perforación -seis de ellos actualmente del lado chileno- y se está volcando a la construcción de tramos estratégicos del camino de acceso, estudios de suelo para la línea eléctrica y la expansión de la capacidad logística en los campamentos base, entre otras tareas.

Un punto crítico del informe integrado será la resolución de la logística de salida. Al tratarse de un sistema con continuidad geológica en el límite internacional, se evalúa la posibilidad de utilizar infraestructura portuaria en Chile, lo que otorgaría una ventaja competitiva en costos de transporte hacia los mercados asiáticos.

Asimismo, el informe detallará el plan de energización de los yacimientos, buscando la transición desde los actuales equipos diésel hacia una matriz de energía eléctrica de alta tensión y fuentes renovables. Por lo pronto se avanza en la ingeniería del tendido de más de 250 kilómetros de una línea de alta tensión que se vincule con la Estación Transformadora Rodeo, del sistema interconectado.

Integración Josemaría y Filo del Sol

La comparación de recursos minerales sitúa a Vicuña entre los diez activos mas importantes a nivel mundial y largamente por encima del portfolio dentro de San Juan. Entre Josemaría y Filo del Sol, el proyecto ya cuenta con más de 12 millones de toneladas de cobre, 32 millones de onzas de oro y 659 millones de onzas de plata.

Estos números representan un piso técnico, ya que Filo del Sol —considerado el descubrimiento de cobre más importante de los últimos 30 años— aún no encontró sus límites geológicos y continúa en etapa de exploración activa. El año pasado se realizaron 65.000 metros lineales de perforación, con un pozo record de mas de 2.000 metros de longitud.

El cronograma de hitos técnicos muestra realidades complementarias: Josemaría es el activo más avanzado, con Declaración de Impacto Ambiental (DIA) aprobada y en fase de preconstrucción tras dos décadas de inversión. Filo del Sol, en tanto, se encuentra en etapa de prefactibilidad, pero con leyes (concentración de metal en roca) que lo posicionan como un depósito de clase mundial, aportando la escala necesaria para justificar la integración.

Un dato que el Informe Integrado terminará de modelar es el potencial de Filo del Sol. Desde el hito del ‘Pozo 41’ —el pozo descubridor que reveló datos promisorios sobre la profundidad del yacimiento— la exploración no ha encontrado límites.

Los 20 geólogos que hoy perforan a más de 5.000 metros de altura trabajan sobre la premisa de que Filo del Sol es tres veces más grande que Josemaría, lo que otorga la flexibilidad necesaria para proyectar una explotación multigeneracional.

El aporte laboral a la provincia

En cuanto al impacto laboral, el incremento de la dotación será progresivo y masivo. La empresa ya está ejecutando programas de capacitación en comunidades como Iglesia y Jáchal, preparando mano de obra calificada en rubros que van desde la operación de perforadoras hasta servicios de hospitalidad. La demanda de empleo, tanto directo como indirecto, será uno de los motores más potentes para la provincia durante la fase de construcción que se avecina.

El manejo del recurso hídrico y el plan de gestión social también ocuparán capítulos centrales en el reporte de este trimestre. Bajo la lupa de los estándares internacionales de BHP y Lundin, el proyecto busca certificar procesos de alta eficiencia hídrica, contemplando incluso la posibilidad de incorporar agua desalinizada en etapas futuras del proceso industrial para minimizar el impacto en las cuencas locales.

Al formalizar su ingreso al RIGI a fines de 2025, Vicuña Corp. confirmó un compromiso de inversión inicial de US$ 2.000 millones para los primeros 24 meses. Esta cifra cumple con el requisito del 20% de inversión mínima que exige la ley para proyectos estratégicos, demostrando la intención de los accionistas de acelerar los plazos de ejecución apenas se obtengan las aprobaciones regulatorias finales.

Con la presentación del Informe Técnico Integrado, Vicuña cerrará su etapa de diseño para abrir paso a la ejecución definitiva. Lo que hoy es una expedición logística a 10 horas de San Juan y a 5.000 metros de altura, se encamina a ser el complejo minero más grande del Cono Sur.

La magnitud de Vicuña se dimensiona al contrastar sus recursos con los otros megaproyectos que hoy buscan el horizonte del RIGI. Mientras que Los Azules (McEwen Copper) reporta recursos por 10,2 millones de toneladas de cobre y el histórico yacimiento El Pachón (Glencore) se sitúa en torno a los 15 millones de toneladas, el ecosistema de Vicuña ya computa un piso de 12,4 millones de toneladas de cobre contenido.

La diferencia estratégica, sin embargo, radica en el potencial de expansión ya que mientras los otros depósitos tienen sus límites mayormente delineados, Filo del Sol aún no encontró el final de su mineralización. Esto permite proyectar que el inventario conjunto superará largamente a cualquier otro activo sanjuanino.

, Redacción EconoJournal

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, se reunió el martes de la semana pasada con exintendentes del Movimiento Popular Neuquino (MPN) y dio los primeros pasos para empezar a trazar la estrategia de reelección para el 2027.

Por ahora, el acercamiento no implica necesariamente una vuelta al partido, sino abrirle los brazos a que los referentes territoriales se integren a su frente, La Neuquinidad, y evitar la dispersión de votos en un escenario que podría complicarse si La Libertad Avanza juega fuerte en algunos de los principales municipios.

El encuentro se realizó en Aluminé, en la zona centro de la provincia, donde el actual jefe de bloque del MPN, Gabriel Álamo, actuó de anfitrión. Hubo unos 45 exintendentes y también estuvieron presentes el jefe de Gabinete, Juan Luis “Pepé” Ousset, y el exdiputado nacional Osvaldo Llancafilo, quien ahora empezará a trabajar “cerca” del ministro, según se anunció en ese almuerzo.

Figueroa brindó su análisis de las legislativas del 2025, que lo relegaron al segundo lugar por el triunfo del espacio libertario, y de lo que viene para el 2027 y aún el 2031.

Por la reelección

Está claro que el gobernador irá por su reelección y que necesitará “todos los votos que pueda conseguir”, según revelaron fuentes que asistieron a la reunión.

La estrategia apunta a habilitar la competencia en los municipios, pero siempre bajo el paraguas de la candidatura de Figueroa. Es decir, los dirigentes del MPN que quieran disputar su regreso a la intendencia pero que no sean ungidos como candidatos del oficialismo, podrán armar listas colectoras para plegarse a la figura del gobernador.

El objetivo es que la puja por los municipios implique sumar votos y no genere una división del electorado.

Figueroa le ganó en el 2023 por apenas 10.171 votos al candidato del MPN, Marcos Koopmann. Si La Libertad Avanza llegara a generar un armado competitivo el año que viene, contar con el caudal de votos del partido provincial antes hegemónico será clave para el gobierno, en especial en localidades del interior donde se empezó a “llenar de leones”, según advirtieron en la reunión del martes pasado. Sin 2027, no hay 2031, se coincidió.

La ronda de reuniones continuará esta semana con los intendentes propios de La Neuquinidad y los diputados del espacio de Figueroa. En marzo se repetirá el encuentro con los representantes del MPN para empezar a definir nombres para la interna partidaria que se disputará este año.

La interna del MPN

El Movimiento Popular Neuquino debe ir a elecciones este 2026 para renovar su conducción, un engranaje que abarca, en total, 662 cargos en toda la provincia.

El mandato de Omar Gutiérrez como presidente del partido vencerá en septiembre y es casi una certeza que no buscará retener el lugar que ocupa desde el 2018. El exgobernador está alejado de la política y más cerca de Buenos Aires que de Neuquén.

En el caso de Jorge Sapag, quien hoy está formalmente al frente de la Convención partidaria, también es casi seguro de que allanará el camino para que otros tomen la posta. Tras la derrota electoral de 2023, a ambos les reclamaron volver a movilizar el partido y discutir internamente los motivos que lo llevaron a perder la elección a manos de Figueroa, pero no hubo tal autocrítica. “Ahora nadie puede decir nada”, dijo uno de los exintendentes que participó el martes de la reunión con el gobernador.

En ese encuentro, se planteó la conveniencia de “consensuar” una lista de unidad para no ir a una competencia que pueda “matar lo mucho o poco que pueda quedar” del MPN. No quita que algún sector busque participar de la interna, sea para los cargos provinciales o para las seccionales que representan a las ciudades, pero quedará en un lugar marginal.

Figueroa reiteró esta semana que no es su intención volver al partido del que aún es afiliado, pero se especula con que algún dirigente cercano pueda liderar la estrategia. En el almuerzo en Aluminé le consultaron si el candidato para presidir el partido podía llegar a ser José “Pepé” Ousset, su jefe de Gabinete y mano derecha. Hubo un silencio y el gobernador contestó: “No sé, vamos a ver”.

Operativo gestión

Los diputados de La Neuquinidad también reconocen que este año “es netamente electoral”. La Legislatura no retomará su actividad hasta fines de febrero, cuando se realice la sesión preparatoria antes de la apertura de sesiones, el 1 de marzo, pero varios de los referentes de Figueroa pasan el verano entre aniversarios de ciudades, recorridas de obra y reuniones políticas. “Yendo al terreno”, como es la jerga.

El desafío autoimpuesto es visibilizar la inversión de obra pública en la provincia, que es mucha, pero sospechan que no está del todo reconocida. “Tenemos que lograr que se vea, hacer un esfuerzo mayor para mostrar lo que se está haciendo”, reconoció el jefe de Comunidad, Ernesto Novoa.

Neuquén acarrea un gran retraso de infraestructura porque las anteriores administraciones no invirtieron suficiente y porque el desarrollo de Vaca Muerta es también una carrera contra el tiempo: crea necesidades más rápido de lo que la gestión pública puede resolver.

El gobierno de Figueroa tiene en licitación y ejecución más de 600 kilómetros de asfalto nuevo para rutas provinciales y las obras viales se llevarán este año un tercio del billón de pesos que se presupuestó para infraestructura.

Sin embargo, las que deben resolver el cuello de botella que genera la actividad hidrocarburífera entre Neuquén y Añelo son las que avanzan más lento: es probable que hacia fines del mandato, Figueroa pueda contar con la circunvalación de la Ruta 7, pero el bypass de 51 kilómetros que financiarán las empresas petroleras para desviar todo el tránsito pesado hacia los yacimientos, por ahora, está en etapa embrionaria.

, Andrea Durán

La empresa Shell inauguró esta semana un nuevo sistema de procesamiento (Early Processing System – EPS) con capacidad de procesar hasta 20.000 barriles diarios de petróleo y 2,5 millones de metros cúbicos de gas por día en Bajada de Añelo, un bloque de Vaca Muerta que comparte con YPF en un 50%.

Lejos de los rumores que habían circulado, la compañía ratificó sus planes de desarrollo para continuar sus operaciones en Vaca Muerta donde planea invertir este año unos US$700 millones y anunció la ejecución de siete pozos para 2026 y cuatro en 2027 que le permitirían a la nueva planta operar al 100% de su capacidad.

La petrolera multinacional, que opera cuatro bloques en la Cuenca Neuquina y se ubica como el quinto operador, puso en funcionamiento el nuevo sistema que incluyó la construcción de una planta EPF (Early Processing Facility) que permite hacer la separación de crudo, gases y agua provenientes de 15 pozos de Bajada de Añelo.

Con una superficie de 630.000 metros cuadrados, la EPF se extiende a 27 kilómetros al norte de la localidad de Añelo sobre la Ruta provincial 7 y en un área que la ubica al norte de La Calera y al sur de Bandurria Norte. EconoJournal recorrió las instalaciones que comenzaron a funcionar a fines de diciembre y que actualmente operan a un 50% de su capacidad permitiendo obtener crudo liviano y gas.

Durante la recorrida, Germán Burmeister, presidente de Shell Argentina, enfatizó en que este nuevo EPS es un hito para la compañía que permitirá apuntalar el crecimiento en Bajada de Añelo “ya que podremos ampliar la capacidad de procesamiento y producción de petróleo y gas en el área y profundizar nuestro conocimiento de la ventana de transición de Vaca Muerta”.

Las instalaciones cuentan con un diseño modular que permite ejecutar futuras ampliaciones y están diseñadas bajo un programa de bajas emisiones que incluye la instalación de una antorcha de flare (quema) que reduce emisiones de carbono al incorporar oxígeno para favorecer una combustión completa. Además, implementó un sistema de Vapor Recovery Unit que recupera vapores de los tanques de petróleo para reincorporarlos a la producción.

Sebastián Regis, Gerente de Operaciones de Shell en Neuquén, agregó que “la parte más crítica de una planta es el arranque. Esta es una planta nueva donde se introduce petróleo a alta presión, donde siempre hay peligros o algún riesgo de tener incidentes y tuvimos un inicio ejemplar que fue reconocido a nivel mundial en Shell como un arranque impecable, sin incidentes”.

Shell Argentina y sus planes de crecimiento en Argentina

En conversación con este medio, el presidente de Shell Argentina aseguró que “nuestros planes de inversión continúan. Hicimos esta planta el año pasado y seguimos perforando. Estamos con el foco en seguir creciendo y ojalá el precio del petróleo ayude”.

En este marco, puntualizó que este año el desarrollo estará puesto en La Escalonada y Rincón de la Ceniza (dos áreas que YPF adquirió a TotalEnergies recientemente y donde Shell tiene el 45%) y Bajada de Añelo, donde planean concretar 11 nuevos pozos para 2027. Además de este último bloque, Shell opera en Vaca Muerta Sierras Blancas, Cruz de Lorena y Coirón Amargo Sur Oeste.

De esta manera, la compañía ratificó sus intenciones para seguir operando en la Cuenca Neuquina y desmintió versiones de una supuesta revisión de su portfolio que incluía una salida de Argentina. En efecto, el jueves, Wael Sawan, CEO de Shell, y Sinead Gorman, el CFO, dieron por tierra la versión de que sostenía que la petrolera mantenía negociaciones para la venta de sus activos en Vaca Muerta, tal como había informado la agencia Reuters el 22 de enero.

El desafío de sostener la competividad incluso con el crudo a la baja

Burmeister también se refirió a los desafíos que presentaría un petróleo a la baja, tal como había anticipado la Administración de Información Energética (EIA), y opinó que “hay una especie de consenso de que hay más oferta que demanda. Por otras razones, el petróleo no ha bajado, pero hay una sensibilidad a hacer las cosas bien para, si cae, seguir manteniendo las operaciones. Ese es el gran desafío que tenemos como industria porque es un factor que no controlamos y que genera un gran impacto en la generación de caja”.

En este sentido, sostuvo que “lo que tenemos bajo nuestro control es la competitividad porque es lo que nos da un ahorro” y afirmó que a nivel industria considera que “estamos por el buen camino aunque a veces se va más lento de lo que debería”.

Por último Burmeister enfatizó en la importancia de discutir este paradigma con todos los actores que participan en la cadena de valor y expresó que «ser más competitivo nos permitirá tener una industria mejor, que genere mayor riqueza y que esa riqueza se vuelque a la Argentina. Venimos de muchos años de ineficiencia y aún estamos lejos de Estados Unidos que es con quien nos comparamos».

, Laura Hevia

El gobierno de los Estados Unidos podría alcanzar una cifra superior a los US$ 100.000 millones entre financiamiento ya comprometido y nuevo para respaldar proyectos en toda la cadena de valor de los minerales críticos dentro del país y en el extranjero.

La clave está en una propuesta bipartidista que ingresó esta semana en el Congreso para incrementar sustancialmente el fondeo del Export-Import Bank (EximBank), la agencia federal que financia exportaciones para pequeñas, medianas y grandes empresas.

Justamente, en el acuerdo comercial entre la Argentina y EE.UU. firmado este jueves, el gobierno estadounidense se comprometió a trabajar con el EximBank y la Corporación Financiera Internacional para el Desarrollo (DFC) para considerar apoyar el financiamiento de inversiones en sectores críticos en Argentina.

Mayor fondeo para el EximBank

En concreto, en lo que va de la administración de Donald Trump fueron comprometidos fondos federales por más de US$ 30.000 millones en forma de cartas de interés, inversiones, préstamos y otros apoyos a lo largo de la cadena de valor de los minerales críticos, en asociación con el sector privado. El grueso de ese apoyo corrió por cuenta del EximBank, que ahora podría recibir una fuerte inyección de capital.

El senador del Partido Republicano, Kevin Cramer, y el senador del Partido Demócrata, Mark Warner, ingresaron el miércoles un proyecto de ley para autorizar un nuevo fondeo para que la agencia federal pueda seguir operando luego del 2026.

El proyecto contempla elevar la capacidad de préstamo del EximBank para los siguientes diez años en unos US$ 70.000 millones adicionales, pasando de un techo actual de US$ 135.000 millones prestables a US$ 205.000 millones.

Minerales críticos: los fondos ya comprometidos

El Departamento de Estado informó que el gobierno estadounidense lleva comprometidos poco más de 38.000 millones de dólares para el sector minero a través del EximBank, el Departamento de Energía, el Departamento de Guerra y la Corporación Internacional Financiera de Desarrollo.

El EximBank lideró con préstamos, cartas de interés y otros instrumentos por US$ 26.177 millones. El anuncio más reciente fue la aprobación de un préstamo por US$ 10.000 millones para fondear el proyecto Vault, una iniciativa que busca constituir una reserva estratégica de minerales críticos y tierras raras para garantizar el suministro a las industrias estadounidenses en caso de disrupciones en el abastecimiento.

La agencia lleva emitidas cartas de interés por unos US$ 14.800 millones. Una carta de interés es un instrumento no vinculante que expresa el interés general del banco en una transacción o proyecto propuesto. Por ejemplo, emitió un instrumento de este tipo por US$ 350 milliones para un proyecto de cobalto y níquel en Australia.

En paralelo, el Departamento de Energía comprometió US$ 7283 millones en respaldo a proyectos del sector privado para fortalecer las cadenas de suministro de minerales críticos y baterías en los EE. UU. La erogación más relevante fue un préstamo de US$ 2300 millones para el proyecto Thacker Pass de Lithium Americas, el principal proyecto de carbonato de litio del país.

Por otro lado, el Departamento de Guerra fue noticia en el último año por ingresar como accionista en empresas vinculadas con proyectos de extracción y refinamiento de tierras raras. Hasta el momento comprometió US$ 2378 millones en adquisiciones de equity, préstamos y otros apoyos.

Finalmente, la Corporación Financiera de Desarrollo lleva comprometidos US$ 1940 millones. Entre los préstamos concedidos destaca uno para un proyecto de extracción de tierras raras livianas y pesadas en Brasil por US$ 565 millones.

EE.UU. avanza en la creación de una zona comercial preferencial

La disponibilidad de fondos será crucial en los planes de la administración de Donald Trump para conformar una zona comercial preferencial para los minerales críticos junto a países aliados.

El gobierno estadounidense suscribió esta semana con Argentina y otros países una serie de acuerdos en el marco de la Cumbre Ministerial de Minerales Críticos convocada por el Departamento de Estado de EE.UU. en Washington.

El vicepresidente de los EE.UU., J.D. Vance, y el secretario de Estado, Marco Rubio, explicaron que las empresas de los países que formen parte de esta área comercial tendrán acceso a precios mínimos para blindar a las inversiones en los proyectos mineros de cualquier volatilidad en los precios internacionales.

Por su parte, la Cancillería argentina informó la firma de un Instrumento Marco para el Fortalecimiento del Suministro en Minería y Procesamiento de Minerales Críticos que ratifica la asociación estratégica y el «compromiso con el desarrollo de un suministro seguro, resiliente y competitivo».

En tanto, la Embajada de los EE.UU. en la Argentina agregó que «ambos países movilizarán el apoyo de los gobiernos y del sector privado mediante subvenciones, garantías, préstamos e inversiones de capital para impulsar proyectos de minería y procesamiento».

También precisó que implementarán medidas para «establecer mercados de alto estándar con marcos de precios de referencia que protejan frente a políticas no basadas en el mercado y prácticas comerciales desleales».

, Nicolás Deza

La distribuidora de gas Camuzzi informó que se registraron 2.000 solicitudes de conexión a la red de gas natural desde el lunes 5 de enero a la fecha, luego de la liberación oficial de factibilidades en todas las localidades abastecidas por el Gasoducto Cordillerano Patagónico. El dato refleja una fuerte demanda contenida en la región cordillerana, tras la normalización del sistema de transporte.

Según precisó Camuzzi, el 25% de los pedidos ingresados ya se encuentra en instancia de inspección final por parte del personal técnico de la empresa, etapa en la que se verifica que las instalaciones internas cumplan con la normativa vigente. En los casos en que la inspección resulte aprobada, los usuarios quedan en condiciones de solicitar la colocación del medidor para comenzar a recibir el suministro.

La importancia del Gasoducto Cordillerano Patagónico 

La liberación de factibilidades fue posible a partir del trabajo conjunto entre Camuzzi, los gobiernos provinciales de Chubut, Neuquén y Río Negro, y las autoridades nacionales competentes. Esta articulación institucional permitió retomar y concluir la obra de potenciación del Gasoducto Cordillerano Patagónico, que había quedado inconclusa y había limitado el acceso al servicio en más de una veintena de localidades de la región, según precisaron desde la empresa.

Desde la compañía destacaron que la finalización de estas obras habilita una nueva etapa para el desarrollo energético y urbano de la zona, al permitir el acceso al gas natural a hogares que hasta el momento no podían conectarse a la red.

Cómo solicitar la conexión al gas natural

A diferencia de otros procesos de solucitud que comienzan por una inscripción en la web, el primer paso para solicitar la conexión al gas natural no se inicia con el pedido de un turno sino de la siguiente manera.

1. contactar a un instalador matriculado, único habilitado para diseñar y ejecutar la instalación interna, colocar los artefactos y garantizar el cumplimiento de las normas de seguridad vigentes. En efecto, el listado de instaladores matriculados se encuentra disponible en el sitio web de la distribuidora.
2. Una vez seleccionado el profesional, el instalador deberá realizar el proyecto y ejecutar la instalación interna de acuerdo con las condiciones técnicas y reglamentarias establecidas por el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS).
3. El instalador matriculado debe solicitar a Camuzzi la inspección final de la instalación. Superada esa instancia, el usuario queda habilitado para solicitar la colocación del medidor y comenzar a utilizar el servicio de gas natural.

, Redaccion EconoJournal

La transformación digital del sector energético no solo implica modernizar equipos o mejorar procesos, sino también proteger los datos y sistemas que sostienen toda la operación. En Vaca Muerta, donde la complejidad operativa crece con cada sensor, pozo y ducto conectado a sistemas SCADA y telemetría, la ciberseguridad se ha convertido en un factor crítico para garantizar la continuidad y eficiencia de las operaciones más que nunca.

Según análisis de mercado, la computación en la nube representa una de las tendencias tecnológicas más disruptivas para la industria del petróleo y gas, con una proyección de crecimiento global de más del 20% entre 2023 y 2028. Esto responde a que múltiples organizaciones están trasladando cargas de trabajo que antes estaban en centros de datos locales hacia plataformas distribuidas con mayor resiliencia y capacidades de gestión centralizada.

Adopción de la nube

En Argentina, la adopción de la nube todavía tiene un amplio margen de crecimiento. Solo alrededor del 10% de las cargas de trabajo empresariales se encuentra actualmente en la nube, y de ese conjunto más de la mitad se ejecuta en AWS, el principal proveedor de infraestructura cloud. Este contexto refleja una oportunidad y al mismo tiempo un desafío para las empresas de Oil & Gas que buscan modernizarse manteniendo altos estándares de seguridad y disponibilidad.

El riesgo de ciberataques, especialmente en sistemas críticos como los que controla SCADA, es una realidad creciente. Estudios técnicos han demostrado que las infraestructuras industriales conectadas, como las del petróleo y gas offshore, son cada vez más vulnerables a ataques que pueden tener impactos operativos, ambientales y financieros significativos si no se toman medidas de protección integrales. 

La nube permite enfrentar estos riesgos con modelos de seguridad más robustos y centralizados. A diferencia de los sistemas locales, que requerían mantenimiento constante y eran difíciles de proteger de forma homogénea, las plataformas en la nube ofrecen mecanismos como cifrado, control de accesos con políticas dinámicas, auditorías y monitoreo continuo sin depender exclusivamente de personal in situ. Esta capa adicional de protección es fundamental para las operaciones energéticas distribuidas en territorio, donde un problema en una estación o un error de configuración puede generar consecuencias acumulativas que se traducen en miles de dólares de pérdida económica en cuestión de horas.

En este contexto, empresas especializadas en consultoría cloud como Teracloud han desarrollado metodologías específicas para el sector energético. Estas metodologías no se limitan a migrar sistemas, sino que integran desde el diseño de arquitectura segura hasta la implementación de políticas avanzadas de acceso, respaldo y recuperación de datos. La experiencia de Teracloud en industrias críticas permite que las compañías que operan en Vaca Muerta puedan diseñar con seguridad desde el primer día, sin tener que construir capacidades de seguridad desde cero.

Ciberseguridad

El impacto de este enfoque se observa en la menor exposición a amenazas digitales y en una mayor previsibilidad operativa. La nube convierte la ciberseguridad en un proceso contínuo, con herramientas que analizan patrones de uso, detectan comportamientos inusuales y generan alertas automáticas para acciones preventivas. Además, la automatización de políticas de seguridad permite que los equipos técnicos dediquen menos tiempo a tareas manuales y más a iniciativas de valor, como optimización de procesos o integración de inteligencia artificial.

La conversación con distintos expertos en la industria energética señala que la evolución en seguridad digital está directamente relacionada con la madurez de la operación cloud. Las organizaciones que dominan las capacidades de protección en la nube no solo reducen el riesgo de interrupciones, sino que también habilitan una base sobre la cual se pueden construir aplicaciones de analítica avanzada, controles predicativos y automatizaciones que trascienden lo reactivo.

Componente de negocio

Este enfoque integral se ha convertido en una prioridad estratégica. La ciberseguridad se ha desplazado del departamento de IT para convertirse en un componente de negocio, vinculado a métricas de producción, continuidad operativa y cumplimiento normativo. Hoy, proteger los datos y sistemas no es solamente evitar un ataque; es asegurar que la operación energética pueda seguir produciendo, planificando y respondiendo ante contingencias con el menor impacto posible.

Con una aceleración constante de la digitalización, la ciberseguridad en la nube seguirá evolucionando. Para las empresas del sector energético argentino, especialmente aquellas con operaciones en Vaca Muerta, la adopción de prácticas avanzadas de protección digital representa no solo una defensa ante amenazas externas, sino un habilitador para una operación más eficiente y resiliente ante las demandas del mercado global.

, Redaccion EconoJournal

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, recibió este miércoles a representantes de Shell Argentina, quienes ratificaron que la compañía continuará en Vaca Muerta y que no existe ninguna decisión de vender o abandonar sus activos en la cuenca neuquina.

Durante la reunión, el presidente de Shell Argentina, Germán Burmeister, aclaró que las versiones difundidas en los últimos días no responden a la estrategia actual de la empresa. En ese sentido, señaló que la compañía sigue analizando oportunidades de desarrollo dentro del principal yacimiento no convencional del país.

Operación en Vaca Muerta

La aclaración de Shell se dio luego de que trascendieran informaciones atribuidas a agencias internacionales que sugerían una revisión de los activos de la compañía en la Argentina, lo que había generado especulaciones sobre una eventual salida de Vaca Muerta.

Desde la gobernación neuquina, Figueroa destacó la importancia de la continuidad de Shell en la formación en un contexto marcado por el crecimiento de la producción de hidrocarburos, el incremento de las exportaciones y la consolidación de Neuquén como eje central del desarrollo energético nacional.

Shell participa en distintos proyectos estratégicos en Vaca Muerta, en asociación con otras operadoras, y forma parte del grupo de compañías internacionales que aportan al desarrollo tecnológico y productivo de los recursos no convencionales en la cuenca.

, Redaccion EconoJournal

Wael Sawan, CEO de Shell, y Sinead Gorman, el CFO, desmintieron este jueves que la petrolera mantenga negociaciones para la venta de sus activos en Vaca Muerta, tal como se había informado la agencia Reuters el 22 de enero. Lo hicieron en la presentación de resultados trimestrales en la cual Sawan calificó la versión como «fake news».

«Corrijan ese artículo falso que se publicó», lanzó Sawan ante la consulta de los inversores, delegando luego la palabra en Gorman. La directora financiera reforzó la postura oficial: «Yo también leí ese artículo. No creo que hayamos dicho nada sobre ese activo concreto en este momento. De hecho, leí muchas cosas en el periódico sobre otros activos que, al parecer, también estamos vendiendo y de los que yo no tenía conocimiento«.

A pesar de la desmentida y si bien ratificaron la permanencia en Vaca Muerta, los ejecutivos aclararon que la compañía analiza permanentemente oportunidades para invertir su capital de forma sensata. En ese sentido reafirmaron que la cartera de activos siempre está bajo revisión para maximizar el valor de la empresa.

«Analizaremos cada oportunidad para invertir nuestro capital con sensatez y maximizar el valor. Así que no tenemos vacas sagradas«, aseguró Gorman al referise no sólo a las versiones de venta en Vaca Muerta sino también a la continuidad del desarrollo LNG Canadá.

Sin embargo, el respaldo a la operación local se explicitó cuando Sawan comparó el desempeño en la Argentina con sus proyectos estrella en el exterior. «Hemos seguido perfeccionando nuestras fortalezas en áreas como el no convencional. Miren lo que estamos haciendo en Groundbirch (Canadá) y miren lo que estamos haciendo en Vaca Muerta«, destacó el CEO, ubicando al activo neuquino como uno de los valores de la compañía.

La posición en la Argentina

La petrolera cuenta con un portfolio activo en el no convencional con participación mayoritaria en los bloques Cruz de Lorena, Sierras Blancas y Coirón Amargo Suroeste como operador, en Bajada de Añelo en sociedad con YPF y una participación menor en Bandurria Sur.

Con 112 años de trayectoria en la Argentina, Shell se consolida como la quinta productora de crudo en el país y la cuarta dentro de los límites de Vaca Muerta, solo superada por YPF, Vista y Chevron. La aclaración de la compañía llega a poco de concretarse otra venta de activos de importancia como los que poseía la noruega Equinor en la formación.

Los rumores sobre la supuesta salida de Shell de Vaca Muerta se multiplicaron a partir de una nota periodística, a pocas semanas de confirmarse que la empresa no participará de manera inmediata del megaproyecto de Gas Natural Licuado (GNL) que lidera YPF.

Shell y el balance 2025

La conducción de Shell presentó un cierre de ejercicio 2025 caracterizado por el cumplimiento anticipado de metas estratégicas y una profunda reconfiguración de su portafolio. Bajo una premisa de disciplina fiscal, la compañía logró lcanzar ahorros estructurales por u$s5.100 millones, cumpliendo tres años antes de lo previsto con el objetivo fijado para 2028.

Esta solidez financiera permitió a la petrolera sostener su compromiso con los inversores, situándose en el rango superior de su meta de distribución al repartir entre el 40% y el 50% del flujo de caja operativo (CFFO). En este sentido, la empresa proyecta un nuevo programa de recompra de acciones por u$s3.500 millones para el inicio de 2026, respaldado por ganancias ajustadas que alcanzaron los u$s18.500 millones durante el último año.

La estrategia operativa se desplazó hacia la generación de «valor sobre volumen». Shell priorizó márgenes altos, impulsada principalmente por el segmento del Gas Natural Licuado (GNL), cuyas ventas crecieron un 11% gracias a la puesta en marcha de operaciones en LNG Canada.

En paralelo, la firma avanzó en una depuración de su cartera de upstream, completando la desinversión en Nigeria y la venta de activos en Singapur para concentrar sus esfuerzos en proyectos de aguas profundas en la Argentina, Brasil y el Golfo de México.

En materia de sostenibilidad, Shell ajustó su enfoque hacia inversiones con retornos claros, destinando cerca de u$s15.000 millones a soluciones de baja emisión entre 2023 y 2025. Los resultados operativos reflejan una reducción del 18% en las emisiones de alcance 3 y la eliminación total de la quema rutinaria de gas (flaring) en sus exploraciones.

El segmento de chemicals se mantiene como el punto de mayor desafío del balance debido a los bajos márgenes globales, reportando pérdidas que obligarán a una reestructuración profunda en 2026. El objetivo para el próximo año será alcanzar la neutralidad del flujo de caja en esta unidad, incluso bajo condiciones de mercado adversas.

, Ignacio Ortiz

El gobierno de los Estados Unidos suscribió este miércoles con Argentina y otros países, una serie de acuerdos que apuntan hacia el proyecto de una zona comercial preferencial para minerales críticos, en el marco de la Cumbre Ministerial de Minerales Críticos convocada por el Departamento de Estado de EE.UU. en Washington.

Entre los compromisos más relevantes figuran un acuerdo tripartito con Japón y la Unión Europea para explorar un tratado comercial plurinacional, iniciativa que oficiaría como plataforma para la creación de la zona comercial preferencial, y un Plan de Acción con México.

La Cancillería argentina, por su parte, informó la firma de un Instrumento Marco para el Fortalecimiento del Suministro en Minería y Procesamiento de Minerales Críticos que ratifica la asociación estratégica y el «compromiso con el desarrollo de un suministro seguro, resiliente y competitivo».

Por su lado, la Embajada de los EE.UU. en la Argentina agregó que «ambos países movilizarán el apoyo de los gobiernos y del sector privado mediante subvenciones, garantías, préstamos e inversiones de capital para impulsar proyectos de minería y procesamiento».

También precisó que implementarán medidas para «establecer mercados de alto estándar con marcos de precios de referencia que protejan frente a políticas no basadas en el mercado y prácticas comerciales desleales».

Argentina y EE.UU. se comprometieron a «identificar conjuntamente proyectos prioritarios y facilitar su financiamiento en un plazo de seis meses, creando una asociación sostenible de largo plazo basada en precios justos de mercado».

El acuerdo suscrito entre el canciller argentino, Pablo Quirno, y el vicesecretario de Estado, Christopher Landau, se monta sobre la base de un memorando de entendimiento (MoU) sobre minerales críticos firmado en agosto de 2024.

Argentina es el quinto productor mundial de litio, uno de los minerales críticos de mayor demanda. En efecto, al menos un 30% de las importaciones de litio en los EE.UU. actualmente provienen de la Argentina.

EE.UU.: qué acuerdos en minerales críticos suscribió

Delegaciones de un total de 54 países y de la Unión Europea asistieron a la Cumbreo que contó con la presencia del vicepresidente, J.D. Vance, y el secretario de Estado, Marco Rubio.

Los funcionarios anunciaron que la intención última de los acuerdos es crear una zona comercial preferencial de minerales críticos. Las empresas de los países que formen parte de esta área comercial tendrán acceso a precios mínimos para blindar a las inversiones en los proyectos mineros de cualquier volatilidad en los precios internacionales.

Por el lado del continente americano participaron delegaciones de la Argentina, Bolivia, Brasil, Canadá, la República Dominicana, Ecuador, México, Paraguay y Perú.

Otros países relevantes que estuvieron presentes fueron Japón, Australia, Reino Unido, Francia, Alemania, Italia, Países Bajos, Marruecos, República Democrática del Congo, Qatar, Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos, Israel, Corea del Sur y Uzbekistán.

El Departamento de Estado notificó la firma de un total de once nuevos marcos bilaterales sobre minerales críticos o MoU con países como la Argentina, las Islas Cook, Ecuador, Guinea, Marruecos, Paraguay, Perú, Filipinas, los Emiratos Árabes Unidos y Uzbekistán.

Acuerdo tripartito con la Unión Europea y Japón

Sin embargo, el acuerdo más relevante que avanza en la dirección de la creación de la zona comercial preferencial fue suscrito entre la Oficina del Representante Comercial de los EE.UU., la Comisión Europea (el poder ejecutivo de la U.E.) y Japón.

El acuerdo señala el desarrollo de Planes de Acción para la resiliencia de la cadena de suministro de minerales críticos. Los firmantes desarrollarán políticas y mecanismos comerciales coordinados, como precios mínimos ajustados en frontera, que puedan mitigar las vulnerabilidades de la cadena. En ese sentido, EE.UU. y la U.E. se comprometieron en un plazo de no más de 30 días a firmar un MoU destinado a impulsar este objetivo.

El objetivo es poder avanzar hacia un tratado comercial plurilateral, abierto a la incorporación de más países. “A través del desarrollo de estos Planes de Acción, sentaremos las bases para un acuerdo plurilateral vinculante sobre el comercio de minerales críticos con socios afines», dijo el representante comercial de los EE.UU., Jamieson Greer.

En paralelo, Greer anunció que acordó con México un Plan de Acción para avanzar también hacia un comercio preferencial respaldado por precios mínimos y otras medidas. En ese sentido, ambos países se comprometieron a identificar proyectos específicos de minería, procesamiento y producción de minerales críticos de interés mutuo dentro de sus países o en terceros países.

El Departamento de Estado justificó la firma de todos estos acuerdos sobre la base de que el mercado de minerales críticos y tierras raras «está altamente concentrado, lo que lo convierte en una herramienta de coerción política y de disrupción en la cadena de suministro», en clara alusión a China.

, Nicolás Deza

Durante décadas, los sectores de agua y energía fueron analizados, regulados y gestionados como mundos separados. Sin embargo, esa frontera hoy se diluye aceleradamente. En el contexto de la transición energética, la presión climática, el aumento de los costos operativos y las crecientes exigencias de sostenibilidad, las empresas de agua están dejando de ser meras consumidoras intensivas de energía para convertirse en productoras, gestoras y, en algunos casos, competidoras directas de las empresas energéticas.

El agua no solo es un recurso crítico para la producción de energía, sino que es una plataforma energética. Y las operadoras de agua —altamente dependientes de la energía para bombear, potabilizar, tratar y distribuir— lo han entendido antes que muchos otros sectores.

Este peso energético explica por qué, desde hace años, las utilities hídricas lideran inversiones en eficiencia energética, digitalización e investigación aplicada, con un objetivo claro: reducir costos, emisiones y dependencia externa. En Argentina se destaca el caso de AySA, que está entre las primeras 5 empresas con mayor consumo energético a nivel nacional y entre las primeras 2 en la Ciudad de Buenos Aires.

El paso siguiente ya está en marcha: producir su propia energía, alcanzar el autoabastecimiento y vender excedentes al sistema, generando nuevas fuentes de ingresos.

