ecojournal.com.ar

El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) realizó este martes la audiencia pública para analizar el otorgamiento de la prórroga de las licencias del servicio público de distribución de gas natural por red solicitadas por las compañías Metrogas, Camuzzi Gas Pampeana y Litoral Gas. La audiencia estuvo a cargo de Carlos Casares, interventor del organismo. Las distribuidoras, que abastecen en conjunto a 4,6 millones de usuarios de un total de 9 millones en todo el país, solicitaron la extensión de la operación por 20 años más. Las licencias de las tres distribuidoras fueron otorgadas por 35 años y vencen el 28 de diciembre de 2027.

Metrogas abastece a la Ciudad de Buenos Aires y 11 localidades del Gran Buenos Aires (Almirante Brown, Berazategui, Esteban Echeverría, Avellaneda, Quilmes, Florencio Varela, Lanús, Lomas de Zamora, Presidente Perón, San Vicente y Ezeiza). Litoral Gas cubre la provincia de Santa Fe y siete departamentos del norte de Buenos Aires. En tanto, Camuzzi Gas Pampeana distribuye gas en La Pampa y casi la totalidad de la provincia de Buenos Aires.

En la audiencia, las compañías indicaron que el pedido de prórroga por dos décadas les permitirá continuar con el plan de inversiones que están llevando adelante. Ahora el Enargas deberá analizar la solicitud de las distribuidoras para determinar la renovación de las licencias en base a sus desempeños como licenciatarias.

Luego del proceso de audiencia pública, el Enargas deberá realizar un informe para que lo analice el gobierno nacional, que tendrá 120 días para tomar la decisión sobre el pedido de prórroga de las tres licenciatarias.

Licencias y prórrogas

La operación de las tres compañías se inició en diciembre de 1992, luego de la privatización de Gas del Estado. Originalmente el contrato habilitaba a una extensión adicional de la licencia de 10 años, pero la Ley Bases impulsada por el gobierno de Javier Milei y aprobada en 2024 en el Congreso extendió el plazo de la prórroga a 20 años. En este caso, la licencia se extendería hasta 2047.

Las licencias originales de las tres distribuidoras fueron otorgadas por 35 años a través de los decretos 2455 2456 y 2459 de 1992 y según lo estableció la Ley de Reforma del Estado 23.696, que le dieron un marco normativo al proceso de privatizaciones del gobierno de Carlos Menem.

Las licencias de Metrogas, Litoral Gas y Camuzzi Gas Pampeana vencen a fines de diciembre de 2027. Pero el marco regulatorio obliga a realizar la audiencia pública para habilitar las prórrogas con una antelación no menor a 18 meses ni mayor de 54 meses del fin de las licencias. Es por este motivo que el ente regulador realizó la audiencia dos años y medio antes del vencimiento de las licencias.

Solicitudes

“Demostramos haber cumplido sustancial y adecuadamente con el contrato de licencia y realizamos notables mejoras al servicio público”. “Solicitamos la prórroga porque cumplimos con el nivel de inversiones, que fue acorde a la eficiente y segura prestación del servicio”, remarcó Pablo Anderson, director de Asuntos Legales y Regulatorios de Metrogas, cuyo paquete accionario corresponde en un 70% a YPF.

Metrogas llega a 2,4 millones de usuarios (el 27% del total de habitantes del país) de los cuales 69.500 son comercios, 6.000 industrias, 319 GNC y cinco son centrales termoeléctricas que representan el 10% de la capacidad de generación del país. En la Revisión Quinquenal Tarifaria aprobada este año realizó un compromiso de inversión de US$ 170 millones entre 2025 y 2030.

Por su parte, Daniel Molinari de Litoral Gas, empresa que abastece a 766.700 usuarios (2,5 millones de habitantes) explicó que la distribuidora cubre una extensión de 13.620 kilómetros de gasoductos y redes. La compañía distribuye gas al 8% de los usuarios del país y representa el 11% del volumen de fluido distribuido.

El directivo indicó que “ejecutamos todas las inversiones obligatorias y suministramos la información requerida por la autoridad regulatoria. Cumplimos con todas las obligaciones. La prórroga de la licencia que solicitamos permitirá dar continuidad a la realización de las inversiones para ampliar la capacidad del sistema”.

“Aguardamos una respuesta positiva por parte del Poder Ejecutivo para que decrete la prórroga”, concluyó Molinari. En la RQT, Litoral Gas presentó un compromiso de inversión de US$ 24 millones promedio anual.

En tanto, Alejandro Pérez, director comercial Camuzzi Gas Pampeana, señaló que “la operación que tenemos nosotros es más compleja que las demás distribuidoras. Realizamos ampliaciones y obras como plantas compresoras, gasoductos y ramales, redes de distribución, plantas reguladoras y de Gas Licuado de Petróleo (GLP)”.

“No incurrimos en incumplimientos que justifiquen la caducidad de la licencia. Creemos que la prórroga es una decisión razonable y proporcional con relación al objetivo final perseguido, que es garantizar la continuidad y accesibilidad a servicios públicos esenciales”, remarcó Pérez.

Camuzzi Gas Pampeana distribuye gas a 1,4 millones de usuarios y tiene casi 70.000 usuarios comerciales y 145 grandes usuarios. También tiene 12 subdistribuidoras en su área.

En representación de las compañías participó también Daniel Martini, titular de la Asociación de Distribuidores de Gas, que sostuvo que desde 1992 todas las empresas de distribución del país invirtieron más de US$ 3.800 millones y tienen comprometidos US$ 1.000 millones en los próximos cinco años. “Las empresas operaron de manera confiable y segura y acreditan las condiciones para acceder a un nuevo período de gestión de 20 años”, subrayó.

, Roberto Bellato

El viceministro de Energía y Minería, Daniel González, anunció hoy la aprobación del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) para el proyecto minero Rincón, un desarrollo de producción de litio en la provincia de Salta que llevará adelante la empresa Río Tinto con una inversión de US$2.700 millones.

Se trata de la primera iniciativa para el sector minero que ya tiene siete proyectos presentados y cuya demora en conocerse la suerte de las iniciativas comenzaba a generar el reclamo de las compañías.

“Hoy el comité evaluador aprobó el primer proyecto minero que es Rincón, de Rio Tinto, que esperamos sea el primero de varios de los proyectos de minería que aplicaron al RIGI”, anunció González en el cierre del evento Experiencia CAEM-IDEA que se realizó en al primera jornada de la 26ª edición de ArMinera, en el predio de La Rural.

La empresa Rio Tinto presentó a mediados de febrero su Proyecto de Exportación Estratégica de Litio, en el marco del RIGI, cuyos beneficios incluyen estabilidad regulatoria, reducción impositiva y exenciones arancelarias.

La empresa informó que en los primeros dos años, el desembolso proyectado es de US$ 571 millones en el primer año y US$ 885 millones en el segundo, por lo cual la compañía solicitó la adhesión al régimen autorización para la construcción de una planta comercial con capacidad de 53.000 toneladas anuales de carbonato de litio, aplicando tecnología de extracción directa (DLE).

González resaltó el valor del régimen como “instrumento dinamizador de las inversiones, en un esquema que está acelerando los proyectos del sector minero” y respondió a las manifestaciones que distintos directivos del sector empezaban a expresar en público sobre la supuesta demora en la revisión de las propuestas.

“Hay una expectativa de aprobación inmediata pero hay que entender que tiene que cumplir con una normativa bastante rígida, y nos tomamos muy en serio cuidar la plata de los contribuyentes porque tiene incentivos fiscales que de algún lado salen, y los proyectos deben seguir todos los requisitos de un proceso complejo de aprobación”, afirmó.

No habrá RIGI diferencido para exploración

El funcionario de la cartera económica, en cambio, negó que el Gobierno esté analizando la implementación de un “RIGI Extendido” como viene solicitando la industria para alcanzar a las tareas de exploración en minería de oro y plata que permita extender la vida útil de los proyectos en producción, pero con capacidad productiva de dos a cuatro años. “El RIGI incentiva nuevas inversiones y no fue pensado para premiar inversiones existentes, puede gustar o no pero asi lo aprobó el Congreso”, argumentó el secretario coordinador.

“No va a haber un RIGI diferenciado, hay un concepto atendible que es en qué medida la extensión de vida de un proyecto minero es una ampliación o no, pero el monto minimo no puede cambiar. Las cosas que sean interpretativas las estamos mirando y si tiene sentido lo ejecutaremos, pero sin forzar desde lo legal porque queremos utilizar las herramientas del régimen al máximo pero no nos podemos pasar un centímetro”, afirmó al respecto.

Sobre el mismo tema, González destacó que la función del Gobierno es “crear condiciones para que el privado invierta, y con los actuales precios del litio que haya más proyectos de inversión desde cero es una excelente noticia. La respuesta a eso está en que el RIGI lleva la carga impositiva argentina a un lugar debajo de Chile y Perú, y cambia completamente la situación”.

Al respecto también expresó la expectativa de que el proyecto de cobre Vicuña presente pronto su aplicación al régimen, al igual que otras tres iniciativas de cobre que no precisó. “Claramente el régimen generó un interés que buscó el Gobierno para acelerar y decidir inversiones que estaban en duda, y en esa función funciona, despues el RIGI no está pensado para solucionar todos los problemas de los argentinos”, concluyó sobre el tema.

Minutos antes del anuncio, el gerente general de Rio Tinto Lithium, Ignacio Costa, había explicado en el mismo foro que “gracias al RIGI se pudo decidir la continuidad de dos proyectos que estaban suspendidos” en referencia a Rincón en Salta y Sal de Vida en Catamarca, y anticipó que también presentarán un tercer proyecto para lo cual es necesario que se prorrogue la ley en sus plazos para tener una ventana mayor a la fecha de vencimiento de julio 2026, y poder beneficiarse del régimen de incentivo.

A comienzos de marzo, Rio Tinto completó la adquisición de Arcadium Lithium por un total de US$6.700 millones, consolidando su posición como uno de los principales productores de litio a nivel mundial. Con esta operación, Arcadium Lithium pasó a llamarse Rio Tinto Lithium e incluyó, entre otros activos, el proyecto de litio Rincón en Argentina hoy favorecido por el RIGI.

, Ignacio Ortiz

Cloronor, la empresa dedicada a la elaboración y distribución de productos químicos anunció que impulsará un nuevo proyecto estratégico vinculado a la fabricación de ácido clorhídrico, un insumo clave para múltiples áreas del sector energético, en el Parque Industrial de Formosa.

Como parte de su plan estratégico, la compañía invirtió US$ 3,5 millones, financiados principalmente mediante la reinversión de utilidades y la emisión de obligaciones negociables avaladas por la Comisión Nacional de Valores, a fin de lograr este nuevo objetivo y su vez ampliar la capacidad de producción de cloro, soda cáustica y otros derivados fundamentales para la potabilización del agua y diversos procesos manufactureros.

Ácido clorhídrico

El ácido clorhídrico, en sus soluciones acuosas, se utiliza como reactivo en el tratamiento, extracción, separación y purificación de minerales, además del tratamiento de aguas, el decapado de acero y la acidificación de pozos petroleros.

En la actualidad, la oferta de este ácido se concentra en sólo dos grandes productores: Transclor S.A. y Unipar S.A. Sin embargo, la demanda del sector minero y el crecimiento de la actividad que registró en los últimos años Vaca Muerta, sumado a esta concentración, elevó significativamente su precio y generó una marcada escasez en el mercado. Es por esto que desde Cloronor destacaron que la producción de ácido clorhídrico permitirá que la empresa se sume como un nuevo proveedor y la posicionará como la única industria química del noreste argentino (NEA) capaz de abastecer este insumo.

También explicaron que esto generará nuevas fuentes de empleo para Formosa y la región por lo que la compañía destacó el rol de las políticas industriales provinciales de incentivo orientadas al desarrollo industrial y a la generación de empleo calificado – que incluyen facilidades en el acceso a lotes y beneficios fiscales- como propulsoras de su crecimiento.

Crecimiento

En línea con las tendencias globales y las políticas de Formosa vinculadas a la sostenibilidad, Cloronor se encuentra desarrollando un proyecto de generación de energía fotovoltaica para autoabastecerse con 1 MGh de energía limpia. Esta iniciativa le permitirá mejorar su eficiencia operativa, reducir su huella ambiental y reforzar la estabilidad del suministro energético en la provincia.

En cuanto a la formación profesional, la firma selló convenios con universidades y colegios técnicos de la provincia para reforzar el desarrollo del capital humano local.

Durante 2024, Cloronor accedió a asistencia financiera a través del Fondo de Desarrollo Industrial y PyME (FONDIP). “Las inversiones realizadas no solo promueven el crecimiento de Cloronor, sino que también tienen un efecto dinamizador en la economía de Formosa y la región, generando empleo local y una mayor demanda de bienes y servicios en la cadena productiva provincial”, destacaron.

Alianzas productivas

Recientemente representantes de la empresa realizaron una misión técnica a la provincia de Sichuan en la República Popular de China con el propósito de supervisar el avance en la construcción de equipos críticos, como la columna de fabricación de ácido clorhídrico, y afianzar vínculos estratégicos con proveedores tecnológicos. Además, participaron en la Feria Internacional de Cantón 2025, organizada por el Centro de Comercio Exterior de China, con el respaldo del Ministerio de Comercio y el Gobierno Popular de Cantón.

, Redaccion EconoJournal

La gobernación de Neuquén, que encabeza Rolando Figueroa, dedicó buena parte de 2024 y lo que va de este año a debatir, en un contexto de hermetismo, con las principales petroleras con actividad en Vaca Muerta la creación de una serie de nuevos instrumentos técnico-económicos para autorizar la venta de yacimientos —tanto maduros como no convencionales— en la provincia. Desde Neuquén sostienen que no se apunta a adoptar medidas disruptivas que atenten contra el entorno de inversión en la cuenca, pero sí de incorporar requerimientos diferentes y novedosos antes de validar el traspaso de concesiones hidrocarburíferas.

«La idea es impulsar un modelo de gestión más dinámico, que permita realizar un monitoreo más ágil de las inversiones realizadas por los privados y defender los intereses de la provincia cuando se transfiera una concesión en Vaca Muerta», explicaron fuentes cercanas a la administración provincial.

Un emergente de este nuevo enfoque que impulsa la gobernación patagónica fue el cobro por primera vez, a fines de noviembre pasado, de un bono de US$ 100 millones a ExxonMobil como condición necesaria para autorizar la transferencia de seis bloques en Vaca Muerta a Pluspetrol. A través de esa negociación, que quedó asentada en el Decreto 1215/24, Neuquén logró legitimar un racional diferente en la discusión con las empresas por la renta que genera la actividad petrolera.

¿En qué consiste esa nueva mirada?

En la discusión con ExxonMobil, el ministro de Energía provincial, Gustavo Medele, argumentó que Gas y Petróleo (GyP), la petrolera neuquina, y la provincia en general estaban en condiciones de percibir un ingreso adicional por parte de la petrolera norteamericana como resultado del desvío registrado entre el plan de desarrollo presentado por la compañía a la hora de recibir sus seis concesiones de explotación en Vaca Muerta por 35 años y las inversiones efectivamente realizadas en esas áreas.

Lo que propuso Medele fue cuantificar un valor económico del petróleo que se dejó de producir en esos bloques por la ralentización del programa de trabajo inicialmente previsto. Desde Neuquén advierten que el plan de desarrollo presentado por las petroleras antes de ser adjudicatarias de una concesión no convencional (Cench) tiene un carácter ‘nocional’ o aspiracional. Así lo establece el marco regulatorio provincial y nacional. Es decir, se trata de un plan estimativo cuyo cumplimiento no es taxativamente vinculante ni mandatorio.

Lo que sucedió en la última década es que varias operadoras perforaron menos pozos de los previstos a raíz de la falta de confianza generada por los problemas macroeconómicos de la Argentina, expresados en el cepo cambiario, la altísima inflación y la imposibilidad de importar insumos y equipamiento para elevar el nivel de actividad en Vaca Muerta.

Planteamiento

Sobre la asunción de esa insoslayable realidad, la gobernación de Neuquén empezó a plantear desde principios de 2024 que, si bien es cierto que las condiciones de borde negativas de la economía local atentan contra las inversiones, eso no impide discutir que, en caso de que los privados obtengan un beneficio económico por la venta parcial o total de una concesión en Vaca Muerta —como sucedió con ExxonMobil—, la provincia tiene derecho a exigir una especie de cobro retroactivo por los ingresos que dejó de percibir por los hidrocarburos que no produjo la compañía vendedora.