Las experiencias de Medellín y Europa

Un caso paradigmático es el de Empresas Públicas de Medellín (EPM). Nacida como una empresa de servicios públicos integrados, EPM es hoy uno de los conglomerados más relevantes de América Latina en agua, saneamiento, energía y telecomunicaciones. Si bien su negocio energético tiene un fuerte anclaje en la hidroelectricidad, en los últimos años ha avanzado decididamente en la valorización energética del agua y los residuos asociados al ciclo urbano.

En la planta de tratamiento de aguas residuales Aguas Claras, EPM produce biogás a partir de lodos, utilizado para generación eléctrica y térmica, con proyectos en marcha para escalar hacia hidrógeno verde y otros vectores energéticos. En términos de ingresos consolidados, el negocio energético de EPM ya iguala al del agua potable y saneamiento, ilustrando con claridad cómo una empresa de agua puede transformarse en un actor energético de peso.

En Europa, este modelo se replica con matices. Utilities como Veolia, SUEZ o Aguas de Barcelona (Agbar) operan miles de plantas de tratamiento que funcionan como verdaderas biofactorías, generando electricidad, calor y biometano. En países como Alemania, Dinamarca y Países Bajos, no es excepcional encontrar empresas de agua que producen más energía de la que consumen, inyectando excedentes a la red o firmando contratos de venta de largo plazo.

Las tecnologías que utilizan las empresas de agua

El avance de las empresas de agua sobre el terreno energético se apoya en diversas tecnologías y enfoques:

Biogás y biometano
Las plantas de tratamiento de aguas residuales son hoy uno de los principales focos de innovación. La digestión anaeróbica de lodos permite producir biogás que se transforma en electricidad, calor o biometano para inyección en redes de gas o uso vehicular.

Hidropower más allá de las grandes represas
Cobra fuerza la hidroelectricidad integrada a infraestructuras existentes: acueductos, plantas potabilizadoras y redes de distribución. Microturbinas instaladas en puntos de presión convierten energía antes desperdiciada en electricidad limpia y predecible.

Hidrógeno verde
El hidrógeno vuelve a colocar al agua en el centro del sistema energético. Las empresas de agua aportan calidad, seguridad de suministro y experiencia operativa en proyectos de electrólisis, especialmente en regiones con estrés hídrico donde el agua es un factor limitante.

Energía del mar
En zonas costeras, algunas operadoras comienzan a involucrarse en proyectos de energía mareomotriz, undimotriz y de gradiente salino, donde el agua es simultáneamente recurso, medio y vector energético.

Agua y energía nuclear
Incluso en el sector nuclear, el agua es crítica para refrigeración, seguridad y eficiencia térmica, y en varios países las empresas de agua participan activamente en su gestión y tratamiento.

Este acercamiento entre agua y energía no es nuevo si se observa la historia. Muchas empresas y cooperativas nacieron para brindar simultáneamente agua, electricidad y otros servicios públicos, especialmente a nivel municipal. En varios casos, también incorporaron comunicaciones y datos, anticipando el concepto actual de infraestructura crítica integrada.

La convergencia agua-energía también se juega en la frontera científica y tecnológica. Algunas líneas de investigación clave incluyen:

• Energía azul, basada en el aprovechamiento del gradiente salino entre agua dulce y salada.
• Micro-hidropower de ultra baja caída, diseñada para redes urbanas sin alterar el servicio.
• Plantas de agua como nodos energéticos inteligentes, capaces de operar de forma flexible según precios eléctricos y demanda.
• Integración agua-energía-datos, usando inteligencia artificial para optimizar simultáneamente caudales, consumo y generación.
• Nuevos sistemas de almacenamiento energético basados en agua, como centrales hidroeléctricas reversibles de nueva generación.

Hablar hoy de agua sin hablar de energía —y viceversa— es conceptualmente incompleto. Las empresas de agua ya no son actores pasivos del sistema energético: son innovadoras, productoras y, cada vez más, competidoras. Comprender esta transformación es clave para reguladores, inversores y gobiernos. El futuro no será de agua o energía. Será, necesariamente, de agua y energía, integradas, inteligentes y estratégicamente gestionadas.

* CEO de la Cámara Argentina del Agua. Médico Sanitarista MN 117.793.

, Gonzalo Meschengieser (*)

Los recursos mineros de la Argentina ubican al país como un productor referente en minerales críticos y potencialmente también en tierras raras. Se trata de minerales como el litio y el cobre que están siendo disputados por las principales potencias económicas del mundo por su rol clave en las industrias tecnológicas y para la transición energética.

La Agencia Internacional de Energía (IEA por sus siglas en inglés) define a los minerales críticos como minerales y metales no combustibles que son esenciales para el crecimiento económico, la seguridad nacional y la transición hacia energías limpias, pero que son altamente vulnerables a las interrupciones en la cadena de suministro.

Las potencias económicas como Estados Unidos, China y la Unión Europea pujan por el acceso y control del suministro de estos recursos dada su relevancia industrial.

Minerales críticos y tierras raras: cuáles son y cómo son definidos

Los minerales críticos incluyen metales como el cobre, esencial para la conductividad eléctrica, y el litio, la principal materia prima en las baterías de iones de litio que habilitan la movilidad eléctrica como creciente alternativa a los motores a combustión.

Por otro lado, las tierras raras son un grupo de 17 elementos químicos como el neodimio, el lantano y el disprosio. Son materias primas que destacan por sus capacidades magnéticas, luminiscentes y electroquímicas únicas. Por ejemplo, el neodimio y el disprosio son fundamentales en la fabricación de imanes para motores de vehículos eléctricos y aerogeneradores.

A pesar de su nombre, las tierras raras no son escasas pero se suelen encontrar dispersas en proyectos mineros, por lo que son difíciles de encontrar en concentraciones explotables y de refinar para obtener materia prima industrializable.

Cada país define qué minerales y metales son estratégicos. El Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS), dependiente del Departamento de Interior, actualiza cada cierto tiempo el listado oficial de minerales críticos utilizando métodos para evaluar cómo las interrupciones en el suministro de minerales podrían afectar la economía y la seguridad nacional de EE.UU.

La lista actualizada en 2025 totaliza 60 minerales críticos y tierras raras, con nuevos integrantes como el boro, cobre, plomo, carbón metalúrgico, fosfato, potasa, renio, silicio, plata y uranio.

¿Qué países lideran el mercado de minerales críticos?

En el mercado del cobre, el liderazgo es indiscutiblemente latinoamericano. Chile se mantiene como el mayor productor mundial, aportando cerca de un tercio del total, seguido por la República Democrática del Congo y Perú.

Por su parte, en litio es Australia quien encabeza la producción global mediante la extracción en roca dura. Otros productores relevantes son Chile y Argentina, que dominan la producción de carbonato de litio a partir de salmueras. Junto a Bolivia conforman el famoso «Triángulo del litio«, un área que concentra el 58% de los recursos mundiales de litio.

El escenario de las tierras raras, por otra parte, está mucho más concentrado y genera mayores tensiones. China no solo posee las mayores reservas del mundo, con aproximadamente el 44% del total, sino que ostenta un cuasi-monopolio en la capacidad de refinación, controlando cerca del 85% del procesamiento global de tierras raras.

Otros actores como Australia y Estados Unidos han incrementado su producción de tierras raras, pero todavía dependen de la infraestructura china para las etapas finales de separación y refinamiento.

Minerales críticos y el rol de Argentina

Argentina destaca por sus cuantiosos recursos metalíferos aún sin explotar y que incluyen especialmente a minerales críticos como el litio y el cobre. En menor medida también posee recursos de uranio. Los recursos son estimaciones a partir de mediciones e inferencias, mientras que las reservas son recursos efectivamente comprobados.

La Secretaría de Minería de la Nación actualizó en 2025 la base oficial de Recursos y Reservas Minerales de Argentina, reportando las siguientes cifras:

-Litio: 197,9 millones de toneladas de recursos y 18,6 millones de toneladas en reservas.

-Cobre: 116 millones de toneladas de recursos y 17,1 millones de toneladas en reservas.

-Uranio: 36.483 toneladas en recursos.

En total a nivel país se computabilizan 310 proyectos de minería metalífera de los cuales 228 están dedicados a los minerales principales: oro, plata, litio y cobre. Dentro de ese universo, 24 se encuentran en producción y 28 están cerca de comenzarla.

En los últimos tiempos, Argentina se perfiló como un actor protagónico en la producción mundial de litio, posicionándose como el quinto mayor productor de litio del mundo en 2024, según un reporte de la Secretaría de Minería. En la próxima década, según distintos organismos especializados, Argentina podría llegar a convertirse en el segundo mayor productor de litio del mundo.

Estas previsiones se fundamentan, entre otras razones, en la existencia de cuantiosos recursos y reservas de litio en el país (20,0% y 13,3% del total mundial respectivamente), un elevado presupuesto de exploración (11,4% del presupuesto global de litio), un conjunto de seis proyectos de litio
en operación y 15 en diferentes etapas avanzadas y con costos competitivos en relación a sus competidores (menores a los USD 10.000 por tonelada).

En cobre, que la Argentina prácticamente dejó de producir en 2018 (solo produce un volumen muy marginal) destacan proyectos de gran escala como Los Azules, Josemaría y Filo del Sol (Vicuña), El Pachón, El Altar en San Juan; Taca Taca en Salta; Mara (Minera Agua Rica – Alumbrera) en Catamarca; y San Jorge en Mendoza.

, Redaccion EconoJournal

Con el objetivo de encontrar respuestas concretas a desafíos eléctricos actuales como la cogestión de redes, incentivos por bandas horarias, prestaciones básicas energéticas, facturación de potencia para residenciales, generación distribuida, electromovilidad, tarifas diferenciadas por zonas térmicas, entre otros; la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera), impulsó una propuesta para el uso de sandboxes en Argentina, tomando como referencia la experiencia brasileña.

Los sandboxes regulatorios son entornos experimentales controlados donde las distribuidoras de energía pueden ensayar servicios o modelos innovadores bajo autorización y supervisión del organismo regulador. Este esquema permite un apartamiento temporal del marco regulatorio general para implementar soluciones novedosas, bajo reglas previamente acordadas y aprobadas por el ente de control.

Durante el segundo semestre de 2025, la Empresa Distribuidora de Electricidad de Salta S.A. (Edesa), integrante del grupo Desa, trabajó junto al Ente Regulador de los Servicios Públicos de Salta (Enresp) para articular e implementar esta modalidad experimental. Gracias a ese proceso, Salta se convirtió en la primera provincia del país en institucionalizar los sandboxes regulatorios mediante una norma específica. En esta jurisdicción, la herramienta no se limita al ámbito tarifario sino que permite abordar una agenda más amplia vinculada a la transición energética, incluyendo desarrollo de redes, resiliencia del sistema y soluciones energéticas adaptadas a problemáticas locales.

El nacimiento formal de esta figura marca también el inicio de una nueva relación entre distribuidoras, usuarios y reguladores, caracterizada por un enfoque más dinámico, bidireccional y orientado a la participación ciudadana. El modelo habilita una fase experimental previa a la implementación de políticas energéticas, que permite testear soluciones, corregir errores anticipadamente y recoger de forma activa la opinión de los usuarios involucrados.

El proceso de implementación

Dado su carácter innovador, resulta útil repasar brevemente los pasos que dieron origen a este hito. Edesa presentó formalmente la propuesta en la audiencia pública convocada por el Enresp mediante la Resolución 1876/25, del 4 de diciembre de 2025. Allí, la empresa expuso: “Un sandbox regulatorio es un entorno experimental controlado y supervisado por un organismo regulador donde las empresas pueden probar productos, servicios o modelos de negocio innovadores bajo un marco legal temporalmente flexible. Su objetivo es fomentar la innovación al permitir la experimentación de nuevas tecnologías, servicios o soluciones sin las restricciones regulatorias habituales, al tiempo que se garantiza la protección del consumidor y se ayuda al regulador a comprender mejor el impacto de la innovación para adaptar las normas futuras”.

Durante su intervención, Edesa presentó dos casos concretos como posibles proyectos piloto:

• La implementación de la Prestación Básica Energética (PBE) en barrios en proceso de integración socio-urbana.
• Una propuesta de fortalecimiento de redes con foco en la resiliencia del sistema eléctrico, orientada a mejorar su capacidad de anticipar, resistir, absorber, adaptarse y recuperarse frente a eventos disruptivos.

Finalizada la audiencia y evacuadas las observaciones del público, sin que se registraran objeciones a la herramienta, el Enresp dictó la Resolución 2965/25. En su Artículo 3º se formalizó la incorporación del sandbox al régimen regulatorio provincial, estableciendo su carácter experimental bajo aprobación previa. En el Artículo 4º, además, se identificó como necesidad prioritaria la inversión en redes para barrios en proceso de regularización, habilitando expresamente el uso del sandbox para explorar modelos alternativos aplicables a esa problemática.

Con este paso, Salta abre el camino hacia un marco regulatorio más flexible, participativo y centrado en la construcción conjunta de soluciones energéticas. El futuro de esta herramienta dependerá tanto de los proyectos piloto que se desarrollen localmente como de su adopción en otras provincias.

Será clave el fortalecimiento del rol de asociaciones como Adeera y de la Asociación de Entes Reguladores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adere), que ya vienen trabajando activamente con sus asociados en la difusión de estas prácticas. La consolidación de una agenda federal de sandboxes regulatorios permitirá enfrentar desafíos locales, mejorar el servicio eléctrico y fortalecer el vínculo entre los actores del sistema a través de la innovación regulatoria, compartiendo aprendizajes, prácticas exitosas y soluciones replicables.

* Miembro de Adeera Joven. Jefe Legal y Regulatorio en Edesa.

, Rodrigo Santander *

El gobierno unificó a comienzos de enero los subsidios energéticos de jurisdicción nacional mediante la creación del régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) y este mes comenzó a poner en marcha el nuevo esquema. La modificación impacta de lleno en millones de hogares, que recién comenzarán a comprender la magnitud del cambio a medida que les lleguen las nuevas facturas. El objetivo oficial es seguir reduciendo el monto de subsidios, que en 2023 fue del 1,5% del PBI, el año pasado bajó a 0,65% y este año debería caer a 0,5% del producto. EconoJournal presenta las diez claves de los cambios anunciados para ayudar a comprender lo que viene. 

1. ¿A quién alcanza el nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizados?

El nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizados elimina el criterio de segmentación en tres niveles de ingresos (N1, N2 y N3) que se había puesto en marcha en 2022 y lo reemplaza por una única categoría de usuarios residenciales que requieren asistencia del Estado “para acceder al consumo indispensable de energía”. A su vez, bajo el mismo paraguas se incluyen no solo los subsidios a la electricidad y el gas natural que están bajo jurisdicción nacional sino también al GLP en garrafas de 10 kilos y al gas propano distribuido por redes, que se utilizan en zonas sin gas natural (Decreto 943/2025).

El gobierno redujo de 3,5 a 3 Canastas Básicas Totales el tope de ingresos que se considera por hogar para poder acceder a los subsidios. La referencia que se toma es la CBT para un hogar tipo de cuatro integrantes (dos adultos y dos menores), medida por el Indec. Según el dato oficial de enero, último disponible, esa canasta está valuada en $1.308.713. Por lo tanto, tomando en cuenta ese valor, el tope de ingresos por hogar se redujo de $4.580.495 a $3.926.139.

También se prevé la continuidad del beneficio para hogares en el que resida al menos un titular con pensión vitalicia por veterano de guerra o con Certificado de Vivienda emitido por el Registro Nacional de Barrios Populares (ReNaBaP). Además, se dispone que en hogares que cuenten con al menos un integrante con Certificado Único de Discapacidad (CUD), la autoridad de aplicación “deberá evaluar en qué medida la discapacidad se traduce en necesidad económica para afrontar los servicios energéticos”.

Más allá del tope de ingresos, siguen vigentes también criterios de exclusión patrimonial (Disposición 2/2026). No pueden acceder a los subsidios:

• Hogares cuyos integrantes posean al menos un automóvil con una antigüedad igual o menor a tres años, salvo que un integrante del hogar cuente con un CUD.
• Hogares cuyos integrantes posean, en conjunto, tres o más inmuebles.
• Hogares en los que al menos un integrante posea una embarcación de lujo.
• Hogares en los que al menos un integrante posea una aeronave.
• Hogares en los que al menos un integrante posea activos societarios.

2. ¿Hay que inscribirse al nuevo régimen?

El nuevo registro de Subsidios Energéticos Focalizados se conformó a partir del viejo Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) creado en 2022. El decreto 943/2025 aclara que los usuarios que ya estaban inscriptos al RASE no están obligados a inscribirse nuevamente para conservar el beneficio, pero los usuarios de garrafas o beneficiarios del Programa Hogar sí tienen que inscribirse. A su vez, los que percibían la Tarifa Social del Gas y viven en una serie de localidades listadas en la web de Energía, que tienen GLP por redes, también tienen que anotarse en el registro. Los que no venían recibiendo subsidio, pero ahora lo necesitan pueden inscribirse en el nuevo registro siempre y cuando cumplan con los requisitos fijados en el punto anterior.

3. ¿Cuántos kilowatts se les subsidia a los hogares?

Cuando se puso en marcha la segmentación tarifaria durante el gobierno de Alberto Fernández, los hogares N2, considerados de bajos recursos, recibían un subsidio por toda la energía consumida sin tope de volumen y los hogares N3, de ingresos medios, tenían un bloque subsidiado de 400 kWh mensuales.

En junio de 2024 el gobierno de Javier Milei recortó ese beneficio poniéndole un tope de 350 kWh mensuales a los N2 y reduciendo de 400 a 250 kWh el tope para los N3 (Resolución 90/2024).

La Secretaría de Energía estableció ahora que para la electricidad subsidiarán solo 300 kWh mensuales. Eso implica que para los que antes eran N2 el bloque subsidiado se reduce de 350 a 300 kWh y para los que eran N3 aumenta de 250 a 300 kWh. El excedente consumido por encima de esos valores paga la tarifa plena.

¿Por qué ahora amplían el bloque de consumo subsidiado de los sectores medios y reducen el de los sectores más humildes? Porque al eliminar la distinción entre N2 y N3 buscaron fijar el bloque subsidiado en un punto intermedio.

Otra novedad es que los 300 kWh mensuales se subsidiarán solo en los meses de enero, febrero, mayo, junio, julio, agosto, diciembre considerados los de mayor consumo eléctrico por cuestiones estacionales. En marzo, abril, septiembre, octubre y noviembre el bloque subsidiado será solo de 150 kWh mensuales.

4. ¿Cuántos metros cúbicos de gas se les subsidia a los hogares?

En 2022 se fijaron bloques de consumo subsidiado para todos los hogares N3 que varían según la distribuidora, el tipo de usuario residencial y el mes (Resolución 686/2022). Por ejemplo, un usuario R1 Nivel 3 de Naturgy tiene 19 metros cúbicos subsidiados en enero, pero en julio ese valor trepa a 56 metros cúbicos. Si los consumos superan esos valores, los usuarios deben pagar precio pleno por el volumen excedente.

En el caso de los hogares N2 el gobierno de Alberto Fernández no había fijado un tope de m3 subsidiados, pero en junio 2024 la administración de Milei replicó los topes de los N3 a los N2 (Resolución 91/2024).

Lo que hizo ahora el gobierno es respetar esos bloques de consumo subsidiado y extender esa misma lógica de bloques a los usuarios de gas propano por redes (Decreto 943/2025).

5. ¿Qué porcentaje del costo de la electricidad se subsidia?

En electricidad el gobierno estableció para 2026 una bonificación del 50% sobre el consumo base subsidiado, que, como ya se señaló, puede oscilar entre 150 y 300 kWh mensuales de acuerdo al período del año. A su vez, creó una bonificación transitoria adicional que comenzó siendo del 25% en enero y se reducirá de modo gradual hasta desaparecer a fin de año. Es decir, los usuarios que antes eran N2 y N3 arrancaron el año con una bonificación del 75% sobre el precio estacional de la energía eléctrica y a fin de año van a terminar teniendo solo un 50%. El 75% inicial significó un incremento de la bonificación ya que, según la resolución 36/2025, en diciembre los N2 estaban percibiendo un 65% y los N3 de un 50%.

6. ¿Por qué el gobierno le incrementó la bonificación transitoriamente a los que reciben subsidio en electricidad?

El incremento transitorio de la bonificación apunta a administrar la transición entre el viejo y el nuevo esquema de subsidios. A los sectores de menos ingresos, que antes estaban agrupados en N2, les ampliaron la bonificación sobre el precio estacional de la energía (PEST) de 65% a 75% en enero –luego empieza a reducirse mes a mes-, pero ese mayor subsidio solo sirve para compensar parte de los mayores costos.

La bonificación transitoria –que fue del 75% en enero, pero en febrero ya bajó a 72,73% y en marzo será de 70,45%– coincidió con un incremento en febrero de 21% en el precio estacional de la electricidad que, como informó EconoJournal, estuvo motivado por la actualización del tipo de cambio de referencia y por la decisión política de poner fin al atraso que se acumuló durante el segundo semestre del año pasado cuando se utilizó esta variable como un amortiguador para evitar un mayor aumento de tarifas durante la campaña electoral.

La suba de la bonificación se combinó también con una reducción del bloque subsidiado que para los ex N2 pasó de 350 a 300 kWh en los meses de mayor consumo y en el resto del año cae a 150 kWh mensuales. Además, hay que tener en cuenta que desde junio del año pasado las tarifas de electricidad se vienen indexando con una fórmula polinómica que toma en cuenta la evolución del IPC y el IPIM y también se aplica la cuota mensual de la Revisión Quinquenal Tarifaria que se acordó con Edenor y Edesur, las dos distribuidoras que continúan bajo la órbita nacional. A esas compañías se les autorizó una recomposición del Valor Agregado de Distribución, pero el gobierno se los otorgó en 30 cuotas mensuales consecutivas hasta octubre de 2027. En el caso de Edesur esas cuotas son de 0,36% mensual y en Edenor suben a 0,42%.

Los sectores de ingresos medios que antes eran N3 y continúan subsidiados se vieron “beneficiados” en términos relativos frente a los ex N2 porque hasta diciembre tenían una bonificación del 50% que en enero trepó de modo transitorio al 75%. Además, el bloque de consumo subsidiado trepó para ellos de 250 a 300 kWh en los meses de mayor consumo –en el resto del año cae a 150 kWh mensuales–. pero eso fue porque al gobierno no le quedaba otra opción que concederles ese mayor beneficio para unificarlos con los ex N2, ya que ahora ambas categorías se fusionaron en una sola.

7. ¿Qué sucede con la bonificación en el caso del gas natural?

Al igual que en electricidad, se fijó una bonificación transitoria de 25 puntos porcentuales que se va reduciendo a lo largo del año, pero la bonificación base de 50 puntos porcentuales, que en electricidad está vigente todo el año, en gas solo regirá 6 meses, entre abril y septiembre.

Los más golpeados en este caso son los sectores de bajos recursos, que antes eran N2, los cuales hasta diciembre tenían una bonificación de 65% sobre el precio mayorista fijado en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) y en enero pasaron a tener solo 25%, en febrero 22,73% y en marzo 20,45 por ciento. Recién a partir de abril, a la bonificación extraordinaria se le suma el 50% de bonificación base que recibirán todos los inviernos. Este año en abril el subsidio sube entonces al 68,18% del precio del PIST (50% más la bonificación extraordinaria que para ese mes ya caerá al 18,18%).

Al mismo tiempo esos usuarios deben enfrentar en estos primeros meses del año una fuerte suba de costos que la bonificación extraordinaria no alcanza a compensar. A la indexación de tarifas por IPC e IPIM, se les suma la cuota de la RQT destinada a las distribuidoras gasíferas –son 31 cuotas consecutivas con un porcentaje que varía de acuerdo a la empresa–. Además, en este caso, el gobierno implementó un Precio Anual Uniforme del gas mayorista para evitar las variaciones estacionales. Ese precio es un promedio anual que varía para cada compañía (Resolución 23/2026). Para Metrogas, por ejemplo, en febrero es de US$ 3,696 por millón de BTU, un 25% más caro que los US$ 2,956 vigentes en enero (Resolución 605/25).

En el caso de los sectores medios que siguen subsidiados –antes eran N3–, el impacto es menor porque ellos no venían recibiendo una bonificación de 65% sobre el PIST sino solo de 50%. Por lo tanto, si bien en enero tuvieron una bonificación de solo 25%, en febrero de 22,73% y en marzo de 20,45%, en abril será, al igual que en el caso de los sectores de ingresos bajos de 68,18% del precio del PIST (50% más la bonificación extraordinaria que para ese mes caerá al 18,18%).

Por lo tanto, para ellos el porcentaje bonificado aumentará entre abril y septiembre, al menos este año. Ese es el beneficio relativo que obtienen por haber sido fusionados ahora con los N2 en una misma categoría. No obstante, enfrentan la misma suba de costos que se señaló más arriba: indexación por IPC-IPIM, cuota correspondiente a la RQT y suba del PIST en los primeros meses del año.

El gobierno decidió avanzar con este esquema por dos motivos:

a) El consumo de gas se concentra fundamentalmente en invierno. Por lo tanto, aunque a comienzos de año la suba de tarifas sea fuerte, se aplica sobre consumos que por lo general son muy bajos.

b) La intención oficial era reducir la bonificación que se otorga por Zona Fría, pero no pudo hacerlo porque requiere la intervención del Congreso. Eso significa que el 50% de los usuarios del país siguen siendo beneficiados con subsidios adicionales vinculados con ese régimen, lo que disminuye el impacto de los aumentos detallados.

8. ¿Quiénes pierden el subsidio a partir de la puesta en marcha de este nuevo sistema?

El gobierno informó en noviembre que la baja en el tope de ingresos, al pasar de 3,5 a 3 CBT, afectará solo al 4% de los hogares que venían recibiendo subsidios a la electricidad y el gas natural. En el caso del servicio eléctrico, dejaron trascender que son unos 145.000 usuarios residenciales sobre un total de 16,6 millones de clientes en todo el país. La exclusión de esos usuarios la realizará el propio gobierno a partir de distintos cruces de datos. Cuando son excluidos del registro, esos hogares comienzan a pagar el precio pleno de la energía.

9. ¿Qué cambió a partir de ahora para los hogares que eran N1?

Desde que el gobierno de Alberto Fernández puso en marcha la segmentación en 2022, se aseguró públicamente que los usuarios N1 ya no iban a recibir subsidio, pero en los hechos el valor que han venido pagando por la energía por lo general nunca equivalió al costo real de abastecimiento. De hecho, el Observatorio de Tarifas y Subsidios del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP), dependiente de la UBA y el CONICET, precisó en su último informe que los usuarios N1 se hicieron cargo en enero de este año del 95% del costo de la electricidad y del 75% del costo de abastecimiento del gas, manteniendo algún nivel efectivo de subsidio. El gobierno prometió que a partir de ahora pagarán la totalidad del costo de abastecimiento.

Por lo tanto, se supone que dejarán de percibir ese pequeño subsidio que aún tenían y además deberán afrontar la suba del precio mayorista del gas y la electricidad que se aplicó en febrero, más el incrementó del VAD y la indexación por IPC e IPIM.

El aumento en febrero para este sector, que representa a cerca del 40% de los hogares, osciló entre el 10 y el 15 por ciento, porcentaje aplicado sobre tarifas que ya venían siendo sustancialmente más altas que para el resto de los usuarios.

10. ¿Cómo se subsidiará a los que consumen gas con garrafa?

Durante la administración anterior, aquellos hogares más vulnerables, dentro del amplio universo de quienes no tienen gas por red, recibían un subsidio equivalente al 80% del precio máximo de la garrafa a través del Programa Hogar, creado por el decreto 470/2015.

La resolución 568 de julio de 2023 fue la última que actualizó el precio de ese subsidio. El anexo I de esa norma incluía una tabla con los valores por jurisdicción para los meses de junio, julio, agosto y septiembre de ese año. En el caso de la provincia de Buenos Aires, por ejemplo, el valor para septiembre de 2023 de la garrafa de 10 kilos era de 1539 pesos, cifra equivalente en ese entonces al 80% del precio máximo permitido, que se elevaba a 1923,75 pesos con la inclusión del IVA y los costos de fraccionamiento y distribución para esa zona.

Si bien en aquel momento costaba conseguir la garrafa al precio máximo y había un mercado blue donde se la cobraba más cara, por lo general los distribuidores oficiales de YPF solían respetar el precio máximo.  

El gobierno de Javier Milei mantuvo congelados esos subsidios y, por lo tanto, el monto del beneficio se fue licuando de manera acelerada en términos reales. Además, la resolución 216/24 de agosto de 2024 flexibilizó la regulación vigente. A partir de entonces dejaron de existir “precios máximos” y el gobierno solo fijó “precios de referencia”.

La resolución 394/24 de diciembre de 2024 fijó el precio de referencia en 10.500 pesos para una garrafa de 10 kilos, pero el Estado le seguía compensando a un usuario bonaerense solo 1539 pesos. De ese modo, la bonificación que antes cubría el 80% del precio máximo –no del precio real de mercado–, en diciembre de 2024 solo cubría 14,6% del precio de referencia. Muchos usuarios comenzaron a denunciar además que el subsidio se pagaba con mucha demora o ni siquiera se pagaba.

El próximo paso se concretó en julio del año pasado cuando el decreto 446/2025 liberó completamente el mercado y ya dejaron de publicarse los precios de referencia. El valor del GLP en el mercado local comenzó a estar alineado con la paridad de exportación.

El gobierno instruyó ahora a la Secretaría de Energía a través del decreto 943/25 para que, en colaboración con la Anses, disponga, en un plazo de 6 meses que comenzó a correr el 2 de enero, todas las medidas necesarias para garantizar la migración de los casi 3,5 millones de beneficiarios del Programa Hogar al nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizados.

Inicialmente trascendió que aquellos que se registren recibirán un subsidio equivalente al costo de una garrafa de 10 Kg en los meses de frío y media garrafa en el resto del año a través de billeteras virtuales. Sin embargo, el decreto 943/25 aclara que entre las tareas pendientes se contempla “la evaluación y determinación del consumo base indispensable medido en cantidad de garrafas de 10 kilos por mes o por período estacional y por hogar, pudiendo contemplar la zona en la que está ubicado el hogar y la cantidad de convivientes, así como la correspondiente bonificación y la forma de percepción de los beneficios por parte de los usuarios”.

Es decir, por ahora hay pocas precisiones sobre cómo se va a implementar este beneficio. De hecho, no está claro cuál va a ser el precio que se tome como referencia para calcular el subsidio porque en la actualidad es un mercado que ya no cuenta con ningún precio de referencia.  

, Fernando Krakowiak

Finalmente, después de que Tenaris perdiera frente a la empresa india Welspun la licitación por la provisión de tubos para el proyecto Gas Natural Licuado de Southern Energy (SESA) de Vaca Muerta, y de que el gobierno saliera al cruce del Grupo Techint, el presidente de la compañía, Paolo Rocca, hizo pública su postura al respecto.

En una carta titulada «Desafíos para una Argentina Competitiva», Rocca detalla desde su perspectiva el escenario de la licitación en cuestión y el rol de Techint en particular. Además, describe los logros del gobierno y marca la necesidad de «la defensa de la industria frente a las importaciones en condiciones de competencia desleal«.

Estructurada en tres ejes principales, la misiva es la siguiente:

Desafíos para una Argentina competitiva

«He leído con atención los comentarios del presidente Milei y las intervenciones de sus ministros sobre la conducta de Tenaris en ocasión de una licitación de tubos de conducción para SESA, un importante proyecto para la exportación de LNG desde Argentina.

Querría aclarar algunos aspectos relevantes de nuestra posición sobre este asunto:

1. La licitación
   SESA es una empresa privada que licitó la provisión de 137 mil toneladas de tubos de acero de 36” de diámetro, con recubrimiento anticorrosivo.

   Tenaris es una empresa privada que participó con una oferta de 2.090 dólares por tonelada, un precio equivalente a los valores en las principales economías libres como Estados Unidos o Europa, y consistente con los costos directos e indirectos de nuestra operación en Argentina.

   Al ser informados de que había otra oferta a menor precio por parte de un proveedor de origen indio, y siguiendo una práctica absolutamente lícita y habitual en el marco de una relación entre privados, propusimos reducir nuestro precio un 24% hasta igualar la oferta india, y lo hicimos solo para preservar la operación industrial a largo plazo, aunque no resulte rentable para este negocio en particular.

   SESA, actuando en el pleno respeto de sus reglas internas, decidió adjudicar el proyecto al proveedor indio. Perdimos entonces una licitación importante, que representa alrededor del 60% del volumen anual del mercado argentino de tubos con costura.

   El nivel de precios de este proyecto resulta inferior al de proyectos anteriores, cuando el precio del acero y el petróleo en el mundo era el doble que el actual, impactado por la pandemia y por la invasión de Rusia a Ucrania.

2. El mercado mundial del acero

   La industria siderúrgica y sus derivados atraviesan un escenario global de fuerte sobrecapacidad, impulsado por políticas de exportación agresivas de algunos países asiáticos que no operan bajo reglas de mercado. Frente a esta situación, aparece la lógica reacción defensiva de las principales economías occidentales aplicando aranceles, cuotas
   y acciones antidumping que buscan evitar que el comercio desleal afecte sectores estratégicos como el siderúrgico, relevante para toda la cadena de valor industrial.

   Estados Unidos, bajo la conducción del presidente Trump, introdujo aranceles del 50% a la importación de acero de todos los orígenes (incluida la Argentina). Europa aplica una salvaguarda que combina cuotas y aranceles que ascenderán al 50%. México y Canadá actúan en la misma dirección con aranceles en el orden del 35% y 50%,
   respectivamente. Brasil también, frente a un incremento relevante de las importaciones desde China, ha introducido una salvaguarda que aplica cuotas y aranceles del 25%. Incluso la India aplica una salvaguarda contra las importaciones de acero.

   El freno a la exportación de acero chino de manera directa o indirecta -vía terminación en terceros países- en estas grandes áreas económicas, está provocando un desvío de excedentes comerciales a precios de dumping hacia países relativamente más abiertos, como es hoy la Argentina.

En el acuerdo recientemente firmado entre Argentina y Estados Unidos hay dos secciones muy relevantes sobre la aplicación de reglas del juego en el comercio:

• Alineación en materia de seguridad económica: Argentina reforzará la cooperación con Estados Unidos para combatir políticas y prácticas no orientadas al mercado por parte de otros países. Ambos países también se han comprometido a identificar herramientas para alinear enfoques en control de exportaciones, seguridad de inversiones, evasión de aranceles y otros temas relevantes.
• Empresas estatales y subsidios: Argentina se ha comprometido a abordar posibles acciones distorsivas de empresas estatales y a revisar los subsidios industriales que puedan afectar la relación comercial bilateral.
  Sin lugar a duda, la Argentina debe abrirse al mundo y nosotros apoyamos este proceso. Pero la forma en la que nos abrimos nos parece muy importante. La defensa de la industria frente a las importaciones en condiciones de competencia desleal es fundamental para alentar la confianza de los inversores que quieren apostar al fortalecimiento de las cadenas de valor de los sectores en los cuales la Argentina tiene ventajas competitivas como la agroindustria, la energía y la minería.

1. El Grupo Techint en la Argentina

La actual administración ha logrado resultados importantes en la recuperación de la economía, bajando la inflación, reduciendo la dimensión del Estado y asegurando el equilibrio fiscal, lo que ha generado una baja del riesgo país y un fuerte apoyo del gobierno de Estados Unidos.

También ha logrado un sólido respaldo en las elecciones de medio
término, y tiene abierto el camino para implementar reformas esenciales para promover la competitividad de los sectores productivos que hoy tienen que soportar una carga tributaria muy superior a la de sus competidores.

Adicionalmente, las empresas actúan hoy en un contexto de relaciones laborales y de informalidad. Las empresas del Grupo Techint han apoyado directamente la acción de la actual administración en todas las
oportunidades de diálogo en el país y en el exterior, y manifestado su confianza con inversiones relevantes en la Argentina.

Como Grupo invertimos en el país 1.400 millones de dólares en 2024, 1.600 millones en el 2025 y tenemos comprometidos 2.400 millones para el 2026, que ya están en curso.

Hacia adelante, apostamos a una Argentina que pueda también crecer en su actividad industrial y competir en el mundo. Un ejemplo es Tenaris que exporta actualmente el 70% de su producción en Campana. Para lograrlo es muy importante que el sector privado tenga un diálogo constructivo con el Gobierno sobre las políticas de inserción en el comercio mundial y las reformas esenciales para la competitividad de las empresas.

La construcción de industrias competitivas demanda conocimiento que se incorpora a lo largo del tiempo, recursos humanos calificados, innovación y tecnología, inversión sostenida, compromiso con la comunidad y mucha
determinación. Este es el camino que muchas empresas han recorrido en todos los sectores. El Grupo Techint seguirá apostando por el desarrollo de la Argentina como lo ha venido haciendo desde hace 80 años«.

, Lorena Alem

Esta semana se desarrolló en Doha, Qatar, la 21ª International Conference & Exhibition on Liquefied Natural Gas (LNG2026), el mayor punto de encuentro global para medir el pulso al mercado del gas natural licuado. Las principales empresas productoras de LNG del mundo, y sus compradores, estuvieron representadas en el evento por su plana ejecutiva. Las presentaciones y discusiones reflejaron claramente que el LNG dejó de ser solo una “mercancía energética” para consolidarse como un activo estratégico donde la geopolítica se convierte en una variable dura de negocio. En ese marco, la Argentina aparece mencionada recurrentemente como un potencial jugador emergente a partir de Vaca Muerta, siempre que logre convertir su recurso en proyectos ejecutables, financiables y con reglas de largo plazo.

LNG: un mercado que se reordena

En varias sesiones se repitió la idea de que el mercado está entrando en una nueva etapa: empieza a asomar una “ola” adicional de oferta global, con Estados Unidos y Qatar como protagonistas, mientras Europa sigue reconfigurando su matriz y Asia suele ser el mercado de ajuste que absorbe o libera volúmenes y con eso influye en precios y rutas. El impacto de este reordenamiento no es solo de precios: también reabre discusiones sobre seguridad de suministro, dependencia de proveedores, y la necesidad de contratos que resistan shocks.
Europa, en particular, continúa condicionada por la guerra en Ucrania y por el tratamiento que Occidente decida darle al gas ruso. Aun cuando el mercado empiece a percibir más oferta disponible, la seguridad de suministro en Europa sigue siendo una prioridad política, y eso influye directamente en cómo negocia, qué acepta en términos contractuales y qué riesgos está dispuesta a pagar.

Regulación de metano

Otro tema transversal tratado en la conferencia, con impacto jurídico y comercial inmediato, fue el rol creciente de la regulación ambiental, especialmente en metano. La discusión ya no está en el “objetivo” (reducir emisiones), sino en el “cómo”: medición, trazabilidad, verificación y, sobre todo, consecuencias comerciales.
Sin embargo, ciertas exigencias regulatorias pueden operar como barreras de acceso si no se ajustan a la realidad operativa de toda la cadena. En Europa, el riesgo percibido es doble: multas relevantes y un marco de cumplimiento que, si no se implementa con gradualidad y criterios verificables, puede desalentar nuevos acuerdos de suministro justamente cuando la región necesita diversificar fuentes.

El contrato vuelve al centro

Otro punto de interés discutido es que el contrato definitivamente pasó a definir si un proyecto es financiable, si puede alcanzar FID (Final Investment Decision) y si resiste escenarios adversos. Con más volatilidad geopolítica y regulatoria, gana peso el diseño contractual que permita convivir con distintos escenarios.
Eso se refleja en la agenda de negociación: flexibilidad de destinos, derechos de desvío, indexaciones, mecanismos de revisión, tolerancias operativas, y cláusulas que contemplan cambios regulatorios relevantes. En paralelo, con un mercado que podría volver a ser más competitivo, algunos desarrolladores señalaron que será más complejo cerrar offtake de largo plazo para proyectos pre-FID, salvo que exista un sponsor con capacidad de portafolio o una estructura que reduzca riesgo de ejecución.

Rutas y logística

Otro eje fue la logística. En LNG, el riesgo ruta puede ser tan determinante como el riesgo precio. Canal de Panamá, rutas alternativas, capacidades de shipping y restricciones geopolíticas en determinados pasos marítimos no son temas secundarios.

La consecuencia es que algunos proyectos ganan atractivo no solo por su costo de producción, sino por su acceso a mercados y su capacidad de servir a más de una cuenca, Atlántico y Pacífico, mitigando riesgos logísticos.

Energía adicional

Aunque el debate de transición energética estuvo presente, apareció con fuerza una idea: más que un reemplazo lineal de fuentes, lo que se observa es “adición” de energía. Las renovables crecen, pero la demanda global también. En ese contexto, el gas/LNG se consolida como respaldo firme para sistemas eléctricos que incorporan intermitencia, y como insumo industrial crítico.

Los países buscan seguridad energética, y el LNG ofrece una herramienta flexible frente a shocks. Por eso los gobiernos y los grandes compradores miran al LNG no solo como commodity sino como instrumento de política energética.

¿Dónde entra la Argentina?

En este marco, Argentina aparece con una ventana de oportunidad concreta, apalancada en Vaca Muerta. Sin embargo, el planteo en las discusiones fue muy pragmático: el diferencial no lo define únicamente el subsuelo, sino la capacidad de ejecución integrada, upstream competitivo, midstream suficiente, estabilidad macro-regulatoria y contratos bancables.

En el programa técnico de la conferencia, el autor de esta columna participó con una presentación sobre el potencial exportador argentino, “Desbloqueando el potencial de LNG de Argentina: Vaca Muerta y el camino hacia los mercados globales”. El mensaje central fue que el recorrido más realista es por etapas, escalable, con foco en reducir riesgos de capital y de ejecución, incluyendo esquemas de FLNG, acompañado por reglas estables y estructuras contractuales que permitan cerrar acuerdos de largo plazo y acceder a financiamiento.

LNG2026 dejó una idea clara: ya no se decide solo por oferta y demanda, sino por seguridad, regulación, diplomacia y reglas de acceso a mercado. En esa realidad, la pregunta no es “si habrá LNG”, sino bajo qué condiciones se lo podrá contratar, financiar, certificar, transportar y hacer circular. Ello exige mirar el negocio y hacer el análisis legal con un enfoque interdisciplinario, porque la incertidumbre geopolítica se traslada a la estructura de riesgos de los contratos.

(*) Bernardo Bertelloni es abogado especializado en la industria del petróleo y el gas. Es socio de Martelli Abogados.

, Bernardo Bertelloni

Tras consolidarse como el referente técnico en Chile y otros distritos mineros de la región, Latin Rocks anuncia el lanzamiento de «Argentina Rocks 2026». Este congreso especializado en exploración geológica llega en un momento clave para la industria, con el objetivo de transformar el potencial mineral del país en oportunidades de inversión concretas y sustentables.

A diferencia de las ferias mineras tradicionales, Argentina Rocks se posiciona como un encuentro de nicho técnico-estratégico. El evento pondrá el foco en el origen de la cadena de valor: la exploración. Bajo la premisa de que no existe un futuro productivo sin una base geológica sólida, el congreso reunirá a expertos de clase mundial para analizar el escenario actual y futuro de los yacimientos argentinos.

Un enfoque federal

La elección de Mendoza como sede responde a su capacidad de conectividad internacional, factor clave ya que se prevé que el 50% de la participación provenga del extranjero. No obstante, el evento mantiene una visión profundamente federal.

«Argentina Rocks es un congreso que abarca todas las potencias de exploración del país. Buscamos mostrar los éxitos en San Juan, Catamarca, Salta, Santa Cruz y el Macizo del Deseado«, señalan desde la organización.

Como parte de esta integración regional, el programa incluye dos visitas a terreno en San Juan, lideradas por expertos de alto nivel, conectando así los polos mineros más importantes de la cordillera.

Transparencia y datos: El fin de los mitos

En un contexto de renovado interés por minerales críticos como el cobre, el oro y la plata, el congreso contará con más de 8 relatores magistrales confirmados. El objetivo es claro: combatir los mitos del sector con datos duros y hechos científicos, fomentando una industria transparente y atractiva para los grandes capitales.

Detalles del evento

• Fecha: 27 y 28 de mayo de 2026.
• Sede: Ciudad de Mendoza, Argentina.
• Perfil: Líderes de exploración, geólogos, empresas multinacionales y tomadores de decisiones estratégicas.

Con un interés récord registrado a la fecha, Argentina Rocks 2026 promete marcar un antes y un después en la forma en que el mundo percibe y valora el potencial geológico argentino.

, Redaccion EconoJournal

YPF, la mayor empresa de energía de la Argentina, inició el proceso formal para desprenderse de su participación accionaria en Metrogas, una de las principales distribuidoras de gas del país. La compañía que preside Horacio Marín autorizó a mediados de enero al Citi —el banco que posee el mandato para liderar la operación de venta— a empezar a contactar a inversores interesados en el activo. Así lo confirmaron a EconoJournal tres fuentes privadas sin contacto entre sí. Consultados por este medio, desde Metrogas evitaron realizar comentarios.

El Citi incluso ya firmó acuerdos de confidencialidad (NDA’s por sus siglas en inglés) con algunos de esas empresas. Es la condición necesaria para acceder al data room de Metrogas y conocer las especificaciones de venta que pretende YPF. El objetivo de máxima es lograr que participe algún jugador internacional que no está presente en la Argentina. Se descuenta que, de base, habrá interés de players locales.

Un negocio con un horizonte despejado

YPF aspira a obtener más de US$ 600 millones por su participación del 70% en Metrogas. La petrolera bajo control estatal posee el 100% de las acciones Clase A de la distribuidora (que representan un 51% del capital social) y un 38,7% de las Clase B, que equivalen al 19% de la masa accionaria total.

La Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) para el período 2025-2030 que terminó el gobierno de Javier Milei a mediados del año pasado recompuso la situación económico-financiera de Metrogas, que durante años estuvo complicada por el atraso tarifario en que incurrieron las administraciones kirchneristas y por el impacto de las crisis cambiarias que enfrentó el país (la compañía tuvo que ‘purgar ‘ un crédito en dólares por casi US$ 250 millones tomado en 2017 que la tuvo al borde del quebranto a fines de la década pasada).

La distribuidora cuenta con un horizonte despejado por los próximos cinco años en cuanto a sus ingresos por tarifas. En parte por eso, su negocio se expresa hoy en celeste: las ventas anuales superan los US$ 800 millones y el EBITDA ronda los US$ 150 millones. Con más de 2,4 millones de usuarios —la distco que más clientes posee— y un 20% del mercado de gas residencial del país, su valor bursátil se ubica en torno a los 1100 millones de dólares.   

“Con el riesgo país por debajo de los 500 puntos y un buen entorno de negocios es el momento indicado de lanzar el proceso de venta”, indicó una fuente que sigue de cerca la iniciativa. Es una operación que se espera desde hace años en el mercado porque, en rigor, según lo establecido por la Ley del Gas (24.076), una productora —en este caso la mayor como YPF— no puede tener el control mayoritario de una distribuidora. La petrolera bajo control estatal consiguió un waiver del Enargas cuando en noviembre de 2012 adquirió el 54% de Gas Argentino (GASA), la sociedad controlante de Metrogas que estaba en poder de la británica British Gas (BG).

La extensión de licencia de Metrogas

La Ley Bases autorizó a las licenciatarias del mercado regulado de gas natural —tanto transportistas como distribuidoras— a solicitar una extensión de sus contratos por 20 años. El Ministerio de Economía, que conduce Luis ‘Toto’ Caputo, ya avanzó con la firma de algunas prórrogas, como en el caso de TGS.

Sin embargo, el expediente de Metrogas tiene algunas particularidades que requieren de un aval especial de la Procuración del Tesoro. Una de ellas viene de larga data: en 2006, la BG inició un juicio en el Ciadi contra la Argentina por el incumplimiento de los contratos de concesión tras la salida de la Convertibilidad en 2001.

La empresa británica logró que el tribunal arbitral falle a su favor en 2011 por US$ 185 millones. La Argentina terminó pagando esa cifra unos años más tarde cuando la Justicia de EE.UU. confirmó en distintas instancias esa sentencia.

A raíz de eso, cuando la administración de Cambiemos realizó la Revisión Tarifaria Integral (RTI) para el período 2017-2022, el Ejecutivo negoció con Metrogas que incluya en su plan de inversiones un paquete de obras obligatorias por un monto equivalente al que BG obtuvo en el Ciadi.

La situación se volvió a complejizar cuando el gobierno de Alberto Fernández volvió a incumplir los esquemas tarifarios que se habían suscripto durante la gestión de Mauricio Macri y la cláusula del acuerdo con Metrogas que ‘cauterizó’ la herida del juicio de BG en el Ciadi devino en abstracta. De hecho, en 2022 el ex interventor del Enargas Federico Bernal habilitó a las distribuidoras a suspender sus programas de inversión con tal de no autorizar subas de tarifas.

La Procuración del Tesoro, a cargo de Santiago Castro Videla, debe ahora reencauzar un expediente con incumplimientos varios antes de autorizar la extensión de la licencia hasta 2047 (la concesión actual de Metrogas expira en 2027). Se espera que durante febrero el equipo de abogados de Procuración y de la Secretaría de Energía, que dirige María Tettamanti, terminen de ordenar la documentación correspondiente y firmen la prórroga. En YPF esperan ese hito formal para acelerar con el proceso de venta a cargo del Citi, pero en el mientras tanto decidieron avanzar y empezar a testear el interés del mercado por la distribuidora.

, Nicolas Gandini

El gobierno de los Estados Unidos anunció la creación de una zona comercial preferencial para minerales críticos. El anuncio corrió por cuenta del vicepresidente, J.D. Vance, y el secretario de Estado, Marco Rubio, quienes invitaron a los representantes de la Argentina y de otros 54 países presentes en una cumbre en Washington a confirmar su adhesión.

Como adelantó EconoJournal, las empresas de los países que formen parte de esta área comercial tendrán acceso a precios mínimos para blindar a las inversiones en los proyectos mineros de cualquier volatilidad en los precios internacionales, informaron Vance y Rubio en la cumbre de minerales críticos celebrada este miércoles en Washington.

«La administración Trump propone un mecanismo concreto para devolver el mercado mundial de minerales críticos a un estado más saludable y competitivo. Una zona comercial preferencial para minerales críticos protegida de perturbaciones externas mediante precios mínimos exigibles«, dijo Vance.

En representación de la Argentina asistió el titular del Ministerio de Relaciones Exteriores, Pablo Quirno, acompañado por el secretario de Minería, Luis Lucero. Quirno mantuvo el martes un encuentro con el CEO de Glencore, Gary Nagle, la empresa detrás de los proyectos de cobre El Pachón, en San Juan, y MARA, en Catamarca.

«Ambos (proyectos) fueron presentados al RIGI y, en conjunto, sumarían una inversión cercana a los 14.000 millones de dólares, con un impacto decisivo en la producción, las exportaciones y la generación de empleo en nuestro país», publicó el canciller argentino en su cuenta de X.

Minerales críticos: zona prefrencial con precios mínimos

Los funcionarios explicaron que la intención de EE.UU. es conformar un bloque comercial con países aliados y socios para el comercio de minerales críticos, con precios mínimos o referencia para vehiculizar las inversiones.

«Para los miembros de la zona preferencial, estos precios de referencia funcionarán como un piso mantenido a través de tarifas ajustables para mantener la integridad de los precios. Queremos eliminar ese problema de personas que inundan nuestros mercados con minerales críticos baratos para socavar a nuestros productores nacionales», explicó el vicepresidente.

«Independientemente de la cantidad de material que fluya al mercado global, los precios dentro de la zona comercial preferencial se mantendrán constantes. Con el tiempo, nuestro objetivo dentro de esa zona es crear diversos centros de producción, condiciones de inversión estables y cadenas de suministro que sean inmunes al tipo de interrupciones externas», agregó en referencia a las prácticas de manipulación de precios en las commodities que China práctica según Washington.

Los funcionarios buscarán que las 50 delegaciones presentes confirmen su adhesión a esta área comercial. «La membresía será vital para las economías en desarrollo que buscan expandir la capacidad minera y será igual de importante para las economías avanzadas que dependen de estos materiales para sostener sus industrias avanzadas, su crecimiento y seguridad», marcó Vance.

«Si bien creemos que el mercado de Estados Unidos es lo suficientemente grande como para crear su propia zona crítica de comercio de minerales, todo este esfuerzo será más fuerte y mucho más competitivo si lo construimos juntos», cerró el vicepresidente.

, Nicolás Deza

MSU Energy, la compañía del Grupo MSU del empresario Manuel Santos Uribelarrea, anunció que prevé realizar este miércoles  una emisión de Obligaciones Negociables (ON) en el mercado local con el objetivo de fortalecer su estructura de capital a través de la precancelación de deuda bancaria. Según informó la compañía, la operación no implica un aumento en el nivel de endeudamiento ni una extensión de los plazos actuales, sino que apunta a una optimización del perfil financiero.

El capital de la emisión será amortizado en dos cuotas iguales, con vencimientos previstos para julio y octubre de 2027. La estrategia se apoya en el desempeño operativo y financiero de la empresa que viene mostrando flujos de fondos estables y previsibles, según precisaron desde la compañía a través de un comunicado difundido este martes.

Emisión de Obligaciones Negociables

La calificadora FIX SCR elevó recientemente la calificación crediticia de MSU Energy a AA-(arg), con perspectiva estable. La mejora fue atribuida a la solidez de su negocio consolidado y a una estructura financiera considerada robusta.

Se trata de una decisión que se alinea con la expansión estratégica del Grupo MSU en el mercado energético de la Argentina y que ocurre tras la reciente incorporación de la Hidroeléctrica El Chocón al portafolio del holding.

Operaciones de MSU Energy

MSU Energy opera centrales térmicas de ciclo combinado en General Rojo, Barker y Villa María, En conjunto, estas plantas suman una capacidad instalada total de 750 megavatios (MW).

La emisión de ON se enmarca en un escenario en el que las empresas del sector buscan alternativas de financiamiento en el mercado de capitales para reordenar pasivos y mejorar su perfil financiero, en un contexto de mayor atención al costo del capital y a la sostenibilidad de los flujos de ingresos, concluyeron desde la compañía.

, Redaccion EconoJournal

La decisión oficial de no actualizar el Índice de Precios al Consumidor (IPC), que derivó este lunes en la renuncia del titular del Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec), Marco Lavagna, se explica fundamentalmente por los aumentos de tarifas de gas natural y electricidad previstos para este año y la mayor ponderación de este rubro en el nuevo indicador, lo que iba a dar como resultado una mayor inflación.

A partir de enero, el Indec comenzó a implementar una nueva fórmula para medir la suba de precios. El cambio sustancial, ahora frenado, consistió en la utilización de una nueva canasta de consumo surgida de la Encuesta Nacional de Gastos de los Hogares (ENGHo) del 2017-2018 en reemplazo del relevamiento de 2004. 

En la nueva canasta, la ponderación asignada a “Vivienda, Agua, Electricidad y otros combustibles” pasaba de 9,4 a 14,5 por ciento. A su vez, el subrubro “Electricidad, gas y otros combustibles” aportaba 5,9 puntos porcentuales, mientras que, en el esquema que se venía aplicando representa entre 2,54 y 3,74 puntos porcentuales según la región.

Es decir, las tarifas de los servicios públicos iban a tener un mayor peso en el índice, justo cuando el gobierno comenzó a autorizar subas más significativas luego de un año en el que se le puso un freno relativo a ese ajuste durante el segundo semestre por razones electorales, tal como informó EconoJournal.

Aumentos tarifarios previstos para este año

El gobierno informó el viernes que la tarifa de gas natural iba a subir 16,86% en promedio a nivel nacional por una combinación de factores que incluyen la cuota mensual de la Revisión Quinquenal Tarifaria que se acordó con las distribuidoras, la aplicación de la formula IPC+IPIM para que las tarifas no pierdan valor en términos reales, la puesta en marcha del nuevo esquema de subsidios y la fijación de un nuevo precio del gas fijo para todo el año destinado a reducir el impacto estacional.

En el caso de la electricidad, EconoJournal informó el viernes que el gobierno autorizó a partir de febrero una suba del precio mayorista de 21% por la actualización del tipo de cambio de referencia y por la decisión política de poner fin al atraso que se acumuló durante el segundo semestre del año pasado cuando se utilizó esta variable como un amortiguador para evitar un mayor aumento de tarifas durante la campaña electoral.

En febrero el impacto de esa suba está concentrado fundamentalmente en el 40% de los usuarios que no perciben subsidios –los ex N1– con subas superiores al 10% en la factura final. Para el otro 60% que recibe subsidio –los ex N2 y la gran mayoría de los N3–, en el corto plazo ese mayor ajuste no se va a notar porque el gobierno incrementó excepcionalmente la bonificación que reciben con el objetivo de suavizar la transición entre el viejo régimen de segmentación y el actual. Esa bonificación arrancó en enero en el 75% del precio mayorista de la electricidad, pero se va a ir reduciendo mes a mes hasta quedar en 50% a fin de año.

Al incremento en el precio mayorista, se le suma, al igual que en el gas natural, la aplicación de la formula IPC+IPIM para que las tarifas no pierdan valor en términos reales y la cuota mensual de la Revisión Quinquenal Tarifaria que se acordó con Edenor y Edesur, las dos distribuidoras que permanecen bajo jurisdicción nacional. A esas compañías se les autorizó una recomposición del Valor Agregado de Distribución, pero el gobierno se los otorga en 30 cuotas mensuales consecutivas hasta octubre de 2027.

Por todas estas razones, la suba de tarifas va a terminar promediando este año un incremento mensual superior al de la inflación, aumento que con la nueva canasta de gastos iba a tener una ponderación mayor dentro del IPC.

El ministro de Economía, Luis Caputo, aseguró este martes que, si se hubiera seguido adelante con el cambio de la canasta, el IPC de enero no iba a dar más sino “una décima menos”. Algunas fuentes desmienten ese dato, pero, aunque eso fuera cierto, el mayor impacto de las tarifas no se preveía para enero sino, como se remarcó, a partir de febrero.

Además, si bien es cierto que el trazo grueso del aumento tarifario ya se concretó, porque el gobierno redujo de 1,5% a 0,65% del PBI los subsidios energéticos entre 2023 y 2025, el compromiso oficial es llevar ese porcentaje a 0,5% este año y ese esfuerzo adicional de la población –vinculado sobre todo a la sintonía fina del ajuste—es lo que se busca disimular manteniendo el viejo IPC.

, Fernando Krakowiak

El presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, anunció este lunes el proyecto Vault, una iniciativa de US$ 12.000 millones para constituir una reserva estratégica de minerales críticos y tierras raras. El proyecto fue dado a conocer en la previa al encuentro en Washington en el que se presentará la iniciativa de establecer precios mínimos en el comercio internacional al que acudirán ministros del gobierno de Javier Milei.

La Casa Blanca confirmó que el proyecto Vault incluirá un préstamo gubernamental de largo plazo de US$ 10.000 millones a través del Banco de Exportación e Importación (EximBank) de EE.UU. para comprar y almacenar minerales para fabricantes de automóviles, empresas de tecnología y otros usuarios industriales.

El listado oficial de minerales críticos en los EE.UU. fue actualizado en noviembre e incluye minerales claves para la industria tecnológica y la transición energética como litio, cobre, uranio, plata, boro, plomo, carbón metalúrgico, fosfato, potasa y silicio.

Las tierras raras son 17 elementos químicos claves en las industrias de punta tecnológica, como la industria militar. No son elementos escasos en la naturaleza, pero China concentra más del 60% de la producción y el 90% de la capacidad de refinamiento y separación de tierras raras del mundo.

Blindar el suministro de minerales críticos para las industria en EE.UU.

La inciativa busca blindar a las industrias estadounidenses de potenciales acciones de China sobre el suministro de minerales críticos y tierras raras mientras se trabaja para crear nuevas cadenas de suministros que no esten controladas por Beijing.

El EximBank informó que aprobó un préstamo directo de hasta US$ 10.000 para el proyecto Vault, que proporciona financiamiento a largo plazo a una alianza entre fabricantes de equipos originales (OEM) y proveedores de capital del sector privado.

Entre los primeros indicios de participación de fabricantes de equipos originales se incluyen Clarios, GE Vernova, Western Digital y Boeing. Entre los proveedores que prestan servicios al proyecto Vault se incluyen Hartree Partners, Mercuria Americas y Traxys.

China estableció en 2025 un control temporal sobre las exportaciones de tierras raras pesadas que afectó el suministro para las industrias en Europa y EE.UU, sentando un precedente que explica la respuesta de Trump con el proyecto Vault.

Las tierras raras pesadas son un subgrupo de elementos químicos esenciales en la fabricación de imanes de alta temperatura, sistemas de defensa y tecnologías verdes. Son más raros y valiosos que las tierras raras convencionales y sus cadenas de suministro están muy concentradas en China.

Cumbre de minerales críticos en Washington, con presencia argentina

El Departamento de Estado recibirá el miércoles en Washington a ministros de la Argentina y de otros países en una cumbre sobre minerales críticos. El canciller Pablo Quirno confirmó su asistencia al encuentro. Según pudo saber EconoJournal, también estará presente el secretario de Minería, Luis Lucero.

La difusión del proyecto Vault anticipa algunas claves de lo que la administración Trump espera consensuar con países que considera aliados en la creación de cadenas de suministro de minerales críticos y tierras raras que sean independientes de China.

Trump habilitó a sus funcionarios a negociar mecanismos de fijación de precios e incluso precios mínimos en el comercio de estas materias primas. Un documento sobre el proyecto Vault circulado a la Casa Rosada menciona la posibilidad de establecer acuerdos de precios mínimos, según publicó shale24.

El subsecretario de Estado para Asuntos Económicos de Estados Unidos, Jacob Helberg, adelantó la semana pasada que esperan alcanzar algún acuerdo en materia de precios para promover inversiones en extracción y refinamiento de tierras raras.

Los precios mínimos para minerales críticos y tierras raras son precios sostén que el gobierno federal acuerda pagar a determinadas empresas para respaldar el repago de sus inversiones. Si al momento de vender su producción el precio en el mercado es inferior al precio mínimo, el gobierno federal pagará esa diferencia.

, Nicolás Deza

Vista Energy cerró este lunes la adquisición del 30% de Bandurria Sur y un 50% de Bajo del Toro, dos áreas en Vaca Muerta que eran propiedad de la noruega Equinor, a cambio de una inversión neta de 712 millones de dólares. Al mismo tiempo, firmó la cesión a YPF, operador de ambas áreas, de una participación del 4,9% y del 15% de los activos, respectivamente. Por lo que la empresa que preside Miguel Galuccio terminará incorporando una participación total del 25,1% en el bloque Bandurria Sur y del 35% en Bajo del Toro. 

Esta operación le permitirá a Vista convertirse en una operadora de shale oil con una producción superior a los 150.000 boe/d consolidando su lugar como el principal productor independiente de crudo y el mayor exportador de petróleo de la Argentina. 

La compañía acumula inversiones a la fecha por más de US$ 6.500 millones en Vaca Muerta, y este acuerdo se enmarca en la estrategia de crecimiento rentable que la compañía viene desplegando para el desarrollo de la formación. 

En abril del año pasado, concretó la adquisición del 50% de La Amarga Chica, uno de los principales bloques de petróleo no convencional del país. Tras la operación, Vista se consolidó como el mayor productor independiente de crudo y el principal exportador de petróleo de la Argentina. 

Galuccio, presidente y CEO de Vista, señaló que “esta adquisición nos permite incorporar dos activos de primer nivel en Vaca Muerta, fortaleciendo aún más nuestra posición en la cuenca. Los bloques son ideales para complementar el portafolio de Vista, ya que aportan tanto reservas y producción básica como un amplio inventario de pozos de alta productividad listos para perforar y apuntalar nuestro crecimiento”. 

Asimismo, destacó el trabajo conjunto que se viene realizando con YPF: “Estamos profundizando una experiencia de trabajo muy positiva, iniciada con la adquisición del 50% de La Amarga Chica, donde ya alcanzamos importantes sinergias operativas. Compartimos una visión común: la clave para el desarrollo del shale pasa por ganar competitividad a partir de una mayor eficiencia y con la innovación como eje central.” 

La operación está sujeta al cumplimiento de una serie de condiciones precedentes. Entre ellas, la renuncia —o el no ejercicio— de los derechos de preferencia que poseen YPF y Shell Argentina sobre los bloques. A la fecha de este anuncio, YPF ha suscrito la renuncia a sus derechos de preferencia sobre Bandurria Sur, sujeta a la renuncia o no ejercicio de los derechos de preferencia por parte de Shell Argentina, así como sobre Bajo del Toro. 

, Nicolas Gandini

Transportadora Gas del Norte designó a Horacio Pizarro como nuevo director general, quien asumió el cargo a partir de este martes 3 de febrero de 2026, en reemplazo de Daniel Ridelener.

Pizarro es Ingeniero Industrial, egresado de la Universidad Católica Argentina (UCA), y cuenta con un Posgrado en Explotación de Yacimientos e Ingeniería de Reservorios del Instituto del Gas y del Petróleo de la Universidad de Buenos Aires (IGPUBA).

Desde hace 25 años se desempeñó en la Organización Techint en la que ocupó diversos cargos destacándose recientemente como director senior de Joint Ventures, Non Operated Assets & Midstream de Tecpetrol.

Nuevo director general

Desde la compañía señalaron que su designación se enmarca en una nueva etapa orientada a fortalecer la seguridad operativa, la eficiencia y los proyectos de crecimiento del sistema de transporte de gas, en un contexto de expansión de la infraestructura energética del país.

A su vez, destacaron que Daniel Ridelener fue una pieza fundamental en el desarrollo de TGN desde 1992, año de la creación de la empresa. Desde 2008 y hasta la actualidad se desempeñó como director general, liderando la compañía a través de diversas circunstancias y dejando una huella en los resultados alcanzados y en la cultura organizacional. Además, es uno de los principales directivos de la industria de gas natural con una visión integral del mercado gasífero.

Mercado de exportación

En los últimos meses, Ridelener estuvo abocado a tratar de recuperar el mercado de exportación de gas argentino a partir del desarrollo de Vaca Muerta, tratando de generar acercamientos con Brasil y Chile.

“Agradezco profundamente la gestión de Daniel Ridelener y el equipo que consolidó en TGN. Su liderazgo y visión sentaron las bases para la expansión de nuestro sistema de transporte. Nuestro compromiso es cuidar ese legado, profundizando la seguridad operativa, la eficiencia y los proyectos de crecimiento que acompañan el desarrollo energético del país”, expresó Horacio Pizarro, nuevo director general de TGN.

Ridelener destacó el perfil de su sucesor y el trabajo del equipo de la compañía: “Horacio reúne las capacidades técnicas, de gestión y de liderazgo que TGN necesita para su próxima etapa. Me honra haber sido parte de TGN desde sus inicios y agradezco por todos estos años de trabajo junto a un gran equipo que trabaja todos los días para mover el gas que se consume en nuestro país y en países vecinos. Estoy convencido que TGN bajo la conducción de Horacio seguirá cumpliendo un rol clave en el desarrollo de nuestra industria”.

, Redaccion EconoJournal

La venta de los activos de la empresa de servicios DLS en la Cuenca del Golfo de San Jorge se completó formalmente con el surgimiento de Nova Energy Argentina. Como parte de esa movimiento empresario Diego Trabucco, el fundador de Aconcagua Energía, pasa a desempeñarse como presidente y CEO de la nueva sociedad.

La venta, que fue aprobada formalmente en Oslo, dado que DLS es controlada por el grupo multinacional Archer que está fondeado en Noruega, contempla la cesión de 24 equipos de pulling y workover  ubicados en Chubut y Santa Cruz.

La operación posiciona a una nueva estructura de capitales regionales al frente de uno de los servicios de torre críticos para el desarrollo convencional. El traspaso incluye el manejo de todas las operaciones en las dos provincias que comparten la Cuenca del Golfo.

La composición societaria de la nueva firma refleja un fuerte anclaje local, al estar integrada por el grupo conformado por Vientos del Sur S.A. y SGA Servicios S.A. -referenciadas en el empresario Pablo Pires– en alianza con Aconcagua Energía Ltd. Esta sociedad busca dar previsibilidad a una zona que atraviesa una profunda transformación industrial.

El cambio de manos cuenta con el respaldo de Jorge ‘Loma’ Ávila y de sus principales alfiles en la conducción del sindicato de petroleros privados de Chubut. El aval del líder gremial es clave para viabilizar el redimensionamiento (resizing) del personal empleado por DLS, que hoy ronda los 740 operarios.

El foco en seguridad y eficiencia

La naciente Nova Energy confirmó que mantendrá su centro neurálgico en la base de Comodoro Rivadavia, desde donde se coordinará la actividad para los yacimientos que operan en la cuenca.

Trabucco señaló que el foco inmediato estará puesto en la seguridad y la eficiencia de las operaciones, con una mirada de largo plazo. «Iniciamos esta etapa con el compromiso de fortalecer las operaciones y generar valor sostenible para nuestros clientes«, afirmó el ejecutivo con el antecedente de su gestión energética independiente.

Con el repliegue de las grandes multinacionales de servicios hacia el shale de Neuquén, actores locales y grupos independientes asumen el desafío de sostener la productividad de los yacimientos maduros. Este fenómeno se aceleró a partir del retiro de YPF de diversas áreas en la Patagonia, dejando el espacio para que compañías con estructuras más ágiles tomen la responsabilidad de la operación.

Tras esta operación, DLS Archer concentrará sus actividades en servicios de perforación y workover en el yacimiento no convencional de Vaca Muerta, donde recientemente se anunció la adjudicación de un contrato estratégico con YPF de alta relevancia para la compañía.

También brindará servicios en proyectos especiales de perforación no convencional en el área Palermo Aike y proyectos exploratorios de perforación profunda.

, Redacción EconoJournal

El gobierno de los Estados Unidos recibirá este miércoles en Washington a ministros de la Argentina y de otros países en una cumbre sobre minerales críticos. La administración de Donald Trump está considerando la posibilidad de establecer precios mínimos en el comercio de minerales. El canciller Pablo Quirno confirmó su asistencia al encuentro. Según pudo saber EconoJournal, también estará presente el secretario de Minería, Luis Lucero.

Trump anunció este lunes el proyecto Vault, una iniciativa de US$ 12.000 millones para crear una reserva estratégica de estas materias primas. El anuncio fue un adelanto de las claves de la agenda programática que el secretario de Estado, Marco Rubio, expondrá y buscará consensuar con los ministros extranjeros.

La cumbre sobre minerales críticos organizada por el Departamento de Estado de EE.UU. permitirá a las autoridades argentinas y a empresas mineras con proyectos en el país conocer cuál es la propuesta concreta de la administración Trump para hacer frente a las prácticas de manipulación de precios del gobierno chino, que según Washington desalientan inversiones occidentales en minerales críticos y sobre todo en tierras raras.

Cuáles son los minerales críticos

El listado oficial de minerales críticos en los EE.UU. fue actualizado en noviembre e incluye minerales claves para la industria tecnológica y la transición energética como litio, cobre, uranio, plata, boro, plomo, carbón metalúrgico, fosfato, potasa y silicio. Las tierras raras son 17 elementos químicos claves para las industrias de punta tecnológica, como la industria militar.

El tema es de particular interés para las compañías mineras en la Argentina que producen y exportan carbonato de litio debido a que el gobierno estadounidense está poniendo el foco en los minerales críticos procesados y sus productos derivados (PCMDPs por sus siglas en inglés). Chile y la Argentina representan más del 90% de las importaciones de litio en los EE.UU.

La principal preocupación entre los gobiernos y las mineras es cómo crear un entorno de menor volatilidad para los precios. Algunas medidas proactivas de la administración Trump, como el otorgamiento de precios mínimos para determinados proyectos de minerales críticos y de extracción y refinamiento de tierras raras en EE.UU., son respaldadas por socios como Australia.

Cómo operan los precios mínimos que busca fijar Trump

Los precios mínimos para minerales críticos y tierras raras son precios sostén que el gobierno federal acuerda pagar a determinadas empresas para respaldar el repago de sus inversiones. Si al momento de vender su producción el precio en el mercado es inferior al precio mínimo, el gobierno federal pagará esa diferencia.

Sin embargo, el gobierno estadounidense estaría evaluando acotar la aplicación de esa herramienta debido a su costo fiscal y consideraciones de política doméstica, según reportó la agencia Reuters.

De todas formas, el Departamento de Estado espera consensuar este miércoles con los ministros extranjeros algún tipo de mecanismo de fijación de precios para las tierras raras.

Al encuentro asistirán ministros de países de la Unión Europea, Reino Unido, Francia, Alemania, Italia, Canadá, Australia, Japón, India, Corea del Sur, Argentina y de otros Estados.

Qué hay detrás de la iniciativa de EE.UU.

El principal tema de interés para el gobierno argentino y las empresas mineras con proyectos en el país será entender qué propone la administración Trump en concreto y evaluar los potenciales impactos en las inversiones mineras fuera de EE.UU.

Trump parece querer alcanzar un consenso para acelerar inversiones mineras en EE.UU. y en países aliados. El presidente estadounidense publicó en enero una proclama (declaración de política pública) relacionada con la importación de minerales críticos procesados y sus productos derivados (tierras raras), en base a un reporte de la Secretaría de Comercio.

El reporte concluye que las importaciones de PCMDP generan distorsiones que ponen en riesgo la seguridad nacional. «EE.UU. depende demasiado de fuentes extranjeras de PCMDP, carece de acceso a una cadena de suministro suficientemente segura y confiable, está experimentando una volatilidad de precios insostenible con respecto a los mercados de minerales críticos y sufre un debilitamiento de la capacidad de producción y fabricación interna», explica la proclama de Trump.

La propuesta para corregir esas distorsiones es negociar precios mínimos. “Al negociar, la Administración, trabajando con nuestros aliados, promoverá la adopción de precios mínimos para el comercio de PCMDPs”, anunció la Casa Blanca.

Sin embargo, si las conversaciones no avanzan en la dirección deseada, Trump dejó abierta la posibilidad de tomar medidas retaliatorias como aplicar aranceles o fijar de forma unilateral precios mínimos de importación de PCMDPs. “Dependiendo del estado o resultado de dichas negociaciones, podría tomar otras medidas para ajustar las importaciones de PCMDP para abordar la amenaza a la seguridad nacional”, advirtió Trump en la proclama.

Fuentes en la industria señalaron a EconoJournal que no hay claridad sobre cómo estas propuestas potenciarían la inversión minera en la Argentina. “La información oficial que hay disponible (de la administración Trump) genera una contradicción, porque lo que se estaría proponiendo iría en favor de la inversión en EE.UU.”, indicó un alto directivo de una empresa con proyectos mineros en el país que pidió reserva de nombre.

Argentina y EE.UU suscribieron en 2024 un memorando de entendimiento (MoU) para la Cooperación en Minerales Críticos. El Acuerdo Marco de comercio e Inversión entre ambos países anunciado en noviembre también señala a los minerales críticos como un tema de interés.

En materia de comercio de minerales críticos, al menos un 30% de las importaciones de litio en los EE.UU. provienen de la Argentina, ubicándose segunda detrás de Chile, país que suele representar el 50% del abastecimiento estadounidense desde el extranjero.

Tanto la Argentina como Chile exportan principalmente carbonato de litio, un producto con un valor agregado mayor al espodumeno o petalita exportada desde Australia o Zimbabue. El litio y el uranio están entre los minerales críticos procesados señalados en la proclama de Trump.

El Secretario de Estado, Marco Rubio, conversará con los ministros distintas opciones para alentar las inversiones en extracción y refinamiento de tierras raras. Una alternativa es el estableciento de precios mínimos en el comercio de tierras raras, aunque no está claro cómo esto podría ser implementado.

EE.UU. y otros países están aplicando políticas de inversión pública en el sector minero. Por ejemplo, la administración Trump decidió entrar como accionista en compañías mineras con proyectos de extracción y refinamiento de tierras raras y otorgar precios mínimos para determinados proyectos.

La propuesta de establecer precios mínimos comenzó a ser evaluada durante la administración de Joe Biden. El Departamento de Energía estudió en ese momento la posibilidad de ofrecer precios sostén a productores y procesadores domésticos de minerales críticos. El gobierno asumiría el costo de la diferencia entre el precio mínimo y el precio de mercado si este último cae por debajo del precio pactado.

Este respaldo estaría disponible por un tiempo limitado y se aplicaría sólo a proyectos que el Departamento de Energía considere que están cerca de ser comercialmente competitivos pero que están siendo desafiados por la manipulación de precios en el extranjero.

La iniciativa fue finalmente aplicada por la administración Trump. El Congreso aprobó en julio de 2025 un presupuesto de US$ 7500 millones en minerales críticos para el Departamento de Guerra, destinados a ofrecer precios sostén, comprar participaciones en empresas y acumular una reserva estratégica de tierras raras.