¿Cómo se calcula ese monto? El Ministerio de Energía de Neuquén traza una curva de producción ‘teórica’ de hidrocarburos del área que se pretende traspasar para determinar qué volumen de petróleo y gas se habría extraído del campo si se hubiese cumplido con el plan de desarrollo ‘nocional’ o estimativo presentado por la operadora al momento de recibir la concesión. Luego, se comparan esos datos con la producción efectivamente registrada en el campo y, por último, se define un valor económico del petróleo no extraído y se determina un proporcional equivalente a las regalías y otros impuestos que tendría que haber cobrado la provincia. Así se calcularon los US$ 100 millones del bono que pagó ExxonMobil para poder transferir sus áreas a Pluspetrol.

Como era de esperar, el nuevo planteamiento de Neuquén generó resistencias entre las principales petroleras en Vaca Muerta, que desde hace años cuestionan que la provincia utiliza los recursos recaudados por las regalías hidrocarburíferas —que representan hasta un 15% de la producción— para solventar gastos corrientes en lugar de financiar obras de infraestructura como fija la Ley. Al final de la gestión anterior que encabezó Omar Gutiérrez, más de un 70% del gasto público de Neuquén se destinaba a cubrir salarios de empleados públicos, dejando un escaso margen para llevar adelante inversiones en la provincia. La administración de Figueroa mejoró esos números y hoy ese porcentaje se ubica más cerca del 50 por ciento.

Nuevos requerimientos

“Se entiende la posición de los privados cuando dicen que la Argentina no es país que incentive la inversión por las restricciones cambiarias, la imposibilidad de girar dividendos al exterior y la inflación. Pero, al mismo tiempo, si una empresa que asumió el compromiso de llevar adelante un plan de desarrollo que después ralentizó finalmente obtiene un beneficio económico por vender una concesión que le otorgó la provincia, creemos la gobernación tiene la obligación y el derecho de analizar esa transacción de manera inteligente antes de aprobar el traspaso”, explicó una fuente provincial a EconoJournal.

Ese enfoque aplica todavía más para las concesiones que están en cabeza de GyP de Neuquén, como las de ExxonMobil o las de Phoenix Global Resources, subsidiaria de Mercuria Energy, que la semana pasada fue noticia por dejar sin efecto la venta del 50% de sus cuatro bloques en Vaca Muerta a Geopark. Algo de la discusión de esta nueva agenda que impulsa Neuquén basculó en el trasfondo de esa transacción fallida, que nunca fue aprobada oficialmente por la provincia pese a que desde que se anunció en mayo de 2024 pasó más de un año. Esa demora, que habilitó Phoenix se retirara del deal, no fue, sin embargo, la razón determinante por la que la transacción no prosperó. La disolución del acuerdo estaría más vinculada a una decisión unilateral de Phoenix, que parece haber cambiado su estrategia a medida que se revalorizaron los activos en Vaca Muerta, como dejan en evidencia las salidas de ExxonMobil y Petronas, que en abril vendió su participación accionaria en La Amarga Chica a Vista.

“El proceso administrativo con Phoenix nunca avanzó. Para incorporar a un socio nuevo hay que modificar los acuerdos de operación (operating agreement, en inglés) firmados con GyP, que sigue siendo el titular de las concesiones. Para eso, hay que relevar documentación e información múltiple que las empresas (por Phoenix y Geopark) nunca presentaron”, señalaron fuentes provinciales.

Leading case

Los casos de ExxonMobil y, en menor medida, de Phoenix-Geopark pusieron de manifiesto que hacia adelante Neuquén pretende tener este tipo de negociaciones con las empresas que vendan sus activos en Vaca Muerta, en especial en aquellos en los que GyP tenga participación.

Así, por ejemplo, si el proceso de testeo de mercado que tiene en marcha por los bloques La Invernada-Rincón de la Ceniza, en el norte de la provincia, avanza hacia una venta total o parcial de su participación, es muy probable que la francesa TotalEnergies, titular de esos campos, tenga que discutir con Neuquén un acuerdo similar al que alcanzó ExxonMobil.

La misma lógica podría aplicarse a las otras 12 áreas con Cench en las que GyP está asociada a otras empresas, entre las que figuran Shell, Pan American Energy (PAE), Vista, Tecpetrol y Pampa Energía.

Uno a uno

Los nuevos requerimientos para aprobar transacciones de áreas en Neuquén no están especificados en ninguna normativa en particular. Allegados a la provincia admiten que tratar una nueva regulación petrolera en la Legislatura —una iniciativa que la gobernación de Figueroa parecería estar en condiciones de aprobar sin demasiados inconvenientes— podría afectar el clima de negocios en Vaca Muerta. Por lo que prefieren valerse de las potestades contractuales que le confieren los acuerdos firmados con GyP y también la versión actualizada de la histórica Ley 17.319 (de Hidrocarburos), cuyo espíritu y sus artículos principales fueron re-redactados por la Ley Bases aprobada en julio del año pasado.

El artículo 147 de esa norma, que modificó el artículo 91 bis de la Ley 17.319, establece que las provincias no pueden reservar más bloques petroleros para sus empresas petroleras (como por ejemplo GyP), pero sí pueden renegociar nuevas condiciones de asociación en caso de terceros ingresen a concesiones existentes. Con una redacción más laxa de los artículos que integran el Título II de la norma, la Ley Bases otorga mayor flexibilidad a las provincias para fijar las condiciones de inversión que deben cumplir los privados a la hora de explotar yacimientos petroleros.

En Neuquén interpretan —tal vez a contramano de lo que pretendían sus impulsores— que el paraguas regulatorio impulsado por La Libertad Avanza (LLA) con la modificación de la Ley 17.319 los habilita a discutir nuevos requerimientos con las empresas petroleras.  

Plazos y tamaños

En la provincia siempre está latente la percepción de que, en los últimos 25 años, desde la caída de la Convertibilidad, fueron perjudicados por las políticas del gobierno nacional, que afectó la recaudación por regalías al congelar durante años el precio del gas y la electricidad o pisar artificialmente el precio interno del crudo.

En retrospectiva, en Neuquén también son críticos del plazo de 35 años que fijó la Ley 27.007, sancionada en 2014, para las concesiones de explotación en Vaca Muerta. “En un país normal con una macroeconomía estable, sin cepo cambiario y una inflación controlada, como la mayoría de América latina, las concesiones tendrían un plazo de 15 o 20 años como máximo”, indicó un ex funcionario de Neuquén.

“Las provincias, que son las dueñas de los recursos, tampoco tienen muchos instrumentos o palancas normativas para revertir un área por falta de inversión. Es complicado, porque los privados alegan que no pueden invertir porque la volatilidad macroeconómica, el cepo y la inflación, cuyo control es responsabilidad del Estado, no lo permiten, y la Justicia tiene elementos varios para darles la razón”, admitió.

El mismo criterio revisionista aplica para evaluar el tamaño de las concesiones en Vaca Muerta, hoy considerado excesivo en muchos casos. Una concesión en Permian tiene 40 o 50 kilómetros cuadrados. En Neuquén, en cambio, hay concesiones de hasta 800 Km2, como por ejemplo Sierra Chata. Por eso, la intención de la gobernación es empezar a aprobar concesiones de superficies más pequeñas.

, Nicolas Gandini

Emergencias estará presente una vez más en la Expo Arminera, un evento exclusivo para profesionales, empresarios y todos los interesados en la industria minera, que tendrá lugar del 20 al 22 de mayo de 13 a 20 hs, en La Rural, Buenos Aires.

“Como empresa de salud especializada, Emergencias ofrece soluciones integrales para empresas de diversos sectores, con un enfoque particular en la minería, brindando servicios personalizados que promueven el bienestar y la seguridad de los trabajadores”, destacaron desde la empresa.

Acompañamiento

La empresa cuenta con más de 4,500 empleados en todo el país, de los cuales más de 500 están dedicados exclusivamente a las operaciones de minería y petróleo. Dispone de más de 50 trailers sanitarios y está presente en diversas provincias como San Juan, Salta, Jujuy, Catamarca, Neuquén, Río Negro, Mendoza, La Pampa, entre otras. Además, cuenta con más de 100 vehículos 4×4 adaptados para operar en las condiciones más exigentes de la minería.

“Nuestro compromiso es garantizar la salud y seguridad de los equipos de trabajo. Con un enfoque especial en la salud ocupacional y la prevención de riesgos, Emergencias presentará su gama de servicios diseñados para mejorar la seguridad y el bienestar de los trabajadores del sector minero”, remarcaron desde la firma.

Durante el evento, estará destacando soluciones innovadoras adaptadas a las necesidades de la industria:

• Salud en Sitio: Atención médica inmediata.
• Medicina Laboral: Análisis pre ocupacionales y periódicos del entorno laboral minero.
• Seguridad e Higiene: Programas para un entorno seguro y saludable.
• Brigada de rescate: Respuesta rápida y efectiva ante emergencias.
• Consultoría en Habilitaciones: Asesoría para cumplir con normativas y estándares
• Telemedicina: Acceso a consultas médicas especializadas a distancia.

“La minería es una de las industrias más exigentes en cuanto a la salud y seguridad de sus trabajadores y en Emergencias estamos comprometidos en ofrecer servicios que contribuyan a mitigar riesgos y promover ambientes de trabajo saludables. Estar presentes en este evento nos permitirá conectar con actores clave del sector y mostrar cómo nuestras soluciones pueden impactar positivamente en la productividad y el bienestar de los equipos de trabajo”, destacaron.

Para obtener más información sobre los servicios o agendar una cita en el stand 1J-60 durante el evento, por favor, contacte a: operacionescomplejas@emergencias.com.ar

, Redaccion EconoJournal

San Antonio Internacional (SAI), uno de las principales empresas proveedoras de equipos de torre de la Argentina, realizará el próximo miércoles 21 de mayo una subasta de unos diez equipos de pulling y workover. La iniciativa de la compañía, que se explica por la fuerte caída de la actividad hidrocarburífera en el Golfo San Jorge, es en los hechos un testeo de mercado para constatar si existe interés de otras empresas de servicios interesadas en adquirir esos activos, ya sea en el país o en el exterior.

Al igual que la gran mayoría de contratistas que integran el ecosistema de proveedores petroleros en Chubut y Santa Cruz, San Antonio, controlada por el fondo de inversión estadounidense Lone Star, interpreta que la recuperación de la actividad en el Golfo no será inmediata. Al contrario, el descenso del precio internacional del crudo y el crecimiento de los costos en dólares en los campos maduros como resultado de la apreciación cambiaria, complejizan el escenario. Por lo tanto, explorará el interés del mercado en adquirir parte de los equipos de torre que estaban emplazados en campos convencionales.

La subasta, que se realizará de modo online el miércoles a las 16.30, no implicará, no obstante, que se trate de una venta de los equipos al mejor postor. La empresa quiere saber qué interés real existe por esos bienes de capital. Pero sólo se desprenderá de los equipos si existen compradores dispuestos a pagar un precio competitivo.

El valor de cada unidad de pulling ronda los US$ 900.000, mientras que una de workover puede superar los 1,5 millones de dólares. San Antonio mantiene conversaciones por los equipos con empresas que ya están presentes en el Golfo San Jorge y también con una firma venezolana.

Costos al alza

EconoJournal informó el mes pasado que el costo de desarrollo de un pozo tipo en el Golfo asciende a los US$ 20 por barril, sin considerar el valor del dinero en el tiempo ni los costos financieros. A eso hay que sumarle, costos de operación y mantenimiento (Opex) que rondan los 35 dólares y regalías provinciales del 15% (unos US$ 9,50 por barril), retenciones a la exportación en la banda del 8% e Ingresos Brutos de 3% (US$ 1,90). El resultado es un costo estimado total por barril producido de más de US$ 71 que no se recupera en el mercado.

, Redaccion EconoJournal

La Argentina se encuentra en un momento clave para convertirse en uno de los actores estratégicos a fin de acompañar el proceso de transición energética a nivel global, gracias a su abundancia de recursos naturales como el gas, el sol, el viento y la biomasa. Sin embargo, el desafío no está solo en el potencial, sino en la capacidad de convertirlo en desarrollo sostenible. En este proceso, la infraestructura energética juega un papel fundamental porque requiere modernización para estar a la altura del crecimiento de la demanda interna y de los planes de crecimiento para impulsar el desarrollo del país. 

Las redes de transmisión y distribución presentan cuellos de botella que limitan la expansión y resulta necesario avanzar en la automatización, digitalización y almacenamiento para aprovechar al máximo las energías renovables.  En el Día de la Luz, Nicolás Bin, Country Business Head Siemens Smart Infrastructure de Argentina y Uruguay de Siemens, dialogó con EconoJournal sobre conocer cuáles son las tecnologías en las que se encuentra trabajando la compañía para hacer más eficientes, flexibles y resilientes a las redes y mejorar el sistema eléctrico del país.

Bin explicó que a través de soluciones como Electrification X y sistemas de gestión de datos como Gridscale X, Siemens tiene como meta impulsar la transformación del sistema eléctrico con tecnologías que permiten anticipar fallas, reducir pérdidas, optimizar recursos y brindar un mejor servicio. A su vez, estas soluciones, además de modernizar la infraestructura del sistema eléctrico, abren la puerta a una energía más accesible y asequible para todos los sectores de la sociedad.

—¿Cómo evalúa el estado actual del sector energético en la Argentina?

–El país cuenta con un potencial excepcional en cuanto a los recursos necesarios para soportar la transición energética, especialmente, gas natural, solar, eólica, hidroeléctrica y biomasa. Vemos un escenario donde las compañías locales están tomando un rol protagónico en el desarrollo del negocio energético, lo cual es clave para consolidar una industria robusta y con proyección internacional. El objetivo del autoabastecimiento energético está en vías de resolverse en el corto plazo, y el sector comienza a consolidarse como un pilar estratégico para el desarrollo económico del país, con capacidad de generar divisas y empleo a través de las exportaciones. En este contexto, celebramos los avances en proyectos de Gas Natural Licuado (GNL) y el crecimiento de las exportaciones de gas a países vecinos que amplían la escala del mercado de hidrocarburos y reafirman la confianza en las inversiones que se vienen realizando en el sector. En el sector eléctrico, la subasta RenMDI, que involucraba plantas de generación híbridas, y la reciente licitación AlmaGBA, para la instalación de baterías, son hitos importantes en la modernización del sistema y en el uso del almacenamiento para reforzar la capacidad de transporte y mayor integración de energías renovables.

—¿Cuáles considera que son los principales desafíos que enfrenta el país en materia de infraestructura energética?

–La Argentina enfrenta desafíos considerables en materia de infraestructura energética, especialmente en el presente contexto de crecimiento y de grandes proyectos de industrias extractivas. Tanto para abastecer el aumento de la demanda interna como para materializar los proyectos de exportación, el aumento de la producción de energía requiere una expansión significativa de las infraestructuras de transporte.  Esto incluye tanto el sistema de transporte de gas y petróleo como la red de transmisión eléctrica que hoy presentan cuellos de botella y limitan el desarrollo de nuevos proyectos. También es prioritario avanzar en la automatización y digitalización de las redes de distribución incorporando tecnologías avanzadas de maniobra, protección, telecontrol y medición inteligente, alineados con estándares internacionales, para mejorar la eficiencia operativa, reducir pérdidas y aumentar la confiabilidad del servicio.

 –¿Qué rol puede jugar la tecnología en la mejora del acceso a la energía en el país?

–La tecnología es fundamental para alcanzar los tres objetivos fundamentales del trilema energético: 1) seguridad en el abastecimiento, 2) sostenibilidad y 3) asegurar que la energía sea asequible y accesible para todos los sectores de la población y la economía. A través de la automatización y la digitalización, es posible aumentar la confiabilidad del sistema eléctrico, reducir pérdidas en la red y optimizar el uso de los recursos tanto en la generación como en el transporte de energía. Esto no sólo mejora la cobertura, sino que también contribuye a reducir los costos, haciendo la energía más accesible para hogares, comercios e industrias. Además, la tecnología habilita la electrificación de procesos productivos que hoy dependen de combustibles fósiles, impulsando una industria más competitiva, eficiente y sostenible.

—En 2024, Siemens presentó Electrification X con el objetivo de transformar la infraestructura de electrificación. ¿En qué consiste esta tecnología? ¿Cómo funciona? ¿Qué beneficios/diferenciales tiene y en qué se aplica?

–Electrification X es el portafolio de soluciones IoT (aplicación práctica de la tecnología de Internet de las Cosas) de Siemens diseñado para acelerar la transformación digital de la infraestructura eléctrica de generadores, transmisoras, distribuidoras y usuarios comerciales e industriales. Basado en servicios en la nube altamente escalables y ofrecido como software como servicio (SaaS), Electrification X es una plataforma abierta e interoperable que permite optimizar el uso de activos, aumentar la confiabilidad de los sistemas, fortalecer la ciberseguridad y mejorar la eficiencia energética, contribuyendo directamente al cumplimiento de los objetivos de sostenibilidad de nuestros clientes. En definitiva, este portafolio habilita una infraestructura energética más inteligente, resiliente, flexible y preparada para los desafíos del futuro.

—¿De qué se trata el Gridscale X Meter Data Management (MDM)? ¿Cómo funciona? ¿Ya hay aplicabilidad en el país?

–Una red con medición avanzada se compone de tres elementos clave: los medidores inteligentes que registran el consumo en intervalos cortos de tiempo; las tecnologías de comunicación, que transmiten esos datos de forma segura y continua; y un sistema de gestión de datos, conocido como MDM (Meter Data Management). El MDM Grid Scale X de Siemens permite almacenar, procesar y analizar los datos de la red eléctrica, facilitando la medición precisa de consumos, la detección de sobrecargas y la identificación de pérdidas técnicas y no técnicas, entre otras funcionalidades. Esto posibilita el mantenimiento preventivo y la resolución de incidentes e interrupciones antes del reporte por parte de los usuarios. En agosto de 2023, EPEC, la distribuidora provincial de Córdoba puso en funcionamiento el primer MDM del país con la tecnología de Siemens, con el cual hoy monitorea y mensura el consumo de 320.000 usuarios, que representan casi el 70% de la energía facturada por la distribuidora. Los beneficios del proyecto fueron de tal magnitud que se convirtió en un caso de éxito a nivel nacional y regional. En la actualidad, estamos trabajando con otras distribuidoras que ya han comenzado a instalar medidores inteligentes y que necesitan un sistema de gestión robusto y de reconocimiento mundial para maximizar el valor de los datos obtenidos a través de la telemedición.

—¿Qué soluciones ofrecen desde Siemens para modernizar el sistema energético nacional?

–La propuesta de Siemens Smart Infrastructure a nivel global consiste en combinar el mundo real con el mundo digital para crear tecnología capaz de transformar la infraestructura eléctrica para cumplir las necesidades de la transición energética. Nuestro portafolio combina hardware y soluciones digitales para integrar energías renovables y hacer las redes eléctricas de transporte y distribución más flexibles y confiables. Como ejemplo de ello, se encuentran nuestras subestaciones 100% digitales, en las cuales se reemplaza el cableado de cobre convencional y las señales analógicas con sensores digitales y comunicaciones de fibra óptica. Estas subestaciones inteligentes pueden ser monitoreadas remotamente y requieren un 30% menos de espacio físico, reducen los costos de mantenimiento y ofrecen una seguridad considerablemente mayor. También ofrecemos gemelos digitales de activos complejos del sistema eléctrico, como son las protecciones eléctricas. Con el SIPROTEC Digital Twin de Siemens es posible realizar simulaciones y ensayos de manera virtual, lo que reduce tiempos de evaluación y elimina la necesidad de contar con un inventario específico de equipos solo para simulaciones o ensayos. Además, existen herramientas de simulación para poder visualizar el comportamiento de la red ante diferentes escenarios dependiendo de distintas condiciones de generación y demanda. Del lado del consumo, buscamos lograr la mayor eficiencia posible. En este sentido la solución digital Building X de Siemens es una plataforma para edificios que ayuda a los clientes a digitalizar, gestionar y optimizar sus consumos a través de una experiencia de usuario sencilla, amigable y sostenible de gran rendimiento.

—¿Cómo contribuye la digitalización a una mayor eficiencia y sostenibilidad en el sector energético?

–La digitalización permite detectar ineficiencias, anticipar fallas, automatizar procesos y tomar decisiones basadas en datos, que redundan en un mejor aprovechamiento de recursos. Uno de los campos con mayor potencial es el monitoreo de activos de la red eléctrica. Hoy la mayoría de los mantenimientos se realizan de forma programada o reactiva, es decir, una vez que ocurre una falla. La digitalización permite migrar hacia un modelo predictivo, gracias al monitoreo remoto y en tiempo real, reduciendo interrupciones del servicio y optimizando inversiones. La solución Asset Management de Siemens, parte del portfolio de Electrification X, ofrece estas capacidades. Por ejemplo, permite a las distribuidoras monitorear miles de transformadores en su red y detectar señales de sobrecarga antes de que se produzca una falla, evitando cortes de servicio. De forma similar, una planta industrial puede utilizar esta solución para supervisar el estado de sus equipos eléctricos, identificar signos de desgaste y planificar su reemplazo durante una parada programada, evitando pérdidas de producción.

—¿Qué expectativas tiene al futuro del mercado energético en la Argentina?

–Tenemos una mirada optimista sobre el futuro del mercado energético en la Argentina. El país cuenta con recursos naturales excepcionales y un ecosistema de empresas locales que están tomando un rol cada vez más protagónico. Si se consolidan condiciones macroeconómicas estables y un marco regulatorio claro, el sector tiene todo para atraer nuevos jugadores, acelerar la transición energética y posicionarse como un motor clave del desarrollo económico. Con el acompañamiento de la tecnología, la digitalización y la colaboración entre tecnólogos y empresas de energía, el mercado energético argentino puede volverse más eficiente y competitivo, y recuperar el liderazgo en el escenario regional.

, Loana Tejero

Por primera vez en más de dos décadas, la Argentina ha completado una Revisión Quinquenal Tarifaria por el servicio de gas natural. Esto es una señal institucional clave: volvemos a tener un marco regulatorio estable, con reglas claras que guiarán el accionar de transportistas y distribuidoras entre 2025 y 2030.

El nuevo esquema incluye tanto las tarifas autorizadas como las obligaciones de inversión. En conjunto, los planes presentados ante la Secretaría de Energía, superan los US$ 1.200 millones, incorporados dentro del valor que pagamos los usuarios a través de la tarifa.

A partir de esa base normativa, se abre una oportunidad estratégica: construir un mercado moderno, eficiente y centrado en el usuario. Hoy más del 80% del costo del gas ya está cubierto por tarifas reales, sin subsidios, salvo para usuarios protegidos (N2 y N3) por una demanda base. Este cambio, gradual pero sostenido, apunta a una mayor transparencia en los precios y una menor dependencia del financiamiento estatal.

Para lograr dicho objetivo, un eje central de la revisión es el compromiso de mejora en la infraestructura y en indicadores técnicos, como sucede con el volumen de gas no contabilizado, que en Argentina se encuentra aún por encima de los estándares internacionales. Alcanzar niveles como el 2,5% de gas no contabilizado requerirá inversiones sostenidas y una gestión más eficiente. Pero también significará una red más confiable, moderna y justa para todos los usuarios.

Impacto

Al mismo tiempo, es importante considerar cómo impactarán estos cambios en los distintos tipos de usuarios. En el caso de los grandes usuarios industriales y comerciales, ya operan en un régimen de mercado libre: pueden elegir a quién comprarle el gas. Estos ajustes en transporte y distribución les impactan, pero una gran porción de su costo (el gas mismo) la obtienen a valores de mercado y mas competitivos que los usuarios cautivos.

Entre tanto, los usuarios cautivos como hogares y pequeños comercios compran todo el producto (gas+transporte+distribución) a su distribuidora. Es de esperar que en un futuro, esto se liberalice, tal como ocurre en países desarrollados. Para ellos, el aumento tarifario ha sido moderado, siguiendo la directiva del Ministerio de Economía de evitar subas abruptas en el marco del plan antiinflacionario. Los ajustes iniciales rondan el 3%, y el resto se distribuirá en cuotas a lo largo de 30 meses.

Mirando hacia adelante, un país que busca el crecimiento económico necesita energía disponible, competitiva y segura. Esa energía debe estar sostenida en un sistema donde productores, transportistas, comercializadores y usuarios operen bajo reglas claras, con incentivos alineados y previsibilidad a largo plazo.

La Argentina tiene los recursos, la capacidad técnica y el conocimiento. Lo que estamos empezando a recuperar es el marco institucional necesario para transformar ese potencial en crecimiento real. El desafío ahora es sostener este camino con compromiso, gestión y resultados.

(*) Abogado, especialista en derecho administrativo y energía y presidente de SAESA.

, Juan Bosch (*)

Empresas de servicios petroleros del Golfo San Jorge están advirtiendo que personal de compañías petroleras, respaldados por representantes del Sindicato del Petróleo y Gas Privado de Chubut, están incentivando a que empleados de esas empresas contratistas acepten una compensación económica superior a la que les correspondería por una indemnización por despido, a fin de presentar el telegrama de renuncia a sus empleadores.

Distintas fuentes consultadas por Econojournal, con conocimiento de esta práctica, explicaron que en las últimas semanas se están registrando conversaciones informales en los yacimientos con trabajadores de las contratistas para realizar propuestas de retiros laborales, pero sin conocimiento del empleador.

Esto se debe a que las petroleras están reduciendo la actividad en el Golfo, pero las empresas de servicios no se adecúan a ese nuevo escenario y en los hechos suelen ser las petroleras las que se tienen que hacer cargo del costo que demandan esos puestos de trabajo.

Desde las empresas de servicios advierten que se está generando una situación en la cual las urgencias por dotar de una mejora de competitividad a los campos maduros genera un riesgo de descomposición que erosiona el entramado productivo.

Las fuentes señalaron que la oferta que pretende ser presentada como un retiro voluntario es sustancialmente mejor a un despido sin causa, por lo cual una vez aceptada la propuesta y efectivizado el depósito del dinero prometido, el trabajador envía el telegrama de renuncia a la empresa contratista empleadora.

Más allá de la práctica denunciada para reducir las plantillas laborales y ajustar los costos de producción, las empresas de servicios se ven perjudicadas por una negociación de la que no forman parte en ninguna instancia. Esto les provoca, en muchos casos, la desvinculación de recursos humanos de alta capacitación en una diversa gama de tareas específicas, en los cuales invirtieron años y dinero para su formación. De hecho, lo que suele ocurrir es que quienes aceptar ese acuerdo es el personal que tiene un mejor desempeño y que sabe que puede conseguir trabajo en otro lado.

El perjuicio para las contratistas

Las empresas de servicios denuncian que ese tipo de acuerdos fuera de los marcos laborales puede resultar doblemente dañoso para las empresas de servicios. Es que al no haber una coordinación entre las necesidades de la petrolera y las posibilidades de una reestructuración de su contratista, se afecta la capacidad de cumplir sus funciones con la eficiencia y la seguridad que se le exige a una prestación petrolera.

Como ejemplo se cita en el sector que la renuncia de un operador también afecta a su eventual auxiliar, quien no puede hacerse cargo de tareas específicas para las cuales no está capacitado ni habilitado, por lo cual el impacto de la pérdida de la fuerza laboral se multiplica porque no hay posibilidad de reconversión inmediata. Todo esto con el aval de sindicalistas que en los hechos no solo representan a los trabajadores sino que también vienen cumpliendo un rol empresario en el sector.

Uno de los actores perjudicados por esta situación explicó que si bien hay que aceptar la realidad productiva de que la Cuenca del Golfo no está en condiciones de mantener los puestos de trabajo que tuvo o tiene, porque los costos no se pueden afrontar por el nivel de producción de los pozos, es necesario trabajar de manera inteligente.

Esto significa, para esa fuente, discutir de qué manera hacer más eficiente los activos de los campos maduros sin afectar de manera significativa la capacidad de contratación y de prestación de servicios de cada empresa que demandó años de desarrollo. Un desafío a tomar, más allá de que cualquier reducción de plantillas tiene un efecto social y económico en una región de estrecha dependencia de la industria.

Esta situación se advierte en un marco en el que varias empresas de servicios especiales cerraron en lo que va del año sus bases de operaciones en Chubut y Santa Cruz, tal como viene consignando Econojurnal. El riesgo de que la reconversión forzosa de la cuenca del Golfo por la salida de grandes petroleras devenga en una proceso de descomposición productiva y tecnológica preocupa a referentes públicos y privados.

, Ignacio Ortiz

Una de las asignaturas pendientes que tiene el Gobierno nacional en torno a la normalización de los precios energéticos se vincula con la demora en la actualización del Impuesto sobre los Combustibles Líquidos (ICL). “Pese a que la baja en el barril del crudo era el momento para recomponer el ICL, hubo una decisión política de privilegiar la contención de la inflación. Ahora bien, el atraso con este tributo representa la mitad de los subsidios al sector energético”, advirtió el director de Economía y Energía (EyE), Nicolás Arceo durante su participación en el quinto episodio de la segunda temporada de Dínamo – Charlas de Energía.

En concreto, detalló Arceo, por no actualizar el ICL se dejaron de recaudar US$ 2.400 millones durante el año pasado y se perdieron US$ 600 millones de recaudación en el primer trimestre de 2025. “Estamos hablando de entre un 40% y un 50% de lo que será la totalidad de los subsidios a la energía durante el año”, proyectó.

“No se trata meramente de aumentar el gravamen, sino de cumplir con la ley y mantenerlo en valores constantes. En ese sentido, si había una oportunidad para avanzar con eso, era ahora”, señaló el economista jefe de Empiria Consultores, Nicolás Gadano, refiriéndose tácitamente al vigente escenario internacional, signado por la caída en el precio internacional del barril de petróleo.

Según sus precisiones, todavía hace falta ajustar en más de un 90% el ICL. “Este tributo está recaudando un 0,6% del Producto Bruto Interno (PBI) y debería recaudar un 1%”, cuantificó.

Para poner las cosas en perspectiva, intervino el ex secretario de Energía de la Nación, Gustavo Lopetegui, siguiendo lo que indica la ley hoy el ICL tendría que significar aproximadamente 400 pesos por litro. “Debe considerarse que cuando terminó el Gobierno de Alberto Fernández, ese valor era de $ 50 por litro. Este Gobierno lo llevó a $ 250. Obviamente aún falta, pero no se puede negar que hubo una fuerte recomposición”, reivindicó.

Justo este mes, prosiguió, el equipo de Economía del Gobierno redujo un 4% el costo de los combustibles, priorizando que la inflación sea la más baja posible tras la salida del cepo cambiario. “Es totalmente comprensible que se haya optado por no subir el ICL”, explicó.

Macumba económica

Que una medida sea fruto de una decisión política, acotó Lopetegui, no necesariamente la desacredita, en especial porque todo el mundo seguía de cerca cómo reaccionaría la economía post-liberación cambiaria. “Resignar un aumento de $20 por litro de nafta está dentro de las herramientas que tenía el Gobierno para actuar. Cuando le preguntaron al economista (Adolfo) Canitrot cuál era el plan de estabilización ideal, respondió que había que usar políticas ortodoxas, heterodoxas, fiscales, de ingresos, salariales… y macumba”, bromeó.

Señal política

Desde lo macroeconómico, contestó Gadano, siempre habrá buenos argumentos para justificar esta clase de decisiones. “No obstante, me gustaría transmitir que YPF y la política de precios en el sistema energético competitivo no deberían ser herramientas del Ministerio de Economía para atender las necesidades del mes. La ley dice que el ICL se ajusta trimestralmente por la inflación, más allá de si a las autoridades les conviene o no”, manifestó.

No se tomó una medida con valor sistémico, a criterio de la directora ejecutiva de EcoGo, Marina Dal Poggetto, para quien lo que en realidad se hizo fue priorizar el escenario electoral. “Comparto con Gustavo (Lopetegui) que la política necesita dar señales. En ese sentido, esta baja de precios ayuda un poco. Me he cansado de ir a programas de televisión en los que el valor de los combustibles era noticia”, sostuvo.

Lo deseable, afirmó Gadano, sería que el Downstream se volviera un mercado realmente competitivo. “Los precios deberían moverse más por la competencia que por la caída en la cotización internacional del barril, mientras que los impuestos tendrían que estar donde los fijan las reglas”, remarcó.

Otros interrogantes

El actual contexto local, tal como especificó Arceo, exhibe la particularidad de que el precio de los combustibles se encuentra bajo en términos históricos. “Medido en moneda constante, el valor en los surtidores se ubica entre un 15% y un 20% (dependiendo de la apreciación del tipo de cambio) por debajo del promedio de la última década. En términos adquisitivos del salario privado registrado, hoy un sueldo compra 1.050 litros, cantidad que está apenas por encima del valor medio de los últimos 15 años”, puntualizó.