El caso paradigmático en este nuevo enfoque es el acuerdo suscrito entre el Pentágono y MP Materials, una empresa de California. El acuerdo incluye una inversión de capital de US$ 400 millones del Departamento de Guerra, un préstamo gubernamental de US$ 150 millones, acuerdos de venta de producción a empresas como General Motors y Apple, precios mínimos garantizados y un compromiso de financiación privada de US$ 1000 millones de JP Morgan y Goldman Sachs.

Este acuerdo permitió destrabar un segundo acuerdo en noviembre para la construcción de una refinería de tierras raras en Arabia Saudita. MP Materials y el Pentágono adquirirán el 49% de una joint venture que se creará con la empresa saudita Mareen para la construcción y explotación de la planta. MP Materials aportará el know-how de refinación y el gobierno estadounidense una parte del financiamiento para el proyecto.

El proyecto en Arabia Saudita es un ejemplo práctico de cómo el apoyo de EE.UU. a empresas estadounidenses podría traducirse en inversiones en tierras raras y minerales críticos en el extranjero.

Tierras raras y precios mínimos en el plano internacional

Los países del G-7 y Australia debatieron la aplicación de precios mínimos para las tierras raras en una reunión de ministros de Finanzas a comienzos de enero, aunque no está claro cómo un mecanismo de fijación de precios podría ser llevado al plano internacional.

Tanto los gobiernos como las empresas consideran que los productores chinos están comercializando las tierras raras a un precio muy bajo para evitar el ingreso de nuevos competidores.

El gobierno australiano considera que EE.UU. debe seguir otorgando precios preferenciales a más proyectos. Sin embargo, Reuters reportó que funcionarios de la administración Trump en una conversación privada con empresarios mineros advirtieron que deben planificar sus proyectos sin pensar en obtener precios preferenciales. El gobierno no tendría los consensos suficientes en el Congreso para aprobar el presupuesto necesario para expandir esa política.

Por lo pronto, el subsecretario de Estado para Asuntos Económicos de Estados Unidos, Jacob Helberg, adelantó que esperan alcanzar algún acuerdo en materia de precios para promover inversiones en extracción y refinamiento de tierras raras.

En declaraciones a la agencia Bloomberg, Helberg dijo que espera mucho «impulso y entusiasmo» en el encuentro de esta semana para «acordar un mecanismo de precios que podamos coordinar todos juntos para garantizar la estabilidad de precios para quienes trabajan en el negocio de refinación y extracción de minerales«.

Cuando se le pidió más detalles sobre el mecanismo de fijación de precios, Helberg remitió el asunto a la Casa Blanca y al Representante Comercial de Estados Unidos, Jamieson Greer. “La clave es conseguir que otros países se sumen”, evaluó el funcionario.

La incógnita podría comenzar a despejarse en la reunión de este miércoles en Washington a la que asistirán los ministros argentinos.

, Nicolás Deza

La Autoridad Nacional de la Competencia (ANC) citará en las próximas semanas a directivos de las empresas del mercado de gas natural, tanto a representantes de firmas distribuidoras y transportistas del segmento regulado como a comercializadoras del segmento no regulado, para analizar si existió algún tipo de irregularidad en la venta de gas a industrias y estaciones de Gas Natural Comprimido (GNC).

La medida surge a raíz de una presentación realizada por el Ministerio de Producción de la provincia de Santa Fe, que advirtió que las industrias de su jurisdicción pagaron por el fluido un precio del gas similar al de la importación desde Bolivia, que supo superar los 10 dólares por millón de BTU, cuando en realidad tendrían que haber abonado un importe en la banda del Plan Gas para la Cuenca Neuquina, en el orden de los US$ 3,50 por millón de BTU.

Desde la provincia apuntaron a falta de actualización del mix de cuencas, lo que constituye una barrera a la competitividad que el propio Estado debe remover. Afirman que se deben reajustar los contratos de transporte para que reflejen la disponibilidad efectiva de gas por cuenca.

El incremento de producción de shale gas para el abastecimiento interno provocó que muchos contratos de transporte firme se mantuvieran en rutas que ya no cuentan con gas real. Esta desconexión entre los contratos vigentes y la disponibilidad física de los gasoductos es el escenario que permitió que se facturaran precios atados a cuencas en retroceso cuando el fluido ya provenía mayoritariamente de la Cuenca Neuquina.

Ante esto, el Enargas reconoció, en su respuesta a la que accedió este medio, que «el mercado cambió sustancialmente» y que hoy se depende de inversiones para modificar el sentido de los ductos del Gasoducto Norte para suplir la caída de inyección.

El ente advirtió que no resulta aceptable que el costo de transporte sea dispar para una misma categoría de clientes, e instó a la provincia a que «los clientes que se sientan perjudicados efectúen presentaciones individuales, aportando los elementos de juicio que permitan una adecuada evaluación de cada caso», dejando la puerta abierta a una revisión más profunda si se prueban desvíos.

La ANC citará a directivos de compañías del sector

Eduardo Montamat, titular de la ANC, explicó a EconoJournal que ese organismo autárquico ya realizó una investigación preliminar sobre el mercado de gas, pero se profundizará convocando a referentes del sector privado para determinar los pasos a seguir y las posibles derivaciones regulatorias del caso.

La investigación de la ANC se vincula con el proceso de reordenamiento integral que lleva adelante la Secretaría de Energía para corregir las distorsiones acumuladas por la declinación de las cuencas Norte y Austral. Tal como público EconoJournal hace una semana, la realidad del mercado cambió drásticamente en los últimos 15 años a partir de la centralidad de Vaca Muerta.

“El mercado que vamos a analizar no es solo el de Santa Fe, sino que se puede extender a todo el país. Identificaremos a las empresas prestadoras de servicios y citaremos a sus representantes, no en carácter de imputados, sino en una especie de testimonial o audiencia informativa para conocer el funcionamiento de este sector”, señaló Montamat.

La investigación buscará también recabar opiniones de expertos y de consumidores finales, abarcando desde grandes industrias hasta estaciones de GNC. Según Montamat, el equipo técnico a cargo buscará la información necesaria para evaluar la presentación de Santa Fe. La investigación podría tener tres escenarios posibles para esta etapa.

• Archivo de las actuaciones: este primer camino se tomaría si, tras analizar los datos y testimonios, el organismo determina que «no hay problema de competencia» en el mercado de gas natural por redes.
• Recomendación regulatoria: si la investigación detecta que las distorsiones de precios no son producto de una conducta anticompetitiva, sino de fallas en las normas vigentes, la ANC formularía «una recomendación» a los entes pertinentes para corregir el problema regulatorio.
• Identificación de conducta anticompetitiva: en el caso más extremo, si se identifica que hubo una conducta deliberada para distorsionar el mercado, la ANC procederá a «identificar» dicho accionar para iniciar las acciones sancionatorias que correspondan.

Lo que se alerta desde esta presentación de la provincia de Santa Fe activó el radar sobre un negocio donde, a partir de resoluciones previas de larga data, se permitió que las distribuidoras posean sus propias comercializadoras, un esquema que en el sector se reconoce que en la actualidad amerita una revisión en un contexto de competencia y desregulación del mercado.

Distorsiones entre precio físico y facturado

El origen de la controversia se remonta a mediados de 2025, cuando el Ministerio de Producción de Santa Fe, encabezado por el ministro Gustavo Puccini, detectó supuestas anomalías a partir de los datos publicados por el Enargas. Según el ministro, «la información oficial ya visualizaba una provisión casi nula de la Cuenca Noroeste y del gas importado de Bolivia, los cuales históricamente abastecían a la región».

“Hicimos la cuenta entre el costo de Bolivia y el de Vaca Muerta, de donde proviene desde hace dos años la totalidad del gas, claramente era más ventajoso en precio. Si el ‘mix’ en lo físico ya no contenía ese gas caro porque por el caño no estaba pasando, pero me lo seguís cobrando como en años anteriores, la situación ameritaba una revisión por desactualización de tarifas”, explicó Puccini a EconoJournal.

El funcionario santafesino destacó que alrededor de 400 grandes industrias y las estaciones de servicio de la provincia, que poseen contratos anuales, pusieron esta situación sobre la mesa. Según las estimaciones oficiales, de haberse aplicado el precio real del suministro vinculado a la Cuenca Neuquina, la baja de costos para estos sectores habría oscilado entre un 20% y un 40% hacia julio pasado.

Ante esta situación que tambien se refleja con matices en otras provincia de la zona centro, Santa Fe elevó el reclamo por escrito con copia al interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), el recién renunciado Carlos Casares, a la secretaría de Energía, María Tettamanti, al secretario de Producción, Pablo Lavigne, al viceministro de Economía, Daniel González, y al ministro de Desregulación y Transformación del Estado, Federico Sturzenegger.

“En todo esto hay mucho por desregular y por revisar. Los distintos funcionarios nacionales con los que venimos hablando desde entonces aceptaron que esto estaba sucediendo y que las tarifas necesitan un rediseño. Es necesario que los contratos vigentes se cumplan, pero garantizando la competitividad de la matriz energética”, subrayó el ministro santafesino.

El horizonte de las renegociaciones

El conflicto cobra especial relevancia ante el vencimiento de los contratos anuales de suministro para las grandes empresas, previsto para abril. El gobierno de Santa Fe busca que las industrias locales puedan sentarse a renegociar con costos actualizados que reflejen la realidad física del sistema de transporte, evitando las inequidades respecto a otras provincias como Buenos Aires.

Para el gobierno santafesino, la intervención de la ANC y el reciente anuncio de un reordenamiento de las rutas de transporte impulsado por el área energética del gobierno nacional —bajo la dirección de González y Tettamanti— aparecen como los dos pilares que definirán el nuevo esquema comercial.

Mientras la Secretaría de Energía avanza en transparentar la disponibilidad de gas por cuenca para corregir las distorsiones de los últimos 15 años, la ANC deberá determinar si el «mix» de precios cobrado hasta ahora constituyó un perjuicio deliberado para los usuarios industriales del interior del país, y si el mismo va mas allá de la provincia de Santa Fe y alcanza a usuarios de otras jurisdicciones como se asegura en el sector.

La preocupación del gobierno santafesino también se enmarca en un plan de infraestructura energética provincial que se ejecuta actualmente con una inversión de $200.000 millones para la construcción de 600 kilómetros de gasoductos troncales, con el fin de llevar gas natural a 45 localidades que hoy se abastecen con garrafas.

“Necesitamos más redes para el gas de Vaca Muerta. Muchos pueblos no tienen gas y esto genera desigualdades. La llegada del gas es comparable a lo que fue el ferrocarril; permite que las empresas se queden y mejoren su competitividad”, señaló Puccini.

El ministro mencionó casos de empresas lácteas y frigoríficos en el cordón oeste santafesino que, ante la falta de gas natural, evalúan trasladarse a Córdoba, donde el costo energético resulta más competitivo.

, Ignacio Ortiz

El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) rechazó la queja formal de la provincia de Santa Fe por el costo del gas industrial en su distrito, al señalar que si bien hay necesidad de ajustar el esquema tarifario para que guarde relación con los flujos reales de las cuencas, cualquier modificación estructural depende de un acuerdo integral entre los actores del sector.

Para el ente, el sistema actual atraviesa un «período de transición» y el rediseño del sistema en el que se trabaja, tal como reveló EconoJournal días atrás para que se refleje el mix de cuencas actual -el punto central del reclamo santafesino- requiere de inversiones en nueva infraestructura, lo que no permite ejecutarse de forma unilateral ni inmediata en resguardo de la seguridad jurídica.

Así, el organismo atendió mediante una nota al planteo del ministro de Producción santafesino, Gustavo Puccini, que señaló un perjuicio para cientos de industrias y estaciones de GNC de su provincia por lo que considera es una disociación entre la realidad productiva y el esquema tarifario, lo que provoca que se pague un gas a valor de importación de Bolivia cuando el fluido proviene de Vaca Muerta, lo que resultaría mucho más económico y competitivo.

Esa presentación también se hizo extensiva a distintas dependencias del Gobierno nacional, entre ellas la Autoridad Nacional de la Competencia, un ente autárquico que citará a los directivos de las empresas del mercado del gas -del sector regulado como el desregulado- para analizar eventuales irregularidades en la comercialización del flujo a las industrias, tal como publicó este medio.

Un cambio drástico en el mercado del gas

A través de la nota a la que tuvo acceso EconoJournal, el Enargas bajo la intervención del recientemene renunciado Carlos Casares, explicó que «el mercado cambió drásticamente desde la privatización del servicio y se perdió el volumen casi total de la cuenca Noroeste y un 40% aproximadamente de la cuenca Austral».

Esa realidad productiva motivó inversiones para cambiar el sentido de los ductos del Gasoducto Norte y construir nuevos ductos para transferencias entre distintos sistemas de transporte con afectación incluso a las transportistas, por lo que el Enargas expresó que «se está atravesando un período de transición y es por ello que todo el sistema tarifario asociado a la nueva realidad debe ser analizado con detenimiento«.

«Las distribuidoras -continuó- contractualizaron el transporte necesario para abastecer a su demanda prioritaria, en contratos de largo plazo, que se encuentran plenamente vigentes y que hasta el momento continúan desde el punto de vista tarifario asociados a los sentidos de flujo del gas como si las cuencas mantuvieran los volúmenes que otrora producían».

Por tal motivo, el Enargas admirió que «es necesario un cambio que se está analizando junto con la Secretaría de Energía, pero ello requiere de un rediseño y consenso de todas las partes para no incidir en los derechos emergentes de contratos vigentes».

En ese sentido, recordó que en la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT), que determinó las tarifas a partir de mayo de 2025 hasta abril 2030, «los cuadros tarifarios fueron emitidos con carácter provisorio, atento a que la futura configuración del sistema de transporte requerirá cambios en la estructura tarifaria, según los puntos de recepción y entrega del gas a ser transportado, respetando el flujo y sentido de circulación del gas», sin alterar el requerimiento de ingresos total de cada transportista.».

Limitaciones de infraestructura o de regulación

A pesar de la tarea pendiente, el ente aclaró que «las inequidades no son consecuencia de decisiones de regulación, sino de limitaciones en la infraestructura de transporte de gas, que fueron consecuencia de una política energética asociada a una política económica y de tarifas de transporte que limitaron el crecimiento de la infraestructura».

Respecto a presuntos sobrecostos en la comercialización, el ente regulador explicó que «el mix de transporte para los clientes UNB -aquellos usuarios que deben compra el gas por fuera del servicio de transporte y distribución regulado- lo determinan las distribuidoras considerando la prioridad de la demanda de hogares y la cuenca de origen de sus contratos de abastecimiento».

«En función de los excedentes de transporte sin gas asignado -agrega-, la distribuidora ofrece a los clientes UNB el denominado MIX de transporte para los clientes UNB. En la medida que ese transporte se encuentre ocioso para la distribuidora por faltante de gas en la cuenca, el contrato que pueda obtener desde otra cuenca el cliente UNB, llegará al City Gate de la distribuidora sin costo de servicio de Intercambio y Desplazamiento».

La conclusión que acompaña esa explicación del Enargas es que «Los clientes UNB pueden contratar el servicio de transporte con la distribuidora (o con la transportista) en condiciones y precios regulados, o hacerlo de manera directa a terceros bajo las condiciones y precios libremente pactados», pero resaltó que «la distribuidora debe tratar en un pie de igualdad a todos sus clientes UNB«.

, Ignacio Ortiz

La hostilidad desplegada entre el Grupo Techint y el Gobierno tomó por sorpresa a los más distraídos. Después de que la empresa india Welspun ganara la licitación por la provisión de tubos para el proyecto Gas Natural Licuado de Southern Energy (SESA) de Vaca Muerta y desplazara a Tenaris, el clima se enrareció.

El conflicto escaló con particular fuerza luego de que el presidente Javier Milei criticara elípticamente a Paolo Rocca, CEO del holding en el marco del Derecha Fest de Mar del Plata. En ese contexto, Milei calificó de “chatarrín” a Rocca. “Aquellos que tienen productos más caros y de peor calidad no son dignos del favor del mercado”, dijo en alusión a la estrategia fallida de Tenaris de intentar igualar la oferta india y amenazar incluso con denunciar por dumping a la ganadora. 

La pregunta es por qué. En una edición especial de Dínamo, Nicolás Gandini, director de EconoJournal, Silvia Naishtat, editora de la sección de economía de Clarín, Nicolás Gadano, economista jefe de Gabinete en el Ministerio de Economía,  Juan José Carbajales, ex subsecretario de Hidrocarburos de la Nación y Florencia Barragán, economista y periodista especializada en economía desvelaron cada una de las aristas del conflicto. 

Conflicto Techint vs Gobierno: Por qué es diferente esta vez

«¿Es esta la primera vez que esto le pasa a Techint? No, le pasó con Cristina Kirchner, Axel Kicillof dijo ´los vamos a fundir´. Pero una cosa es ese estilo de ataque el que se subió el presidente Milei”, sostuvo Silvia Naishtat haciendo eje en el peso específico de Paolo Rocca especialmente entre sus pares.

Incluso soslayando el estilo del presidente -que ha hecho este tipo de declaraciones contra otros personajes públicos- lo que difiere esta vez es el contexto. Y es que el Gobierno opina en el marco de una licitación que en definitiva fue entre privados.

Sobre este punto hizo especial énfasis Gadano. “Techint aparentemente hizo una oferta un poco cara (…) perdieron y las reglas del concurso, es decir, la licitación que hizo Southern Energy no preveía un derecho de preferencia o de empardar la oferta”. 

Gadano sumó un factor importante dentro del nuevo escenario del conflicto y que podría explicar, en parte, la diferencia del 40% entre la oferta de Techint y la de sus competidoras: el RIGI. El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones otorga a las empresas adheridas la posibilidad de importar sin aranceles. Al menos una porción del desfasaje entre las ofertas podría tener en este punto su origen.

Aún así, esa diferencia entre la oferta inicial de Tenaris y la que hizo posteriormente, tuvo un trasfondo de peso. De acuerdo con Gandini, fuentes del grupo Techint indicaron que ellos “hicieron una oferta de right to match, esto es, igualar a la oferta del ganador. Sin embargo, ese precio implicaba que Tenaris fuera a pérdida pero le hubiera permitido no cerrar la planta de Valentín Alsina”. 

La “apertura inteligente” de Techint y la distancia del Gobierno

Ahora bien: más allá de los conflictos con gobiernos previos, la relación de Paolo Rocca con el gobierno había tenido un momento de rispidez previo cuando el presidente de Techint había hablado de “apertura inteligente”. La frase había resonado de modo despectivo en el gobierno que tomó al calificativo «inteligente» como algo personal.

Pero la mirada del gobierno se posa en las ventajas comparativas, y no en la selección de oportunidades, según explicó Florencia Barragán. Desde esa perspectiva “cada país se va a dedicar a lo que es competitivo y no hay ningún proyecto productivo que acompañe. (…) La lógica detrás de todo esto es que los otros países subsidien, nosotros vamos a comprar más barato”. El punto, indicó la economista, es que no hay planteado ningún plan de contención.

En efecto, la de Welspun no fue la primera licitación ganada por una empresa india, según recordó Carbajales sino que tuvo antecedentes previos.

Finalmente,  en esa misma línea, Carbajales profundizó en el impacto de la política del gobierno en un contexto internacional en donde los países buscar resguardar su producción y Argentina, en cambio abre sus puertas. “En este momento el gobierno no solo dice ´Yo no solo no hago nada´ sino que abre su economía para que vengan proveedores más competitivas…pero qué daño estás haciendo aguas adentro?”., concluyó.

, Lorena Alem

El gobierno sorprendió este viernes al actualizar un 21% el precio mayorista de la energía eléctrica para los hogares. La suba se explica fundamentalmente por la actualización del tipo de cambio de referencia y por la decisión política de poner fin al atraso que se acumuló durante el segundo semestre del año pasado cuando se utilizó esta variable como un amortiguador para evitar un mayor aumento de tarifas durante la campaña electoral.

Los usuarios que perciben subsidio no sentirán el impacto en sus facturas en el corto plazo porque al mismo tiempo se decidió aumentar de modo excepcional la bonificación para esos hogares como parte de la transición destinada a dejar atrás el régimen de segmentación vigente. Sin embargo, los hogares que pagan la tarifa plena, más del 40% del total, tendrán aumentos superiores al 10% ya que el precio mayorista es el principal componente de su factura.

La resolución 604/25 de fines de diciembre había fijado un Precio Estabilizado de la Energía (PEE) de $61.200 por MWh en promedio y un Precio Estabilizado de Servicios Adicionales (PESA) de $4927, lo que arrojaba un total, sin tomar en cuenta la potencia, de $66.127 por MWh. La resolución 22/2026 publicada este viernes elevó el PEE a $73.629 y el PESA a $6447. En total, el valor se elevó a $80.076, un 21 por ciento más que el valor fijado en diciembre.

Las razones del aumento del precio mayorista

Una de las razones que explica esta suba es el tipo de cambio ya que la programación estacional anterior había tomado un valor de referencia de $1330 y en esta nueva programación, que estará vigente entre el 1 de febrero y 30 de abril el dólar se fijó en $1450, un 9% más.   

Otro factor clave es la decisión de recuperar el atraso que se había acumulado en el segundo semestre del año pasado en el precio mayorista cuando el gobierno decidió actualizar esa variable por debajo de la inflación o incluso bajarla en términos nominales, al mismo tiempo que siguió recomponiendo los márgenes de distribuidoras y transportistas para no poner en riesgo la rentabilidad del negocio regulado.

De hecho, EconoJournal informó sobre esta maniobra en octubre cuando el gobierno autorizó un aumento promedio de 1,9% en el precio de la electricidad que contempló un incremento de 3% en el Valor Agregado de Distribución y un 7,12% en el precio estacional del transporte, al mismo tiempo que redujo el precio estacional de la energía un 0,22 por ciento.

El gobierno optó entonces por asumir una suba de los subsidios en medio de la campaña electoral, pero sin poner en riesgo la rentabilidad de distribuidoras y transportistas porque el objetivo oficial es avanzar con una reforma del sector eléctrico que prevé, como condición necesaria, que las distribuidoras puedan firmar acuerdos con las generadoras sin la intervención de Cammesa, la empresa que administra el Mercado Mayorista (MEM), que es controlada por el Estado. Para que eso ocurra, los balances de las distribuidoras deben estar medianamente saludables.

Esa reforma eléctrica también está incidiendo paulatinamente en los costos del sistema porque está cambiando el mix que conforma los precios. El Precio Estabilizado de la Energía para hogares y comercios incluye ahora los contratos MEM firmados con Cammesa, que son más onerosos, y no todo el mix del sistema, ya que se comenzó a dejar afuera de ese cálculo a las máquinas térmicas y renovables que están compitiendo en el mercado a término y el spot. “Este aumento no responde a un shock puntual sino a un cambio de reglas: se empieza a reflejar el costo real del sistema eléctrico. La discusión de fondo ya no es el ajuste sino cómo se gestiona la energía en un mercado que deja atrás los precios administrados”, sostuvo a EconoJournal Nadia Sager, CEO y fundadora de Geinsa.  

Qué impacto tendrá en las tarifas

Los hogares que perciben subsidio no sentirán ahora el impacto de este ajuste porque el gobierno incrementó el porcentaje de bonificación que reciben sobre ese precio mayorista como parte de la transición para dejar atrás el esquema de segmentación que estaba vigente desde 2022.

Los hogares subsidiados tienen una bonificación del 50% del precio de la energía sobre un bloque de consumo mensual de 300 kWh -que se reduce a 150 kWh marzo, abril, septiembre, octubre y noviembre- y a ese porcentaje se le sumó un 25% adicional que se irá reduciendo mes a mes a lo largo del año. Ese adicional elevó en enero el porcentaje de subsidio al 75%, un valor mayor al 67% que venían percibiendo los N2 de ingresos bajos y al 52% que recibían los N3 de ingresos medios, según cifras del último informe del Observatorio de Tarifas y Subsidios del Instituto Interdisciplinario de Economía Política (IIEP), organismo de doble dependencia UBA y CONICET.

Quieres sí verán llegar facturas más abultadas son los hogares que no tienen subsidio, antes conocidos como N1, ya que hasta diciembre venían pagando el 95% del costo de la energía y ahora no solo pagarán el 100% sino que ese 100% implica un costo mayor por este ajuste que se le aplicó al precio mayorista. Para ese segmento, la suba de tarifas en febrero estará por encima del 10%, sobre montos significativamente más sustanciosos en comparación con lo que pagan los hogares subsidiados.  

, Fernando Krakowiak

GeoPark anunció este viernes que cerró un acuerdo definitivo con Frontera Energy Corporation para adquirir el 100% de Frontera Petroleum International Holdings B.V., que consiste exclusivamente en activos de exploración y producción de petróleo y gas en Colombia. La operación se cerró por US$ 375 millones y un pago adicional de US$ 25 millones contingente al cumplimiento de ciertos hitos de desarrollo.

Con esta transacción GeoPark más que duplica sus reservas consolidadas al sumar 99 millones de barriles de petróleo equivalente en reservas probadas y 147 millones en reservas probadas más probables.

El portafolio adquirido está compuesto por 17 bloques de exploración y producción en Colombia. Además, se incluye el proyecto integrado de gestión del agua y sostenibilidad ambiental de Frontera Energy, compuesto por la planta de tratamiento de agua por ósmosis inversa SAARA (anteriormente Agrocascada) y el proyecto de siembra de palma africana ProAgrollanos en Puerto Gaitán, que se beneficia del riego proveniente de SAARA.

No obstante, desde la compañía aclararon que la transacción no incluye la adquisición de Frontera Energy Corporation, una sociedad holding canadiense que cotiza en bolsa, ni de sus activos de infraestructura, ni de sus intereses exploratorios en Guyana.

El mayor operador privado de Colombia

“El anuncio de hoy marca un hito importante en la trayectoria de crecimiento de GeoPark. Luego de extensas conversaciones con Frontera Energy durante el último año, nos complace haber alcanzado un acuerdo que incorpora los activos colombianos de Frontera a nuestro portafolio, posicionando a GeoPark como el mayor operador privado en Colombia y creando una plataforma más sólida y resiliente, con mayor escala, producción estable más prolongada y mayor solidez del flujo de caja, mientras seguimos financiando nuestro crecimiento en Vaca Muerta”, aseguró Felipe Bayon, CEO de GeoPark.  

“Más allá de las métricas financieras y de producción, esta transacción habilita un enfoque de desarrollo integral de campos en activos como Quifa y en el portafolio más amplio de los Llanos, lo que nos permite extender una producción estable, capturar sinergias y reinvertir de manera eficiente. Esto respaldará una producción sostenida, la protección de las reservas y un mayor nivel de inversión que beneficia a las regiones donde operamos a través de empleo, regalías e impuestos”, agregó el ejecutivo.

, Redaccion EconoJournal

La ministra de Capital Humano, Sandra Pettovello, y el director general de Metrogas, Sebastián Mazzucchelli, suscribieron un acuerdo de cooperación para impulsar la capacitación profesional de personas con conocimientos en la industria del gas que deseen iniciar su actividad laboral como gasistas matriculados.

El convenio habilita el dictado del curso presencial «Instalando calor seguro», una capacitación que la distribuidora desarrolla desde hace 11 años. El programa, que busca fortalecer el empleo calificado y la seguridad en las instalaciones de gas natural, se integra con este acuerdo a la órbita de la articulación público-privada.

La instrucción se desarrolla durante cuatro semanas en febrero, en modalidad presencial en el Centro de Formación Laboral en Oficios. Allí, el Ministerio de Capital Humano reacondicionó lo que fue el Instituto Garrigós, ubicado en el barrio porteño de La Paternal.

El programa académico consta de cinco módulos obligatorios y uno optativo, donde se abordan contenidos técnicos, normativas vigentes del sector y protocolos de seguridad profesional para instalaciones domiciliarias.

La formación de gasistas matriculados

El objetivo central de la cursada consiste en brindar las herramientas teóricas y prácticas necesarias para tramitar la matrícula de gasista de segunda o tercera categoría. Al finalizar los talleres, los asistentes cuentan con el conocimiento para gestionar el carnet profesional ante las autoridades correspondientes.

Para obtener el título habilitante definitivo, los egresados deben presentarse posteriormente en los Centros de Formación Profesional de sus respectivos municipios o de la Ciudad de Buenos Aires. La iniciativa responde a una necesidad de actualización de las normas de seguridad y el manejo de nuevos materiales que requiere de una formación continua.

A través de este esquema, capacitadores voluntarios de la principal distribuidora de gas del país transfieren su experiencia técnica a ciudadanos que buscan formalizar su oficio. Se garantiza así que las conexiones de red en los hogares cumplan con los estándares de seguridad exigidos por el ente regulador.

Desde su creación, este programa alcanzó a más de 8.400 estudiantes de 264 escuelas técnicas en la Argentina, específicamente en el área de concesión de la compañía, que abarca la Ciudad de Buenos Aires y 11 partidos del sur del conurbano bonaerense. Durante la vigencia del programa, casi 300 voluntarios técnicos participaron en el dictado de más de 500 talleres especializados.

, Redacción EconoJournal

La minera canadiense Golden Goose Resources (antes llamada SALi Lithium Corp) ingresará como accionista mayoritario en el proyecto de exploración de oro de alta ley Gran Esperanza, ubicado en la provincia de Río Negro. La empresa con sede en Vancouver acordó con la actual operadora Valcheta Exploraciones SAS el ingreso con un 51% de participación al desarrollo aurífero. Este año podrían comenzar con la perforación de pozos exploratorios.

El desembarco de Golden Goose en Río Negro será en etapas y a través de una empresa conjunta con Valcheta. Luego de adquirir la mayoría del proyecto de oro y la operación, la minera canadiense podrá ampliar su participación a un 90% ejerciendo la segunda opción del acuerdo. Como última etapa, Golden Goose podrá adquirir hasta el 100% del proyecto, según informó en un comunicado.

Exploración de oro y litio

Golden Goose amplió su actividad minera en la Argentina, ya que, además de adquirir un proyecto de oro, ya cuenta con El Quemado, un desarrollo de litio en etapa de exploración ubicado en Salta.

La minera completó el año pasado la fase 1 del programa de exploración. El proyecto tiene una dimensión de 50.000 hectáreas. Golden Goose también cuenta con dos activos de oro en Canadá, ambos en etapa de exploración, y cotiza en Canadian Securities Exchange (CSE), una bolsa de valores electrónica alternativa para empresas canadienses emergentes.

El acuerdo definitivo al que llegó Golden Goose “representa un hito corporativo significativo para y refuerza aún más la estrategia de la compañía de asegurar activos de metales preciosos de alto grado a escala de distrito en jurisdicciones mineras probadas y emergentes”.

Proyecto de oro Gran Esperanza en Río Negro

El proyecto que comenzará a operar la minera canadiense tiene 44.400 hectáreas de terreno accesible durante todo el año. Está ubicado en el distrito de Los Menucos, en el Macizo Patagónico Norte, una región conocida por su potencial de metales preciosos de alto grado, resaltó la empresa.

Gran Esperanza está en una zona con actividad minera. Se encuentra rodeada por importantes operadores como Southern Copper y en cercanía al proyecto Calcatreu, que actualmente se encuentra en desarrollo.

Según los trabajos de exploración, “cuenta con 10 kilómetros (km) de exposiciones de vetas de oro epitermales de baja sulfuración mapeadas históricamente, con vetas con un promedio de ~1 a 5 metros de ancho”.

Golden Goose destacó que en el proyecto “se informaron leyes (concentraciones de oro) de muestra de canal de 24,0 gramos por tonelada (g/t Au) en una longitud máxima de dos metros, lo que demuestra un potencial de alta ley desde la superficie”.

, Roberto Bellato

Los principales productos de la minería metalífera a nivel mundial tuvieron una pronunciada suba del precio en el último año. El valor histórico al que llegaron el oro, la plata, el litio y el cobre a nivel mundial podría ser una posibilidad para que la Argentina supere en 2026 los US$ 4.948 millones en exportaciones que tuvo el año pasado la minería metalífera y los US$ 905 millones en litio, según datos de la Secretaría de Minería.

La cotización a nivel internacional del oro aumentó un 90% en el último año y trepó a un precio histórico de US$ 5.300 por onza. La plata subió a US$ 113 por onza y llegó a un 270% interanual. En tanto, el litio recuperó el precio que había perdido en los últimos tres años y trepó en los últimos días a los US$ 20.000 la tonelada de carbonato equivalente (LCE), registrando una suba de un 40% interanual.

Por su parte, el cobre, que la Argentina prácticamente dejó de producir en 2018 (solo produce un volumen muy marginal) tuvo un salto a US$ 5,9 por libra (453 gramos), marcando también una subida de un 40% interanual, según informó Invecq Consultora.

Por qué subieron los precios de los minerales en el mundo

La tendencia al alza se acentuó la última semana con subas de los cuatro minerales que van de 7% a un 10% sólo en la última semana. En Argentina hay 310 proyectos de minería metalífera de los cuales 228 están dedicados a los minerales principales: oro, plata, litio y cobre. Dentro de ese universo, 24 se encuentran en producción y 28 están cerca de comenzarla, explicó en su cuenta de X Santiago Bulat, economista y director de Invecq.

El récord de los precios podría acelerar el desarrollo de proyectos de cobre de gran escala como Los Azules, Josemaría y Filo del Sol (Vicuña), El Pachón, El Altar en San Juan; Taca Taca en Salta; Mara (Minera Agua Rica – Alumbrera) en Catamarca; y San Jorge en Mendoza.

“La demanda global viene traccionada por distintos factores, pero todos exacerbados por el contexto internacional actual. El caso del oro como cobertura frente a devaluación, deuda y riesgo geopolítico; el cobre como columna vertebral de la electrificación global (redes, renovables, EVs); el litio como insumo crítico de las baterías que sostienen la movilidad eléctrica y el almacenamiento de energía; y la plata por su doble rol, industrial y financiero, impulsada por la expansión solar y la inversión”, destacó en su cuenta de X Santiago Bulat.

Exportaciones mineras de la Argentina

Las exportaciones de la minería metalífera, el litio y la no metalífera totalizaron US$ 6.037 millones. Estos niveles son alrededor de un 10% de lo que exportaron en minería Chile y Perú, que vendieron al exterior US$ 63.000 y US$ 59.000 millones, respectivamente.

El oro explicó el 68% (US$ 4.078 millones) de las exportaciones en dólares de la minería metalífera argentina el año pasado. La plata representó el 13% del volumen exportado del país con US$ 777 millones.

Las ventas al exterior de litio (Argentina produce principalmente carbonato de litio) alcanzaron los US$ 905 millones, creciendo un 40,3% interanual y representando el 15% de las exportaciones mineras totales del país. En cuanto a las cantidades exportadas de litio, en el acumulado del año exhibieron un incremento del 59,3%.

Oro, plata, litio y cobre

Según el último informe semanal de precios de los principales productos mineros que realiza la Secretaría de Minería, “el cierre al alza del oro fue impulsado por la demanda de activos de refugio por la incertidumbre política y geopolítica vinculada a las tensiones entre Estados Unidos y Europa, un debilitamiento del dólar que volvió más atractivo al oro, y expectativas de recortes de tasas de la Fed (Reserva Federal de Estados Unidos) que favorece a los activos que no rinden intereses como el oro”. En lo que va de enero el precio del oro subió un 13%, añade el informe.

En el caso de la plata, la cartera a cargo de Luis Lucero señaló que “el precio se mantuvo subiendo con fuerza por una alta demanda industrial y una oferta estructuralmente ajustada, lo que vino a sumarse a las expectativas de tasas más bajas, y un dólar débil, que activó la demanda de refugio”.

Además, destacó que “el precio del litio subió porque la demanda de baterías empezó a recuperarse, la oferta siguió ajustada tras recortes previos y el mercado percibe que los precios ya tocaron piso, lo que activó compras spot y sostuvo el rally ascendente”.

Sobre el cobre, la Secretaría de Minería sostuvo que “uno de los principales catalizadores fue la desescalada de las tensiones geopolíticas asociadas a Groenlandia, lo que moderó el apetito especulativo en los mercados de metales, favoreciendo una corrección de precios”.

En paralelo, aumentaron los inventarios de cobre y se observaron señales de debilidad de demanda en China. Mientras que en la oferta persisten riesgos puntuales, como huelgas en la mina Mantoverde en Chile (principal productor mundial) y que la mina Grassberg (la tercera mina de cobre en el mundo detrás de las chilenas e Escondida y Collahuasi) en Indonesia informó que estaría operativa al 85%”.

, Roberto Bellato

Una delegación bipartidaria del Congreso de los Estados Unidos pasó este jueves por el complejo nuclear de Atucha, ubicado en la localidad bonaerense de Zárate. La recorrida por el país incluyó también visitas a la provincia de Tierra del Fuego y a Vaca Muerta en Neuquén. La comitiva fue recibida y acompañada en Atucha por el secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli.

La comitiva estadounidense presente en Atucha, liderada por el congresista republicano Morgan Griffith, estuvo también integrada por los congresistas Nanette Barragan, Randy Weber, Russ Fulcher, Diana Harshbarger y Mike Kennedy, según pudo saber EconoJournal. Kennedy integra el Comité de Recursos Naturales.

«Recibimos en el Complejo Nuclear Atucha a una delegación bipartidaria del Comité de Energía y Comercio de la Cámara de Representantes de los Estados Unidos. Estamos ante una oportunidad histórica: el mundo vuelve a interesarse en nuestro potencial nuclear gracias al Presidente Javier Milei mientras Argentina se inserta nuevamente en el mapa global», destacó Ramos Napoli en su cuenta de X.

En la recorrida también participaron el presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica, Martín Porro, y la titular la Dirección de Seguridad Internacional, Asuntos Nucleares y Espaciales (DIGAN) en Cancillería, Jimena Schiaffino. El presidente de Nucleoeléctrica, Demian Reidel, no estuvo presente.

Los congresistas también visitaron Tierra del Fuego y Vaca Muerta

Los congresistas que estuvieron en Atucha forman parte de una docena de representantes estadounidenses que llegaron en un avión militar el último domingo a Tierra del Fuego y que el martes viajaron a Neuquén para recorrer Vaca Muerta.

La delegación visitó el bloque Loma Campana, que YPF opera junto con Chevron, según pudo saber este medio. Las visitas a Tierra del Fuego y Neuquén tomaron por sorpresa a las gobernaciones. «No es normal que vengan legisladores norteamericanos todos los días. No estábamos avisados, sí creo que la Argentina se ha abierto al mundo, Neuquén es una de las atracciones hacia el mundo», aseguró el miércoles el gobernador de Neuquén Rolando Figueroa.