En cuanto a los precios regulados, añadió, lo que el Gobierno hizo durante 2024 fue recomponer muy fuertemente el Valor Agregado de Distribución (VAD). “Lo que falta en la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) es un salto de entre un 15% y un 17%, que se hará en 30 cuotas. En el mediano plazo se irá a un VAD actualizado por variación de precios. El interrogante es si eso será consistente con el tipo de cambio”, reflexionó.

Si en el futuro las cosas salen bien, apuntó Gadano, más allá del tipo de cambio podría proyectarse que el principal componente tarifario de la energía tenderá a abaratarse. “La gente pagará algo más por la distribución, pero un poco menos por el gas natural y la electricidad”, postuló.

Por lo pronto, expuso Dal Poggetto, con la caída en el precio local del gas se generó la posibilidad de subir las tarifas, bajar los subsidios y mantener el cambio en los precios relativos. “Esa es, en definitiva, la condición necesaria para que esto funcione sin que vuele todo por los aires”, enfatizó.

Para conocer de qué manera continuó el intercambio de ideas, pueden visitar el siguiente link.

, Redaccion EconoJournal

Siete proyectos mineros ya solicitaron su adhesión al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Cinco son de producción de litio, uno de oro y uno de cobre. El primero aplicó en octubre del año pasado y el último en abril. Hasta el momento el gobierno no aprobó ninguno. EconoJournal se contactó con la Secretaría de Minera para saber cuál era el motivo de la demora, pero no obtuvo respuesta.

El Congreso Nacional aprobó el RIGI como parte de la Ley de Bases el 27 de junio de 2024 y se publicó en el Boletín Oficial el 8 de julio. El gobierno reglamentó el régimen el 23 de agosto a través del decreto 749/2024 y explicitó los procedimientos para su implementación con la resolución 1074/24 del 22 de octubre. A partir de ese momento las empresas quedaron habilitadas para adherir. A su vez, en noviembre de 2024, se modificó la reglamentación del RIGI mediante el decreto 1028/2024, ampliando su alcance para incluir proyectos de ampliación de iniciativas preexistentes.

El artículo 54 del decreto reglamentario 749/24 establece que “la autoridad de aplicación deberá expedirse respecto de la solicitud de adhesión y el plan de inversión en un plazo máximo de 45 días hábiles”, aunque luego aclara que si la autoridad solicita información complementaria o aclaraciones que resulten indispensables para analizar la viabilidad y factibilidad del proyecto el plazo referido queda en suspenso. Hasta ahora no hubo novedades, pese a que ya pasaron casi 7 meses desde la primera presentación.

Proyectos que solicitaron su adhesión

—Galan Lithium Limited presentó su solicitud de adhesión al RIGI en octubre de 2024 para el proyecto de litio Hombre Muerto Oeste que tiene en Catamarca. La inversión estimada es de US$228 millones y el objetivo es producir hasta 20.850 toneladas por año de carbonato de litio equivalente a partir de 2027.  

—Posco Argentina S.A., subsidiaria de la coreana Posco Holdings, solicitó el 30 de octubre de 2024 su adhesión al RIGI por el proyecto de litio Sal de Oro, ubicado en el Salar del Hombre Muerto, en las provincias de Salta y Catamarca. La Etapa I prevé producir aproximadamente 25.000 toneladas de fosfato de litio por año y la Etapa II 23.000 toneladas de carbonato de litio por año. Las inversiones en activos computables en los términos del RIGI superan los US$ 1000 millones.  

–Minas Argentinas, subsidiaria de Yamana Gold, fue la primera empresa del sector en solicitar su ingreso al RIGI en noviembre pasado para reactivar la mina de oro Gualcamayo en San Juan con una inversión de US$ 1000 millones.

–-McEwen Copper, del grupo canadiense McEwen Mining, presentó en febrero la solicitud de adhesión al RIGI del megaproyecto de cobre Los Azules. El desarrollo de Los Azules implica una inversión estimada de US$ 2.700 millones, de los cuales US$ 227 millones son los que la minera canadiense presentó bajo el RIGI “para completar el estudio de factibilidad, realizar exploraciones adicionales y trabajos preliminares a fin de lograr que el proyecto esté listo para iniciar la construcción”.

—Río Tinto presentó formalmente su solicitud de adhesión al RIGI para su proyecto de litio en el Salar del Rincón, ubicado en la provincia de Salta, en febrero de este año. Este proyecto, denominado Rincón Litio, representa una inversión estimada de US$ 2700 millones y tiene como objetivo alcanzar una producción anual de 60.000 toneladas de carbonato de litio grado batería a partir de 2028. La planta se construirá en dos etapas: una inicial de 3.000 toneladas y una expansión posterior de 57.000 toneladas.

— Ganfeng Lithium presentó también su pedido de adhesión al RIGI para su proyecto de litio Mariana, ubicado en el Salar de Llullaillaco, el cual entró en producción en febrero. La inversión es de US$790 millones en una planta con capacidad para producir 20.000 toneladas anuales de cloruro de litio y de US$190 millones en el parque solar.

—Río Tinto presentó formalmente su solicitud de adhesión al RIGI para el proyecto Sal de Vida en abril de 2025. Este emprendimiento ubicado en el Salar del Hombre Muerto en la provincia de Catamarca, contempla una inversión de US$ 638 millones para desarrollar una planta de producción de litio, con una capacidad inicial estimada de 15.000 toneladas anuales de carbonato de litio equivalente.

¿Por qué el gobierno no aprobó ningún proyecto?

No hay una explicación oficial sobre el tema, pero especialistas del sector consultados por EconoJournal coincidieron en remarcar que el sector público no cuenta con los recursos humanos necesarios y con la capacitación suficiente para analizar en poco tiempo este tipo de proyectos mineros con impacto económico, social y ambiental. “Hay varios que no quieren ponerle el gancho a algo que no terminan de entender”, remarcó una de las fuentes consultadas.

De acuerdo a la resolución 828/2024 del 3 de septiembre de 2024 el Comité Evaluador de Proyectos RIGI está integrado por el titular de la Vicejefatura de Gabinete Ejecutiva de la Jefatura de Gabinete de Ministros, el titular de la Secretaría de Planeamiento Estratégico Normativo de la Presidencia de la Nación y los titulares de las Secretarías de Coordinación de Energía y Minería, de Producción y de Infraestructura, de Finanzas, de Hacienda y Legal y Administrativa. Son ellos los que deben resolver.

¿Por qué no se presentaron más adhesiones?

Aplicar al RIGI no es sencillo. Más allá de la exigencia mínima de inversión, los proyectos deben tener un grado significativo de avance técnico y legal. Si bien no se exige explícitamente una “factibilidad bancaria”, un estudio técnico, económico y legal lo suficientemente robusto y detallado como para que un banco lo considere apto para financiar, al menos deben estar en etapa de prefactibilidad avanzada, tener estudios técnicos y ambientales sólidos y una serie de permisos clave aprobados o en curso.

Ejecutivos de algunas empresas mineras también han dejado trascender que el RIGI es condición necesaria, pero no suficiente para decidir una inversión. “Con el RIGI no alcanza. El cobre se desarrolla a 5000 metros de altura. Una inversión en Argentina es mucho más compleja que hacerla en Chile. El inversor entre ir a Chile, donde ya tiene la infraestructura, o venir a la Argentina, donde tiene que construir las rutas o su propia línea eléctrica, va a tomar la decisión de irse a un país donde todo eso ya está”, aseguró el martes en el Congreso de IAEF Marcelo Álvarez, Director Ejecutivo de Asuntos Gubernamentales para América del Sur de la canadiense Barrick.

¿Por qué la mayoría de los proyectos que adhirieron son de litio?

La entrada en producción a partir del inicio de un proyecto de litio es más rápida que en un proyecto minero convencional, como los de oro, cobre o hierro. Esto se debe a menores requisitos de infraestructura, una cadena de procesamiento más simple y condiciones geográficas más favorables. A diferencia de los grandes y complejos proyectos metalíferos, la producción de litio en salares no requiere minería a cielo abierto. En su lugar, se utilizan técnicas como la evaporación solar o, en algunos casos más recientes, la extracción directa, que son más modulares, escalables y con menor intervención sobre el terreno. Esta menor necesidad de movimiento de tierras implica también una carga más liviana en cuanto a permisos y un impacto ambiental inicial considerablemente menor.

Más allá de eso, las propias estrategias empresarias también explican algunas demoras en proyectos avanzados de cobre. Por ejemplo, Josemaría es el proyecto de explotación de cobre con mayor grado de desarrollo. Está ubicado en San Juan, sobre la Cordillera de los Andes, a unos 4230 metros sobre el nivel del mar. El grupo canadiense NGEx Resources comenzó en 2002 con la prospección. En 2019 se fusionó con Lundin Mining, quien tomó el control del desarrollo y al año siguiente presentó un estudio de factibilidad que demostró su viabilidad técnica y económica. En 2022 el gobierno provincial le otorgó la Declaración de Impacto Ambiental y la empresa avanzó con las primeras obras de infraestructura.

A mediados de 2024 el gigante australiano BHP se quedó con la mitad de Josemaría como parte de un acuerdo mayor que incluyó el desembarco conjunto en el proyecto Filo del Sol, y en enero de este año BHP y Lundin concretaron la conformación de la empresa conjunta Vicuña Corp., la que avanzará con el desarrollo de los proyectos Josemaría y Filo del Sol. La creación de Vicuña Corp. busca optimizar recursos y potenciar la sinergia entre ambos proyectos, pero en los hechos esa unión demoró la adhesión al RIGI porque ahora la presentación no se va a hacer por Josemaría, presentación que probablemente ya se hubiera hecho, sino por Vicuña, que también incluye a Filo del Sol.

Jack Lundin, presidente y director ejecutivo la minera canadiense Lundin anunció el pasado 4 de mayo que “Filo del Sol ha sido uno de los descubrimientos de yacimientos más significativos de los últimos 30 años”. Algún desprevenido podría creer luego de escuchar ese anuncio que Argentina está liderando la producción de cobre, pero lo cierto es que el país prácticamente no produce ese mineral, más allá de alguna cantidad marginal generada como subproducto de proyectos polimetálicos.

, Fernando Krakowiak

El Ministerio de Economía no realizó los pagos a distribuidoras y subdistribuidoras correspondientes a enero y febrero del Régimen de Zona Fría, el esquema que subsidia hasta el 50% de las facturas de gas natural para usuarios ubicados en áreas de bajas temperaturas. Según pudo confirmar EconoJournal de distintas fuentes privadas, el martes pasado el Palacio de Hacienda recién saldó el 30% que todavía les debía a las empresas por los meses de noviembre y diciembre del año pasado.

Los pagos de enero (que se abonan en marzo) y febrero (en abril) todavía no se realizaron, según destacaron fuentes de una distribuidora de gas. Incluso a fines de mayo el gobierno debería saldar el pago por Zona Fría correspondiente a marzo.

Las subdistribuidoras de gas que operan en localidades pequeñas reclaman por los primeros cuatro meses del año porque, según afirman, ya completaron todos los trámites para que el Palacio de Hacienda habilite los giros. Estimaciones del sector indican que la deuda acumulada sólo del primer bimestre del año por el esquema de Zona Fría sería de alrededor de $ 70.000 millones.

Tanto en distribuidoras como en subdistribuidoras advirtieron que en el sector «hay preocupación porque estamos muy cerca del invierno«, que es cuando las facturas de gas son más grandes porque aumenta el consumo.

La deuda del Ministerio de Economía con todo el segmento incluye a las distribuidoras Camuzzi Gas del Sur, Camuzzi Gas Pampeana, Cuyana, Ecogas, Gasnor, Litoral Gas y a más de 40 subdistribuidoras del país.

Fuentes de subdistribuidoras consultadas por EconoJournal afirmaron que “en lo que va del año no se realizaron los pagos porque no alcanza la plata del fondo fiduciario”. Y agregaron que “el año pasado aumentó considerablemente el cargo fijo en las facturas y se redujo el peso del cargo variable. El recargo de 6% para financiar al régimen es sobre el precio del PIST, que recae en el cargo variable. El incremento del peso del cargo fijo en la factura final generó que el fondo fiduciario del régimen de Zona Fría recaude menos”.

EconoJournal accedió a una carta que le envió un grupo de subdistribuidoras asociadas al ISGA (Instituto Subdistribuidores de Gas de la Argentina) a Carlos Casares, interventor del Enargas, donde advierten que la deuda por Zona Fría les genera serios problemas financieros. “En el devenir transcurrido desde su implementación hasta el presente, los subdistribuidores asociados al ISGA hemos experimentado situaciones dispares en la cobranza de dichas deudas, pudiendo afirmar genéricamente que el cobro de parte del Fideicomiso respecto del vencimiento de la fecha factura original de las respectivas liquidaciones de servicios, alcanzó una demora de aproximadamente 45 o más días corridos”, afirma la carta.

Y concluye: “llevamos a su conocimiento que la deuda corriente del Fideicomiso alcanza a cuatro meses, siendo la última percepción cobrada la correspondiente al subsidio del mes de diciembre 2024”.

Régimen desvirtuado

El Régimen de Zona Fría, creado en 2002, abarcaba a 850.000 hogares y se autofinanciaba a partir de un recargo de 4,46% sobre el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) que pagaban el resto de los usuarios del país. Pero en 2021, el gobierno de Alberto Fernández amplió el régimen a 4 millones de beneficiarios. En los hechos, la mitad de los usuarios del servicio de gas natural del país pasaron a recibir el subsidio.

Los 4 millones de hogares beneficiados obtienen descuentos de 30% sobre la factura final, pudiendo llegar al 50% si son jubilados, receptores de AUH, pensiones, asignación por embarazo, seguro de desempleo o electrodependientes.  

La ley 27.637 que habilitó la ampliación fue impulsada por el cristinismo. Para financiar la fuerte incorporación de usuarios al régimen se aumentó el recargo a 5,4%, pero -incluso así- no fue suficiente para que se autofinancie. En abril el gobierno de Javier Milei lo llevó a 6%. Fuentes oficiales estiman que el recargo en las facturas debería aumentar a 10% para que el régimen de Zona Fría se autofinancie.

Lo cierto es que el esquema nunca se pudo financiar solamente con los fondos del recargo y siempre necesitó de aportes del Tesoro. Con la ampliación de 2021, el régimen de Zona Fría quedó totalmente desvirtuado y, como consecuencia, el Estado tuvo que realizar cada vez más aportes para cubrir la diferencia.

Ampliación y aportes del Tesoro

El Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos Residenciales de Gas, conocido como Fondo Patagónico, fue creado por la ley 25.565, ley de Presupuesto 2002, con la intención de compensar las tarifas de gas natural de la región patagónica y el departamento mendocino de Malargüe. Al año siguiente se sumó la región de la Puna. Además, subsidia la venta de cilindros, garrafas de GLP y gas propano comercializado a granel en las mismas zonas.

Lo recaudado a través del recargo del 6% sobre el precio del gas va al fondo fiduciario, que –a su vez- cubre los reintegros a las distribuidoras que adquirieron el gas pero aplicaron los descuentos por Zona Fría a sus usuarios.

Subsidios

El esquema alcanzaba a 79 departamentos distribuidos en 10 provincias, incluyendo a la Patagonia, la Puna y Malargüe. La ley 27.637 de 2021 impulsada por el cristinismo amplió el régimen en 3,1 millones de beneficiarios. De este modo, los subsidios pasaron a abarcar 230 departamentos de 14 provincias.

En rigor, la ampliación desvirtuó el sentido original del Régimen de Zona Fría expresada en la Ley 25.565 para beneficiar a los hogares de la Patagonia. En la actualidad, por ejemplo, un hogar de bajos recursos del Gran Buenos Aires abona el recargo de 6% para financiar el subsidio por Zona Fría que recibe un usuario de altos ingresos de San Luis o del sur de Córdoba y Santa Fe.

Además, según un estudio realizado por la consultora Economía y Energía, dirigida por Nicolás Arceo, la ampliación del régimen de Zona Fría generó un efecto no deseado ya que el consumo unitario (por hogares) de gas natural se incrementó un 7% entre 2021 y 2024 en las regiones que se incorporaron al esquema en 2021, a la inversa de lo que sucedió en las provincias que quedaron por fuera del programa, donde la demanda unitaria del fluido cayó hasta un 9% en el mismo período.