«Nosotros cada vez que nos vienen a ver tratamos de generar la posibilidad de que el ministro de Energía o el de Economía acompañen a quienes nos visitan para que puedan entender cómo es el desarrollo», agregó al responder preguntas de la prensa luego de participar de una entrega de camiones cisterna y motoniveladoras.

La diputada provincial de Neuquén por el Frente de Todos, Lorena Parrilli, informó, por su parte, que realizó un pedido de informes para conocer los motivos de la visita. 

Por otro lado, una segunda comitiva con representantes del Comité de Educación y Fuerza Laboral de la Cámara de Representantes arribó al país el martes. El canciller Pablo Quirno aportó la única información oficial del gobierno al respecto, confirmando el arribo de esta segunda delegación y sin mencionar a la comitiva que llegó el domingo a Ushuaia.

“Es una delegación bipartidaria del Comité de Educación y Fuerza Laboral de la Cámara de Representantes de EE.UU. de visita en la Argentina. Dado el interés que despierta el plan de gobierno de la Argentina en el mundo y, en este caso, la relación estratégica entre Argentina y EE.UU., celebramos las visitas de las diferentes comitivas interesadas en nuestro país”, dijo Quirno en su cuenta de X.

Minutos más tarde, el canciller volvió a postear en la red social para asegurar que «las autoridades pertinentes» fueron informadas sobre las visitas de las delegaciones estadounidenses, información que no coincide con lo expresado por el gobernador de Neuquén.

, Nicolás Deza

El Poder Ejecutivo oficializó un nuevo régimen de derechos de exportación destinado exclusivamente al petróleo crudo proveniente de yacimientos convencionales, a través del decreto 59/2026. La normativa busca dotar de mayor competitividad a un sector que enfrenta un «declino estructural» debido al agotamiento natural de las áreas y al incremento de los costos operativos en la Argentina.

Si bien el nuevo esquema supone en los hechos una baja respecto de los valores vigentes actualmente, no implica la eliminación de retenciones como habían anunciado en noviembre el ministro de Economía, Luis Caputo, y el ahora jefe de Gabinete, Manuel Adorni. De hecho, con la cotización de US$ 68 que registró el barril de crudo Brent este jueves la retención no será cero.

Los nuevos valores de los derechos de exportación

Si el precio internacional basado en el promedio del Brent se sitúa por debajo de los US$65, la alícuota de exportación será del 0%. En el extremo opuesto, si el precio iguala o supera los 80 dólares, se aplicará un derecho del 8%. Para valores intermedios, se utilizará una fórmula polinómica de ajuste.

Esta adecuación técnica representa un alivio fiscal en comparación con el régimen anterior, que fijaba 0% si la cotización del barril perforaba los US$45 y saltaba al 8% recién cuando superaba el techo de US$60. Según los considerandos de la norma, este cambio responde a acuerdos suscriptos entre el Ministerio de Economía, la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH) y las provincias de Chubut, Neuquén y Santa Cruz.

Sin embargo, el Gobierno se mantiene en la postura de no reducir las retenciones para las exportaciones del shale oil, es decir proveniente del no convencional neuquino. Así lo había adelantado el secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, al participar a comienzos de diciembre en el Energy Day de EconoJournal.

González afirmó que «el Gobierno no va a reducir las retenciones al petróleo no convencional de manera inmediata, más allá de la certeza de que es un mal impuesto«. Esa posibilidad, reseñó el funcionario, está supeditada a que el país crezca y se siga atacando el gasto público para seguir reduciendo gravámenes.

Por el contrario, el objetivo central de la medida de hoy no solo responde al reclamo de los gobernadores por el declino natural, sino también por la caída de los precios internacionales que recorrió todo 2025. De esta manera se busca acompañar los esfuerzos provinciales, que ya incluían reducciones en regalías y cánones para preservar la continuidad de las empresas, las inversiones y el empleo en áreas maduras.

Fórmulas y controles

Para garantizar la transparencia en la aplicación del beneficio, la Secretaría de Energía determinará los volúmenes correspondientes mediante el cálculo del porcentaje de producción convencional sobre el total de cada área de concesión. La normativa entrará en vigencia plena una vez que se dicten las reglamentaciones complementarias, para lo cual la autoridad de aplicación dispone de un plazo máximo de 60 días.

Para la determinación de la alícuota, el decreto prevé tres escenarios posibles basados en el Precio Internacional (PI) que publicará mensualmente la Secretaría de Energía. Se fija una alícuota del 0 % cuando el PI sea igual o inferior al valor base de 65 dólares, y un tope del 8 % cuando el PI alcance o supere los 80 dólares.

En el caso de que el precio se ubique entre ambos valores, se aplicará una fórmula matemática específica que permite una transición proporcional del tributo, evitando saltos bruscos en la carga fiscal durante las fluctuaciones del mercado global.

Este diseño asegura que la carga tributaria escale de forma progresiva a medida que mejora el precio, evitando que un pequeño incremento en la cotización internacional licue la rentabilidad por un salto brusco de impuestos. En el gobierno se planteaba como una herramienta de sintonía fina para proteger el flujo de caja en pozos de baja productividad.

El antecendete del acuerdo

La medida es resultado del acuerdo inicial que firmó el ministro de Economía, Luis Caputo; el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, y el presidente de la CEPH, Carlos Ormachea.

Con la presencia del jefe de Gabinete, Manuel Adorni, y el ministro del Interior, Diego Santilli, se evidenció que el acuerdo incluía la necesidad de sumar apoyos en el Congreso para aprobar distintas reformas que impulsa el gobierno.

El gobernador Torres detalló que la medida tendrá un impacto estimado de US$ 370 millones que se reinvertirán en la industria: «Esto significa más actividad, más producción y, sobre todo, más empleo para miles de familias que viven del trabajo energético en nuestra provincia», dijo en aquella oportunidad. 

Chubut, por su parte, se comprometía a trabajar en un esquema de regalías diferenciales para los campos maduros que también colabore con la reactivación de la producción convencional, junto con una reducción de algunos impuestos provinciales, como ingresos brutos. Días después se sumaron al acuerdo las provincias de Santa Cruz y de Neuquén, en similares condiciones.

, Redacción EconoJournal

Vaca Muerta ha demostrado que puede escalar producción de forma consistente y eficiente, lo que confirma la madurez operativa del play. Sin embargo, para dar un salto significativo en producción se requiere un entorno que permita sostener inversiones.

Si bien la rentabilidad del shale argentino sigue siendo interesante por su perfil de calidad de crudo y eficiencia operativa alcanzada (con precios de break-even que se ubican en torno a 45 dólares por barril), los niveles más bajos de precio del crudo comprimen márgenes y, por ende, la generación de flujo de caja que se puede reinvertir.

Además, el costo de financiamiento en Argentina sigue siendo elevado frente a otros plays de shale, aunque con perspectivas de mejora si se materializa una caída del riesgo país.

Hay un factor que es prometedor, pero que aún requiere consolidación, que es la expansión y mejora de la infraestructura. En este rubro, VMOS es un pilar clave y representa una palanca fundamental para Vaca Muerta, al reducir costos de evacuación, facilitar el acceso a mercados internacionales y mejorar su competitividad. Pero es necesario continuar avanzando, por ejemplo, en mejoras viales que contribuyan a la reducción de costos logísticos de operación.

Por último, la eficiencia de capital y los costos de desarrollo de pozos siguen siendo áreas con espacio de mejora. Si bien la industria ha avanzado, los costos locales y la menor escala de actividad comparado con cuencas como el Permian generan desventajas estructurales. Esto implica que la presión por seguir reduciendo costos es constante para sostener un ritmo de expansión atractivo, especialmente en escenarios de mayor exigencia de precios.

Vaca Muerta: el impacto real de Venezuela en el corto y largo plazo

Es importante tomar las proyecciones del precio del petróleo con cautela y observar las señales de mercado (como inventarios, balances de oferta y demanda o movimientos de cargas y diferenciales) que suelen anticipar cómo se ajusta la dinámica real de oferta global.

En cuanto al precio internacional, si bien el Brent ha mostrado cierta resistencia por encima de US$ 60/bbl, los precios más bajos pueden generar menor generación de caja para reinversión, lo que puede llevar a una desaceleración del ritmo de crecimiento de producción.

En cuanto al escenario venezolano, pese a contar con una de las mayores reservas de crudo del mundo, la infraestructura productiva de Venezuela está deteriorada y el crecimiento de producción requiere inversiones significativas y tiempo antes de que volúmenes relevantes puedan fluir al mercado global.

Incluso bajo escenarios de normalización de políticas y entrada de capital externo, los incrementos productivos serán graduales y se extenderán por varios años.

La reapertura de exportaciones hacia refinerías del Golfo de EE. UU. en el corto plazo podría llevar a que se amplíen diferenciales entre crudos pesados y livianos, aunque también podría generar presión bajista sobre los precios de crudos livianos, debido a una mayor exportación del shale estadounidense. De todos modos, el impacto global de Venezuela en términos volumétricos (especialmente en el corto plazo) es limitado lo que modera la posibilidad de impactos abruptos sobre los precios.

En consecuencia, el impacto de Venezuela sobre Vaca Muerta probablemente será modesto, en el corto plazo más asociado a cambios en las dinámicas de diferenciales y decisiones de mezcla de refinerías que a un shock de oferta abrupto. Además, el grueso del desarrollo de Vaca Muerta está impulsado por compañías argentinas, con menor exposición a decisiones estratégicas de reasignación de capital por parte de grandes empresas internacionales.

En este escenario global, Vaca Muerta, apoyándose en el excelente perfil geológico y eficiencias operativas, debe seguir avanzando en la mejora de infraestructura y de la competitividad en el costo de los pozos que le permitan reducir sus puntos de equilibrio y seguir desbloqueando su potencial, incluso en contextos más exigentes.

(*) Por Leonardo De Lella, managing director & partner de BCG

, Leonardo De Lella

Los organismos reguladores de servicios públicos de Salta, Jujuy y Tucumán elevaron una denuncia ante el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) contra la empresa Transnoa S.A. Las causas de la demanda son una serie de fallas críticas en el sistema de transporte que afectaron a cerca de un millón de usuarios la tercera semana de enero.

La presentación está dirigida al interventor del organismo nacional, Néstor Lamboglia. En la misma se solicita la apertura de un proceso sancionatorio, una auditoría de activos y la exigencia de un plan de contingencia inmediato frente a lo que consideran una vulneración sistemática de los parámetros de calidad del servicio.

Los firmantes del reclamo, al que tuvo acceso EconoJournal, son el presidente del Ente Regulador de Servicios Públicos (ENRESP) de Salta, Carlos Saravia; y el interventor del Ente Único de Control y Regulación de Servicios Públicos de Tucumán (ERSEPT), José Ascarate. También firman el Secretario de Energía de Jujuy, Mario Pizarro, y el vocal de la Superintendencia de Servicios Públicos de la provincia, Leopoldo Montaño.

«Solicitamos de manera urgente se inicien los procesos sancionatorios y se impongan las penalidades correspondientes (…) por la falta de inversiones y la indisponibilidad de logística de operación y mantenimiento que permita atender las incidencias vinculadas con interrupción del servicio a su cargo en tiempos razonables y expeditivos», se destaca en el escrito.

La denuncia ante el ENRE se fundamenta en tres eventos de gran escala ocurridos entre el 22 y el 24 de enero de 2026 en las provincias del NOA. «Esos incidentes -a criterio de los funcionarios-, expusieron no solo fallas en la infraestructura, sino también una deficiente capacidad de respuesta operativa por parte de la licenciataria».

Los hechos denunciados

En la provincia de Jujuy, el incidente más grave se registró el 22 de enero, afectando a 750.000 usuarios. Según el informe técnico, se produjo una falla estructural en el sistema de alta tensión de 132kv en el tramo San Pedro-Ledesma, provocada por la rotura de aisladores. Las localidades afectadas fueron Libertador General San Martín, Fraile Pintado, Calilegua, Caimancito, Yuto, El Talar, San Pedro y Vinalito.

En la zona norte de Salta, 90.000 usuarios de los departamentos de Orán, San Martín y Rivadavia sufrieron el 23 de enero cortes que se prolongaron por más de cinco horas por una avería en la Estación Transformadora (ET) Libertador. El documento asegura que «la normalización del servicio sufrió demoras injustificadas por problemas de comunicación interna y al tiempo de desplazamiento de sus equipos técnicos».

Por último, en Tucumán, la interrupción del servicio del 23 de enero afectó a 60.000 usuarios en las localidades de Aguilares, Concepción y zonas aledañas. En este caso, la falla fue provocada por la caída de un árbol sobre una línea de alta tensión, un evento que los reguladores califican como evitable por el incumplimiento de las tareas de mantenimiento.

A partir de los casos recientes, el texto presenta una crítica estructural al modelo de gestión de la transportista. Los denunciantes sostienen que «la situación actual no es una consecuencia de la demanda estacional, sino de una desinversión sostenida en el tiempo«.

Los argumenos de la denuncia

«La situación de desidia y abandono de la empresa Transnoa es tal que hoy pone en riesgo la provisión de agua potable y el funcionamiento de servicios de salud en toda la región«, explicita un fragmento del escrito. Las provincias denuncian que «la transportista opera al límite de la capacidad de sus equipos, muchos de los cuales habrían superado su vida útil técnica».

La presentación conjunta concluye con un petitorio de cinco puntos para la estabilización del nodo NOA. El primero de los reclamos es la realización de una auditoría integral del estado de mantenimiento de todas las líneas de alta tensión y estaciones transformadoras bajo jurisdicción de Transnoa en las tres provincias.

Los denunciantes exigen que el ENRE informe detalladamente las multas aplicadas entre 2019 y 2025. El documento sostiene que «durante la totalidad de los años que abarca este vínculo contractual nunca se le impuso sanción alguna», lo que habría generado un marco de impunidad operativa.

También se solicita la instalación de oficinas comerciales y de atención al público de la transportista en las provincias del NOA y la creación de un link de acceso directo para que los usuarios puedan formular reclamos por deficiencias en el transporte, una herramienta que hoy no existe.

Finalmente, se plantea la necesidad de obligar a la licenciataria a presentar un informe detallado de la infraestructura disponible en las provincias, y un plan de inversiones, con el detalle de un cronograma de renovación de activos y un esquema de contingencia para el resto del periodo estival.

, Ignacio Ortiz

DLS, uno de los principales proveedores de equipos de torre para la industria petrolera, transfirió sus activos en la cuenca del Golfo San Jorge a un consorcio de empresarios encabezado por Pablo Pires, titular de compañías de logístico y otros servicios de transporte como SGA y Vientos del Sur, e integrado también por Diego Trabucco y Javier Basso, ex propietarios de Aconcagua Energía, una petrolera independiente que el año pasado fue adquirida por Tango Energy después de defaultear sus obligaciones financieras en el mercado local.

La venta, que será aprobada formalmente este viernes en Oslo, dado que DLS es controlada por el grupo Archer que está fondeado en Noruega, contempla la cesión de 22 equipos de pulling y workover ubicados en Chubut y Santa Cruz.

El cambio de manos cuenta con el respaldo de Jorge ‘Loma’ Ávila y de sus principales alfiles en la conducción del sindicato de petroleros privados de Chubut. El aval del líder gremial es clave para viabilizar el redimensionamiento (resizing) del personal empleado por DLS, que hoy ronda los 740 operarios.

La metamorfosis del Golfo San Jorge

Es un esquema similar al que se instrumentó cuando Pecom adquirió los yacimientos de YPF El Trébol y Campamento Central a principios de 2025. En ese momento, Pires —junto con Leonardo Pichintiniz, titular de Copesa, otra empresa de servicios— crearon la firma Nacidos con YPF (NCY) para depurar, con el respaldo del sindicato petrolero, el universo de proveedores heredado de la petrolera bajo control estatal en esos bloques.

En los últimos meses, Pires se distanció de Pichintiniz y se retiró de NCY. Ahora vuelve a cobrar protagonismo con esta adquisición de los equipos de pulling y WO en Chubut. Pichintiniz, por su parte, también expande su posicionamiento como empresario petrolero: acaba de firmar con el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, un acuerdo para operar el área Restinga Alí, un campo que YPF le revirtió la Petrominera, la empresa provincial de energía.

Foco en Vaca Muerta

DLS concentrará su actividad en Neuquén, donde es uno de los principales proveedores de unidades de perforación de 7500 HHP en Vaca Muerta. De hecho, a mediados de este mes DLS firmó con la firma norteamericana Patterson-UTI para sumar dos equipos de drilling de última generación al play no convencional de la cuenca Neuquina.

La venta de los activos del Golfo de DLS es un emergente más de la profunda metamorfosis que atraviesa la cuenca con epicentro en Comodoro Rivadavia —la localidad donde se descubrió petróleo en la Argentina en 1907— en los últimos años. Replica, en los hechos, la decisión que antes tomaron otras empresas de servicios internacionales como Weatherford, Baker Hughes, Halliburton y Schlumberger.

La salida de YPF de Chubut y Santa Cruz catalizó aún más esa tendencia. A principios de enero, la petrolera que conduce Horacio Marín oficializó la venta de Manantiales Behr, el último campo que conservaba en Chubut, a Limay Energía, una firma controlada por Rovella Capital, del empresario de la construcción Mario Rovella.

, Redaccion EconoJournal

La Procuración del Tesoro presentó un escrito ante la jueza de Nueva York, Loretta Preska, en el que solicitó formalmente la suspensión inmediata del proceso de búsqueda de activos (discovery) y el pedido de desacato hasta que la Cámara de Apelaciones del Segundo Distrito de Nueva York resuelva sobre el fallo que obliga al Estado Argentino a pagar US$ 16.100 millones más intereses por la expropiación de YPF concretada en 2012.

De este modo, busca ponerle freno a la estrategia del fondo Burford que viene presionando por distintas vías y espera que Preska declare al país en desacato en una audiencia prevista para fin de marzo, lo que podría complicar la vuelta a los mercados internacionales de deuda que busca el gobierno de la mano de la baja del riesgo país. El objetivo de fondo de Burford es simple: forzar a la Argentina a negociar.

“El hostigamiento sistemático contra un Estado soberano y aliado de los Estados Unidos, mediante pedidos de discovery intrusivos, desproporcionados y desvinculados de la búsqueda de activos ejecutables constituye una afectación directa a la soberanía argentina y a las relaciones internacionales”, aseguró la Procuración a través de un comunicado.

Como si fuera una simultanea de ajedrez, la disputa con el fondo estadounidense se está llevando adelante en diversos tableros al mismo tiempo.

Tablero principal

Preska dictaminó el 15 de septiembre de 2023 que el Estado argentino le debe pagar 16.100 millones de dólares más intereses a los fondos Burford y Eton Park por la expropiación de YPF. A diferencia de lo que ocurre en Argentina, donde un fallo no es ejecutable hasta que la sentencia esté firme, en Estados Unidos una resolución de primera instancia sí puede ser ejecutada inmediatamente, aunque se apele, salvo que el demandado solicite un stay. Normalmente, para ello debe presentar una garantía que asegure que podrá pagar si pierde la apelación.

La Argentina apeló, pero no puso ninguna garantía y en enero de 2024 la magistrada habilitó a Burford a avanzar con la ejecución del fallo. Es decir, permitir la búsqueda de activos (discovery) del Estado argentino que pudieran ser embargables. De este modo, mientras la Cámara analiza el fallo de Preska –en octubre se realizó una audiencia que ilusionó al gobierno con la posibilidad de una resolución favorables—la jueza ha ido tomando distintas acciones para tratar de forzar a Argentina a pagar.  

Tableros paralelos

En enero de 2025, ante la resistencia parcial del país y el tiempo transcurrido sin colaboración, Preska firmó una orden judicial, donde obligó expresamente a Argentina a entregar información detallada sobre reservas de oro del Banco Central, cuentas bancarias diplomáticas, consulares y estatales y otros activos embargables. 

Puso plazo hasta el 28 de febrero de 2025 para entregar la información, bajo apercibimiento de sanciones o medidas más duras. La Argentina no cumplió con ese plazo y en julio del año pasado Preska emitió una orden directa para que el Estado transfiriera el 51% de YPF dentro de 14 días al Bank of New York Mellon, como pago parcial por el fallo de US$ 16.100 millones.

Argentina apeló ese fallo y obtuvo un stay por parte de la cámara, pero el proceso de discovery para demostrar que ciertas compañías son alter ego del Estado argentino siguió su curso. Burford le apunta particularmente al Banco Central, YPF, Enarsa, Banco Nación y Aerolíneas Argentinas.  

Para comprobar ese vínculo, Preska determinó el 29 de julio del año pasado que el país debía entregar las comunicaciones oficiales (chats y mails) realizadas en dispositivos personales de funcionarios de esta administración y la anterior.

Entre los funcionarios alcanzados por la orden judicial se encuentran el actual ministro de Economía, Luis Caputo, y su antecesor, Sergio Massa; el canciller Pablo Quirno; el exsecretario de Industria, José Ignacio de Mendiguren; el exdirector de Aduanas, Guillermo Michel, y el ex secretario de Política Económica, Gabriel Rubinstein.

A su vez, Burford viene presionando para que Argentina informe donde están las reservas de oro del Banco Central ya que las considera un activo potencialmente embargable.

La Procuración sostiene en su escrito que “la República ha presentado todo lo que podría razonablemente conducir a la identificación de sus activos ejecutables, con un total de más de 115.000 páginas”, pero argumento que “los demandantes están redoblando sus solicitudes de una realización de pruebas cada vez más intrusiva e irrelevante”.

“Los demandantes ahora buscan información sobre los activos del Banco Central Argentino, que no está sujeto a la jurisdicción de este tribunal, no tiene activos ejecutables y que el Segundo Circuito ya ha declarado que no es un alter ego de la República”, agregó.

Del lado de Burford argumentan que Argentina no cumplió con la presentación de toda la información solicitada y que lo único que busca es demorar el cumplimiento del fallo, lo que justifica sanciones adicionales. Por eso han solicitado que se declare a Argentina en desacato.

Luego de las audiencias probatorias del 23 y 24 de marzo Preska quedará habilitada para resolver sobre ese punto y eso es lo que busca evitar el gobierno argentino, sobre todo por el daño que podría generar en la estrategia destinada a concretar la vuelta a los mercados internacionales de deuda.  

, Fernando Krakowiak

El gobierno lanzará una nueva licitación para instalar almacenamiento de baterías de energía eléctrica en todo el país. Según pudo conocer EconoJournal de distintas fuentes oficiales y privadas, los pliegos de AlmaSADI -tal como se llamará la nueva compulsa- ya están listos y Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), los dará a conocer a mediados de febrero.

El año pasado el gobierno impulsó AlmaGBA, la primera licitación que realizó la Argentina para instalar baterías (BESS, por sus siglas en inglés), con el objetivo de reforzar las áreas de Edenor y Edesur en el AMBA mediante la instalación de unidades de almacenamiento por 713 MW.

AlmaSADI: así será la nueva licitación de almacenamiento de baterías

La nueva compulsa será para instalar unidades de almacenamiento de energía por 700 megawatts (MW), según confirmaron a EconoJournal distintas fuentes. El contrato será por un período de abastecimiento de 15 años, al igual que AlmaGBA. La intención del gobierno es reforzar algunos nodos que están saturados y operan en estado crítico en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

En particular, la licitación tiene previsto que la mayoría de las baterías se instale en nodos saturados de las regiones conectadas a líneas de alta tensión de 132 kV, sobre todo para reforzar el NOA, NEA y algunas zonas de la Patagonia. El diseño y los detalles de la licitación están en manos de técnicos y directivos de la Secretaría de Energía y de Cammesa.

Las baterías de almacenamiento ayudan a cubrir los picos de consumo y podrían tener un rol clave en los apagones masivos por fallas en las redes de trasmisión y distribución eléctrica, como las que ocurrieron el 31 de diciembre en el área de Edesur y el del 15 de enero en Edenor, que dejaron a un millón de usuarios sin electricidad en ambas ocasiones.

Quién será el offtaker de AlmaSADI

Una diferencia entre la nueva licitación para instalar baterías y la de 2025 es que AlmaGBA tuvo un mecanismo de contractualización entre las empresas generadoras adjudicatarias las distribuidoras Edenor y Edesur. Cammesa actuó como garante de última instancia.

Es decir, la compañía encargada del despacho eléctrico no es el comprador único de energía de las baterías, como ocurrió en los últimos 20 años con contratos como el RenovAr y de las resoluciones 220/2007, 21/2016, 287/2017. Este rol de Cammesa va en línea con la reforma eléctrica que impulsa el gobierno para que los contratos se firmen entre privados.

Con la nueva licitación AlmaSADI el escenario técnico es más complejo porque no es posible ‘calzar’ los proyectos de almacenamiento en una distribuidora provincial en particular y porque, además, en el interior del país no existe una homogeneidad en el riesgo crediticio que permita la contractualización entre privados. Por eso, se avanza con la idea de que Cammesa pueda oficiar como offtaker (comprador de energía).

Licitación de baterías en la Argentina

Después de AlmaGBA del año pasado, AlmaSADI sería la segunda licitación en la Argentina para instalar unidades de almacenaje de energía eléctrica. En la región, países como Chile y Brasil también están avanzando en el mismo sentido.  

El almacenaje de energía es una tecnología que comenzó a utilizarse recientemente en el mundo y permite la instalación en un período de entre 12 y 18 meses de potencia almacenada en baterías, menos de los dos años que demanda aproximadamente construir una nueva central de generación.

En la licitación AlmaGBA se adjudicaron 12 proyectos por 713 MW exclusivamente en las redes de Edenor y Edesur para reforzar el sistema del AMBA. El precio promedio de adjudicación fue de 11.619 US$/MW por mes.

, Roberto Bellato

“Si el capitalista, el exitoso, es un benefactor social por servir al prójimo con bienes de mejor calidad a un menor precio, aquellos que tienen productos más caros y de peor calidad no son dignos del favor del mercado. Y si quieren hacerlo por la fuerza, haciendo negocios turbios con el Estado, deben desaparecer o ir a la quiebra”. Esta fue una de varias referencias indirectas a Paolo Rocca, líder del Grupo Techint, que hizo el presidente Javier Milei el martes en el marco de su presentación en el Derecha Fest de Mar del Plata.

En su discurso, Milei decidió escalar aún más el enfrentamiento abierto en los últimos días entre el gobierno y el Grupo que encabeza Paolo Rocca por la licitación que perdió Tenaris (la siderúrgica del holding que compitió en el proceso) para proveer los caños para la construcción del gasoducto del consorcio Southern Energy (SESA) para exportar Gas Natural Licuado (GNL) desde las costas de Río Negro. El contrato finalmente fue adjudicado a la india Welspun.

En un discurso de 34 minutos, Milei se refirió en varias oportunidades -sin mencionarlo de manera directa- a Paolo Rocca. “Esta frase está inspirara en el empresario más importante en serio de la humanidad que es Elon Musk: ´la única forma de crecer es resolviéndole problemas al prójimo por los cuales el prójimo estaría dispuesto a retribuirnos con su dinero´, no usar los favores del Estado para cobrar precios más altos”, gritó Milei.

Inmediatamente después, el presidente también hizo un juego de palabras: “ustedes saben que el camino no siempre es uniforme y siempre se encuentran una piedra… una piedra (en alusión al apellido Rocca)”.

Tensión entre Techint y el Gobierno

El primer funcionario en criticar al Grupo Techint fue Federico Sturzenegger, ministro de Desregulación y Transformación del Estado quien se refirió al tema a través de su cuenta de X. Si bien el arco político alzó su voz para expresarse sobre el cruce, hasta el momento, en el Ministerio de Economía se mantuvieron en silencio, aunque sí explicaron que intentaron acercar a las partes, tal como publicó EconoJournal.

De hecho, el titular del Palacio de Hacienda, Luis “Toto” Caputo, no se expresó públicamente sobre el tema. Tampoco se expresó públicamente la senadora Patricia Bulrrich, que en diciembre pasado había participado junto de un extenso panel junto a Paolo Rocca en el seminario Propymes de Techint, donde habló sobre la reforma laboral. En aquella oportunidad, Rocca había pedido una “apertura inteligente de la economía”.

Finalmente, fue el propio Milei quien se puso al frente de la postura pública del gobierno en torno al pliego que perdió Techint. En efecto, el presidente se refirió al tema el mismo día en que el holding anunció que evalúa la presentación de una denuncia por dumping contra la india Welspun para intentar frenar la asignación del contrato para el proyecto de GNL.

Desde la Casa Rosada, sin embargo, rápidamente dejaron trascender que ese proceso demoraría varios meses y que el proyecto de GNL de SESA iba a avanzar de todos modos.

El discurso de Milei se centró prácticamente en un único argumento, que fue la defensa del capitalismo, similar al que dio en Davos (Suiza) la semana pasada. Sin embargo, cuando dejaba de leer su discurso escrito e improvisaba, Milei continuó lanzando críticas indirectas al grupo Techint. Algo similar se replicaba en simultáneo en las redes sociales vinculadas al oficialismo.

“En la vereda de los zurdos y empresarios prebendarios está el robo, la envidia, está la pereza y el facilismo. Está el ventajismo y el resentimiento. Los valores sobre los que se sustenta la idea de pretender ser el dueño de lo ajeno para utilizarlo según nuestra propia voluntad”, disparó Milei.

Por último, el presidente explicó desde su visión “el principio de no agresión, bajo el cual la ética prohíbe la iniciación de fuerza o amenaza contra personas o propiedades de otro y, por ende, todo intercambio debe ser voluntario, debe ser voluntario (repitió). No tratar de utilizar puentes extraños para lograr lo que no se logró por mercado”.

, Roberto Bellato

El desarrollo de las formaciones shale como Permian, Eagle Ford, Bakken o Marcellus le permitió a EE.UU. pasar de ser uno de los mayores importadores de energía a ser uno de los mayores exportadores de hidrocarburos en un lapso de 15 años. Durante ese tiempo, las diferentes administraciones norteamericanas se posicionaron de distintas maneras respecto a las importaciones de insumos clave para los proyectos energéticos.

La derrota de la compañía Tenaris del Grupo Techint en la licitación para proveer de los tubos para el gasoducto en el proyecto para exportar GNL de Southern Energy y el rol de la india Welspun, ganadora de ese proceso, remonta a una situación similar que también tuvo como protagonista a la misma empresa asiática.

Fue durante la primera administración de Donald Trump (2017-2021) cuando una fuerte política arancelaria «antidumping» intentó evitar la competencia desleal para con los proveedores de acero de Estados Unidos. En este caso quedó envuelta la india Welspun a la que se le aplicaron aranceles del 50,55%, junto a otros productores y exportadores de acero.

La campaña por el acero

Para el momento en el que Trump asumió su primera presidencia los números de las importaciones siderúrgicas para la industria petrolera encendían las alarmas. En 2017 un 77% de los ductos estadounidenses eran hechos con acero extranjero. Según una hoja informativa del Departamento de Comercio, los tubos soldados de gran diámetro procedentes de China habían representado para el país un monto de US$ 29,2 millones. Las importaciones de la India de ese mismo material eran 10 veces mayores llegando a los US$ 294,7 millones.

Si bien la cifra no resultaba tan grande teniendo en cuenta que en ese entonces el país importaba US$ 29.000 millones en acero, la India era el mayor exportador de tubos soldados de gran diámetro en 2017, y esas importaciones habían crecido un 209% en un solo año. Para contrarrestar esta situación, ese año el gobierno aplicó sanciones de antidumping por el acero a 34 países siendo China, Japón, Corea del Sur, Taiwán y la India los más perjudicados.

Cómo se llegó a esa decisión

La medida causó un fuerte revuelo en ese entonces. La industria del shale se enfrentaba a un cuello de botella por la fuerte necesidad de ampliar sus redes de transporte. En paralelo, en 2016 Trump había prometido en su campaña electoral iniciar una revisión de la industria siderúrgica e imponer aranceles a productos importados si estos implicaban un riesgo a la seguridad nacional.

La revolución del shale que impulsaba la gestión Trump promovía la desrregulación del sector energético eliminando restricciones a las inversiones, pero a su vez, se apalancaba en que los productores locales tenían que competir en igualdad de condiciones.

Bajo la premisa de que el comercio internacional debía ser justo, la Asociación de Productores de Tubos (The American Line Pipe Producers Association o ALPPA), promovió una denuncia en contra de varios importadores de tuberías procedentes de Canadá, China, Grecia, India, Japón, Corea y Turquía.

En 2018, el Departamento de Comercio tomó su primera decisión en las investigaciones sobre derechos antidumping y derechos compensatorios de las importaciones de tubos soldados de gran diámetro procedentes de China e India tras una demanda firmada por seis compañías dedicadas a la provisión de tubos para la industria petrolera.

El fallo aseguró que esas tuberías se vendían a un valor menor al justo (dumping). Al mismo tiempo, la Comisión de Comercio Internacional (ITC) concluyó que esto causaba un daño material a la industria estadounidense. Como consecuencia, Welspun Trading Limited y Bhushan Steel -otra firma india- fueron obligadas a pagar una tasa de dumping del 50,55% y una de antisubsidio de 541%.

Las medidas no solo intentaban impedir el avance de la presencia del acero extranjero sino también que empresas como Welspun -que ya tenía su propia planta en Arkansas– dejaran de utilizar acero asiático para reemplazarlo por el norteamericano.

Petroleras y la pelea por los costos

“En el comercio internacional si tirás de una cuerda se desenredará de maneras imprevistas”, decía en ese entonces la congresista de Dakota del Norte, Heidi Heitkamp, al afirmar que los mayores costos por las tarifas impuestas por Trump podrían aumentar el precio del petróleo estadounidense.

Tras los fallos de 2018 y 2019, petroleras como Shell, Chevron, Exxon, ConocoPhillips y otras compañías de midstream presentaron 21.000 solicitudes de exclusión de esas tasas al Departamento de Comercio de EE.UU, de las cuales 500 eran para tuberías. La tensión escaló entre los operadores de ductos y petroleras sobre cómo volcar esas diferencias de costos, mientras el gobierno rechazaba esos pedidos.

Si bien el debate no dejó de tener múltiples aristas en base a cómo mejorar la eficiencia o traducir esos costos, Estados Unidos se consolidó en ese entonces como el mayor productor mundial de petróleo alcanzando un récord histórico de 10,96 millones de barriles diarios.

En Argentina, en cambio, la discusión tomó otra forma con la postura del gobierno a favor de la apertura comercial. Ahora, la firma de Paolo Rocca buscará jugar una última carta en la Secretaría de Comercio con una denuncia antidumping para frenar el avance de su competidora india, aunque fuentes del gobierno indicaron que las chances reales de que ese planteo avance son bajas y en cualquier caso, demandarán un tiempo considerable.

, Laura Hevia

Más de 10 empresas se disputan la construcción del gasoducto de Southern Energy (SESA), el consorcio liderado por Pan American Energy (PAE) e integrado por YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar que está construyendo el primer proyecto de exportación de Gas Natural Licuado (GNL) de la Argentina. Se trata del tendido del ducto de 480 kilómetros entre Neuquén y las costas de Río Negro. El proyecto contempla también la instalación de una planta compresora.

El objetivo se SESA es adjudicar la construcción de la obra a más tardar a principios de abril. La provisión de los caños estará a cargo de la empresa india Welspun, que se impuso por sobre la oferta de Tenaris, el único fabricante local de ese tipo de insumos que posee la Argentina.

El gasoducto extenderá desde la planta de Tratayén, en Neuquén, hasta la costa del Golfo San Matías en la provincia de Río Negro y se estructuró técnicamente en cuatro unidades independientes. Tres de los renglones de la licitación que lanzó Southern están destinados a los diferentes tramos de la traza del ducto y un cuarto renglón para la instalación de una planta compresora con una potencia de 45.000 HP.

Quiénes se disputan la construcción del gasoducto

Según indicaron fuentes privadas a EconoJournal, entre los principales candidatos a quedarse con la obra figuran Techint Ingeniería y Construcción y Sacde, las dos mayores constructoras del país que se presentaron como UTE al igual que en antecedentes recientes en grandes obras de transporte como el oleoducto del VMOS, la reversión del Gasoducto del Norte y el Gasoducto Perito Moreno (ex GNK). El consorcio presentó una oferta integral para adjudicarse la obra completa.

Otro de los jugadores de peso que están participando del concurso es el consorcio formado por Contreras Hermanos – Pumpco (EE.UU.) – Bonatti (Italia). Se trata de un consorcio formado por un socio local (Contreras Hermanos) con el respaldo internacional de Pumpco, la empresa de los hermanos Jorge y José Más -dueños del club Inter Miami, donde juega Lionel Messi- y la italiana Bonatti con fuerte experiencia en Chile con la construcción de plantas desalinizadoras de agua para desarrollos mineros.

Otro de los consorcios que están en carrera está integrado por Víctor Contreras y Sichim (Italia). Sería la primera vez que la empresa italiana operaría en Argentina en caso de imponerse en la licitación.

Plazos

También presentó una oferta integral por toda la obra BTU, una constructora local controlada por la familia Mundin, hoy a cargo de Carlos Damián Mundin, de activa participación en las licitaciones de infraestructura energética nacional de los últimos años.

También presentaron ofertas OPS, una compañía neuquina propiedad de Carlos ‘Charly’ Perez, uno de los principales empresarios de Neuquén en los últimos tiempos diversificó su portafolio de activos con participaciones en medios de comunicación y crecimiento en el sector frutihortícola; Pecom, la constructora del grupo Perez Companc; las empresas brasileñas Conducto y Bueno Engenharia e IEB Construcciones, que adquirió la constructora Dycasa.

Por el momento se abrieron sólo los sobres técnicos de los participantes. La apertura de ofertas económicas está prevista para mediados de febrero, con vistas a adjudicar a los ganadores a fines de marzo o principios de abril.

La adjudicación de los tubos

La definición de los constructores del ducto ocurre semanas después de la adjudicación de la provisión de tubos fabricados por un consorcio de la India, con chapas producidas en China. Esta decisión marcó un cambio de tendencia en las contrataciones de suministros, que habitualmente se resolvían con proveedores locales.

El Grupo Techint, tras haber perdido la licitación para la provisión de caños, evalúa presentar una denuncia por dumping contra la firma india que resultó adjudicataria. Pero los plazos para resolver un planteo como este se extenderían por varios meses, por lo que en la práctica es poco factible poder frenar el avance del proyecto de SESA.

El grupo de la India fundado por Balkrishan Goenka, es un gigante que se posiciona en 50 países con el desarrollo de oleoductos, gasoductos, cañerías de agua, la construcción de autopistas y la exploración de hidrocarburos offshore y onshore.

La irrupción del holding asiático en el mercado local generó un fuerte impacto en la cadena de valor de la energía en la Argentina. Esta apertura a proveedores internacionales responde a una estrategia de optimización de costos que busca acelerar los plazos de ejecución de la obra, un factor crítico para el cumplimiento de los contratos de exportación de crudo que sustentan la viabilidad financiera del emprendimiento.

, Redacción EconoJournal

La novedad de que la compañía Welspun será la proveedora de los caños de acero para el proyecto de Southern Energy S.A (SESA) sacudió el tablero de Vaca Muerta. Por primera vez en 70 años una empresa extranjera dejó fuera de una licitación en Argentina al Grupo Techint de Paolo Rocca sacando a la luz una serie de debates acerca de las ventajas competitivas de las proveedoras asiáticas y el alcance los beneficios fiscales del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).

La empresa india logró la victoria en la licitación para la provisión de 500 kilómetros de cañerías para transportar el gas de Vaca Muerta hacia las costas de Río Negro tras hacer una oferta de US$ 200 millones. Pero, ¿quién es el gigante indio que derrotó a Paolo Rocca?

De comerciante a multimillonario

Welspun Group es un conglomerado industrial de la India diversificado en diferentes rubros industriales. Fue fundado por Balkrishan Goenka, un comerciante indio nacido en el seno de una familia que vendía legumbres y que en 1985 con 19 años decidió fundar su propia empresa textil proveedora de artículos para el hogar como ropa de cama y toallones. Actualmente, factura unos US$ 5000 millones y emplea a unas 35.000 personas.

Tras su creación, 10 años más tarde la compañía decidió diversificar su producción para comenzar con la fabricación de caños para la industria del oil&gas, fundando así su primera planta de tuberías en 1998. Este negocio le permitió a Welspun expandirse fuertemente en el mundo y dar un salto internacional al convertirse en un proveedor global con fuerte presencia en proyectos para Estados Unidos, Canadá y Arabia Saudita.

De esta forma logró tender una red global de plantas estratégicamente ubicadas en la India, Estados Unidos y Arabia Saudita para abastecer proyectos energéticos en todo el mundo. En su país, Balkrishan Goenka tiene su principal base con cuatro instalaciones, una de las cuales Anjar es reconocida como una de las más grandes del mundo.

Luego de incursionar en la industria petrolera con la provisión de caños, la empresa fundó la rama Welspun Enterprise para la construcción de infraestructura y proyectos energéticos que incluye tendido de rutas, ingeniería y diseño de plantas y la exploración de hidrocarburos offshore y onshore.

Tras obtener la victoria en la licitación argentina, ahora el centro de la polémica se centra en que los tubos indios serían fabricados con chapas provenientes de China, país que suele recibir múltiples denuncias por comercializar productos por debajo de sus costos para ganar mercados, lo que le habría dado a Wespun la ventaja competitiva en el proceso. Sin embargo, la información oficial obtenida por este medio da cuenta que la firma adquiere el acero de empresas como ArcelorMittal, que controla a Acindar, y de TataSteel, otra empresa de la India.

La cercanía con los proyectos de GNL

La provisión de caños de acero se convirtió en una de las principales estrategias corporativas del Grupo Welspun que le permitió posicionarse en 50 países y acercarse a los proyectos de Gas Natural Licuado (GNL) como el de Southern Energy.

Según detalla en su sitio web, en 2007 la firma participó en la provisión de caños para el proyecto Keystone Pipeline de Canadá, una red de 3450 kilómetros de oleoductos que une ese país con Estados Unidos y que le dió la llave para ingresar al negocio norteamericano.

La compañía también fue la proveedora de 118 kilómetros de caños para el proyecto Perú LNG que permitió que ese país cuente con una terminal de exportación de gas licuado desde el año 2010. Paradójicamente, fue la empresa Techint la que realizó el tendido de ese ducto que cuenta con el Récord Guinnes por ser el gasoducto más alto del mundo por llegar hasta los 4.900 metros sobre el nivel del mar.

El año pasado, la empresa india firmó dos megacontratos por u$s715 millones para el suministro de tuberías revestidas para proyectos de infraestructura de gas natural y Líquidos de Gas Natural (NGLs) en Estados Unidos que se ejecutarán entre finales de este año y el 2027.

Recientemente, Wilspun logró hacerse con la compulsa para proveer con 500 kilómetros de cañerías para el proyecto de Southern Energy que permitirá exportar GNL desde finales de 2027 a través de la puesta en marcha del primer barco licuefactor que llegará a las costas del Golfo San Matías, en Río Negro. El proyecto logró recientemente un acuerdo para proveer de dos toneladas de gas licuado por año a Alemania durante 8 años.

, Laura Hevia

La Agencia Nacional de Petróleo del Brasil (ANP) aprobó este lunes el plan de desarrollo de Petrobras para Sergipe Aguas Profundas (SEAP), uno de los mayores proyectos de gas natural en Brasil. SEAP tendrá un gasoducto con capacidad para transportar a la costa hasta 18 millones de metros cúbicos por día de gas.

La petrolera estatal brasileña tomó en diciembre una decisión final de inversión (FID) que aún faltaba para avanzar con el proyecto offshore completo, que en lo productivo consistirá de dos plataformas FPSO, cada una con una capacidad para producir 120.000 barriles por día de petróleo y 12 MMm3/d de gas natural.

La primera fase o plataforma del proyecto, denominada SEAP 2, y el gasoducto tienen previsto un inicio de operaciones para 2030. No está claro cuándo ingresará en operación la segunda fase, SEAP 1.

La fase SEAP 2 engloba yacimientos con petróleo liviano, entre 38 y 41 grados API, pertenecientes a los campos de Budião, Budião Noroeste y Budião Sudeste, ubicados aproximadamente a 80 km de la costa.

Sergipe Aguas Profundas: 25 años de producción de hidrocarburos aprobados

La ANP aprobó el plan de desarrollo del proyecto Sergipe Aguas Profundas presentado por Petrobras, en donde espera producir hidrocarburos durante 25 años como mínimo.

El plan abarca siete campos distintos, aunque el organismo regulador objetó el tratamiento por separado de dos campos y exigió fusionarlos. Petrobras tendrá 60 días para presentar los planos con la nueva demarcación.

El dato llamativo es que la ANP también prorrogó los contratos de concesión de las áreas antes del inicio de la producción, una decisión sin precedentes que sin embargo, busca dar garantías al proyecto.

De esta forma, la concesión para operar SEAP 2 será hasta fines de 2055. La concesión para SEAP 1 será hasta diciembre de 2027.

La ANP estimó que con esta prórroga el Estado federal sumará US$ 1400 millones adicionales en la recaudación por regalías e impuestos. También habrá un aumento del 14,5% en la recuperación de petróleo y gas.

«Es una oferta muy significativa, crucial dada la caída que se viene observando desde Bolivia en nuestro suministro de gas«, dijeron en la ANP.

La importancia de SEAP para Petrobras y Brasil

En Petrobras consideran el proyecto Sergipe Aguas Profundas como uno de los más importantes en su cartera en los próximo años, desde el punto de vista del volumen de producción y suministro de gas.

«Nuestra actividad en la Cuenca Sergipe-Alagoas es consistente con nuestra estrategia de enfocarnos en activos de alto valor en aguas profundas, incluso en escenarios de bajos precios de petróleo y gas«, informó la petrolera.

El proyecto SEAP está ubicado en la cuenca Sergipe-Alagoas, en el noreste de Brasil, entre los estados de Sergipe y Alagoas. Sergipe está conectada a la red troncal nacional en la sección operada por TAG.

TAG opera 4500 kilómetros de gasoductos a lo largo de parte de la costa Sudeste y Nordeste del país. En Sergipe hay una terminal de importación de GNL que de 2024 está conectada a la red de TAG.

Las moléculas provenientes desde SEAP permitirían reducir las importaciones de GNL en el noreste del país. También existen algunos proyectos para poder llevar más gas del sureste al noreste.

Petrobras: avance de la perforación en el Margem Equatorial

Petrobras avanza cada vez más hacia las aguas en el noreste y norte del país en búsqueda de nuevos reservorios que permitan evitar el declino de producción de petróleo esperado para después de 2030.

La petrolera comenzó la perforación a finales de 2025 de su primer pozo exploratorio de petróleo en el Margem Equatorial, la nueva frontera petrolera offshore estratégica que el gobierno de Lula da Silva busca desarrollar en el norte del Brasil. Sin embargo, detuvo temporalmente la perforación este mes al detectar un derrame de fluido de exploración.

La ANP estima que el volumen de recursos de petróleo y gas natural en la zona ronda los 30.000 millones de barriles de petróleo equivalente.

, Nicolás Deza

El Gobierno nacional publicó una normativa que apunta a implementar un nuevo esquema por el cual la importación y comercialización de Gas Natural Licuado (GNL) pasarán a manos del sector privado, desplazando de ese rol a la estatal Energía Argentina S.A. (Enarsa) de su rol histórico como comprador e intermediario en el mercado energético, empresa que atraviesa un complejo proceso de privatización. Desde lo político, el gobierno de Javier Milei apunta a desplazar al Estado de una actividad que durante los dos gobiernos de Cristina Kirchner estuvo investigada por corrupción. Incluso en 2008, Enarsa llegó a pagar un adelanto a una empresa española por un cargamento de GNL que nunca arribó al país. El caso se conoció Perla Negra, en referencia al buque homónimo de la proyecto cinematográfico Piratas del Caribe.

Para viabilizar este proceso de traspaso operativo, el Poder Ejecutivo publicó este martes en el Boletín Oficial el Decreto de Necesidad y Urgencia 49/2026, que prorroga en su artículo 1 la Emergencia del Sector Energético hasta el 31 de diciembre de 2027 en los segmentos de transporte y distribución de gas. En junio último se había decidido una prórroga para todo el sistema que vence el 9 de julio de 2026.

A través de un mecanismo de competencia, las empresas privadas asumirán la responsabilidad de asegurar el abastecimiento durante los meses de mayor demanda invernal, período en el año en que las compras de GNL son justificadas por la falta de capacidad suficiente en los gasoductos para traer el fluido de la Cuenca Neuquina hacia el Area Metropolitana Buenos Aires y el Litoral.

Bajo este nuevo marco, la Secretaría de Energía licitará el acceso a la capacidad de regasificación de la terminal de Escobar. El adjudicado deberá gestionar la compra de los cargamentos de GNL, coordinar la logística de los buques metaneros e inyectar el gas al sistema para abastecer a las distribuidoras y centrales térmicas.

Tal como había adelantado EconoJournal en diciembre, esa operatoria quedará en manos de un único operador privado que, como comercializador, deberá navegar la volatilidad de los precios del GNL, influenciados por las tendencias globales y la demanda estacional. Históricamente, la Argentina accede a este mercado con contratos spot a comienzos de cada temporada para cubrir los picos invernales, en al menos dos o tres tandas de licitación.

Ahora, mientras la operatoria comercial quedará limitada a la relación entre privados, el importador y su offtaker, el precio a negociar será el de mercado, por lo cual sin subsidio directo. Sin embargo, el gobierno aún no aclaró si se va a cubrir esa diferencia entre el valor del combustible importado y el precio local que las distribuidoras pagan por el Plan Gas, o ese costo se trasladará pleno a la demanda.

Operador privado y precio máximo

La Secretaría de Energía explicó que esta nueva dinámica responde a «la decisión de avanzar con la privatización de activos y actividades de Enarsa y de retirar al Estado del rol de empresario e intermediario en el mercado energético, para concentrarse en su función propia: establecer reglas, garantizar transparencia y asegurar el abastecimiento».

En línea con ese objetivo, Enarsa deja de importar y comercializar GNL, abandonando el esquema de subsidios donde compraba el insumo a precios internacionales para venderlo a valores del Plan Gas. Ahora, el proceso pasa a estará a cargo de operadores privados, bajo un mecanismo competitivo.

Es que hasta ahora, el Estado compraba GNL a valores de US$ 11 a US$ 13 por MMBTU y luego lo vendía localmente a alrededor de US$ 2,70 por MMBTU, cubriendo esa diferencia con subsidios. «El nuevo esquema elimina esa intermediación estatal y traslada la responsabilidad comercial y operativa al sector privado, con reglas claras», sentenció la cartera energética.

Como la terminal de Escobar es el único punto de inyección operativa para GNL importado, el Gobierno decidió -en el artículo 2 del Decreto de hoy- «establecer un precio máximo transitorio para la venta en el mercado interno del gas natural resultante de la regasificación del GNL que se importe para el abastecimiento de los dos próximos períodos invernales».

«Dicho precio no podrá ser superior al marcador internacional que la Secretaría de Energía, del Ministerio de Economía considere, más un valor en dólares necesario para cubrir todos los costos de flete marítimo, regasificación, almacenaje, comercialización y transporte por ducto del GNL regasificado hasta el punto de entrega ubicado en la localidad de Los Cardales», en la zona norte de la provincia de Buenos Aires.

El comercializador será seleccionado mediante un procedimiento competitivo donde la eficiencia en estos costos logísticos será el factor determinante. El punto de entrega en Los Cardales es fundamental para la arquitectura del sistema, ya que permite la vinculación técnica con los gasoductos de TGN que alimentan la zona de mayor consumo del país.

El rol de contralor

El DNU 49/2026 mantiene un rol para la empresa estatal de seguridad en el proceso de comercialización de GNL, ya que si la licitación para el privado no llegara a buen puerto o se viera durante el avance del año que las compras resultan insuficientes, Enarsa conservará la potestad de intervenir de forma transitoria para evitar faltantes de suministro.

Para el Gobierno, la operación eficiente de la comercialización del GNL, tanto la importación desde el mercado mundial, como la venta en el sistema argentino en forma competitiva entre los distintos actores de distribución, generación e industria, requiere concentrar la comercialización en un único operador privado.

En términos técnicos, el acceso unificado y coordinado a las instalaciones de la Terminal permitirá evitar conflictos en la programación logística y asignación de ventanas de arribo (“slots”) para los buques metaneros, y dificultades en la gestión coordinada del inventario de GNL en los tanques de la FSRU, contribuyendo a la optimización del proceso de regasificación.

Además, se considera que permite controlar de mejor manera las complejidades en la coordinación de las maniobras de amarre, conexión y desconexión de los brazos de transferencia criogénicos y operaciones de trasvase de GNL de buque a buque, disminuyendo el riesgo de incidentes y demoras en la respuesta ante emergencias.

Toda esta operatoria requiere una coordinación que ahora quedará bajo responsabilidad de un trader privado, bajo la supervisión de la Secretaría de Energía y el Enargas, hasta tanto se formalice el nuevo ente unificado de control eléctrico y gasífero.

, Ignacio Ortiz

FIX SCR, la agencia calificadora de riesgo, resolvió elevar la nota crediticia de las empresas MSU Energy y MSU Green Energy, una decisión que se alinea con la expansión estratégica del Grupo MSU en el mercado energético de la Argentina. El movimiento técnico ocurre tras la reciente incorporación de la Hidroeléctrica El Chocón al portafolio del holding, fortaleciendo su escala en el sector.

Las dos empresas energéticas forman parte del Grupo MSU, propiedad del empresario Manuel Santos Uribelarrea, quien realizó la oferta ganadora en la licitación por la represa de El Chocón a través de BML inversora, por un monto de US$ 235.671.294.

De esta manera, a partir de la firma de contratos realizada a fines de diciembre, MSU se quedó con esta central ubicada sobre el Río Limay que posee una capacidad instalada de 1418 MW. Hasta ahora El Chocón venía siendo operada por la italiana ENEL que presentó una oferta por US$ 172,2 millones.

Asi, en el caso de MSU Energy, de acuerdo a lo informado este lunes al mercado, la calificación ascendió a AA-(arg) con perspectiva estable. Los analistas de FIX fundamentaron este incremento en la solidez del negocio consolidado y en la previsibilidad de sus flujos de fondos.

Según el reporte de la calificadora, la compañía posee una estructura financiera robusta que se beneficia de un entorno macroeconómico y regulatorio en proceso de normalización, factor que reduce riesgos estructurales y dinamiza las inversiones.

El crecimiento sostenido del grupo, impulsado tanto por la gestión de la central El Chocón como por nuevos proyectos estratégicos, permite proyectar una visión de largo plazo orientada a la creación de valor y una mayor capacidad operativa.

El desempeño de las renovables

Por su parte, MSU Green Energy alcanzó la calificación A+(arg) con perspectiva estable. Esta mejora se sustenta en un modelo de negocio con alta previsibilidad, ya que cuenta con su capacidad de generación contratada en su totalidad mediante acuerdos de largo plazo.

En ese sentido, se resaltaron aspectos vinculados a que la firma destaca por una cartera diversificada de clientes industriales de primera línea y una capacidad de ejecución técnica en la puesta en marcha de sus parques solares.

Santos Uribelarrea, CEO del Grupo MSU, vinculó esta mejora en el perfil financiero con la estrategia de expansión de la corporación. El directivo señaló que «la nueva calificación refuerza la solidez financiera, amplía el acceso a financiamiento competitivo«.

«Invertimos en infraestructura energética confiable para el desarrollo productivo del país, integrando generación térmica, renovable e hidroeléctrica», afirmó Santos Uribelarrea, al definir que «la mejora crediticia es un compromiso para ampliar el alcance de la energía limpia y proveer soluciones sustentables a industrias y comunidades«.

MSU Green Energy cuenta con 8 parques solares con 335 MW de potencia instalada para generar energía limpia, además de tener dos plantas de almacenamiento de energía eléctrica con baterías -BESS- con una capacidad de 180 Mw, y contar con dos proyectos de parques solares en construcción de energía renovable MATER que agregarán 155 MW,

, Ignacio Ortiz

Luego de haber perdido la licitación para la provisión de caños destinados al proyecto de exportación de Gas Natural Licuado de Southern Energy (SESA), el Grupo Techint evalúa presentar una denuncia por dumping contra la firma india Welspun que resultó adjudicataria, según indicaron a EconoJournal fuentes vinculadas al holding que encabeza Paolo Rocca. Desde el gobierno aclararon, sin embargo, que los plazos para resolver un planteo como este —si es que se materializara— se extenderían por varios meses, por lo que en la práctica es poco factible poder frenar el avance del proyecto de SESA. 

Allegados a Techint sostienen que los tubos indios son fabricados con chapas provenientes de China, país que suele recibir múltiples denuncias por comercializar productos por debajo de sus costos para ganar mercados. Por ese motivo, afirman, la oferta inicial de Welspun terminó siendo la más competitiva.

Pese a ello, la firma liderada por Rocca aseguró, tal como informó este lunes EconoJournal, que una vez que se conocieron las ofertas ofreció, en una carta enviada al directorio de SESA, “igualar las condiciones comerciales de la oferta alternativa» con el objetivo de «preservar la operación industrial a largo plazo, aunque no resulte rentable para este negocio en particular, el cual representa más del 60% del mercado argentino de tubería…». Sin embargo, SESA rechazó el pedido por interpretar que se oficializó cuando la adjudicación a Welspun ya era un hecho y los plazos legales estaban expirados.

Tenaris, la siderúrgica de Techint que compitió en la licitación, emplea a 420 personas y, por cada empleado de la compañía, se estima que hay otros 4 empleos asociados en su cadena de valor. Por lo tanto, la perdida de este contrato impactará de lleno sobre esos empleados y la red de proveedores locales.

Sturzenegger respaldó la decisión de Southern Energy

En caso de que se concrete, la denuncia por supuesto dumping deberá ser evaluada por el gobierno, aunque desde el Ejecutivo ya salieron a respaldar el resultado de la licitación. El ministro de Desregulación y Transformación del Estado, Federico Sturzenegger, respaldó el lunes la decisión del consorcio de otorgarle el contrato a la india Welspun y no darle a Techint la posibilidad de igualar la oferta.

“Si las licitaciones se hacen otorgándole un first-refusal a una empresa, es probable que no se presenten muchos oferentes. Sabrían que muchas ofertas que hagan serían inútiles porque habrá una empresa que podrá ganarles luego de ellos presentar su precio. El resultado será mucha menos competencia futura en el sector y, eventualmente, costos más altos”, aseguró el ministro que se mantuvo ajeno a todo el proceso licitatorio.

Desde el Ministerio de Economía, en cambio, monitorearon casi en tiempo real los acontecimientos del concurso realizado por SESA. En la cartera que dirige Luis ‘Toto’ Caputo evitaron intervenir formalmente en el proceso por entender que se trataba de una negociación entre privados, pero sí intentaron extraoficialmente que las partes encuentren una solución ‘sistémica’; algo que al final del día no ocurrió.  

Cerca de Techint recogieron el guante y cuestionaron al gobierno. “Con ingresos fiscales que cede el Estado nacional (y todos los argentinos), se financia el trabajo en la India y China. Por el contrario, las empresas argentinas aún trabajan en un entorno poco competitivo con impuestos distorsivos como el impuesto al cheque (nacional), ingresos brutos (provinciales) y tasas municipales (locales) que penalizan la agregación de valor”, remarcaron.

Luego fueron más allá y subrayaron que “el RIGI en sus considerandos establece entre sus objetivos principales ‘fomentar el desarrollo de las cadenas de producción locales asociadas a los proyectos de inversión’. Sin embargo, con este proyecto va a ocurrir todo lo contrario, aún en un contexto en el que todos los países y regiones como los Estados Unidos y la Unión Europea se defienden de la competencia desleal asiática”.

“El debate de fondo es si queremos ser Noruega o Nigeria. Desarrollados adecuadamente en un ‘proyecto país’, los recursos naturales pueden ser una palanca poderosa para generar divisas, crear empleo de calidad, desarrollos tecnológicos y activos de largo impacto que apuntalen el crecimiento futuro de la Argentina. Vaca Muerta y la minería pueden contribuir con el desarrollo de valor agregado nacional. O podemos seguir el otro camino, el de la primarización de la economía”, concluyeron desde la T.

La respuesta de Southern Energy

Cerca del consorcio que impulsa la exportación de GNL también fijaron posición y relativizaron los argumentos de Techint. “La chapa para el gasoducto no se produce en Argentina y debe ser importada. La chapa que compra Tenaris en Argentina es importada 100% de Brasil, no es ‘compre argentino’. En Argentina, solo plega la chapa y hace la costura a los caños”, remarcaron.

Además, negaron que la oferta de la empresa india se sostenga en una maniobra de dumping y remarcaron que Techint también suele ser un comprador habitual de chapa china. “Welspun producirá los caños en India y ejerció el derecho de comprar la chapa en donde sea más competitivo para el proyecto. No es un caso de dumping. En sus operaciones en Medio Oriente Tenaris compra la chapa en China”, respondieron.

“Casi todos los productos que ingresan a la Argentina tienen una parte de componente chino, incluso aquellos que se fabrican en el país. Con ese criterio, debería haber cientos de casos de dumping (autos chinos, por ejemplo) pero lo cierto es que no hay ninguno”, insistieron.

“Tenaris compra la chapa en Usinas Siderúrgicas de Minas Gerais (Usiminas), empresa en la que Ternium, la siderúrgica de Techint, ejerce el control, por lo que en los hechos ‘se compra la chapa a sí misma’. Techint aun siendo el dueño de la fábrica de la chapa y de todo el proceso de fabricación no llega a ser competitiva”, concluyeron.

, Redaccion EconoJournal

La empresa de servicios integrales en logística Andreani inauguró una nueva planta en la ciudad de Neuquén como parte de su plan de inversión en infraestructura para acompañar el desarrollo sostenido de Vaca Muerta y la creciente demanda logística de la industria de oil & gas.

La nueva planta de Andreani está ubicada sobre la Ruta de Circunvalación Neuquén–Plottier, en el kilómetros 1.458 y cuenta con 3.000 metros cuadrados (m²) cubiertos. Fue diseñada específicamente para el movimiento de grandes volúmenes, triplicando la capacidad de almacenamiento previa de la compañía en la región.

En paralelo, Andreani continuará operando el depósito que posee sobre la misma traza, a 700 metros de distancia, fortaleciendo así la cadena de valor logística con una mirada sostenible y de largo plazo, según precisó la compañía.

Infraestructura

La nueva infraestructura permite potenciar una oferta de servicios clave para las operaciones en Vaca Muerta, entre los que se destacan:

● Almacén de última milla (WH), orientado al almacenamiento, preparación y entrega de productos en modalidad same day y next day para operaciones en la cuenca.

● Hub de recepción de proveedores, que permite recibir mercadería de la industria, consolidar cargas y distribuirlas de manera eficiente hacia yacimientos y operaciones.

● Servicios on call y de última milla en yacimiento, destinados al movimiento de equipos, insumos y componentes críticos dentro de las áreas operativas.

● Servicio de paquetería, enfocado en el envío de materiales no estratégicos hacia las operaciones de Vaca Muerta.

Gonzalo Cicilio, gerente de Energía y Minería de Andreani, afirmó que “en operaciones como Vaca Muerta, la eficiencia no se logra solo moviendo materiales, sino gestionándolos con inteligencia. La trazabilidad en tiempo real, apoyada en tecnología y procesos integrados, nos permite optimizar inventarios, reducir tiempos muertos y generar ahorros concretos para la industria”.

Y añadió que “nuestro rol como operador logístico es administrar flujos de punta a punta: desde el origen del material hasta su entrega en el pozo, eliminando intermediaciones innecesarias y garantizando control, velocidad y previsibilidad en cada etapa”.

Andreani incorporó unidades específicas para la industria, como chasis y semirremolques diseñados para la cuenca, además de servicios especializados para el traslado de componentes sobredimensionados, válvulas de gran porte y equipos de pulling, garantizando que la maquinaria llegue al pozo en el momento exacto.

La compañía también destacó “el impacto positivo que este tipo de soluciones tiene sobre las pymes proveedoras de servicios, que muchas veces no cuentan con la escala necesaria para montar su propia estructura logística en la región. A través de depósitos estratégicos y una red de distribución compartida, pueden acceder a estándares de alta eficiencia y competir en igualdad de condiciones”.

“Pensada con una mirada de largo plazo, esta inversión busca sentar las bases de una logística preparada para el próximo salto productivo de Vaca Muerta, donde la anticipación, la integración de procesos y la eficiencia serán claves para sostener el crecimiento”, enfatizaron desde Andreani.

, Redaccion EconoJournal

Southern Energy (SESA), el consorcio liderado por Pan American Energy (PAE) e integrado también por YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar, decidió adjudicar la provisión de caños para su proyecto de Gas Natural Licuado (GNL) frente a las costas de Río Negro a la empresa india Welspun, uno de los principales jugadores del mercado siderúrgico global, tal como adelantó La Nación este domingo.

EconoJournal consultó a más de cinco fuentes privadas para poder reconstruir temporalmente el curso de acontecimientos que propiciaron una decisión que no tiene antecedentes en el plano local. La compañía asiática presentó el precio más bajo — US$ 203 millones— para suministrar los tubos con costura que permitirán construir un gasoducto dedicado a la exportación de GNL en el Golfo San Matías. Se impuso a otras cinco ofertas: cuatro de compañías chinas y a una de Tenaris, empresa siderúrgica del Grupo Techint y única fabricante local de los tubos para la industria de Oil&Gas.

La medida se tomó el 23 de diciembre. Ese mismo día, uno de los socios de SESA planteó de manera verbal en el Directorio la moción de otorgarle a Tenaris la posibilidad de igualar la oferta recibida por la compañía india; es decir, ofrecerle una especie de ‘right to match’ (derecho de igualación) para desempatar a su favor la compulsa.

A la hora de votar, YPF, que posee un 25% del capital accionario de SESA, y Pampa Energía, que explica otro 20%, estuvieron a favor de hacer lugar al planteo de la compañía de Techint.   

Pero los otros tres socios, PAE, Harbour Energy y Golar, que en conjunto agrupan un 55% del paquete accionario y lograron la mayoría, le cerraron la puerta a esa posibilidad. Ni bien se descartó esa moción, se procedió a aceptar la propuesta de Welspun. En esa instancia, los cinco socios de Southern Energy avalaron por unanimidad esa determinación. Y ese mismo día se notificó oficialmente a Wespun y se firmó el contrato comercial correspondiente.

Tiempo extra

Cuando parecía que el proceso ya estaba finalizado, Tenaris intentó dos jugadas en tiempo de descuento para no perder la provisión de caños; algo que no tiene antecedentes en los más de 70 años de Techint en el país. De las seis ofertas que recibió SESA, la empresa del holding que encabeza Paolo Rocca había quedado en último lugar, por detrás de Welspun y de las cuatro compañías chinas.

La diferencia de precios entre los oferentes fue significativa. En la ronda final de propuestas (existieron dos llamados, uno inicial y un segundo de mejora de oferta), Tenaris cotizó los caños a un precio cercano a los US$ 280 millones; casi un 40% más caro que la de Welspun. El 24 de diciembre, un día después de que se firmara el contrato con la empresa india, la empresa presentó a Southern Energy una propuesta comercial más competitiva, con una reducción de cerca de US$ 30 millones de su oferta inicial.

Si se aplicaran aranceles del 12,5% a la importación de los caños desde Asia —algo que en el fino no está precisado porque el RIGI abre la puerta a recibir exenciones impositivas por la importación de bienes de capital para proyectos como el de SESA que están aprobados bajo el paraguas del nuevo régimen de incentivos— , la brecha entre los oferentes se reduciría al 20-25%, una distancia todavía considerable. Por eso, el 30 de diciembre, SESA le informó a Tenaris que su oferta, aún con la mejora, no resultaba ser la más competitiva.

Aunque los plazos formales del proceso estaban agotados, Tenaris realizó un intento más y el 6 de enero —dos semanas después de la adjudicación de la licitación—decidió presentar oficialmente el pedido de ‘right to match’ en el directorio de SESA, ya no a través de un socio del consorcio, sino en forma directa con una propuesta por escrito.

Pero un día más tarde, el 7 de enero, el Directorio de Southern Energy volvió a cerrarle la puerta y le comunicó que su presentación era incompatible con la integridad de un proceso licitatorio que “debe garantizar igualdad de posibilidades para todos sus participantes”.

Un intento más

Esa alternativa implicaba —según plantearon allegados a SESA— jugar al límite legal dado que Welspun ya había sido notificado oficialmente de su victoria y podía alegar derechos adquiridos si le retiraban el contrato. Otras fuentes consultadas indicaron, en cambio, que este tipo de negociaciones de último minuto son relativamente normales en procesos licitatorios como este, a fin de conseguir los mejores precios para quien contrata.   

De poco importa porque la historia ya está escrita, pero es probable que si la presentación de Tenaris hubiese llegado antes de tiempo, cuando el directorio de Southern Energy aún no había validado la propuesta de Welspun, el desenlace habría sido diferente. “Cuando la adjudicación ya estaba definida, Tenaris propuso primero bajar el precio de los caños a unos US$ 250 millones y después, al final, directamente planteó que estaba dispuesta a igualar la oferta de los indios (sic) con tal de no perder el contrato. Pero algunos socios consideraron que era muy riesgoso en términos legales cambiar de proveedor por fuera de los plazos establecidos, por lo que votaron en contra”, reconstruyó bajo pedido de reserva de nombre un alto directivo de la industria de hidrocarburos.

Lo que sigue para el proyecto de GNL de Southern Energy es la contratación de la empresa que estará a cargo de la construcción del gasoducto desde Vaca Muerta hasta las costas de Río Negro. La licitación ya está en la calle y se espera que el ganador se conozca antes de abril.

, Nicolas Gandini

La gerencia encargada de ejecutar la extensión de vida de Atucha I, una de las tres centrales nucleares que tiene el país, notificó este mes que los cambios en la política de compras están retrasando la ejecución de la obra, que debería estar lista en marzo de 2027. Las modificaciones habían sido promovidas por dos gerentes que respondían al presidente de Nucleoeléctrica, Demian Reidel, y que el miércoles pasado fueron desplazados por una denuncia por presuntos sobreprecios.

Los cambios en la política de compras los impulsó la gerencia de Coordinación Administrativa, comandada por Hernán Pantuso, y la gerencia general, a cargo de Marcelo Famá, quienes ingresaron en la empresa con el recambio de directorio de abril que marcó el desembarco de Reidel como presidente de Nucleoeléctrica.

Pantuso y Famá buscó centralizar las compras para las centrales nucleares a través de la gerencia de Abastecimiento y Contrataciones, de forma tal de realizar agrupamientos de compras de insumos, buscando una mayor eficiencia y mejores precios en las licitaciones.

Sin embargo, los resultados inmediatos de quitarle a las centrales nucleares la gestión de sus compras no fueron positivos. Concretamente, la cantidad de comprobantes (obligaciones) sin pagar por insumos y servicios contratados a proveedores nacionales se disparó a partir de junio pasado, evidenciando crecientes demoras tanto en los pagos como en la recepción de los bienes y servicios, según pudo saber EconoJournal.

En octubre de 2024 no se registraron comprobantes sin pagar, mientras que un año más tarde, en octubre de 2025, se contabilizaron 205 comprobantes sin pagar. El pico máximo de 2025 se registró en julio con 420 comprobantes sin pagar.

Distinto es el caso de las obligaciones con proveedores extranjeros, que mostraron una evolución favorable, con apenas 39 contratos pendientes de pago contabilizados en octubre pasado.

En la empresa se reconoce que muchos componentes y servicios que se deben importar para la extensión de vida recién se pudieron destrabar con la flexibilización de los controles de cambio en los últimos dos años. “La gestión de compras externas era difícil con el gobierno anterior y el torniquete”, explicó una fuente.

Atucha I: la advertencia sobre la política de compras

La evolución en los comprobantes sin pagar vista por este medio explica la preocupación que comenzó a correr dentro de las gerencias de Operaciones y de Proyectos y que finalmente devino en una interna feroz con la línea política de la empresa.

Fuentes dentro de la compañía comentaron a EconoJournal la existencia de una nota que la gerencia del proyecto de extensión de vida de Atucha I remitió en enero de este año a las gerencias de Proyectos y de Operaciones.

La notificación señala que cambios puntuales en los procesos de compra introducidos en 2025 impactaron de forma negativa en la ejecución del proyecto, al forzar al personal técnico avocado al mismo a dedicar más tiempo en nuevas gestiones relacionadas con las compras.

Según una de las fuentes, en uno de los pasajes de la nota se hace saber que los cambios en los procesos de compras “incidieron en los plazos, la coordinación y comunicación inter-áreas y la eficiencia general de la gestión, recargando a los equipos técnicos, limitados en recursos de personal, quienes deben dedicar más tiempo en estas gestiones”.

Por otro lado, en la empresa también se comentan posibles dificultades para cumplir con la parada programada de Atucha II, que comienza el día 14 de marzo y debería durar 63 días.

“Hay contratos de servicios de mantenimiento a empresas extranjeras y componentes específicos nucleares que revisten demoras, dado que la gestión de compra en el último tiempo priorizaba las cosas triviales, como limpieza, parquizado y transporte”, relató una fuente.

La revisión corporativa que agudizó la tensión

Durante varios meses las diferencias entre la línea política y la línea profesional en torno a la política de compras no pasaron de ser discusiones internas. Sin embargo, la interna detonó en diciembre con la revisión independiente que se realiza todos los años en Nucleoeléctrica.

El subgerente de producción en Atucha I y II, Martín Reina, y el jefe del Departamento de Asistencia de Producción, Gabriel Blejer, asistieron a pedido del Área de Supervisión Independiente de la empresa en la realización de la revisión corporativa del 2025.

La revisión corporativa es un procedimiento anual en el que personal del Área de Supervisión Independiente evalúa los procesos y actividades de planta, corporativos y de soporte, y el comportamiento del personal, de forma tal de identificar problemáticas y corregirlas. Se trata de un procedimiento que está en línea con las mejores prácticas promovidas por la Asociación Mundial de Operadores Nucleares (WANO).

El procedimiento consiste de entrevistas a personal de la empresa para consultar sobre temas de interés previamente definidos entre la Gerencia Planeamiento Estratégico y dicha área. El contenido de las entrevistas luego queda plasmado en un informe final.

La política de compras formaba parte de los temas relevados en las entrevistas. Reina y Blejer colaboraron con el área de Revisión Independiente en la confección y realización de las mismas.

De acuerdo con las fuentes consultadas, un reporte preliminar con respuestas de empleados de la empresa habría molestado a Pantuso, quien a comienzos de diciembre ordenó los despidos de Reina y Blejer y la apertura de un sumario contra los dos.

Sin embargo, la reacción negativa dentro de la compañía los llevó a frenar los despidos. El gerente de Sitio de Atucha I y II, Diego Garde, puso su renuncia a disposición, en abierto rechazo a la decisión tomada por Pantuso y validada por Famá. De todas formas, el sumario contra Blejer y Reina continúa abierto. Por otro lado, el informe final de la revisión independiente anual quedó en un limbo.

El episodio tensionó como nunca antes la convivencia interna en la empresa. “Nunca pasó algo así. Esto quiebra la cultura organizacional de la empresa, que se funda en la transparencia y confianza”, explicó una fuente.

La remoción de los gerentes en Nucleoelećtrica

Finalmente, la interna y un presunto caso de sobreprecios terminó detonando la salida de Famá y Pantuso de sus cargos. El directorio de la empresa resolvió la semana pasada por tres votos contra dos removerlos de sus cargos debido a una denuncia interna promovida desde el Comité de Integridad de la compañía que los vincula en un presunto caso de direccionamiento a favor de una empresa en una licitación de limpieza.

El presidente de Nucleoeléctrica, Demian Reidel, votó en contra de la remoción de los gerentes, y Diego Chaher, integrante del directorio, titular de la Agencia de Transformación de Empresas Públicas y hombre de confianza del asesor presidencial Santiago Caputo, lo hizo a favor. Además de su remoción se les abrió un sumario para investigar la denuncia interna.

La propuesta de tratar en reunión de directorio la remoción o continuidad de los gerentes fue realizada por el vicepresidente de la empresa, Germán Guido Lavalle, quien continúa en el directorio en representación de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA). “(Guido Lavalle) el 9 de enero mandó un mail solicitando reunión para el 14, como Reidel estaba de vacaciones se fijó para el 21”, contó una fuente.

Famá y Pantuso ingresaron en la empresa cuando Reidel asumió la presidencia en abril de 2025. El primero es un doctor en física con pasos previos por INVAP, Grupo Techint, Arsat y la CNEA, mientras que el segundo es un licenciado en periodismo que tuvo un paso por la política bonaerense durante la gobernación de Daniel Scioli.