, Roberto Bellato

La petrolera Phoenix Global Resources, controlada por Mercuria Energy y con una participación minoritaria de Integra Holding, comunicó este miércoles a última hora que dejó sin efecto el acuerdo alcanzado en mayo de 2024 con Geopark, una de las principales petroleras independientes de América Latina, para desarrollar en forma conjunta cuatro áreas en Vaca Muerta que se extienden por las provincias de Neuquén y Río Negro.

Unas horas antes, hacia el final de la tarde de ayer, Geopark había publicado un comunicado en la misma dirección: “Geopark anuncia hoy (por ayer) que Phoenix Global Resources, contraparte de la transacción mediante la cual Geopark acordó adquirir una participación no operada en cuatro bloques no convencionales en Vaca Muerta, ha decidido rescindir el acuerdo. En consecuencia, Geopark no completará la adquisición”, indicó.

Qué decía el acuerdo

El contrato entre las empresas firmado en mayo de 2024 incluía una cláusula que habilitada a cualquiera de las dos compañías a retirarse del entendimiento si las provincias de Neuquén y Río Negro, en su carácter de autoridad de aplicación de la actividad hidrocarburífera en Vaca Muerta, no avalaban formalmente —en el transcurso de un año— el ingreso de Geopark como accionista de un 45% en los bloques Mata Mora Norte y Mata Mora Sur, que se extienden en el territorio de la primera, y del 50% en los bloques exploratorios Confluencia Norte y Confluencia Sur, en la segunda provincia. Ese plazo expiró esta semana. Río Negro autorizó la operación en sus dos áreas, pero Neuquén nunca homologó el cambio de la composición accionaria en sus dos bloques.

En 2021, Phoenix había obtenido las concesiones de Mata Mora Norte y Mata Mora Sur con una participación del 90%, mientras que el 10% restante había quedado en manos de la petrolera neuquina GYP.

Cuando se firmó el acuerdo, GeoPark se había comprometido a pagar US$ 190 millones por un total de 122.315 acres brutos (58.402 acres netos). Además, la empresa tenía previsto financiar el 100% de los compromisos exploratorios por hasta US$ 113 millones brutos (57 millones de acarreos netos) en un plazo de dos años.

De los US$ 190 millones, Geopark llegó a desembolsar US$ 45 millones que ahora Phoenix deberá devolverle, mientras que de los US$113 millones previstos en inversión en obras Geopark prácticamente no desembolsó nada porque como la aprobación del acuerdo por parte de Neuquén se fue demorando decidieron esperar a ver qué pasaba.  

Inversiones

Phoenix informó que continuará con su plan de inversiones en Vaca Muerta estimado en US$ 2.000 millones para los próximos cinco años, financiado íntegramente por la petrolera. Fuentes de Phoenix señalaron a EconoJournal que “no corre en peligro ninguna inversión”. Por el contrario, afirmaron que el programa de inversiones desarrollado hasta el momento había sido respaldado por Mercuria Energy.

“El plan de inversiones incluye la incorporación de un segundo equipo de perforación, ya contratado, para comenzar a operar en enero de 2026 y la ya iniciada obra de construcción de una planta de procesamiento de crudo (CPF) con capacidad de tratamiento de 40 mil barriles diarios (kbbl/d) que se pondrá en marcha en mayo de 2026. La construcción de la planta, que fue adjudicada a una empresa neuquina, y se está llevando a cabo en el yacimiento Mata Mora Norte, atenderá el hub no convencional de la compañía y contará con más de 200 trabajadores directos e indirectos”, informaron.

, Redaccion EconoJournal

YPF, la compañía con mayoría accionaria estatal, aumentó levemente este miércoles los combustibles. En el caso del gasoil, la suba fue de 0,4% y en las naftas el incremento fue de 0,2% en promedio en todo el país. Según dejaron trascender desde la compañía, el movimiento en los surtidores se debe a que la Secretaría de Energía autorizó este martes un incremento de los precios regulados de los biocombustibles que se mezclan con las naftas y el gasoil en el mercado local. El 1° de mayo YPF había bajado el precio de los combustibles un 4% en promedio.

La cartera energética, a cargo de María Tettamanti, publicó este martes en el Boletín Oficial la resolución 196 donde autorizó una suba del 5% en el biodiesel, un producto que por la ley 27.640 se mezcla en un 7,5% con el gasoil. Por su parte, la resolución 195 fijó una suba de 2% para el bioetanol de maíz y también para el elaborado con caña de azúcar, que se mezclan en un 12% (en partes iguales) con las naftas.  

Desde YPF señalaron que los incrementos de los biocombustibles “fueron trasladados proporcionalmente al precio de los combustibles en el surtidor. La actualización representa un 0,2% en naftas y 0,4% en gasoil -entre 2 y 3 pesos en promedio-“.

Además, indicaron que “YPF renueva su compromiso de mantener un acuerdo honesto con los consumidores, que se basa en el monitoreo continuo de las principales variables que componen el precio de nuestro producto: precio internacional del petróleo, tipo de cambio, impuestos a los combustibles y biocombustibles”.

Bios

La Secretaría de Energía estableció los nuevos valores de adquisición de los biocombustibles para el mes de mayo. En el caso del biodiesel, que se produce a base de aceite de soja, el precio subió 5% y saltó de $ 1.192.226 a $ 1.251.837 por cada tonelada.

Para el bioetanol de maíz el precio se incrementó 2% al incrementarse de $ 708,2 a $ 722,3 por litro. Por su parte, el etanol producido a base de caña en los ingenios del Noroeste Argentino el precio subió de $ 772,7 a $ 788,1 por cada litro.

Biodiesel

Según una nota que le envió la Cámara de Empresas Pymes Regionales Elaboradoras de Biocombustibles (CEPREB) a la secretaría de Energía, María Tettamanti, que analiza el movimiento del biodiesel de los últimos 10 meses, el precio regulado del biodiesel tuvo una diferencia con el que debería haber aumentado según la fórmula establecida por ley.

En rigor, la nota destaca que el sector tuvo “un perjuicio de $ 68.000 millones” entre julio de 2024 y abril de 2025 por la diferencia ente el precio que debería haberse fijado por ley y lo que efectivamente la cartera energética autorizó en el período de 10 meses analizado. Cepreb envió la nota el 7 de mayo, antes de la suba de 5% que autorizó el gobierno sobre el precio del biodiesel. Sin embargo, fuentes de la entidad indicaron que todavía el precio está atrasado.

, Roberto Bellato

Pampa Energía, uno de los principales jugadores del mercado de gas natural en el país, presentó los resultados que obtuvo en el primer trimestre del año ante inversores. Además, dio a conocer su plan para desarrollar obras de infraestructura a fin de aprovechar sus reservas de petróleo en el yacimiento Rincón de Aranda. Frente a este escenario, la firma comunicó que lleva invertidos 160 millones de dólares, un 40% más que el desembolso realizado en el mismo período del año anterior.

Gustavo Mariani, CEO de Pampa, afirmó: “El desarrollo de Rincón de Aranda cuenta con una inversión estimada de US$800 millones para 2025 y una cifra similar en 2026, la mayor en un solo proyecto en la historia de Pampa Energía”.

Rincón de Aranda

Pampa está ejecutando la primera etapa de ese proyecto y ya conectó cuatro pozos para alcanzar los 6.000 barriles por día en ese bloque que presenta un gran potencial productivo.

Durante el primer trimestre, la compañía concentró sus inversiones en el desarrollo de una planta de tratamiento de crudo, un oleoducto y un gasoducto de evacuación.

Proyección

Desde la empresa adelantaron que en los próximos meses conectarán otros 24 pozos para alcanzar una producción de 20.000 barriles por día y proyectan alcanzar los 45.000 barriles para 2027.

Expansión

A la vez, desde Pampa siguen apostando al crecimiento y a la integración regional. Esto es así ya que la semana pasada, la firma inició exportaciones de gas natural en condición firme a la región de Biobío en Chile a través del Gasoducto del Pacífico.

Ese recurso que llega al mercado chileno proviene yacimiento Sierra Chata en Vaca Muerta, que en la actualidad produce cinco millones de metros cúbicos por día y cuenta con los recursos necesarios para abastecer la demanda industrial actual y futura de la región.

, Redaccion EconoJournal

La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) firmará esta semana con la empresa canadiense Candu Energy un acuerdo para reactivar la Planta Industrial de Agua Pesada en Neuquén. Se trata de un memorando de entendimiento (MoU) en el que la contraparte canadiense asegurará el financiamiento para reactivar la planta, según pudo confirmar EconoJournal de distintas fuentes.

El memorando establece algunos lineamientos generales de una negociación que avanzará en los próximos meses para arribar a contratos definitivos. La planta es propiedad de CNEA y está operada por la Empresa Neuquina de Servicios de Ingeniería (ENSI), una sociedad conformada entre la CNEA y la provincia de Neuquén, que tiene la mayoría accionaria.

Según el acuerdo que las partes suscribirán el jueves en Buenos Aires, Candu Energy se compromete a conseguir el financiamiento para reactivar la planta, que por su capacidad de producción es la más grande del planeta y es única en América. A cambio, la CNEA pagará con la producción y entrega del agua pesada.

La PIAP tiene una capacidad nominal para producir 200 toneladas de agua pesada por año, distribuida en dos líneas de producción de 100 toneladas cada una. No esta definido aún si la intención es reactivar una sola linea o toda la producción.

«Las líneas comparten equipos en ciertas etapas del proceso. Cada línea tiene una capacidad de diseño de 100 toneladas año, lo que te da 200 en total. Sin embargo, se toma un valor de 80 toneladas anuales por línea en función de los datos históricos de producción real«, apuntó una fuente conocedora del sector.

Demanda de agua pesada

Ubicada en la localidad de Arroyito, sobre el margen izquierdo del Río Limay, la PIAP dejó de operar en 2017 y se encuentra desde entonces en estado de conservación mínima por falta de demanda doméstica e internacional. Sin embargo, Candu Energy proyecta que se necesitarán miles de toneladas de agua pesada si en Canadá se avanza en la construcción de nuevas centrales de diseño CANDU.

El agua pesada es el nombre coloquial del óxido de deuterio. Los reactores CANDU utilizan uranio natural como combustible y agua pesada como moderador de la reacción en cadena y refrigerante.

Como este insumo prácticamente no se agota durante la vida útil de la central nuclear y las empresas operadoras suelen tener algún stock de agua pesada en caso de pérdidas marginales, la demanda suele estar atada a la aparición de nuevos proyectos nucleares.

En paralelo, la industria electrónica también será otra fuente de demanda de óxido de deuterio. Los mercados que demandan deuterio para usos no nucleares incluyen la fabricación de semiconductores, pantallas OLED y fibra óptica, así como los sectores de ciencias biológicas y ambientales.

Los planes de Candu

Candu Energy, la compañía canadiense dueña de los derechos comerciales de la tecnología CANDU y que forma parte del holding Atkins Realis, esta avanzando en el diseño de un reactor de 1000 MW de potencia, el CANDU Monark.

Como cada reactor Monark demandaría 1000 toneladas de agua pesada, la empresa busca asegurar la provisión del producto en caso de que se construyan reactores de este tipo. La provincia de Ontario proyecta que necesitaría 18.000 MW de energía nuclear para cumplir con los objetivos canadienses de descarbonización.

El problema es que hoy no existen fuentes de producción de agua pesada a la escala industrial necesaria para un relanzamiento de la línea CANDU. Las plantas productoras que existían en Canadá fueron discontinuadas y utilizaban una tecnología considerada por la empresa como muy poco competitiva. En el plano internacional, la India es la principal productora de agua pesada del mundo, pero la empresa canadiense busca alternativas.

Es en esa ecuación en la que se inscribe el interés de Candu Energy en reactivar la PIAP, cristalizado en una visita al país que realizó el año pasado el CEO y presidente de la compañía, Gary Rose. «La tecnología de agua pesada que teníamos en Ontario no estaba a la altura de los estándares modernos. La planta argentina sí lo está. Por lo tanto, necesitamos determinar cómo puedo suministrar suficiente agua pesada para una flota de nuevos CANDU», explicó Rose en una entrevista exclusiva brindada a EconoJournal.

, Nicolás Deza

El desarrollo sostenido de Vaca Muerta ha generado una creciente demanda de mano de obra calificada en tareas técnicas críticas. Esta situación puso en evidencia ciertos cuellos de botella, particularmente en lo que respecta a la profesionalización y certificación de los operarios. Frente a este escenario, surge la necesidad de implementar mecanismos formales que garanticen estándares de calidad, seguridad y eficiencia en el trabajo, reduciendo los márgenes de error y mejorando la competitividad del recurso humano. En este contexto, el Esquema 3CHA desarrollado por SIIS Ingeniería, en colaboración con profesionales y técnicos del sector Oil&Gas, se presenta como una innovación clave. Se trata de un sistema técnico de calificación, capacitación y certificación de habilidades en abrasión, alineado con normativas nacionales e internacionales como IRAM, ISO y ANSI.

Su objetivo se centra en asegurar la trazabilidad de competencias laborales y mejorar la calidad de las tareas abrasivas, que son fundamentales en la cadena de valor del Oil& Gas, además de brindar respuestas concretas a las exigencias crecientes de las operadoras, al profesionalizar tareas que impactan directamente en la confiabilidad y seguridad de los equipos. Incluye una serie de procedimientos codificados que regulan la formación, evaluación, certificación y auditoría.

En diálogo con EconoJournal, Daniel Bravo, CEO de SIIS Ingeniería y autor técnico principal del Esquema 3CHA, aseguró que la implementación de este esquema ya ha comenzado a mostrar resultados positivos en empresas contratistas con beneficios tangibles como la disminución de accidentes, la reducción de trabajos y una mayor eficiencia operativa. Además, adelantó que la iniciativa apunta a convertirse en un estándar de referencia dentro del sector, con proyección nacional e internacional.

Esta nueva iniciativa técnica se vincula a la necesidad de responder a la demanda de mano de obra calificada para sostener el crecimiento de Vaca Muerta que, en la actualidad, se presenta como uno de los cuellos de botella que aquejan al sector. ¿Cuál es el aporte que podrían realizar a la industria desde esta iniciativa?

–El esquema 3CHA de SIIS representa un avance inédito en la profesionalización de tareas críticas dentro del sector Oil&Gas. Aporta una estructura formal para la capacitación, calificación y certificación de habilidades en abrasión, alineada con normas nacionales (IRAM) e internacionales (ISO, ANSI, OSHMA).  Este enfoque sistemático permite estandarizar criterios de calidad, mejorar la seguridad y brindar trazabilidad documental de las competencias laborales. De este modo elevamos la competencia del personal, aportando mayor confiabilidad operativa y calidad en los trabajos del sector.

¿En qué consistió el proceso de desarrollo de este proyecto que busca acompañar el desarrollo de la industria?

–El Esquema 3CHA surge como respuesta a una necesidad concreta detectada en el sector: empresas contratistas requerían certificar las competencias de sus operarios ante exigencias crecientes de las operadoras (YPF, Vista, etc.), especialmente en tareas abrasivas de campo y taller. Para dar solución a esta demanda, SIIS junto a profesionales experimentados de la industria, desarrollaron un sistema integral de calificación compuesto por una serie de procedimientos, todos ellos alineados con normas nacionales e internacionales como ISO 9001, IRAM/IAS e ISO/IEC 17024.

Este enfoque permitió estandarizar criterios de evaluación, establecer condiciones objetivas de prueba y generar un proceso transparente de certificación con plena trazabilidad técnica y documental.

¿Por qué resulta clave calificar a los operadores de la industria en abrasión? ¿Cuál es el impacto para el sector y el agregado de valor?

–Calificar operadores en abrasión es clave porque reduce fallas mecánicas, accidentes y tiempos de parada. En industrias como Oil&Gas, donde la precisión y seguridad son esenciales, una mala ejecución de tareas como desbaste, corte o arenado compromete la integridad estructural de componentes. La certificación bajo el Esquema 3CHA garantiza que el operador cumpla con exigencias técnicas, lo que eleva el valor agregado del recurso humano.

En la calificación se evalúa el desempeño bajo criterios estrictos: se comprueba que el operario aplique correctamente los Elementos de Protección Personal (EPP), respete los procedimientos y alcance la calidad requerida en el acabado brindándole herramientas para que compruebe él mismo su trabajo, previo a cualquier inspección de la empresa que lo contrata o de tercera parte. Esto agrega valor al sector al profesionalizar la mano de obra, eleva la confianza en los resultados y minimiza retrabajos o riesgos operativos.

¿Cuál es la importancia de las tareas de abrasión en la industria del gas y petróleo?

–Las tareas de abrasión (corte, desbaste, cepillado, arenado, etc.) son fundamentales en gas y petróleo porque preparan las superficies para soldadura, pintura, recubrimientos o reparaciones, manteniendo así la integridad mecánica de los equipos.  Se usan en líneas de piping en plantas, ductos (como el GPNK o el futuro Vaca Muerta Sur), en fabricación de estructuras, y casi en la totalidad de equipos metálicos. Realizar correctamente estas tareas evita problemáticas raíz en procesos posteriores.  En resumen, la calidad de la abrasión influye directamente en la confiabilidad de instalaciones y equipos del sector, por lo que su importancia es estratégica.

, Loana Tejero

El precio del barril de crudo Brent reaccionó al alza este lunes en respuesta al anuncio de una tregua temporal en la guerra de aranceles entre los Estados Unidos y China. Un eventual desescalamiento en la guerra comercial entre las potencias ayudaría a ponerle un piso a la caída de los precios internacionales del petróleo, afectados también por los movimientos de oferta de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP).

El Brent llegó a tocar este lunes los 66 dólares por barril, un alza cercana al 4% con respecto al viernes. Al cierre de esta nota modera esa suba y cotiza a US$ 65,11.

El aumento en la cotización llega luego de una semana en la que los precios amenazaron con perforar los 60 dólares por barril. El Brent tocó el cinco de mayo un precio de US$ 60,23 por barril.

El precio del barril acompañó la reacción alcista en las principales bolsas del mundo, motivadas por una señal de una posible desescalada en la guerra comercial entre EE.UU. y China.

Pausa arancelaria

El gobierno de Donald Trump anunció que acordaron con el gobierno chino suspender por 90 días los aranceles que cada país dispuso contra el otro luego del «Liberation Day». EE.UU. dispuso en ese momento un arancel general mínimo a las importaciones de 10% y aranceles especiales según cada país. En el caso de China, llegó a ser del 125% y el gobierno de Xi Jinping respondió con una medida similar.

Las partes acordaron que EE.UU. dejará los aranceles a las importaciones desde China en un 30% y que China aplicará un 10% sobre las importaciones desde EE.UU. por un período de 90 días. El 30% de EE.UU. surge de la sumatoria del arancel general de 10% y el de 20% que le aplicó por el ingreso de fentalino chino.

El secretario del Tesoro, Scott Bessent, dijo que el acuerdo comercial alcanzado durante el fin de semana representa un avance en el desacople “estratégico” de los EE.UU. respecto de China.

“No queremos una desvinculación generalizada de China”, declaró Bessent en una entrevista en CNBC. “Pero lo que sí queremos es una desvinculación para cubrir las necesidades estratégicas, algo que no pudimos conseguir durante la COVID-19 y nos dimos cuenta de que las cadenas de suministro eficientes no eran resilientes”, añadió.

Movimientos de la OPEP+

La pausa en la guerra arancelaria supone un alivio para los precios del crudo, castigados por los cálculos negativos del impacto de los aranceles sobre la actividad económica global y, subsecuentemente, en la demanda de combustibles. Otro factor que castiga los precios esta impulsado por la creciente oferta de la Organización de Países Exportadores de Petróleo y Aliados (OPEP+).

La OPEP+ había anunciado en marzo el desarme de los recortes voluntarios de producción de crudo, lo que implicaba que agregaría 135.000 barriles diarios más de producción a partir de mayo. Pero un mes después anunció que acelerará ese desarme, produciendo 411.000 barriles diarios más a partir de mayo.

Analistas de la industria destacaron el impacto de tuvo esa revisión al alza en la oferta de la OPEP+ sobre los precios internacionales. «Por el lado de la demanda pegó el Liberation Day, pero centralmente hubo una decisión de OPEP ampliado de bajar las restricciones de producción«, analizó el director de Economía y Energía (EyE), Nicolás Arceo, en la última emisión de Dínamo en EconoJournal.

«Hay una disputa hacia dentro de OPEP ampliado porque varios de los países miembros no estaban cumpliendo con los recortes de producción. Si OPEP ampliado se logra reordenar en el mediano plazo deberíamos volver a precios del crudo relativamente altos. Entre 2022 y 2024 el crudo Brent a nivel internacional estuvo en torno a los 87 dólares, pero se viene un período de unos meses largos de un precio del crudo estructuralmente más bajo», añadió el consultor.

, Nicolás Deza

La Secretaría de Energía tiene prácticamente listo el pliego licitatorio para avanzar con la re-privatización de las cinco represas hidroeléctricas del Comahue, uno de los mayores pulmones energéticos del país. El documento debía publicarse oficialmente la semana pasada, pero se demoró unos días para cerrar una última cuestión, no menor.

Si bien las provincias donde están emplazadas las centrales hidroeléctricas —Neuquén y Río Negro— no participaron activamente de la redacción del pliego ni del diseño del modelo de negocios sobre el que serán re-concesionados los activos, a mediados de abril el Gobierno nacional abrió un espacio de negociación con los gobernadores Rolando Figueroa y Alberto Weretilneck con la intención de facilitar políticamente el proceso de privatización. En las Legislaturas de ambas provincias existen proyectos de Ley presentados que podrían entorpecer o afectar el concurso público que se pondrá en marcha en las próximas semanas. El más polémico es el que propone gravar el uso del agua con un canon hídrico.

Para despejar el terreno político y desactivar cualquier riesgos regulatorio vinculado a la re-privatización, funcionarios del área energética del gobierno negocian con sus pares de Neuquén y Río Negro un esquema diferencial por medio del cual las provincias podrán cobrar en ‘especie’ las regalías hidroeléctricas que les corresponden, que están fijadas en un 12% del precio de venta de la energía generada en las represas del Comahue. Así lo aseguraron a EconoJournal tres fuentes privadas sin contacto entre sí.

El complejo hidroeléctrico está conformados por Piedra del Águila, El Chocón y Arroyito (que conforman un tándem), Alicurá y Planicie Banderita. En conjunto, las centrales aportan 4.107 megawatt (MW) de potencia, un 13% del parque de generación total de la Argentina. Las concesiones de las cinco centrales de generación —privatizadas por primera vez en los ’90— expiró en el segundo semestre de 2024.

El marco legal estableció que las represas debían revertirse al Estado nacional, que es el titular de los activos porque fue quien costeó su construcción entre 1965 y 1990 y quien manejará la licitación para re-privatizarlas. Sin embargo, las provincias son las dueñas del recurso hídrico y tienen algunas facultades regulatorias sobre las represas, por lo que es clave que avalen políticamente la iniciativa diseñada por la Casa Rosada.

Planteo lógico

El planteo de las dos gobernaciones es que las provincias se verá perjudicadas por el modelo de negocios elegido por Nación para re-privartizar las centrales hidroeléctricas, que fue adelantado por este medio hace dos semanas y, a groso modo, establecerá un precio mucho más bajo para la energía producida en complejo hidroeléctrico de la Patagonia —cerca de 15 dólares por megawatt por hora (MWh)— en lugar de permitir que la energía se comercialice a precio libre de mercado, que hoy ronda los 60 US$/MWh.

Al fijar de manera discrecional un valor inferior para la energía hidroeléctrica del Comahue, la recaudación de las provincias por regalías también irá a la baja. Por eso, en un primer intento, los gobernadores de Neuquén y Río Negro plantearon al Ministerio de Economía que dirige Luis ‘Toto’ Caputo, que las distribuidoras provinciales —EPEN, Calf, Edhesa y la Cooperativa de Bariloche— estaban dispuestas a comprar toda la energía eléctrica que se consume en las dos provincias —en el pico unos 700 MW— al precio diferencial de 15 dólares que fijó Nación.

El gobierno nacional descartó esa posibilidad por dos motivos: en primer lugar, porque indirectamente hubiese encarecido el costo medio de la generación de electricidad a nivel nacional porque habría obligado a despachar centrales térmicas más onerosas para cubrir la demanda eléctrica que hoy se despacha con energía de las represas, que aportan electricidad para abastecer al bloque base del consumo. Y en segundo lugar, porque desde la óptica de Nación hubiese establecido un antecedente peligroso a futuro, porque después de la negociación con el Comahue vendrá el proceso de privatización de Los Nihuiles con Mendoza y otros activos energéticos en otras provincias.

Regalías en especie

El segundo planteo de los gobernadores de Neuquén y Río Negro, que mantienen una excelente relación tanto política como personalmente, apuntó a que las provincias puedan cobrar en especie las regalías hidroeléctricas que les corresponden. Es muy probable que finalmente se avance por esa alternativa, aunque con una serie de condicionantes.

Según indicaron las fuentes consultadas, el gobierno de Javier Milei contrapropuso que las provincias puedan cobrar en especie las regalías hidroeléctricas, pero sólo hasta un 30% de la energía eléctrica que les correspondería. Para defender su posición, Nación se apoyó en una regulación dictada durante la administración de Cristina Kirchner que fijó ese tope porcentual en respuesta a un planteo de Jorge Sapag, entonces mandatario de Neuquén, quien frente al congelamiento durante más de una década del precio del gas en boca de pozo (como consecuencia del congelamiento de las tarifas residenciales) pidió cobrar en especie las regalías gasíferas, que van del 12% al 15%.

En esos años, la Argentina importaba gas natural desde Bolivia a un costo cercano a los US$ 8 por millón de BTU y pagaba hasta 15 dólares por el GNL que traía por barco, mientras que a Neuquén le reconocía sólo 90 centavos de dólar por el gas que producía Loma La Lata, por entonces el mayor yacimiento de gas del país. Frente a ese reclamo, la administración kirchnerista sólo habilitó que se pueda cobrar regalías en especie por un 30% del total. El 70% restante debía cobrarse en pesos.

Tarifa Comahue

“Neuquén y Río Negro necesitan llevarse algo de la negociación y es lógico que así sea porque el proceso de reprivatización no cierre si las provincias no lo avalan políticamente (de hecho, Neuquén es titular de un 30% del paquete accionario de El Chocón y también es accionista de Central Puerto, titular de Piedra del Águila). Quizás en lugar de cobrar regalías en especie por un 30% las provincias puedan terminar percibiendo un porcentaje un poco más alto”, explicó un alto directivo del sector eléctrico, bajo reserva de nombre.

“El pedido es muy importante para las provincias porque, de conseguirlo, podrían financiar una ‘Tarifa eléctrica del Comahue’ más baja que en el resto del país. Ese es un planteo que con mayor o menor visibilidad está presente desde hace tiempo en Neuquén”, complementó el gerente general de otra empresa eléctrica.

, Nicolas Gandini

La cotización internacional del petróleo registró en las últimas semanas una marcada caída generando inquietud en los mercados y entre los principales países productores. Los vaivenes registrados en el precio del Brent estuvieron vinculados a la guerra comercial entre Estados Unidos y China por los aranceles impuestos por el gobierno de Donald Trump, pero también responden a otros factores como la decisión de la OPEP+ de incrementar significativamente los volúmenes de producción debido a que varios de los países miembros no estaban cumpliendo con los recortes de producción pautados. En el quinto episodio de Dínamo, una propuesta audiovisual de EconoJournal, el director de la consultora Economía y Energía, Nicolás Arceo, aseguró que “por cada cinco dólares que caiga el precio del crudo a nivel local e internacional, el sector pierde, en términos reales, aproximadamente 1.400 millones de dólares en su flujo de caja”.

En 2024, el petróleo Medanito se vendió en el mercado de exportación entre US$ 70 y US$ 75 por barril, pero si este año cae a un valor entre US$ 60 y US$ 62, es decir, una diferencia de 10 dólares, implicaría una caída de US$ 2.800 millones de dólares en la recaudación de las petroleras.

Impacto e inversión en Vaca Muerta

El economista planteó que el nivel de inversión proyectado por las empresas para 2025 e informado a la Secretaría de Energía estaba en torno a los US$ 11.000 millones de dólares.

No obstante, con una caída del crudo cercana a los 5 o 10 dólares, el flujo de caja disponible por parte de las empresas será más chico, por lo tanto, también lo serán las inversiones destinadas a impulsar el desarrollo de la formación no convencional.

Esto es así ya que, ante la imposibilidad de las productoras de girar dividendos, sumado al cepo cambiario, las petroleras reinvertían el capital lo que provocaba como consecuencia que el negocio de Vaca Muerta crezca. Por lo tanto, al caer el precio del crudo, las productoras dejaron de recaudar una parte importante de ese capital. En la actualidad, con las medidas impulsadas con el gobierno, las empresas podrán sacar dólares de la Argentina, pero el gobierno recién lo autorizó para el balance de 2025, que se va a liquidar en 2026.

Es por esto que el titular de Economía y Energía indicó: “Esto se compensa con mayor nivel de financiamiento externo o con endeudamiento, en un contexto internacional complejo, o va a redundar en una caída en el nivel de actividad”.

Además, precisó que “veníamos creciendo al 25%, por lo que ahora se va a ralentizar la tasa de expansión, y en el peor de los casos de la producción hidrocarburífera y de Vaca Muerta en general. Yo no veo un gran problema, pero la caída en los precios internacionales sí va a tener un impacto”.

, Loana Tejero

El informe mensual, confeccionado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) reflejó que durante marzo de 2025 la producción del sector mostró un aumento del 3% respecto al mes anterior, impulsado por planificaciones de fabricación previamente establecidas. Sin embargo, al comparar con el mismo mes del año pasado, se observan caídas en todos los subsectores. Esta tendencia negativa también se replica en el acumulado del primer trimestre.

En cuanto a las ventas locales, el relevamiento de la CIQyP® registró una disminución del 1% en términos mensuales, con bajas generalizadas excepto en el subsector de finales agroquímicos. En la comparación interanual, todos los segmentos presentaron retrocesos, alcanzando una caída del 26%, mientras que el acumulado del año marca un descenso del 20%.

Por su parte, las exportaciones del sector sufrieron una significativa caída del 43% respecto de febrero 2025. También se registraron bajas tanto interanualmente, como en el acumulado del año, que presentó una contracción del 49 por ciento.

Pequeña y mediana industria

En cuanto al desempeño de las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), el informe de la CIQyP® señaló que en marzo la producción creció en sus tres variables: un 8% respecto al mes anterior, 8% anual y 3% en el acumulado del año. Por su parte, las ventas locales disminuyeron en sus tres indicadores; mientras que las exportaciones descendieron un 5% en marzo, aunque mantuvieron una suba interanual y acumulada del 57%, en cada caso.

Durante marzo de 2025, la balanza comercial, medida en dólares, de los productos del sector fue un 5,92% inferior al mismo mes del año anterior, con descenso del 3,15% en las importaciones, mientras que las exportaciones crecieron un 0,88%.

En cuanto al uso de la capacidad instalada, de las industrias que contribuyen con información para el informe de la CIQyP®, esta registró que durante marzo de 2025 tuvo un uso promedio del 43% para productos básicos e intermedios y del 70% para productos petroquímicos.

En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante marzo 2025, fueron de 230 millones de dólares, acumulando un total de USD 764.503,44.- millones en el primer trimestre del año.

“La dinámica del sector químico-petroquímico de la Argentina, sigue la tendencia de la industria en general, en el mes de referencia del informe vemos que las ventas locales cayeron, pero la producción tuvo una leve mejora por recupero de inventarios. El sector espera que la consolidación de la estabilidad macroeconómica y el potencial incremento del PBI ayude a incrementar la demanda de productos químicos-petroquímicos en lo que resta del año”,  señaló Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).

, Redaccion EconoJournal

Gustavo Rossi , fundador y CEO de Duralitte y Duxaoil, dos empresas argentinas que operan desde Estados Unidos, conversó con EconoJournal en la Offshore Technology Conference y afirmó que Vaca Muerta está en la agenda de Estados Unidos, pero compite con otros mercados más estables y más visibles, lo que requiere que constancia y esfuerzo del empresariado local. Además, se refirió a la estructura de costos en Argentina y afirmó que la carga a impositiva hoy representa un 45%: “Las empresas tienen que ajustar sus márgenes”, ponderó.

La empresa Durallite se instaló en 2004 en Estados Unidos y desde hace 16 años se muestra en la OTC de Houston: “Antes estábamos en una carpa afuera muriéndonos de calor”, recuerda Rossi desde el pabellón que ahora luce en la edición 2025 de la OTC.