En la reunión de directorio también se resolvió designar como gerente general interino a Fernando Monserrat, un histórico de la empresa que ya ofició en ese cargo.

Atucha I: un liderazgo político experimentado para un proyecto complejo

El retorno de Monserrat a la gerencia general fue bien recibido dentro de la empresa. Las prioridades máximas para la línea profesional son la culminación de la extensión de vida de Atucha I y la construcción del Almacenamiento en Seco de Combustibles Gastados de Atucha II (ASECG II), dos proyectos que implican una inversión global de US$ 700 millones.

El primer proyecto, formalmente denominado como Parada Prolongada de Reacondicionamiento de Atucha I, busca extender la vida operativa de la central nuclear por al menos 20 años calendarios más, mientras que el almacenamiento en seco es clave para la continuidad operativa de Atucha II.

Atucha I salió de servicio en septiembre de 2024 y está programado que vuelva a operación en marzo de 2027, mientras que el ASECQ II debe entrar en funcionamiento durante 2027 para que Atucha II pueda seguir generando.

En la empresa confían en cumplir con los plazos establecidos en forma razonable, aunque también se reconoce que la extensión de Atucha I es un proyecto con desafíos técnicos únicos que complican el cumplimiento del plazo original.

Los diseños de Atucha I y II son únicos en el mundo. No existen otros reactores comerciales con la configuración de recipiente de presión, uranio natural y agua pesada, por lo que no hay antecedentes para un proyecto de este tipo.

Nucleoeléctrica tiene experiencia probaba con la extensión de vida de Embalse ejecutada durante la presidencia de Mauricio Macri y la culminación y puesta en marcha de Atucha II en la presidencia de Cristina Fernández de Kirchner.

La empresa lleva casi dos décadas planificando la extensión de vida de Atucha I. Para la ejecución del proyecto se conformó una gerencia específica que está ejecutando un plan con cinco líneas de trabajo que implican ejecutar 41 subproyectos indispensables, además de un total de 251 subproyectos no obligatorios para hacer más eficiente a la central.

Las fuentes consultadas no dudan sobre la capacidad técnica de concretar el proyecto en un plazo razonable, pero subrayan cierto desgaste por salida de personal de la empresa y pérdidas salariales. Un desgaste que se magnificó en el último año tras la designación del tercer directorio en la empresa en lo que va de la presidencia Milei.

“Estamos acostumbrados a los cambios de directorio y presidentes, pero el desgaste existe”, sintetizó una fuente.

, Nicolás Deza

La Secretaría de Energía formalizó el nombramiento del Marcelo Alejandro Nachón al frente del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS). La medida se oficializa luego de la salida de Carlos Casares, cuya renuncia se hizo efectiva el pasado 22 de enero.

Nachón es uno de los tres vocales que conforman la propuesta que el Gobierno nacional elevó al Senado para designar a las nuevas autoridades del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE), el organismo unificado con el cual la actual gestión dará por finalizado el proceso de normalización de los entes de contralor y regulación del sector energético.

La llegada de Nachón ocurre en ese contexto de transición, mientras avanza el proceso de conformación del nuevo Ente creado bajo la Ley de Bases. Según la normativa vigente, el mandato en el Enargas se extenderá hasta el 9 de julio de 2026 o hasta que se constituya formalmente el directorio del nuevo organismo unificado.

Los antecedentes de Marcelo Nachón

Nachón es licenciado en Economía, posee experiencia en el sector hidrocarburífero y de regulación energética. Previo a este nombramiento, se desempeñó desde julio de 2024 como integrante del Consejo Asesor del Enargas. En ese rol, participó en la elaboración de marcos normativos y en procesos estratégicos como la ampliación del Gasoducto Perito Moreno y la revisión tarifaria quinquenal.

Su carrera incluye más de 16 años en la compañía Wintershall Dea Argentina, donde ejerció funciones de responsabilidad en temas regulatorios y contractuales, representando a la firma en negociaciones tanto en la Argentina como a nivel regional.

Asimismo, Nachón cuenta con antecedentes en la gestión pública: entre 2004 y 2007 ocupó el cargo de director nacional de Economía de los Hidrocarburos dentro de la Secretaría de Energía.

Desde el Gobierno nacional señalaron que su designación busca garantizar la continuidad institucional y el funcionamiento operativo del sistema gasífero durante esta etapa. El economista ya fue evaluado y avalado por el comité de selección para integrar el futuro directorio unificado, proceso que se encuentra en su etapa final de conclusión.

Con este cambio de autoridades, Nachón asumirá las facultades de gobierno y administración establecidas por la Ley 24.076, en un período marcado por la prórroga de la emergencia energética y la reconfiguración del sistema de transporte de gas en el país.

, Redacción EconoJournal

El Gobierno aprobó este lunes la puesta en marcha de un Precio Anual Uniforme del servicio de gas natural con el objetivo de suavizar el impacto en el bolsillo de los usuarios durante los meses de mayor consumo.

El precio del gas que se trasladada a la tarifa ha tenido históricamente un componente estacional. Por lo tanto, es más caro en los períodos de temperaturas frías, lo cual sumado al mayor consumo que se registra en esos meses del invierno, deriva en aumentos significativos.

El cambio que introdujo ahora el gobierno, a través del decreto 26/2026, prevé que el valor del metro cúbico será constante a lo largo del año.

Se aplana el precio del gas

Al «aplanar» la curva de precios, los usuarios tendrán facturas más parejas, facilitando la planificación de los gastos familiares y evitando sobresaltos financieros en invierno.

La Secretaría de Energía aclaró que esto no implica una modificación de los contratos ni del Plan Gas, se preserva la cadena de pagos del sector y se mantiene la señal de precio del gas.

El Estado actuará como un «amortiguador» financiero: seguirá pagando a las productoras el precio estacional correspondiente (más alto en invierno), pero cobrará a los usuarios un precio promedio anualizado. Las diferencias que surjan entre el precio real de mercado y el precio uniforme que paga el usuario serán compensadas por el Estado Nacional, asegurando que no se corte la cadena de pagos del sector.

“El diferencial que surja entre el Precio Anual Uniforme definido por la Autoridad de Aplicación en el marco del Plan Gas Ar y el Precio de Mercado resultante de la Subasta, ajustado por el factor del Período Estacional, cualquiera sea su signo, positivo o negativo, estará a cargo del Estado Nacional, o se deducirá del monto a su cargo, según corresponda”, aclara el decreto en su artículo 1 que sustituye el punto 13 del Plan de Reaseguro y Potenciación de la Producción Federal de Hidrocarburos, el Autoabastecimiento interno, las exportaciones, la sustitución de importaciones y la expansión del sistema de transporte para todas las cuencas hidrocarburíferas del país 2023-2028 aprobado por el artículo 2 del decreto 892 de noviembre de 2020.

La Secretaría de Energía deberá publicar en los próximos días los cuadros con los nuevos valores anualizados que regirán para este ciclo 2026.

, Redaccion EconoJournal

Entre el 26 y el 30 de diciembre del año pasado y desde la Posta de Inflamables N°3 de Puerto Galván, el buque tanque VS Pride cargó aproximadamente 71.000 metros cúbicos de crudo con destino a Estados Unidos haciendo uso del sistema logístico de la Refinería Bahía Blanca y el Oleoducto Derivación, recientemente incorporado al esquema de transporte de la región.

La operación tuvo como eje central la utilización de este nuevo ducto, desarrollado por Trafigura junto con la operadora del sistema troncal Oldelval. La infraestructura permite la conexión directa entre el sistema de transporte principal y la posta de carga en Puerto Galván, lo que reduce restricciones operativas y amplía la capacidad disponible para las exportaciones.

Oleoducto Derivación y el fortalecimiento del perfil exportador de Vaca Muerta 

De acuerdo con la información difundida por los operadores, la conexión directa con el oleoducto troncal facilitó una carga más ágil del VS Pride, un buque de 228 metros de eslora. La coordinación entre la Refinería Bahía Blanca y el consorcio de Puerto Rosales permitió integrar la producción proveniente de la Cuenca Neuquina con el circuito portuario de salida al mercado internacional.

El Oleoducto Derivación fue inaugurado a comienzos de noviembre de 2025 y se presenta como una vía complementaria dentro del sistema nacional de transporte de crudo. Su incorporación apunta a mejorar la flexibilidad operativa y a acompañar el incremento del perfil exportador de la producción de Vaca Muerta.

La nueva infraestructura cuenta con un diámetro de 14 pulgadas y una extensión aproximada de 11 kilómetros. Conecta el sistema troncal Allen–Puerto Rosales de Oldelval con la Refinería Bahía Blanca. La inversión informada para su ejecución superó los 30 millones de dólares y, según los responsables del proyecto, se llevó adelante bajo estándares técnicos, de seguridad y ambientales alineados con las prácticas del sector.

La reciente exportación se enmarca en un contexto de ampliación de la capacidad logística para el transporte y la salida de crudo desde la Cuenca Neuquina, en un momento en el que los operadores buscan optimizar los cuellos de botella en la infraestructura y sostener el crecimiento de los volúmenes destinados a los mercados externos.

, Redaccion EconoJournal

El proyecto de litio Hombre Muerto Oeste (HMW, por sus siglas en inglés) de la minera australiana Galan Lithium comenzará la producción en el primer semestre del año, según informó la compañía en un comunicado. El proyecto está ubicado en Catamarca y tiene la adhesión aprobada al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) por una inversión de US$ 217 millones y se convertiría en el octavo desarrollo de litio que entra en producción en el país.

Ubicado en el Salar del Hombre Muerto, donde se encuentran otros desarrollos importantes de litio, HMW es el segundo proyecto de litio aprobado del RIGI luego de Rincón de la minera Río Tinto, que planea invertir US$ 2.700 millones en Salta.

El inicio de producción del proyecto de Galan Lithium coincide con un repunte del precio a nivel internacional, ya que en los últimos días la tonelada acaba de superar los 20.000 dólares, el doble que en enero del año pasado. La producción de la fase 1 sólo requerirá seis pozos, pero precisará un total de 23 pozos de producción sumando las fases 1 y 2.

Según el informe de actividades que la empresa dio a conocer, que abarca hasta diciembre de 2025, logró avances significativos en la etapa de construcción de la fase 1 del proyecto. “Los tanques de evaporación 4 y 5 se han mejorado y revestido para soportar una tasa de producción de 4.000 toneladas por año de carbonato de litio equivalente (LCE)”, indicó Galan Lithium, que analiza ampliar la capacidad de la primer fase a 5.400 toneladas anuales, según el Estudio de Factibilidad Definitivo.

Cómo avanza la construcción del proyecto de litio

La nano-planta de filtración que utilizará el proyecto en la fase 1 se ensambló y probó en Sídney y se espera que llegue en contenedores al país en los próximos días. “Se ha ordenado infraestructura clave, incluido el suministro de energía y las bombas, de acuerdo con los plazos y el presupuesto del proyecto”, explicó la minera australiana.

El proyecto generará un concentrado de cloruro de litio de alta calidad con un 6% de contenido de litio, equivalente a 13% de Li2O o 32% de Carbonato de Litio Equivalente (LCE).

Galan Lithium restauró dos estanques de evaporación que utilizará en la primera etapa de producción. También instaló los revestimientos de estos estanques. En la actualidad la empresa está realizando obras para subdividir los estanques de evaporación donde producirá cloruro de litio.

El director de Galán Lithium, Juan Pablo Vargas de la Vega, destacó que “el sólido progreso en Hombre Muerto West continúa reflejando el fuerte compromiso y trabajo en equipo y con nuestros contratistas y socios en Authium Ltd., completando el ensamblaje y las pruebas de la nano-planta de filtración. El avance de las obras en HMW son hitos importantes a medida que nos acercamos a la primera producción. Estamos en transición entre la fase final de construcción y puesta en marcha”, concluyó.

, Roberto Bellato

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, formalizaron este viernes el acta acuerdo que establece las bases de cooperación institucional y el régimen fiscal que regirá en territorio rionegrino la ejecución del megaproyecto exportador de Vaca Muerta denominado Argentina LNG.

El acuerdo estipula un marco de estabilidad fiscal y regulatoria por un plazo de 30 años. Esta medida funciona de manera complementaria al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), blindando el desarrollo ante eventuales cambios en la matriz impositiva o normativa de la jurisdicción local.

El proyecto Argentina LNG es una iniciativa que en su primera etapa YPF lleva adelante con sus socios internacionales la italiana ENI, y la emiratí Adnoc, que prevé una producción neta de hasta 12 millones de toneladas año (MTPA) de GNL. Una segunda fase esta pendiente de resolución tras la salida de Shell del entendimiento inicial para sumar otros 6 MTPA.

La petrolera y la provincia de Río Negro informaron que, además del marco fiscal, el acta incorpora un Programa de Formación Técnico-Profesional destinado a fortalecer las capacidades locales y promover el empleo en la zona, que será desarrollado en conjunto con la Fundación YPF e instituciones educativas de la zona de influencia del proyecto.

El acuerdo tiene como antecedente otro similar que la provincia firmó a mediados de 2025 con el consorcio VMOS para el proyecto exportador de petróleo, también desde las costas rionegrinas, y de las expresiones del gobernador rionegrino que en septiembre comprometió refrendar los acuerdos mediante una ley de la Legislatura provincial.

De la misma manera, el documento firmado será remitido por el Ejecutivo provincial a la Legislatura de Río Negro, para su ratificación. Lo que se estima ocurrirá en las próximas semanas.

Los pasos del Argentina LNG, el proyecto exportador de Vaca Muerta

Para el management de YPF, la viabilidad del proyecto Argentina LNG dependía de tres condiciones críticas que debían ir alcanzándose para ratificar el entendimiento inicial con ENI y Adnoc, tal como recordaron voceros de la petrolera nacional tras la firma del acuerdo de esta tarde.

El primero de los hitos consistió en asegurar la titularidad de las áreas no convencionales mediante el swap con Pluspetrol, lo que permite integrar los socios internacionales en el segmento upstream y sumar bloques de gas húmedo para optimizar la producción de líquidos. Para esto, YPF se hizo con el 50% de las participaciones de las áreas Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas.

El segundo pilar se consolidó con el acuerdo de estabilidad fiscal por 30 años en Río Negro acanzado hoy que, entre otras cuestiones, contempla una Contribución por Aporte Comunitario a favor de la provincia, que se traducirá en inversiones anuales destinadas a seguridad, salud y obras que beneficien directamente a la comunidad rionegrina.

Por delante sólo resta lograr la ratificación de la adhesión al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) en el ámbito nacional que ofrecerá beneficios impositivos, aduaneros y cambiarios que hacen viable la economía del proyecto, lo que acercará de forma definitiva a la firma definitiva con XRG, el brazo financiero de Adnoc.

Previsibilidad técnica y fiscal por tres décadas

El acuerdo firmado este viernes establece un marco de estabilidad política, económica y fiscal que otorga previsibilidad a la mayor inversión extranjera prevista en la Argentina, centrada en la exportación de hasta 12 millones de toneladas anuales de GNL desde el Golfo San Matías.

Entre los compromisos específicos, y más allá de la Contribución por Aporte Comunitario a favor de la provincia de Río Negro, el convenio garantiza la puesta en marcha de un Programa de Formación Técnico-Profesional coordinado entre la compañía, la Fundación YPF e instituciones educativas rionegrinas.

Esta iniciativa tiene como objetivo la capacitación de recursos humanos locales para cubrir los perfiles técnicos necesarios en la cadena de valor del GNL, asegurando que la demanda de empleo —estimada en 30.000 puestos directos e indirectos durante la construcción y operación— sea satisfecha por trabajadores de la zona de influencia del proyecto.

Finalmente, atendiendo otra preocupación de la provincia ante el desarrollo de los proyectos hidrocarburíferos, se plantea un marco de convivencia necesario, mediante la definición de estándares de fiscalización ambiental y control que eviten la judicialización de las operaciones.

Así será la operatoria del Proyecto Argentina LNG

El complejo industrial del Proyecto Argentina LNG incluirá la totalidad de las instalaciones necesarias para que el gas natural licuado esté en condiciones de ser exportado. El esquema contempla una Planta de Tratamiento de Gas en tierra y dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG) que estarán ubicadas en el Golfo San Matías.

Las dos unidades FLNG estarán emplazadas mar adentro, a una profundidad aproximada de 40 metros y a una distancia cercana a los 7 kilómetros de la línea de costa. Cada unidad contará con una capacidad de producción de 6 millones de toneladas por año y estará diseñada para licuar, almacenar y exportar GNL, requiriendo únicamente un pretratamiento mínimo a bordo.

En conjunto, dispondrán de una capacidad total de almacenamiento de aproximadamente 270.000 metros cúbicos y operarán con sistemas de amarre submarino de diseño flexible.

La exportación se realizará mediante la transferencia de GNL a buques metaneros de entre 140.000 y 215.000 metros cúbicos, en modalidad side-by-side. Para estas operaciones se prevé la utilización de infraestructura portuaria destinada a maniobras marítimas, soporte logístico, mantenimiento, áreas de almacenamiento e instalaciones de respuesta ante emergencias, conforme a un estudio logístico integrado.

En términos de capacidad, el proyecto prevé una producción neta que equivale a una demanda promedio de alrededor de 45 millones de metros cúbicos diarios de gas natural. Para abastecer este volumen, se estima una extracción superior a los 56 millones de metros cúbicos diarios, destinados a la exportación.

, Ignacio Ortiz

La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) avanzará con una licitación nacional e internacional para concesionar la operación y mantenimiento de la Planta Industrial de Agua Pesada (PIAP) en Neuquén.

La empresa que se quede con la concesión deberá invertir en la reactivación de la planta, según pudo saber EconoJournal. La inversión necesaria está en el orden de las decenas de millones de dólares, en un activo que despierta interés entre empresas de Canadá y Europa.

La decisión de avanzar con una licitación llega tras la caída del contrato de conservación de la PIAP entre la CNEA y la Empresa Neuquina de Servicios de Ingeniería (ENSI), vigente desde 2017 y que fue extendido hasta octubre de 2025. Tampoco hay en la actualidad un contrato de concesión.

La planta fue desactivada en 2017 por la falta de demanda de agua pesada para nuevas centrales nucleares en el país y el mundo. La CNEA cubrió la totalidad de las necesidades operativas de la conservación de la planta desde entonces, incluyendo el pago de salarios, insumos, energía eléctrica, gas natural, mantenimiento, laboratorios y cargas impositivas.

La institución científica nuclear es la propietaria de la planta, mientras que ENSI es una empresa conjunta creada entre la CNEA y la provincia de Neuquén para operar, mantener y gestionar el activo.

La CNEA cambia de estrategia para reactivar la planta de agua pesada

En concreto, la CNEA estaría avanzando en un cambio de estrategia para reactivar la Planta Industrial de Agua Pesada, ya vencidos los contratos de concesión y de conservación.

El anterior presidente de la institución, Germán Guido Lavalle, estuvo negociando con la provincia de Neuquén para ceder la participación accionaria de la CNEA en ENSI y ceder las instalaciones por un período mínimo de 25 años a la provincia de Neuquén, a cambio del pago de un canon a la CNEA, según lo informado en octubre por EconoJournal.

La intención era dar a la provincia de Neuquén mayor libertad para negociar con potenciales clientes la reactivación de la planta a partir de la firma de contratos de producción y venta de agua pesada. Bajo ese esquema la CNEA seguiría siendo la propietaria de la planta, además de recuperar know-how tecnológico y operativo de la misma.

En cambio, las nuevas autoridades en el área nuclear impulsan una compulsa abierta nacional e internacional para otorgar un nuevo contrato de concesión, que en los hechos obligaría a la provincia de Neuquén a invertir en la reactivación de la planta.

El pago de un canon a la CNEA

El ganador deberá invertir en el revamping de la planta, asumir todos los costos operativos y pagarle a la CNEA un canon de alrededor de 8 millones de dólares por año por el usufructo de la instalación.

“Con ese canon en realidad la CNEA estaría ganando 20 millones, porque dejará de gastar los 12 millones actuales por el OPEX de la planta”, explicó una fuente con conocimiento de la operación de la PIAP.

El secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, y el presidente de la CNEA, Martín Porro, viajaron este viernes a Neuquén a visitar la PIAP en Arroyito.

Por otro lado, fuentes dentro de la CNEA afirman que existe una discrepancia con ENSI por facturas cercanas a los 5000 millones de pesos. ENSI le habría facturado a la institución cerca de 32.000 millones de pesos entre 2023 y 2025.

La CNEA habría pagado pagado prácticamente el total, aunque la nueva presidencia y la secretaria estarían poniendo la lupa en facturas por gastos por 5000 millones. “Las rendiciones de cuentas no están debidamente justificadas”, explicó una de las fuentes.

Ante una consulta de Econojournal, desde la gobernación neuquina afirmaron que los gastos remitidos por el mantenimiento y conservación de la planta fueron auditados por la CNEA y externamente.

Empresas de Canadá y Europa muestran interés en la PIAP

La gobernación de Rolando Figueroa busca reactivar la producción de la PIAP a partir de la firma de contratos entre ENSI y clientes internacionales de agua pesada.

Con ese objetivo fue que la provincia de Neuquén realizó una convocatoria internacional para sonder el interés del mercado a través de cartas de intención, obteniendo respuesta afirmativa de al menos cinco empresas, según lo publicado en su momento por Diario Río Negro. Algunas de las compañías que fueron sondeadas son Isowater, Candu Energy, Wuhan Spectral, Isotope Technology y Merk.

EconoJournal supo que el gigante químico alemán Linde se contactó con la CNEA y ofreció financiamiento para reactivar la PIAP y comprar la producción completa durante al menos cinco años, aunque pidió garantías de la provincia de Neuquén o del gobierno nacional.

«Pidieron garantías de producción, considerando la incertidumbre del proyecto de puesta en marcha de una planta parada por 8 años con tecnología única», explicó una fuente.

Agua pesada

La PIAP en Arroyito fue construida para proveer agua pesada para las centrales nucleares argentinas, las cuales utilizan uranio natural como combustible y agua pesada como moderador y refrigerante.

La planta fue diseñada pensando en potenciales ampliaciones del parque nuclear argentino, por lo que cuenta con dos líneas de producción nominal de 100 toneladas anuales cada una.

El diseño de esa capacidad en dos líneas condicionó la economía de la planta desde su inicio de operación en 1993, en la medida que no había demanda en el mundo para volúmenes tan altos.

Sin embargo, esta situación comenzó a cambiar en los últimos años con la aparición de nuevas demandas industriales de agua pesada y la expectativa de construcción de nuevas centrales uranio natural y agua pesada en Canadá y otros países.

La canadiense Candu Energy fue hasta ahora la empresa más activamente interesada en rubricar acuerdos por la PIAP con CNEA. Las partes firmaron el año pasado un memorando (MoU) según el cual Candu Energy asegurará el financiamiento para reactivar la planta.

A cambio, la CNEA pagaría con la producción y entrega del agua pesada, según informó este medio en su momento. Sin embargo, hasta el momento no se dieron pasos concretos en esa dirección.

, Nicolás Deza

La petrolera argentina Pluspetrol concretó este jueves la venta de sus activos en tres áreas mediante un swap con YPF que le habilitó el ingreso a La Escalonada y Rincón de las Ceniza como parte de su estrategia corporativa que implica concentrarse en la producción de crudo y apalancar un ambicioso proyecto que necesita la Cuenca Neuquina: el Vaca Muerta Liquids. Se trata de una planta de procesamiento de líquidos de gas natural, o NGLs por sus siglas en inglés, para exportación.

Fuentes de la compañía confirmaron a EconoJournal que el proyecto se encuentra en una fase inicial y que el objetivo es participar en partes iguales con YPF, atado a la Decisión Final de Inversión (FID). Posteriormente, permitiría el ingreso de compañías norteamericanas y otras interesadas: “Es un proyecto que requiere de una estructura de financiamiento de gran envergadura. Estimamos que en un principio la producción saldrá de los bloques en asociación con YPF”, aseguraron.

Para concretar este desarrollo, la petrolera estima que se necesitarán unos US$ 2.000 millones de inversión que permitirían construir una planta y un poliducto para evacuar los líquidos hacia el Océano Atlántico.

La jugada por los gases líquidos en Vaca Muerta

Tras adquirir los activos de ExxonMobil en 2024, Pluspetrol decidió enfocarse en los desarrollos de La Calera y Bajo del Choique-La Invernada. Posteriormente, inició un proceso que implicó la venta de Los Toldos II Oeste a la petrolera estadounidense Continental Resources y tantear también en el mercado el interés por Pampa de las Yeguas y Los Toldos Sur.

La gran cantidad de gases líquidos que surgen en Vaca Muerta, y que incluyen productos como propano, butano y gasolina, abrió la posibilidad de ampliar el negocio de la venta de estos hidrocarburos mediante un proyecto que permita su elaboración y posterior exportación.

Según estimaciones de la propia compañía, si la Cuenca alcanzara los 100 millones de metros cúbicos de gas rico -incluyendo el gas asociado y el de áreas como La Calera-, se podrían producir 12 millones de toneladas por año de hidrocarburos licuables, que se traducirían en unos US$ 5.000 millones por año en facturación.

Con este objetivo en la mira, Pluspetrol decidió desprenderse de su participación en Las Tacanas, Aguada Villanueva y Meseta Buena Esperanza, tres bloques principalmente productores de gas y que YPF sondeaba para apalancar inversiones en el marco del proyecto Argentina LNG.

Al incorporarse a Rincón de la Ceniza y La Escalonada, Pluspetrol alineó junto con La Calera su estrategia para producir esos gases líquidos. “Los NGLs se venden entre diez y doce dólares porque ya se trata de insumos petroquímicos que tienen alta demanda internacional”, había dicho Sergio Cavallin, Corporate Commercial Development Manager de Pluspetrol, en el Midstream & Gas Day organizado por EconoJournal.

Fuentes consultadas también aseguraron que el proyecto de Vaca Muerta Liquids buscará adherirse a los beneficios del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Si bien en un principio se había planteado iniciar los primeros trabajos en 2026, con el objetivo de completar el desarrollo para el año 2029, indicaron que actualmente está en una “fase embrionaria”.

, Laura Hevia

GeoPark, la compañía energética independiente con operaciones en América Latina, produjo 28.351 barriles equivalentes de petróleo por día durante el cuarto trimestre del año pasado, un 1% más que en trimestre anterior, reflejando estabilidad en los activos operados y no operados, además del aporte inicial de los bloques recientemente integrados en Vaca Muerta.

En paralelo, GeoPark puso en marcha un proyecto de inyección de polímeros en el bloque Llanos 34, en Colombia. Se trata de una iniciativa orientada a fortalecer la recuperación secundaria en uno de sus campos estratégicos.

Durante el año, GeoPark operó con seis equipos de perforación activos —tres de perforación y tres de workover— y completó 16 pozos, en línea con su plan de desarrollo en Colombia y su fase de transición operativa en la Argentina.

La integración de GeoPark en Vaca Muerta

En Vaca Muerta, GeoPark completó de manera anticipada y sin incidentes la toma de control operativo de los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste el 16 de octubre de 2025. La producción promedio del cuarto trimestre fue de 1.234 boepd brutos, con un aumento asociado principalmente a las mejoras en el bloque Loma Jarillosa Este, donde se registró un incremento promedio del 25% en la producción tras la instalación de sistemas de levantamiento artificial en tres pozos del Pad 1020.

La compañía también inauguró su oficina operativa en Neuquén, consolidando su presencia local y fortaleciendo la coordinación con contratistas y autoridades regulatorias. En la actualidad, cerca del 90% del personal operativo está conformado por profesionales locales con experiencia en Vaca Muerta.

En tanto, en diciembre pasado, GeoPark concretó la desinversión de los bloques Espejo y Perico en Ecuador, y completó la transferencia del campo de gas Manatí en Brasil, operación que dejó a la compañía sin participación en ese activo. Los trámites administrativos finales están previstos para el primer trimestre de 2026.

GeoPark en Colombia: Llanos 34 y CPO-5

Uno de los hitos del cierre de 2025 fue el inicio del Proyecto de Inyección de Polímeros en el bloque Llanos 34, operado por GeoPark con una participación del 45%. El proyecto comenzó el 26 de diciembre, con la puesta en marcha de dos pozos inyectores en el área Tigui.

En el cuarto trimestre, el bloque registró una producción promedio de 16.137 boepd netos, afectada por la declinación natural y eventos operativos, como tareas de mantenimiento y restricciones por calidad de agua.

Los proyectos de inyección de agua aportaron cerca del 18% de la producción bruta, mientras que una campaña de workover en 28 pozos sumó más de 3.200 boepd brutos y permitió reducir la producción de agua en aproximadamente 25.200 barriles por día.

En el bloque CPO-5, también en Colombia y donde GeoPark posee una participación del 30%, la producción promedio del trimestre fue de 6.153 boepd netos, con una baja del 13% respecto del período anterior, debido a bloqueos temporales ocurridos entre fines de octubre y principios de noviembre.

La campaña de avanzada en el bloque Llanos 123 mostró resultados positivos. La producción neta del trimestre alcanzó los 2.739 boepd, un incremento del 26% impulsado por nuevos pozos en la Formación Barco, entre ellos Currucutú-2, Toritos Norte-3 y Toritos Este-1.

Geopark en 2026: agenda para el primer trimestre y cambios en el Directorio

De cara al inicio de 2026, GeoPark anticipó la perforación de entre cinco y seis pozos en Colombia, con foco en proyectos de desarrollo convencional en los bloques Llanos 34 y Llanos 123. En Argentina, la compañía avanzará con la contratación de equipos de perforación y servicios para iniciar una nueva fase de desarrollo en Loma Jarillosa Este, con miras a un esquema de perforación en serie hacia fines de año.

Finalmente, La empresa informó la renuncia de Somit Varma a su cargo en el Directorio de GeoPark, efectiva a partir del 19 de enero de 2026, por motivos personales. Varma se había incorporado en 2020 y participó en comités vinculados a estrategia, auditoría, riesgos y gobierno corporativo.

, Loana Tejero

La petrolera YPF confirmó esta tarde la ejecución de un swap con Pluspetrol que le permitió obtener los activos en tres áreas estratégicas para el proyecto Argentina LNG y donde espera concretar el ingreso a Vaca Muerta de la italiana ENI y la firma de Abu Dhabi, ADNOC. En paralelo, la operatoria avaló el ingreso de Pluspetrol a Rincón de la Ceniza y la Escalonada, dos áreas donde YPF había adquirido la participación de Total.

La compañía que lidera Horacio Marín confirmó que hoy firmó un acuerdo de intercambio de activos que le permite a YPF hacerse con la totalidad de los activos de los bloques Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas donde Pluspetrol tenía el otro 50%.

Tal como había adelantado EconoJournal en noviembre, estas áreas ubicadas en la ventana del gas seco y húmedo apalancarían la producción de cara al proyecto Argentina LNG donde YPF planea producir 12 millones de toneladas anuales (MTPA) de gas natural licuado (GNL) en asociación con ENI y ADNOC.

En un comunicado, YPF aseguró que mediante el acuerdo con Pluspetrol “ambas compañías refuerzan su apuesta en Vaca Muerta y avanzan en el desarrollo de áreas clave de la formación no convencional”. En este contexto, calificó al proyecto de producción de LNG como “uno de los pilares del crecimiento futuro de la compañía y de la generación de exportaciones energéticas para el país”.

Para poder concretar el ingreso de las dos petroleras extranjeras, YPF deberá aún concluir la reconversión de las mismas como una Concesión de Explotación No Convencional (CENCH), proceso que deberá ser solicitado a la provincia de Neuquén. Para esto, fuentes de la gobernación de Neuquén confirmaron que deberá ajustarse a los nuevos requerimientos que implican un pago del 18% de regalías y la posible participación accionaria de un 10% para GYP.

Según informaron las compañías, esta operación no implicó erogación ni ingresos para las partes, “más allá de eventuales ajustes de precio menores que pudieran corresponder al momento del cierre de la transacción y una vez cumplidas las condiciones precedentes”.

Cómo funcionará el intercambio entre YPF y Pluspetrol

Según la información brindada por YPF a la Comisión Nacional de Valores, a cambio de las participaciones en las tres áreas mencionadas, el acuerdo le permitirá a Pluspetrol obtener el 44,44% de las acciones de Vaca Muerta Inversiones S.A.U. (VMI), una sociedad que YPF creó para obtener la participación accionaria de Total en La Escalonada y Rincón de la Ceniza.

Actualmente, VMI es una sociedad controlada al 100% por YPF y titular del 45% de participación en los contratos de Unión Transitoria y Acuerdo de Operación Conjunta correspondientes a los bloques La Escalonada y Rincón La Ceniza en la Cuenca Neuquina. Otro 45% le corresponde a Shell y el 10% restante a GYP.

La Escalonada tiene un fuerte potencial en producción de shale oil. En febrero TotalEnergies había informado que el pozo LEsc-12(h), ubicado en el PAD3 de ese bloque, había alcanzado un promedio de 3.669 barriles de petróleo por día, convirtiéndose en el pozo más productivo de la Cuenca Neuquina. A su vez, está ubicado en forma contigua a Bajo del Choique, el principal campo que el año pasado adquirió Pluspetrol de manos de ExxonMobil.

Rincón de la Ceniza, en cambio, tiene un importante potencial gasífero y a su vez está ubicado sobre la ventana de condensados. Por lo tanto, puede ocupar un lugar importante en el mediano plazo en la estrategia de desarrollo del Gas Natural Licuado (GNL).

, Laura Hevia

YPF comunicó este jueves el cierre exitoso de la reapertura de su bono internacional con vencimiento en el año 2034. La colocación uan Obligación Negociable que alcanzó los US$550 millones, consolidando una operación financiera que refleja la confianza de los mercados en la empresa y en activos locales.

La tasa de corte se ubicó en un 8,1%, cifra que se posiciona como la más competitiva obtenida por la firma en el mercado de capitales externo desde hace casi una década, según destacaron esta tarde fuentes de la compañía.

Esta serie de títulos de YPF corresponde a las Obligaciones Negociables Clase XXXIV, emitidas originalmente en enero de 2025. En aquella oportunidad, la firma captó US$1.100 millones a una tasa del 8,5%.

Con esta nueva incursión, el valor nominal total del bono asciende ahora a los US$ 1.650 millones, fortaleciendo la liquidez del instrumento en el mercado secundario.

Fuerte respaldo de los inversores

Fuentes del mercado destacaron también el interés por los activos de YPF, en una operación que mostró solidez. En ese sentido, la demanda combinada de inversores locales e internacionales superó ampliamente las expectativas iniciales, con ofertas que totalizaron los u$s1.400 millones.

Esta sobre-suscripción permitió a la petrolera no solo asegurar el monto buscado, sino también presionar a la baja el costo de financiamiento respecto a la emisión original.

Uno de los colocadores de la ON consideró que en una semana con volatilidad y selectividad por parte de los inversores, YPF mostró disciplina para elegir la ventana adecuada y ejecutar con éxito. La operación consolida un arranque de año muy activo para el mercado corporativo argentino en los mercados internacionales.

En ese sentido, la operación de la petrolera sigue a colocaciones recientes de Pan American Energy por US$375 millones, Telecom por US$600 millones, Banco Macropor US$400 millones y ahora YPF US$550 millones, reflejando una demanda firme para créditos de primera línea.

Destino de los fondos y desendeudamiento

La estrategia financiera detrás de esta colocación busca, por un lado, la optimización del perfil de deuda. Los fondos obtenidos, se informó desde YPF, se utilizarán para la precancelación total de un préstamo AB otorgado por el Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe (CAF) en 2023, el cual tenía vencimiento final en 2030.

Por otro lado, lo levantado del mercado se destinará a inversión productiva, ya que el remanente del capital se inyectará directamente en el plan de inversiones de la compañía, orientado a potenciar la producción de hidrocarburos y la infraestructura energética.

Mediante esta transacción, YPF logró reducir el costo promedio de su pasivo y mejorar el perfil de vencimientos al extender la vida promedio de su deuda, ganando previsibilidad financiera para los próximos años.

La operación contó con el respaldo de un consorcio de entidades en el plano internacional que actuaron como colocadores: Citibank, Itaú, J.P. Morgan, Santander y Balanz. En tanto, en el mercado local, la colocación estuvo liderada por Allaria, Balanz, CMF, Cucchiara, Galicia, Macro y Santander.

, Redacción EconoJournal

Una denuncia interna en Nucleoeléctrica Argentina por presuntos sobreprecios en un contrato que finalmente no se aprobó desencadenó en las últimas horas en la suspensión del gerente general, Marcelo Famá, y al gerente de Coordinación Administrativa, Hernán Pantuso.

La decisión la tomó este miércoles el directorio de la compañía en una votación dividida. Demian Reidel, presidente de la empresa, votó en contra, y Diego Chaher, integrante del directorio, titular de la Agencia de Transformación de Empresas Públicas y hombre de confianza del asesor presidencial Santiago Caputo, lo hizo a favor.

Fuentes de Nucleoeléctrica aseguraron a EconoJournal que no es una suspensión sino que solo les congelaron la firma mientras se investigan los hechos. Por el momento, la firma de ambos fue delegada a Fernando Monserrat, ex gerente general de la empresa.

La denuncia por supuestas irregularidades en la contratación de un servicio de limpieza fue presentada el 5 de enero por el gerente de la Planta Central Nuclear Atucha I-II, Juan Pablo Nolasco Sáenz, ante el Comité de Integridad de la Empresa

En su presentación, el funcionario relató una serie de episodios que comenzaron el 12 de noviembre con la apertura de ofertas para la licitación y que describen intervenciones de Pantuso que habrían apuntado a direccionar la contratación en favor de la empresa de limpieza LX Argentina. El contrato que se consideraba asignar a dicha empresa tenía un costo 140% más alto que el valor que en la actualidad paga Nucleoeléctrica por ese servicio, según lo publicado originalmente por Perfil.

El directorio suspendió a dos gerentes

El directorio de Nucleoeléctrica aprobó este miércoles por tres votos contra dos la suspensión de sus cargos y una apertura de sumarios contra Famá y Pantuso. “Se hizo un sumario por las denuncias”, sintetizó una fuente.

Reidel y el director Marco Campolonghi votaron en contra, mientras que el vicepresidente de la empresa, Germán Guido Lavalle, y los directores Diego Chaher y Axel Larreteguy lo hicieron a favor.