Allí ilustró cómo esa presencia constante le dio la posibilidad de instalarse en el mercado estadounidense a pura perseverancia. Hoy su compañía es una de los principales auspiciantes de la OTC -la feria que es reconocida como una de las más importantes para la industria petrolera- y fue la que motorizó que Argentina contara con un espacio notablemente visible por primera vez y estratégicamente ubicado lejos del de Brasil para acaparar más atención. Quienes entraban a la feria podían ver el cartel de Argentina destacándose desde cualquier punto. 

En este contexto, Rossi afirmó que las compañías argentinas deben entender que instalarse en el mercado estadounidense es un trabajo de muchos años y afirmó que para Estados Unidos “hay muchas prioridades. Vaca Muerta está en la agenda, pero el argentino piensa que todo el mundo nos está mirando y no es así. Nosotros tenemos que salir a vendernos y eso se hace estando acá, generando atracción, dinámica y credibilidad”. 

En esa línea, el pabellón de Durallite, no solo buscó mostrar los beneficios de las cuencas petroleras del país, sino que el objetivo que se planteó el CEO es mostrar un movimiento permanente de personas a través de charlas que organizó en el stand y además, lo hizo exhibiendo uno de los autos del equipo argentino Juncos Hollinger de la IndyCar Series, la competencia automovilística más importante de EE.UU. Así logró acaparar la atención de los visitantes de la OTC y generar una conexión con algunas de las 140 empresas argentinas que estuvieron presentes. 

Desde ese lugar, Rossi opinó que el contexto para las pymes argentinas hoy es más beneficioso y aseguró que “estamos ante un escenario único con un alineamiento político de dos países con la misma visión. Hoy Argentina tiene una oportunidad enorme de mostrarse, pero el argentino tiene que entender que competimos con mercados mucho más estables.  Esto es el inicio de una etapa diferente, con una libertad cambiaria y un libre juego diferente que las empresas argentinas no están acostumbradas y el desafío es adaptarse”. 

Sin excusas

“El año que viene tenemos que redoblar la apuesta porque no podemos aparecer y desaparecer”, agregó el CEO de Durallite, quien invitó a más compañías argentinas a sumarse a la OTC y afirmó que “no hay excusas”. Es que el pabellón de Argentina esta vez fue financiado por la Agencia Argentina de Inversiones y Comercio Internacional. Las empresas que querían participar debían abonar un monto de US$1.500 que les incluía la entrada a la OTC, a la cumbre bilateral de la Cámara Argentino-Texana de Comercio, un espacio de ronda de negocios y el servicio de catering permanente. 

“En otros años era fácil echarle la culpa al gobierno de que no teníamos presencia y hoy no hay excusas”, afirmó Rossi. 

Costos

Por otro lado, se refirió al pedido del presidente de YPF, Horacio Marín, quien había convocado a las empresas de servicios petroleros a bajar sus costos operativos, apoyado en que perforar un pozo en Vaca Muerta cuesta tres veces más que en Estados Unidos. En este sentido, Rossi aseguró que “se pueden bajar costos si se bajan impuestos. Comparto lo que dice Marín que las empresas deben ajustar sus márgenes y costos, pero también los sindicatos deben alinearse y ser más operativos”. 

Aún así, el empresario afirmó que existe una diferencia de competitividad muy marcada con ese país y ponderó que en Argentina la carga a impositiva representa un 45% versus un 25% en el país del norte: “Estamos camino a flexibilizar eso”, cerró. 

, Laura Hevia

La transición energética está avanzando sostenida y sistemáticamente en la región. La digitalización cambió el vínculo entre usuarios y empresas, y a la vez tiene una profunda injerencia en el servicio. En Argentina las empresas distribuidoras de energía eléctrica están dando pasos sólidos en sus estrategias de la mano de la tecnología. Esto incluye entre otras cuestiones: atención al cliente online, medidores inteligentes, nuevas tecnologías de almacenamiento y modernización de las redes.

Recientemente, la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (Adeera) fue parte del primer Encuentro ADELAT 2025, organizado por la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas en Río de Janeiro. Allí estuvimos en el centro de operaciones de Enel. Y en este contexto, la Asociación Brasileña de Distribuidores (ABRADEE) presentó el proyecto de Sandboxes tarifarios en el sector eléctrico de Brasil.

Los sandboxes son entornos controlados donde las empresas pueden hacer simulaciones y experimentar nuevos modelos de negocio, tecnologías o servicios innovadores para mejorar la experiencia de los clientes, esto con ciertas exenciones o adaptaciones de la regulación vigente. A través de estas iniciativas, las empresas impulsan la innovación y se generan entornos donde se abren posibilidades de inversión. La premisa es la búsqueda de la eficiencia y a la vez, recopilar datos que permitan tomar las mejores decisiones.

En Brasil puntualmente, se están llevando a cabo sandboxes tarifarios cuyos resultados preliminares arrojan que hay una necesidad imperiosa de modernización de los sistemas de facturación para estar preparados para nuevos escenarios, donde el usuario podrá gestionar sus consumos, tener información en tiempo real y generar su propia energía. Estos proyectos tienen un ciclo de presentación de pilotos, validación y puesta en práctica donde el regulador tiene un rol clave. La Resolución Normativa ANEEL 966, del regulador de la electricidad en Brasil, establece las condiciones para el desarrollo y aplicación de proyectos piloto que involucren facturación diferenciada por parte de las concesionarias y permisionarias de servicio público de distribución de energía eléctrica en Brasil. Actualmente, están vigentes más de 10 proyectos simultáneos en diferentes zonas y bajo la administración de distintas empresas de energía.

El avance de la transición energética y estas nuevas posibilidades habilitadas por la tecnología merecen un tratamiento regulatorio que se ajuste a las necesidades actuales del mercado y de los usuarios. En el país vecino hay una baja adopción de la medición inteligente y su implementación es clave para alcanzar la modernización tarifaria, la apertura del mercado y la oferta de nuevos servicios. El futuro nos depara nuevos escenarios donde conviven la medición inteligente, portales de internet, control de voltaje, biocombustibles, generación fotovoltaica, almacenamiento de energía, respuesta de la demanda, entre otros.

La experiencia de Brasil pone en evidencia estas variables y localmente sería conveniente iniciar procesos similares que nos brinden información clave para diseñar el futuro energético que, sin dudas, es eléctrico.

(*) Gerente de Adeera.

, Claudio Bulacio (*)

El yacimiento La Calera, que la empresa Pluspetrol opera con YPF como socio en Vaca Muerta, amplió la capacidad de procesamiento de gas de la planta de centro de procesamiento en un 20%, lo que le permitirá llegar a 14,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), un incremento que le permitirá satisfacer de mejor manera la demanda en el período invernal.

De esta manera, el bloque se posiciona como el segundo bloque productor de shale gas de la Cuenca Neuquina e impulsa a Pluspetrol como el tercer operador de gas en el país, tan sólo detrás de YPF y TotalEnergies.

Como parte de la estrategia de crecimiento y desarrollo de los activos, al volumen incremental anunciado este miércoles “se suman los 4.800 m3d de condensado que también son tratados en dicha planta y que impulsan el desarrollo sostenible de la provincia de Neuquén, además de contribuir a la generación de divisas”, informó la operadora.

La particularidad de La Calera, donde Pluspetrol opera con YPF como socio, es que está ubicado en una posición privilegiada en la zona de gas rico no convencional más grande del país. “Gracias al esfuerzo conjunto de ambas compañías, es posible contar hoy en el área con más de 90 pozos productivos; convirtiendo a La Calera en uno de los principales activos no convencionales de gas y condensado del país, y en el segundo yacimiento de Vaca Muerta”, expresó la petrolera.

En la construcción de la CPF participaron más de 1900 colaboradores directos e indirectos que aportaron 6,5 millones de horas de trabajo, demandó la utilización de más de 13.000 m3 de hormigón y 4.750 Tn de piping. El conjunto de las inversiones alocadas para la construcción de la CPF, sus ampliaciones y pozos perforados de los últimos 3 años, alcanzarán al cierre del 2025, un total de US$ 2.200 millones.

El Gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, visitó La Calera para conocer los detalles de las obras de la ampliación, como así también las obras asociadas a la misma. Lo hizo junto a el CEO de Pluspetrol, Claudio de Diego y el Presidente y CEO de YPF, Horacio Marín. También participaron Guillermo Koenig; Ministro de Economía, Producción e Industria de Neuquén, y el Country Manager de Pluspetrol en Argentina, Julián Escuder.

La compañía operadora del bloque expresó tras la visita que “este significativo avance no solo refuerza el compromiso empresarial con el desarrollo energético de la región, sino que también reafirma la colaboración entre Pluspetrol y YPF como un modelo de innovación y sostenibilidad en el sector”.

, Ignacio Ortiz

La empresa química Dow recibió Certificados IREC (International Renewable Energy Certificates) por su consumo de energía renovable en su planta de Bahía Blanca. “Esto marca un hito en la transición hacia una matriz energética más eficiente y de bajas emisiones. Los certificados, otorgados por MSU Green Energy al site corresponden a la energía proveniente del Parque Solar Las Lomas, ubicado en La Rioja y del Parque Solar Pampa del Infierno, en la provincia de Chaco”, precisaron desde la firma.

“En el marco de sus metas globales, Dow revoluciona la industria con una estrategia innovadora para abastecer su planta más importante en América Latina, ubicada en Bahía Blanca, Argentina, con energía renovable”, destacaron.

Mediante acuerdos de precompra de energía solar y eólica celebrados durante 2022 y 2023, y junto con acuerdos preexistentes, Dow tiene garantizado el suministro de 74% de su demanda energética a través de fuentes renovables de energía, avanzando hacia su objetivo de lograr un suministro 100% renovable para 2030.

Certificados

A principios de este año Dow recibió los primeros 72.111 Certificados IREC, correspondientes a 72.111 MWh de energía renovable que fueron entregados entre diciembre 2023 y diciembre 2024, provenientes de los parques solares Las Lomas y Pampa del Infierno.

Esta cantidad de energía es suficiente para abastecer aproximadamente el consumo anual de 20.031 hogares y evitar la emisión de 32.450 toneladas de CO₂ que se hubiesen producido por generación térmica. Para 2025, se proyecta la emisión de 102.125 certificados, consolidando el liderazgo de Dow en la implementación de energías limpias en el país.

“En Dow, lideramos con hechos. Desde 2019 trabajamos sostenidamente en el camino de crecer en energía renovable y este hito afianza nuestro compromiso con la sustentabilidad del negocio. Sin dudas, estas certificaciones nos acercan a un modelo más responsable, innovador y en armonía con los desafíos ambientales de hoy”, destacó Agustina Frinchaboy, gerente comercial del negocio de Hidrocarburos y Energía de Dow en Argentina, subrayando la relevancia de estas acciones en el marco de su compromiso global.

“Los Certificados IREC son un paso fundamental en la transición energética de las empresas, ya que garantizan que la energía consumida proviene de fuentes renovables verificadas. Para MSU Green Energy, la entrega de estos certificados a Dow refleja no solo el avance hacia un futuro más limpio y sustentable, sino también el liderazgo de empresas como Dow en la implementación de soluciones de energía renovable. Estos certificados no solo son un respaldo a las políticas ambientales de las compañías, sino que también brindan un valor añadido en términos de competitividad y acceso a mercados internacionales, en un contexto donde la sostenibilidad es clave para el éxito empresarial a largo plazo”, comenta Guillermo Marseillan, director de MSU Green Energy.

Los Certificados IREC aseguran que la energía consumida proviene exclusivamente de fuentes renovables, como solar, eólica o biomasa. Esto permite a Dow reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero de alcance 2, un objetivo clave dentro de su estrategia global. Esta certificación es reconocida a nivel internacional, impulsando la competitividad y el acceso a mercados extranjeros, al tiempo que fomenta la transición hacia una generación de energía más limpia.

Metas globales, acciones locales

La iniciativa se enmarca en las metas de Dow en materia de sustentabilidad para 2030 y 2050, entre las que destacan:

• Ser neutro en carbono en todas sus operaciones globales, incluyendo emisiones de alcance 1, 2 y 3.
• Transformar residuos plásticos y otras materias primas alternativas para comercializar 3 millones de toneladas métricas de soluciones circulares y renovables anualmente.
• Diseñar el 100% de los productos vendidos en aplicaciones de empaque para su reutilización y reciclabilidad.
• Implementar planes de gestión del agua en todos sus sitios y garantizar que los 20 principales sean resilientes al agua.

Sustentabilidad en acción

Además de la implementación de energías renovables, Dow promueve la economía circular mediante la producción de resinas recicladas, iniciativas de reciclaje inclusivo y la colaboración con socios estratégicos como MSU Green Energy. «Estas acciones integran equidad y diversidad en todas sus prácticas corporativas, potenciando la innovación y fortaleciendo las comunidades en donde opera», aseguraron desde la firma.

Para que una planta de producción de energía renovable pueda emitir Certificados IREC, debe seguir un proceso claro:

1. Registro: registrar las plantas en el sistema de I-REC.
2. Auditoría: pasar una auditoría a cargo de IRAM, donde se analizan las condiciones y operaciones específicas de cada planta.
3. Habilitación: una vez aprobada la auditoría, la planta queda habilitada por el I-REC Standard para emitir y comercializar los certificados.

“Con esta iniciativa, Dow demuestra que la integración de energías renovables y la protección del clima no solo es posible, sino que es imprescindible para construir un futuro más próspero y sostenible. La compañía se destaca por sus ambiciosas metas de sustentabilidad a nivel mundial: para mitigar el cambio climático, entre 2005 y 2020, Dow redujo sus emisiones de gases de efecto invernadero en un 15% y se ha comprometido a reducir otro 15% entre 2020 y 2030, para luego alcanzar la neutralidad de carbono en 2050, abarcando los alcances 1,2 y 3”, concluyeron desde Dow.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno aprobó a fines de abril las revisiones quinquenales tarifarias de electricidad y gas natural. En ambos casos autorizó una recomposición de los márgenes de distribución que perciben las distribuidoras prorrateado en 30 cuotas, pero ese incremento es en términos reales, por sobre la inflación. Al mismo tiempo, a partir de junio se va a aplicar una indexación mensual que tome en cuenta la evolución del Índice de Precios al Consumidor (IPC) y del Índice de Precios Mayoristas (IPIM).

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) ya oficializó una fórmula polinómica, mientras que el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) sugirió un indicador, pero dejó en manos de la Secretaría de Energía la decisión final.

Electricidad

El ENRE dispuso la aplicación de una fórmula polinómica que tomará en cuenta el IPC y el IPIM. El IPC tendrá una ponderación de 33% y el IPIM del 67%. Por lo tanto, este índice será más sensible a la evolución del dólar ya que IPIM refleja la variación de los bienes importados, que están directamente afectados por el tipo de cambio, y de los bienes fabricados en el país, que tienen muchos insumos dolarizados. Esta decisión se tomó porque en el gobierno sostienen que gran parte de los costos de las empresas se expresan en dólares.

Los índices se publican con un desfase temporal, es decir, por lo general los datos de abril se conocen en mayo, y los de mayo se conocen en junio. Por ese motivo, por ejemplo, para actualizar en junio el margen de distribución (denominado Costo Propio de Distribución), se tomarán los índices disponibles de abril (n-2) ya que los de mayo no estarán publicados al momento del cálculo.

En el caso de Edesur, la fórmula está detallada en el Anexo 13 de la resolución 303/2025 del pasado 29 de abril:

Gas Natural

El Enargas también comenzará a indexar las tarifas a partir de junio, pero la fórmula polinómica aún no fue oficializada. En los considerandos de las resoluciones tarifarias publicadas el miércoles 29 de abril, el ente regulador informó que “todas las licenciatarias solicitaron la aprobación de un ajuste mensual de tarifas” y luego aclara que mediante Nota NO-2025-42371495-APN-DIRECTORIO#ENARGAS del 23 de abril “elevó las consideraciones a la Secretaría de Energía a fin de evaluar y, en su caso, propiciar las adecuaciones reglamentarias que fueren menester”.