Guido Lavalle fue desplazado recientemente de la presidencia de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), pero continúa en el directorio de NA.SA. en representación de la institución, la cual tiene una silla permanente. El gobierno creó en diciembre una Secretaria de Asuntos Nucleares a cargo de Federico Ramos Napoli y designó a Martín Porro en la presidencia de la CNEA en reemplazo de Guido Lavalle.

No está claro si el tratamiento de las suspensiones estaba incluido en el temario o fue propuesto sobre tablas. “Reidel y Campolonghi votaron en contra, el resto a favor. Reidel y Fama se levantaron de la reunión y quedó a cargo de la RD el VP, Guido Lavalle”, contó la misma fuente. En cambio, otra fuente indicó que el tratamiento del caso estaba en el temario. «El tema estaba hace una semana dando vueltas», dijo.

Conflicto entre la línea política y la línea técnica en Nucleoeléctrica

Fuentes en Nucleoeléctrica vienen describiendo un clima conflictivo generado por los cambios en el funcionamiento de la empresa promovidos desde la Gerencia de Coordinación Administrativa que comandaba Pantuso. En concreto, existen diferencias cada vez más expuestas sobre cambios en la política de compras dentro de la empresa que estarían dificultando la ejecución de tareas de mantenimiento y proyectos en los plazos esperados.

Desde la Gerencia de Coordinación Administrativa se impulsó una política de agrupación de compras de insumos para las centrales nucleares. Hasta ese momento, cada una de las tres centrales nucleares gestionaba las licitaciones de las compras de los insumos necesarios para la operación y mantenimiento, siempre con la aprobación final por parte de la subgerencia de Abastecimiento y Contrataciones dentro de Coordinación Administrativa.

Para gestionar las compras cada central nuclear contaba con un comité de preadjudicación y un comité de recepción. Pero estas áreas fueron anuladas y las compras para las centrales pasaron a estar concentradas por Abastecimiento y Contrataciones. Fuentes en Nucleoeléctrica indican que el cambio impactó en los tiempos de recepción de insumos y componentes por el estiramiento en los plazos de pago de las facturas, generando una ralentización en la ejecución de tareas.

Un hecho puntual que agudizó la tensión dentro de la empresa por la política de compras ocurrió en diciembre. El subgerente de producción en Atucha I y II, Martín Reina, y el jefe de departamento asistencia de producción, Gabriel Blejer, asistieron al Área de Supervisión Independiente de la empresa en la realización de la revisión corporativa del año pasado.

La revisión corporativa es un procedimiento anual en el que personal del Área de Supervisión Independiente evalúa los procesos y actividades de planta, corporativos y de soporte, y el comportamiento del personal, de forma tal de identificar problemáticas y corregirlas. El procedimiento consiste de entrevistas a personal de la empresa para consultar sobre temas de interés previamente definidos entre la Gerencia Planeamiento Estratégico y dicha área.

La política de compras formaba parte de los temas relevados en las entrevistas. Reina y Blejer colaboraron con el área de Revisión Independiente en la confección y realización de las mismas. Fuentes señalan que un reporte preliminar con respuestas de empleados de la empresa habría molestado a Pantuso, quien ordenó el despido de Reina y Blejer y la apertura de un sumario contra los dos.

Sin embargo, la reacción interna lo llevó a frenar esos despidos. El gerente de Sitio de Atucha I y II, Diego Garde, puso su renuncia a disposición, en abierto rechazo a la decisión tomada por Pantuso y validada por Famá. De todas formas, el sumario contra Blejer y Reina continúa abierto.

Otra denuncia por sobreprecios

Otra denuncia por irregularidades en contrataciones dentro de Nucleoelećtrica también fue formulada en las últimas horas desde la Asociación de Trabajadores del Estado. La Junta Interna y el Secretariado de la Seccional Zárate de ATE notificó formalmente el último martes al presidente de la compañía una denuncia por una contratación en la que el precio final presenta una diferencia de 6,4 millones de dólares con respecto al presupuesto original.

En la carta vista por EconoJournal, el gremio describe una contratación IT vinculada a una migración SAP→HANA/S/4HANA con salto de US$ 600.000 a US$ 7.000.000, absorbiendo el presupuesto anual de IT y forzando reasignaciones,

“La magnitud del salto exige explicación formal documentada: alcance real, aprobaciones, modalidad de selección, comparativas, hitos, entregables, órdenes de cambio y recepción”, reclama el gremio.

, Nicolás Deza

Carlos Casares, interventor del Enargas, presentó este miércoles su renuncia a la conducción del ente regulador del gas que se hará efectiva en las próximas horas. La decisión de Casares, el único integrante de la primera línea del área energética que se mantenía en su cargo desde el inicio de la gestión de La Libertad Avanza (en octubre de 2024 se produjo un recambio de las principales autoridades de la Secretaría de Energía tras el desplazamiento de Eduardo Rodríguez Chirillo), se materializa pocos días después de que el funcionario quedara fuera del Directorio que asumirá el ente unificado de gas y electricidad.

Se estima que el nuevo organismo entrará en funciones recién en marzo, una vez que Presidencia de la Nación eleve al Congreso el listado de cinco miembros que asumirá la conducción del Ente Nacional Regulador del Gas y Electricidad (ENRGE). Por lo que, en un principio, se esperaba que Casares continúe al frente del Enargas por 30 o 45 días más. Pero en disconformidad con no haber sido seleccionado para integrar el Directorio del nuevo organismo, el funcionario anticipó ayer su salida con una carta dirigida al viceministro de Energía y Minería, Daniel González, y a la Secretaría de Energía, María Tettamanti. En su misiva, a la que accedió EconoJournal, Casares incluye un punteo de unos 20 logros obtenidos durante su gestión del ente regulador.

La salida de Casares

“Por lo hecho, por lo que estaba en curso de ejecución y por lo proyectado, era mi voluntad continuar colaborando con el proyecto de la unificación de los entes reguladores (Ente Nacional Regulador del Gas y de la Electricidad), con la finalidad de que este nuevo Organismo Autárquico tenga niveles de calidad comparables con los mejores internacionales y, en consecuencia, me presenté al Concurso Público de Antecedentes para la conformación de su Directorio. Ahora bien, atento sus resultados y más allá de que no deja de sorprenderme la propuesta elevada, entiendo que, a pesar de lo antes detallado, no he satisfecho vuestras expectativas y/o no cuento ya con vuestra confianza para continuar colaborando”, concluye la carta de renuncia subida ayer por la tarde al sistema de gestión documental electrónica (GDE).

Al concurso del cual surgieron los nombres de los cinco directores que asumirán en el ENRGE), Casares se había postulado para ser elegido como presidente o como vicepresidente. El interventor fue incluido en la terna de candidatos que elevó el comité de selección para el cargo de presidente, pero el Poder Ejecutivo —tanto funcionarios del área energética como de Presidencia— se inclinó por seleccionar a Néstor Lamboglia, actual interventor del ENRE, para esa posición.

Fusionar estructuras

Lamboglia es un abogado que se desempeñaba en el área de Legales de la Secretaría de Energía y fue el único funcionario que se sumó al staff del ente regulador de electricidad a pedido de Osvaldo Rolando, quien se desempeñó como interventor del ENRE durante todo 2025. Cuando Rolando dejó el cargo en noviembre pasado propuso a Lamboglia como su sucesor.

Cuando se cumpla el proceso legal y administrativo para validar al Directorio del nuevo ente —primero Presidencia deberá ratificar las designaciones y luego el Congreso tendrá 30 días para expresarse sobre los nombramientos, aunque en los hechos la Ley Bases autorizaría al Ejecutivo a saltearse esa etapa—, Lamboglia tendrá el desafío de imprimirle el ritmo de gestión al nuevo ente regulador, articulando con el Poder Ejecutivo para fusionar las áreas del Enargas y del ENRE integrando estructuras y seleccionando a los directivo que liderarán cada uno de los departamentos técnicos del organismo unificado. Estaría acompañado por Vicente Serra Marche como vicepresidente y por Marcelo Nachón, Griselda Lambertini y Sergio Falzone como vocales.

, Redaccion EconoJournal

El ministro de Relaciones Exteriores, Pablo Quirno, anunció que el gobierno nacional participará de un encuentro inaugural sobre minerales críticos organizado por el gobierno de los Estados Unidos.

El encuentro será la punta de lanza para la firma de acuerdos internacionales que buscan garantizar el suministro de EE.UU. frente a China y que podría incluir el establecimiento de precios mínimos para los minerales críticos. Actualmente, EE.UU. importa litio principalmente de la Argentina y Chile.

«Argentina fue convocada a participar del encuentro inaugural sobre Minerales Críticos que encabezará el Secretario de Estado, Marco Rubio, el 4 de febrero en el Departamento de Estado», publicó Quirno este miércoles en su cuenta de X. El canciller forma parte de la delegación oficial que esta acompañando al presidente Javier Milei en el Foro Económico Mundial en Davos, Suiza.

El Departamento de Estado de EE.UU convocó a docenas de ministros de relaciones exteriores de países considerados aliados a un encuentro en febrero para alcanzar un acuerdo diseñado para ayudar a reducir su dependencia de los minerales críticos provistos por China, según reveló la semana pasada la agencia Bloomberg.

La invitación fue cursada principalmente a países de la Unión Europea, en un momento de tensión extrema con los EE.UU. por la puja en torno a Groenlandia. El presidente estadounidense, Donald Trump, brindó este miércoles en Davos un discurso en el que descartó una intervención militar para tomar el territorio que pertenece a Dinamarca pero llamó al gobierno danés a tener «negociaciones inmediatas» para «discutir la adquisición de Groenlandia».

EE.UU. quiere negociar con Argentina precios mínimos de importación

Bloomberg reportó que el secretario de Estado debatirá con sus homológos de otros países cómo diversificar y fortalecer las cadenas de suministro de minerales críticos para reducir la exposición de los EE.UU. a China. El encuentro ocurrirá tras un anuncio oficial por parte de Trump que autoriza al gobierno a iniciar conversaciones con otros países para establecer precios mínimos de importación para los minerales críticos.

En efecto, Trump publicó la semana pasada una proclama en la que anunció su nueva política oficial para el abordaje del suministro de minerales críticos. En ese sentido, autorizó al Departamento del Tesoro y al Representante Comercial a «considerar los precios mínimos para el comercio de minerales críticos y otras medidas restrictivas del comercio» en sus negociaciones con otros países.

El objetivo es que el establecimiento de estos precios mínimos de importación para los minerales en los EE.UU., fomenten las inversiones domésticas en minería y el procesamiento de minerales. El listado oficial de minerales críticos fue actualizado en noviembre e incluye minerales como litio, cobre, uranio, plata, boro, plomo, carbón metalúrgico, fosfato, potasa y silicio.

La idea de establecer precios mínimos comenzó durante la administración de Joe Biden. El Departamento de Energía evaluó en ese momento ofrecer precios sostén a productores y procesadores domésticos de minerales críticos. La propuesta consistía en establecer un precio mínimo y pagar la diferencia cuando los precios en el mercado cayeran por debajo de ese umbral para minerales críticos.

Este respaldo estaría disponible por un tiempo limitado y se aplicaría sólo a proyectos que el Departamento de Energía haya determinado que están cerca de ser competitivos, pero que están siendo desafiados por la manipulación de precios en el extranjero.

Los fundamentos de la política de precios mínimos de EE.UU.

La nueva política se funda en una investigación reportada por el Departamento del Tesoro sobre los efectos de las importaciones de minerales críticos procesados ​​y sus productos derivados (PCMDP por sus siglas en inglés) sobre la seguridad nacional de los Estados Unidos.

«El Secretario concluyó que Estados Unidos depende demasiado de fuentes extranjeras de PCMDP, carece de acceso a una cadena de suministro de PCMDP suficientemente segura y confiable, está experimentando una volatilidad de precios insostenible con respecto a los mercados de minerales críticos y sufre un debilitamiento de la capacidad de producción y fabricación interna de PCMDP», explica la proclama de Trump.

EE.UU. y Australia firmaron el año pasado un acuerdo sobre suministro y procesamiento de minerales críticos y tierras raras. El documento del acuerdo explicitó la intención de la administración Donald Trump de blindar las inversiones en minería de la volatilidad de precios inducida por China.

El secretario del Tesoro, Scott Bessent, había anticipado en octubre la intención de poner precios sostén en algunas industrias para hacer frente a China. “Vamos a establecer precios mínimos y compras a futuro para asegurarnos de que esto no vuelva a suceder y lo vamos a hacer en una variedad de industrias”, dijo Bessent.

, Nicolás Deza

El gobierno nombró a nuevas autoridades en Cammesa, la compañía clave del sector energético que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Eduardo Hollidge asumió como vicepresidente y Juan Luchilo es el nuevo gerente general, según confirmó EconoJournal de distintas fuentes oficiales.

Se trata de la designación de dos históricos técnicos de Cammesa que integran el staff de la compañía encargada del despacho del MEM desde su creación a principios de la década del 90.

Vicepresidencia de Cammesa: un cargo clave en el vínculo con el Poder Ejecutivo

El cargo de vicepresidente que asumió Hollidge estaba vacante desde abril del año pasado con la salida de Mario Cairella, actual asesor de Presidencia en temas energéticos que no tenía buena relación con funcionarios que responden al Ministerio de Economía, como el viceministro de Energía, Daniel González.

Hollidge se desempeñaba en Cammesa como gerente general. La vicepresidencia de la empresa mixta donde lo nombraron es el cargo que tiene mayor vinculación con el Poder Ejecutivo. Por este motivo, no es extraño que hayan designado a Hollidge que, como gerente general, venía funcionando como puente de vinculación con funcionarios de la Secretaría de Energía.

Por su parte, Juan Luchilo, que se desempeñaba como gerente de Análisis y Control Global en Cammesa desde 1997, reemplazó a Hollidge en la gerencia general. La designación de Luchilo tampoco es extraña dado que es un factótum en el plano técnico de la reforma eléctrica que viene llevando adelante el gobierno.

El equipo de Luchilo fue el que redactó los nuevos lineamientos que pusieron en marcha la reforma eléctrica. También fue el técnico que diseñó el instrumento contractual para instalar unidades de almacenamiento de energía bajo la licitación AlmaGBA en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) que lanzó la Secretaría de Energía.

, Roberto Bellato

La Secretaría de Energía publicó en el Boletín Oficial los criterios de exclusión que determinan qué usuarios no pueden recibir subsidios en las tarifas de gas y electricidad en todo el país. El nuevo Régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF), que comenzó a regir desde enero, reemplazó a la segmentación tarifaria que dividía a los usuarios en tres niveles.

A partir de este año habrá solo dos grupos: los hogares con subsidios y los hogares sin subsidios. El universo que recibirá subvenciones estatales está conformado por los usuarios que estaban en el Nivel 2 (ingresos bajos) y Nivel 3 (ingresos medios).

Subsidios: quiénes quedarán excluidos

La Disposición 2 de la Subsecretaría de Planeamiento y Transición Energética hará una evaluación patrimonial para contemplar que no reciban subsidios en el gas y la electricidad los siguientes grupos:

• Hogares cuyos integrantes posean al menos un automóvil con una antigüedad igual o menor a tres años (antes eran cinco años). Este criterio no se aplica en el caso de contar con un integrante del hogar titular de un Certificado Único de Discapacidad (CUD).

• Hogares cuyos integrantes posean, en conjunto, tres o más inmuebles (antes eran dos inmuebles).

• Hogares en los que al menos un integrante posea una embarcación de lujo.

• Hogares en los que al menos un integrante posea una aeronave.

• Hogares en los que al menos un integrante posea activos societarios.

En 2024 se había eliminado la restricción para recibir subsidios energéticos a los usuarios que compraron divisas extranjeras. Tampoco continúa la restricción a quienes viajaron al exterior o tienen medicina prepaga.

El esquema con el que el gobierno planea reducir subsidios este año de 0,65% a 0,50% del PBI también alcanza a los usuarios de gas propano por redes y beneficiarios del Programa Hogar para garrafas de 10 kilos. Los usuarios ya inscriptos en el viejo Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) no tienen que presentar una nueva declaración jurada.

El gobierno también publicó la Disposición 1 donde está el nuevo formulario de declaración jurada para que completen los usuarios que todavía no lo hicieron en anterior esquema RASE.

ReSEF: Criterios y control de subsidios

El criterio central del nuevo esquema ReSEF -que ya había publicado la Secretaría de Energía a través del Decreto 943 del 31 de diciembre de 2025- establece que los hogares subsidiados no podrán tener ingresos mensuales netos superiores a tres Canastas Básicas Totales (CBT) para un Hogar 2 (dos adultos y dos menores) según el INDEC, que en enero es de 3,9 millones de pesos.

El control sobre los usuarios se realizará mediante el cruce de distintas bases de datos de variados organismos estatales como el Sistema de Identificación Nacional Tributario y Social (SINTyS), la ANSES, la Agencia de Recaudación y Control Aduanero (ARCA), el ENRE y ENARGAS.

Este lunes el gobierno publicó el Decreto 23 donde aprueba un préstamo de US$ 400 millones a la Corporación Andina de Fomento (CAF) para Programa de Enfoque Sectorial Amplio (SWAP) de Apoyo a la Sostenibilidad del Sector Energético. Se trata de un monto para “el fortalecimiento del marco regulatorio”, aplicar “mejoras en la focalización de los subsidios” (bases de datos del ReSEF) y “promocionar el uso eficiente de la energía”.

El gobierno también utilizará la georreferenciación para determinar zonas donde se entiende que hay usuarios con ingresos para afrontar las facturas sin subsidios, como countries o barrios de alto poder adquisitivo como Puerto Madero, como realizó en 2025.

El ajuste fiscal en materia de subsidios que diseñó el gobierno de Javier Milei ya tuvo el trazo grueso. En 2023 habían explicado el 1,5% del PBI, mientras que en el primer año de Milei en 2024 cayeron a 1%. En 2025 el ajuste continuó a una velocidad menor, ya que los subsidios implicaron un 0,65% del PBI. La Secretaría de Energía tiene como meta que en 2026 se achiquen a 0,50% del PBI.

Quiénes sí recibirán subsidios

Según el Decreto 943, pasarán a recibir automáticamente subsidios en las facturas los hogares que cuenten con un Certificado de Vivienda Familiar del Registro Nacional de Barrios Populares de Argentina (ReNaBaP); con una Pensión Vitalicia de Veteranos de Guerra; o un Certificado Único de Discapacidad (CUD).

Los usuarios que ya están inscriptos en el RASE no deberán completar un formulario nuevo. Sí podrán actualizar la información de su declaración jurada y consultar su situación a través de la opción Trámites de Mi Argentina.

, Roberto Bellato

La balanza comercial energética alcanzó en 2025 un superávit de US$ 7.815 millones, la cifra más alta registrada en la serie histórica del rubro, tal como se desprende de los resultados del reporte de Intercambio Comercial Argentino (ICA) que dio a conocer este martes el Instituto Nacional de Estadística y Censos (Indec).

Durante el acumulado de los doce meses, las exportaciones de Combustibles y Energía (CyE) ascendieron a US$ 11.086 millones, lo que representó un incremento del 14,1% respecto al año anterior, aún en un contexto de precios internacionales del crudo a la baja, lo que fue compensado largamente por mayores volúmenes provenientes en exclusivo del no convencional de Vaca Muerta.

De acuerdo al Indec, este desempeño sectorial de las exportaciones se explicó por un aumento del 28,5% en las cantidades despachadas, que logró compensar una caída del 11,2% en los precios internacionales. Por el lado de las importaciones del sector, se registró una caída del 18% interanual, con un desembolso total de US$ 3.271 millones.

De esta manera, el sector energético representó casi 7 de cada 10 dólares de superávit en el cierre de 2025, ya que el saldo entre las exportaciones y las importaciones totales de la Argentina que culminó, con las cifras de diciembre, en US$11.286 millones.

El peso de la energía en el total de las exportaciones

En términos globales, la Argentina cerró el año 2025 con exportaciones totales sumaron US$ 87.077 millones, lideradas por las Manufacturas de Origen Agropecuario (MOA) con un 35,0% de participación, seguidas por las Manufacturas de Origen Industrial (MOI) con el 26,8% y los Productos Primarios (PP) con el 25,4%.

En este sentido, si se considera solamente los ingresos por exportaciones, el rubro de energía ya representa el 12,7% de los despachos totales del país, de acuerdo al reporte del Indec.

Particularmente en diciembre, la balanza comercial presentó un superávit de US$ 1.892 millones, con un incremento de US$ 211 millones frente al mismo mes de 2024. No obstante, el índice de términos del intercambio marcó una disminución del 0,9%, lo que refleja un ligero deterioro en los precios relativos de los productos argentinos en el mercado mundial.

Este resultado histórico se enmarca en un proceso de transformación del sector hidrocarburífero. La tendencia de declino productivo iniciada a fines de los años 90, que profundizó la restricción externa del país, se revirtió mediante el desarrollo de los recursos no convencionales en la última década, por la irrupción de Vaca Muerta.

En ese esquema, la mayor capacidad de transporte desde la Cuenca Neuquina fue clave para sustituir importaciones de GNL y combustibles líquidos, reduciendo la dependencia externa.

Exportaciones energéticas: proyección 2026

A diferencia del pasado reciente, la recuperación de la producción de crudo y gas natural permitió primero reducir el déficit y, desde 2024, consolidar un saldo positivo. En aquel año, el superávit fue de US$ 5.600 millones, cifra ampliamente superada por el registro actual, luego de un 2023 con saldo neutro y un 2022 con un déficit millonario de casi US$4.500 millones.

De cara al próximo año, los analistas prevén que la gravitación de la energía en el comercio exterior sea todavía más significativa. Se estima que en 2026 el superávit del sector podría acercarse a los US$ 9.000 millones, tal como expresó en su último informe la consultora especializada Economía y Energía, del economista Nicolás Arceo.

Este crecimiento esperado se sustenta en una proyección de exportaciones energéticas superiores a los US$ 12.200 millones, impulsadas principalmente por los embarques de petróleo crudo. Y se espera que la tendencia siga en alza con la puesta en marcha hacia fines de 2026 de la mega plataforma exportadora del Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).

, Ignacio Ortiz

El secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, y el presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), Martín Porro, justificaron la importancia de reorganizar el sector nuclear para garantizar la sostenibilidad económica y generar ingresos a partir de los proyectos nucleares, en una entrevista exclusiva concedida a EconoJournal.

Federico Ramos Napoli, un joven abogado especializado en derecho administrativo y corporativo, fue designado por el Gobierno en diciembre para conducir una nueva Secretaria de Asuntos Nucleares. Previamente se desempeñó en Dioxitek, primero como gerente general y luego como presidente. En la empresa estatal productora de dióxido de uranio lideró un proceso de reestructuración con la meta de volverla rentable.

La creación de esta secretaría llegó acompañada de cambios en la CNEA. Martín Porro, un ingeniero químico con 30 años de trayectoria en el ámbito nuclear y energético, asumió la presidencia de la institución científica en reemplazo de Germán Guido Lavalle. El nuevo presidente dedicó su carrera en la institución a la construcción, puesta en marcha, operación, mantenimiento y gestión de instalaciones nucleares.

La reorganización del sector nuclear a partir de la CNEA

Las nuevas autoridades subrayaron que las experiencias recientes en la CNEA a la hora de definir modelos comerciales para los proyectos nucleares no es positiva. La consecuencia principal es la generación de nuevos costos operativos para la CNEA y la ralentización o paralización en la ejecución de los proyectos.

El reordenamiento del sector nuclear que se propone tendrá como norte la generación de modelos de negocio para darle viabilidad económica a las inversiones estatales en proyectos nucleares. “La CNEA una vez que culminó con el desarrollo de un proyecto tiene que reportarle un beneficio económico sostenido en el tiempo porque es lo que va a seguir financiando y poniendo la rueda en movimiento”, evaluó el secretario de Asuntos Nucleares.

-Hace un año el gobierno anunció un Plan Nuclear y la creación de un Consejo Nuclear. Un año más tarde se creó la Secretaría de Asuntos Nucleares. ¿Qué agenda tienen en mente para el sector nuclear?

Federico Ramos Napoli: El objetivo primordial de la Secretaría es reordenar el sector y buscar que las distintas unidades de negocio que pueden surgir a partir del sector tengan una viabilidad económica y comercial, que hasta ahora se mostró en general deficiente. Ya sea por gobernanza interna de la Comisión, porque hay un esquema de incentivos rotos, o bien porque se deciden proyectos quizás con una escala que no es la correcta.

Un ejemplo puede ser la planta de Formosa, que es la situación sobreanalizada que tuvimos en Dioxitek. Es una planta cuyo plan inicial eran dos líneas de producción de unas 250 toneladas de dióxido de uranio de capacidad nominal por línea, es decir 500 toneladas anuales. Había un problema de la falta de modelo de negocio, porque la demanda agregada de las centrales nucleares argentinas que utilizan dióxido de uranio natural oscila en torno a las 210 toneladas. Tenés 290, 280 toneladas huérfanas.

¿Con esas 280 toneladas podés llegar a algún mercado? ¿Tenés un jugador lo suficientemente relevante como para colocarlas? Entonces, esa falta de modelo de negocio para las cosas que se hacen es lo que hoy nos lleva a tener proyectos parados, sin financiamiento o sin una viabilidad comercial.

La CNEA una vez que culminó con el desarrollo de un proyecto tiene que reportarle un beneficio económico sostenido en el tiempo porque es lo que va a seguir financiando y poniendo la rueda en movimiento. De lo contrario en algunos casos sucede que la Comisión se hace cargo del desarrollo, gestión y construcción del proyecto y después también tiene que financiar o gastar recursos en la operación o en mantener el activo en los casos en los que no pudo terminar el proyecto.

Hoy la Argentina tiene una serie de proyectos o facilidades nucleares que están en desuso, lo que genera un costo por mantenimiento altísimo. Lo hemos visto con el caso de la Planta Industrial de Agua Pesada lo hemos visto con el caso de la planta de Dioxitek en Formosa.

Martín Porro: Otro caso mucho más reciente y quizás hasta mucho más relevante es el RA-10. Primero nació como un reactor muy similar al RA-3, con un poquito más de potencia. Después empezaron a incrementarle facilidades y algunos esquemas para irradiar nuevas tecnologías que generaron que ese reactor que arrancó con un valor X se multiplicara por 2 o por 3. Pero lo más preocupante es que no hubo un plan de negocios asociado a ese crecimiento, con lo cual hoy la CNEA tiene un reactor modelo a nivel internacional sin una escala comercial de todo lo que podría potencialmente salirse a vender.

-¿Cómo progresa la ejecución del proyecto RA-10?

FRN: A fines de este año o principios del que viene el reactor debería estar poniéndose a crítico. Se sigue trabajando muy bien para que eso suceda, y ahí es donde la colisión de culturas organizacionales dentro de la CNEA expone un problema para el sector. Tenés el hito tecnológico producto de la investigación y desarrollo que desembocaron en el RA-10.

Ahora bien, el día 2 del RA-10, que es producción de radisótopos, dopaje de silicio, poner la falicidad del laboratorio de haces de neutrones a disposición y también el servicio de prueba de combustibles para reactores tanto de potencia como de investigación, todo eso no tiene un modelo de negocios asociado. Entonces, el hito tecnológico lo va a cumplir la Comisión, pero ahí es donde se nos abre el resto de las preguntas y también te lleva a repensar el rol de la comisión en todo esto.

Una vez que gestó el proyecto, ¿lo tiene que operar en su seno de forma subóptima? ¿O es más coherente buscar una estructura que tenga la capacidad de operar y de utilizar el activo y maximizar los beneficios que se pueden obtener a partir de ese activo? En eso estamos trabajando en este momento.

-¿Cuál debería ser el rol de la CNEA?

MP: El rol de la CNEA debería estar orientado fuertemente a la investigación y desarrollo y desde ahí tener la capacidad de hacer los spin-off de aquellas herramientas y de equipos que tienen realmente capacidad de crecer técnicamente y de comercialmente ser interesante para la industria. 

FRN: Además de la investigación y desarrollo e impulsora de algunos proyectos la CNEA debería ser incubadora de otras estructuras comerciales y a partir de ello desentenderse de su operación. El driver o lo que motiva a una persona que busca correr la frontera tecnológica es muy distinto a lo que motiva a una persona que está detrás de la búsqueda de maximizar la producción. Son culturas distintas. El día a día de un proyecto tiene otra cultura que no es la de la investigación y desarrollo, es eminentemente productiva.

Es algo que lo vimos muy manifiesto en Dioxitek. Mudamos a la empresa de las instalaciones de la CNEA a oficinas propias. A partir de ese hito empezó a cambiar la cultura de los trabajadores de Dioxitek. Lo primero era maximizar la producción de dióxido de uranio. Luego hay una coordinación orientada a los proyectos de la empresa, pero el tipo de perfil que definimos en esa coordinación es muy distinto al perfil del equipo que se encarga del mantenimiento de las instalaciones.

–Los salarios en CNEA llevan casi una década perdiendo contra la inflación, con alguna salvedad momentánea, provocando fuga de talento al sector privado o al extranjero. ¿Cómo se resuelve esa problemática durante este periodo de transición a un nuevo modelo?

FRN: El problema además de lo salarial es la motivación. La CNEA, el sector nuclear argentino en general, tiene el problema de el proyecto que se sobreextiende en el tiempo o que directamente fracasa. La persona no recibe una compensación salarial acorde, producto de que hay una restricción presupuestaria muy grande y también hay un sobredimensionamiento.

La dotación en CNEA aumentó significativamente a lo largo de los últimos años, sin que eso haya implicado incorporar nuevas líneas de negocio o nuevas líneas de investigación. El RA-10 no es un proyecto novedoso, tiene más de 12 años. El CAREM está en idas y vueltas desde los 80, 90. La CNEA no agregó nada significativamente nuevo como para justificar que se haya duplicado la dotación en la Comisión.

MP: Ni siquiera en sus áreas productivas que están vigentes todo está funcionando de manera óptima, sino que todo lo contrario. Todas las áreas productivas que tenemos hoy dentro de la CNEA, en cualquiera de los centros atómicos, está operada subóptima o no está funcionando por lo menos como corresponde. Eso es un gran problema también a la hora de pensar cómo se trabaja lo salarial.

-Pero dentro de CNEA también conviven investigadores de otros organismos científicos, como es el caso del Departamento de Energía Solar.

FRN: Sí, en facilidades de la CNEA podés encontrar investigadores de la Comisión Nacional de Actividades Espaciales (CONAE), del CONICET. No son orgánicos de CNEA, pero por ejemplo tenés una facilidad que en realidad la utiliza CONAE, este otro espacio lo utiliza el Conicet.

Ahí se diluyen los objetivos que tiene la gente, porque la realidad es que el Conicet hace un tipo de investigación que en los papeles debería ser bastante distinta a la que hace la CNEA, que tiene que bregar por la investigación aplicada y no la investigación simple. Lo mismo para la CONAE. Este mix de culturas repercutió en cómo hoy la Comisión se percibe a sí misma.

-¿Es una situación que deben abordar con la Secretaría de Innovación, Ciencia y Tecnología?

MP: Exactamente. Pero por ejemplo, en el caso del nexo con el CONICET, nosotros dentro de CNEA tenemos gente de CNEA que trabaja para CNEA y para Conicet, gente que tiene, para decirlo de manera gráfica, los dos sombreros. También tenemos gente que es pura de CONICET trabajando en CNEA.

Eso implica que a veces este entrecruzamiento no queda claro y la barrera de lo tecnológico orientado hacia el Conicet u orientado hacia la CNEA se termina desdibujando en el norte de los dos. O sea, CONICET empieza a meterse en lo aplicado y CNEA empieza a darle mucha más interacción a la ciencia básica y el desarrollo de innovación no tan orientada a la nuclear y eso nos genera varios inconvenientes.

El futuro de las empresas del sector nuclear

-¿Qué ocurrirá con las empresas de sector nuclear en las que el Estado es dueño o accionista?

FRN: Son situaciones muy distintas. CONUAR tiene un modelo desde su génesis en el cual la CNEA es accionista minoritario y hay un grupo privado que tiene el resto del paquete accionario. Es hasta un buen ejemplo, porque año tras año la CNEA, en pos de cierto capital inicial y ciertas innovaciones que aportó, recibe los dividendos de esa empresa. Adicionalmente, esa empresa paulatinamente consume servicios y tecnología de la Comisión. El resultado operativo de la compañía, habrá años mejores, años peores, pero siempre paga dividendos.

La diferencia entre Nucleoeléctrica y DIOXITEK es que la primera entró en la ley bases y hay una incorporación de capital privado de hasta el 44% del paquete accionario en marcha. DIOXITEK no está dentro de la ley bases, pero bien podría ser un negocio en el cual participe un privado, porque tanto la conversión de uranio como el negocio de las fuentes selladas en el mundo también lo hacen los privados. Obviamente, la persistencia de una parte del paquete accionario de la Comisión vehiculiza este ida y vuelta de bienes, por un lado, o de flujo de dinero hacia el entorno que fundó esto, pero también permite transferir tecnología. 

-Del decreto de privatización de Nucleoeléctrica se desprende que la CNEA seguirá siendo accionista y quizás mantenga su silla en el directorio. ¿La rentabilidad de Nucleoeléctrica podría ser una fuente de financiamiento para la CNEA?

FRN: Bajo los parámetros actuales no, porque la ley 24.065 (NdR: Ley de Energía Eléctrica) en su artículo 37 establece que a las generadoras de capital público se les reconocería solo el OPEX. Pero hubo un avance normativo con la incorporación del 37bis en la ley y conforme avance la privatización de Nucleoeléctrica pasaría a estar alcanzado por el artículo 37bis. Ahí sí se podría rediscutir la tarifa de la generación Nucleoeléctrica, en cuyo caso de avanzar en esa línea la Comisión Nacional de Energía Atómica tomará de los dividendos generados el porcentaje que le corresponda a su paquete accionario.

Oportunidades comerciales con EE.UU.

-Argentina y Estados Unidos tienen una relación de cooperación materia nuclear de larga data. ¿Qué oportunidades se pueden generar a partir de la relación estratégica que el presidente Milei promueve con Estados Unidos? 

FRN: Argentina tiene una gran oportunidad de volverse proveedor de bienes y servicios al sector nuclear estadounidense. En Dioxitek se empezó a evaluar la posibilidad de producir hexafluoruro de uranio, eso tiene como objetivo penetrar mercados como el de Estados Unidos, que están ávidos de adquirir ese producto.

MP: También en el caso de Dioxitek hay otras líneas de negocio que han sido consultadas, puntualmente para desarrollo de fuentes específicas para el sistema médico de EE.UU. Desde CNEA también esta nueva ordenanza que tenemos para poder vender servicios está muy orientada a la demanda de las empresas americanas, asociadas a nuevas tecnologías y nuevos desarrollos.

Puntualmente, nos han consultado bastante sobre algunos componentes para SMR (NdR: reactores modulares pequeños). Hay un mercado en EE.UU. en el que tanto Dioxitek como la propia CNEA pueden entrar a participar fuertemente y ojalá que sea de manera rápida. Es necesario para el sector nuclear argentino a través de la nueva secretaría poder entrar con un norte claro y una línea de negocios clara para ofrecer, y siempre con un un interlocutor válido.

Minería y enriquecimiento de uranio

-¿Por qué es importante reactivar la minería de uranio?

FRN: No solo que repercutiría de forma excelente en las economías regionales, dinamizando tanto al sector de la minería específica como a todos los bienes y servicios conexos, sino que además Argentina tiene todo el conocimiento y las capacidades latentes para agregar valor a ese uranio. Entonces no estaríamos exportando solamente el mineral o el yellow cake.

Argentina además del dióxido de uranio tiene know how para hacer hexafluoruro. También CONUAR está en condiciones de fabricar elementos combustibles a partir de ese uranio. No es simplemente exportar una materia prima, sino que hay distintas instancias de agregación de valor muy importantes para la Argentina.

-¿Qué se puede esperar en materia de enriquecimiento de uranio?

MP: La CNEA está trabajando a través de lo que es Pilcaniyeu en algunos puntos críticos que pueden ser orientados a la centrífuga o al sistema de láser. Tenemos un prototipo de centrífuga. Todavía son etapas de desarrollo muy incipientes, en donde hay que poder sentarse a pensar en escalar un proyecto de esta envergadura.

El enriquecimiento no se plantea ni con una ni con dos ni con cinco centrífugas, ni probando a jugar que tenemos el láser o no. Para escalarlo y sentarse a hablar de algo industrializable, son muchos años y muchos miles de millones de dólares que, de vuelta, en en un esquema en donde la CNEA tiene que salir del atolladero que tiene que ver con lo estructural y con lo financiero, es algo que no es de primera urgencia.

El futuro del CAREM

-¿Cuál es el estatus del proyecto CAREM? 

FRN: Hay distintas situaciones que analizar vinculadas al CAREM. La ingeniería del prototipo no está culminada y no hay certezas sobre su funcionamiento a pesar de que gestiones anteriores decidieron gastar cientos de millones de dólares en la construcción de un prototipo. El mundo dejó de construir prototipos de reactores hace por lo menos veinte años.

Existe una vía mucho más idónea, económica y simple de obtener certeza sobre el funcionamiento de un diseño que son las simulaciones computarizadas. En cambio, el proyecto de un CAREM versión comercial sigue en marcha. Pero el prototipo, sobre el cual no hay evidencias suficientes de su funcionamiento, sí está siendo reevaluado exhaustivamente.

MP: Además, ya tenemos varios trabajos realizados con los equipos de ingeniería del CAREM en algunas líneas accesorias relacionadas con la venta de servicios, que para nosotros tiene que ser parte importante y fundamental de esta nueva CNEA. Hay que salir a vender esos servicios de alto valor técnico pero con una cabeza completamente distinta, realmente pensado para negocios. Como algo positivo dentro del proyecto CAREM es el aprendizaje de todas esas capacidades nuevas para poder salir a comerciar, una palabra que es mal vista en la institución.

FRN: Por poner un ejemplo, el equipo de ingeniería diseñó el recipiente de presión de un SMR. No tenemos todas las herramientas para tomar la decisión de montarlo o no, de culminar el prototipo, pero sí están las capacidades acreditadas de que la Argentina puede proveer eso.

Entonces, un ecosistema con setenta y cinco años de inversión en desarrollo de materia gris y con una situación macroeconómica mucho más ordenada resulta atractiva, no solo para que proliferen algunos proyectos desde lo público, sino también para que haya inversiones privadas vinculadas a la tecnología nuclear. 

, Nicolás Deza