“Por lo expuesto, en esta instancia, no corresponde expedirse acerca de la metodología a aplicarse para el ajuste periódico de tarifas, en tanto corresponde la intervención del otorgante en materia de su estricta competencia”, agrega el ente. Sin embargo, en los considerandos afirma que “se entiende que la combinación en partes iguales del Índice de Precios al Consumidor Nivel General (IPC) y el Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) publicados por el Indec es la que refleja más adecuadamente la evolución de las circunstancias exógenas a considerarse en este esquema de Price Cap”. Es decir, el organismo sugiere una ponderación distinta a la que oficializó el ENRE para el caso de la electricidad.

La que debe definir ahora si aplica la fórmula sugerida por el Enargas o replica el criterio del ENRE es la Secretaría de Energía.  

La fórmula de indexación que había oficializado el año pasado el entonces secretario de Energía Eduardo Rodríguez Chirillo para las tarifas de gas, y que el ministro de Economía Luis Caputo finalmente vetó, contemplaba la evolución del índice de salarios del sector privado registrado (0,49), el índice de precios mayoristas (0,36,8) y el costo de la construcción (0,142), pero finalmente ahora se decidió trabajar solo con IPIM e IPC porque en el gobierno consideran que los salarios siguen la evolución del IPC y la evolución de los costos de la construcción también están contemplados dentro de ese indicador.

, Fernando Krakowiak

New American Oil (NAO) cumple 25 años operando en la Argentina. Desde hace más de dos décadas, la empresa se dedica a brindar soluciones integrales de abastecimiento de combustibles a diferentes sectores del mercado argentino y de países limítrofes, como también soluciones logísticas de evacuación de petróleo por camión cisterna e inyección en oleoducto.

Además, cuenta con sus propios activos, ubicados en el corazón de Vaca Muerta, que le permiten garantizar stocks, calidad, trazabilidad y seguridad operativa, según destacaron desde la compañía.

Servicios

La empresa cuenta con la refinería de petróleo ubicada en el Parque Industrial Plaza Huincul en Neuquén y también con una planta inyección y bombeo en Challaco.

En sus instalaciones, la empresa elabora y comercializa solventes alifáticos, aromáticos, aguarras, kerosene, naftas y fuel oil, los cuales entrega con su propia logística directamente en las instalaciones los clientes. Los volúmenes de entrega son desde camión completo hasta entregas por cisternas.

, Redaccion EconoJournal

Como derivación directa de la guerra comercial entre China y Estados Unidos, el valor internacional del petróleo viene de perforar la barrera de los 60 dólares por barril, encendiendo múltiples alarmas sobre la rentabilidad del negocio a lo largo y ancho del planeta. Puertas adentro, mientras tanto, YPF anunció una baja de un 4% en el precio de los combustibles, medida que no registra antecedentes en los últimos años.

Estos temas principales, en un contexto donde las mayores empresas energéticas del país se encuentran instrumentando planes de contención de costos, suscitaron reflexiones diversas y encendieron el debate en una nueva emisión de Dínamo, propuesta audiovisual de EconoJournal que en esta oportunidad contó con la participación del ex secretario de Energía, Gustavo Lopetegui; el director de Economía y Energía (EyE), Nicolás Arceo; el economista jefe de Empiria Consultores, Nicolás Gadano; y la directora ejecutiva de EcoGo, Marina Dal Poggetto.

Todo bajo control

Lejos de las posturas alarmistas, Gustavo Lopetegui prefirió restarle dramatismo a la coyuntura que atraviesa el sector energético a escala local. “Hoy la actividad se encuentra viviendo uno de sus mejores momentos históricos. Venimos creciendo hace varios años en torno al 10% anual en materia de petróleo y gas, número que para esta industria es altísimo. En Vaca Muerta, las tasas de crecimiento superan el 20%”.

Ante un escenario como el actual, describió, signado por la baja del precio internacional y la apreciación cambiaria, resulta obvio que las empresas deban aplicar planes de reducción de costos. “Es lo natural, es lo que tiene que ocurrir”, recalcó.

Si la cotización del Brent en el rango de los US$ 60 por barril se consolida en el tiempo, conjeturó, seguramente se verá una disminución en la tasa de crecimiento sectorial. “Pero hay que considerar que crecer al 20% anual todos los años tampoco es sostenible”, señaló.

Impacto moderado

Para explicar la caída en el precio internacional del barril, Arceo resaltó la influencia del ‘Liberation Day’ de comienzos de abril, por el lado de la demanda, y la decisión de la Organización de Países Exportadores de Petróleo Ampliada (OPEP+) de reducir las restricciones en el cupo de bombeo, por el lado de la oferta. “Todo indica que se viene un período de un valor del crudo estructuralmente más bajo que el previsto, lo que impactará en el desarrollo de Vaca Muerta”, reconoció.

En buena medida, expuso, el boom no convencional en la Cuenca Neuquina se financió gracias al flujo de caja de las empresas. “Por cada 5 dólares que cae el precio del barril a nivel local e internacional, el flujo de caja de todo el sector pierde 1.400 millones de dólares”, cuantificó el experto, quien de todos modos relativizó el impacto de ese retroceso en función de las cifras que viene manejando el negocio. “Coincido con Gustavo (Lopetegui), tampoco es demasiado grave”, manifestó.

Polémica sobre el ICL

La caída en la cotización del crudo, resumió Gadano, no es una buena noticia para un país que empieza a exportar crecientes volúmenes del recurso. “No quiero ponerme pesimista, pero con esta combinación de precios del petróleo en baja y costos en dólares en alza, la velocidad de desarrollo de Vaca Muerta puede debilitarse y la declinación del negocio convencional puede acelerarse”, advirtió.

Por otro lado, acotó, aún se halla pendiente la actualización del Impuesto sobre los Combustibles Líquidos (ICL), tal como estipula la legislación. “Si había una oportunidad para hacer eso, era ahora”, se lamentó el experto, cuya opinión en este tema fue compartida por Arceo.

Este Gobierno, intervino Lopetegui, viene recomponiendo significativamente el valor del ICL. “Obviamente todavía falta, pero este mes se priorizó contener la inflación tras la salida del cepo”, consideró.

Desde lo macroeconómico, respondió Gadano, siempre habrá buenos argumentos para matizar la discusión. “Pero YPF no debería ser una herramienta del Ministerio de Economía para responder a las necesidades del mes. Me gustaría que el Downstream sea un mercado realmente competitivo, donde los precios se muevan por la competencia”, sentenció.

Prioridades electorales

Dal Poggetto sostuvo que lo que las autoridades vienen priorizando es el escenario electoral, con foco en la contención de la inflación después de la salida de los controles cambiarios. “Entiendo que la política necesita dar señales. Y lo que sucede con el precio de los combustibles tiene un cierto impacto mediático”, justificó. Más allá de que el Gobierno pueda pisar circunstancialmente el ICL, afirmó la economista, lo que sigue en pie es el mensaje de que los números fiscales son superavitarios.

En cuanto al comportamiento del sector energético, subrayó, lo que verdaderamente está en duda es el ritmo de crecimiento. “Resta saber cuántas divisas generará Vaca Muerta y qué se hará con ellas”, remarcó.

A su entender, el esquema económico puede funcionar si el oficialismo gana las elecciones sin necesidad de gastar los dólares recibidos por el Fondo Monetario Internacional (FMI). “En virtud del apoyo del Gobierno norteamericano, a nadie le importan los objetivos del acuerdo con el FMI. Lo importante es que (Kristalina) Georgieva se puso el pin de la motosierra. Esa es la señal que hay que mirar”, graficó.

Las urgencias electorales, comentó, pueden invitar a gastar dólares a futuro, intentando potenciar un consumo de corto plazo. “Habrá que ver cómo se da esto en un país que -a diferencia de 2016 y 2017- todavía no tiene acceso al crédito y sigue pagando al contado los vencimientos de deuda”, completó.

Esos pagos fueron afrontados por el Palacio de Hacienda que conduce Luis Caputo, según sus palabras, gracias al éxito del blanqueo de capitales. “Lo que hizo ‘Toto’ en términos de transitar un año y cuatro meses sin acceder al crédito fue milagroso”, ponderó.

, Redaccion EconoJournal

Tecpetrol acaba de implementar una novedosa estrategia de perforación direccional de pozos que permite atemperar el incremento de los costos operativos en Vaca Muerta como consecuencia, por un lado, de la falta de competencia en la oferta de algunos servicios especiales estratégicos en el desarrollo no convencional y, por el otro, por la apreciación cambiario que se acentuó en los últimos seis meses. Uno de los que advirtió sobre el encarecimiento de los costos unitarios en Vaca Muerta fue Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, que en marzo señaló que algunos servicios cuestan hasta tres veces más en la cuenca Neuquina que en Permian, una de las formaciones shale de EE.UU.

A fines de abril, la petrolera del Grupo Techint logró reemplazar el uso de una de las herramientas de fondo de pozo que más se encarecieron desde fines de 2023, volviendo a emplear una tecnología que había dejado de utilizarse en los últimos años, gestionándola en esta nueva oportunidad con software y aplicaciones de inteligencia artificial para optimizar su uso.

En concreto, hace 15 días, Tecpetrol concretó la perforación de una rama horizontal de 3.582 metros en el área Puesto Parada utilizando un motor de fondo en lugar de usar un sistema de rotación direccional (RSS, por sus siglas en inglés), que es mucho más costoso. Fue la reacción que tomó la compañía que conduce Ricardo Markous para no convalidar costos excesivos en Vaca Muerta, según indicaron fuentes del mercado a EconoJournal.

Tecnología

Desde hace poco más de tres años, en Vaca Muerta los equipos direccionales se convirtieron en un recurso clave utilizado en la perforación para dirigir el rumbo del pozo, permitiendo que se avance hacia áreas geológicamente favorables y maximizando la eficiencia de extracción de hidrocarburos. Estos equipos que permiten orientar la perforación vertical, curva y horizontal, según se requiera e incluso a grandes profundidades, son esenciales en esta formación geológica para acceder a las zonas más productivas de shale, que suelen tener una distribución irregular y requieren de técnicas de perforación avanzadas.

Sin embargo, en los últimos 12 meses quedó en evidencia que el costo de esa herramienta multi-direccional (RSS) en la Argentina se encareció de forma significativa cuando se la compara con el precio del mismo equipamiento en EE.UU.

Para no seguir convalidando ese descalce de costos, en un escenario además caracterizado por la caída del precio del petróleo, que obliga a las operadoras a ser cada vez más eficientes, el equipo de ingenieros de Tecpetrol perforó un pozo de 3.582 metros de rama lateral realizados con un motor de fondo —una vieja tecnología en la industria hidrocarburífera—, aunque optimizada en este caso mediante la utilización de sistemas digitales y de inteligencia artifical para lograr una reducción de tiempos asociada a la corrección del pozo en el orden del 80% de los estándares históricos.

Combinación de recursos

Si bien Tecpetrol trabajó en conjunto con varias compañías de servicios, las más determinantes fueron Nabors y NOV, con el uso de un herramental y una App específicas y de última generación.

Nabors es una empresa global en servicios de perforación, con operaciones en más de 20 países en los que ofrece soluciones integradas, y que para esta experiencia aportó el software conocido como SmartSLIDE & SmartTOOLS, un desarrollo propio que forma parte del foco en la transformación digital de la industria de la perforación. En tanto, NOV, anteriormente conocida como National Oilwell Varco y con sede en Houston, es un proveedor de tecnología, equipos y servicios para la industria del petróleo y el gas, que en este caso brindó el sistema Dual AgitatorZP, una nueva herramienta para reducir la fricción con presión cero con la cual los operadores pueden perforar a mayor distancia, con mayor rapidez y máximo caudal.

En la experiencia que Tecpetrol llevó adelante, en particular, se combinó un motor de fondo con un equipo Nabor F36 de 1500 hp y 7500 psi de presión máxima de bombeo que si bien es el hardware estándar de la cuenca su diferencial se encuentra en el sistema operativo y las aplicaciones digitales que puede, las que terminan siendo ayuda a los sistemas mecánicos del equipo.

Técnica

Es decir, si bien conviven los dos sistemas de perforación de ramas horizontales, el tradicional solo con motor de fondo tenía una limitación clave ya que permitía operar hasta unos 2.500 metros, mientras que el sistema rotario puede llegar mucho más lejos y con mayor precisión direccional, aunque la experiencia viene demostrando como desventaja una alta tasa de falla, más allá del costo más elevado en el mercado. En resumen, poder romper este límite de longitud de ramas horizontales más largas permite hacer pozos con herramientas más baratas, trabajar con un sistema menos susceptible a las fallas y en conjunto reducir costos y ser mas competitivos.

Tecpetrol prevé trasladar esta innovación técnica a otros pozos del bloque Puesto Parada, dado que lograron reducir hasta en un 40% de lo que costaba perforar con tecnología direccional.

Uno de los principales desafíos que está enfrentando la industria es, precisamente, mantener a régimen los costos de perforación y completación de pozo de los últimos años básicamente por la falta de oferta de los nuevos equipos. Días atrás, Ricardo Ferreiro, presidente de Exploración y Producción en Tecpetrol, explicó en Expo EFI que el contexto actual tiene sus desafíos específicos: “Hoy el mercado de provisión de materiales es más limitado, las entregas más largas y los costos más altos, a lo que se suma una posible baja del precio del petróleo. Eso obliga a actuar con rapidez para seguir siendo competitivos”

, Ignacio Ortiz

La producción total de hidrocarburos de YPF trepó en el primer trimestre a 552.100 barriles equivalentes por día, un 4,9% más que un año antes, con fuertes subas en el shale y retrocesos en el segmento convencional donde la empresa ha estado desinvirtiendo. La compañía invirtió en el período US$ 1214 millones, un 4% más que un año antes y el 75% de esos fondos fueron destinados a la expansión de la producción no convencional.

En materia financiera, el EBITDA ajustado, los ingresos antes del pago de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones, fue de US$ 1.245 millones, un 48% superior al del cuarto trimestre de 2024 y en línea con el resultado del primer trimestre del año anterior. Sin tomar en cuenta el impacto de los campos maduros, el EBITDA hubiera ascendido a los 1.351 millones de dólares.

Producción

La producción total en el primer trimestre fue de 552.100 barriles equivalentes por día, un 4,9% más que un año antes. En shale sumó 320.900 barriles equivalentes diarios, un 25,5% más, y en no convencional 206.000, un 11,9% menos. A su vez, el tight aportó 25.200 barriles equivalentes, un 31,1% menos.

La producción de petróleo crudo fue de 269.900 barriles por día en el primer trimestre, un 5,6% más que en mismo período de 2024. En el segmento no convencional sumó 147.300 barriles diarios, el 54,5% del total. La suba interanual en este caso fue del 31,2%, lo que permitió más que compensar la caída en el segmento convencional donde se produjeron 121.200 barriles diarios, un 14% menos que hace un año.

La producción de gas fue de 37,3 millones de m3 diarios, un 2,7% más que en igual período de 2024. En shale llegó a 22,2 millones, un 23,3% interanual y en el convencional 11,4 millones, un 12,6 % menos que hace un año.

Control de costos

Los costos de perforación y completación de pozos disminuyeron a US$ 15,3 por barril equivalente de petróleo, un 12% menos que en el trimestre anterior, cuando se ubicaron por encima de los 17 US$/boe, principalmente por una menor exposición a campos maduros y una buena productividad en el bloque de petróleo La Angostura Sur (Hub-Sur).

El costo en el segmento convencional fue de US$ 30,3 por barril equivalente (-7% en la comparación trimestral) y en el no convencional de US$ 5,2 por barril equivalente (-5%). Si se excluyen los campos maduros, el costo total de extracción hubiera sido inferior a US$ 9 por barril equivalente.

Por su parte, el costo de extracción en los bloques shale core hub, donde la empresa tiene 100% de participación, fue de US$ 4,6 por barril equivalente. Esa cifra representó un aumento del 11% principalmente por mayores costos y menor producción del bloque La Amarga Chica, que se espera que retorne a niveles normales en los meses siguientes.

Las regalías y otros impuestos promediaron US$ 6,6 por barril equivalente, un 2 % en la comparación trimestral, debido principalmente a menores precios de gas natural, parcialmente compensados por mayor producción de gas y mayores precios de petróleo.

Pozos perforados

YPF perforó en el primer trimestre 51 pozos frente a 44 del mismo trimestre de 2024. Completó 53 contra 29 de un año antes y enganchó 47 contra 36 de igual período de 2024.

En cuanto a la eficiencia en las operaciones no convencionales, YPF informó que promedió 304 metros/día de velocidad de perforación en sus bloques hub-core, y 235 etapas por set mensual en velocidad de fractura. En cuanto a la velocidad de perforación, comenzó el año en un nivel inferior al esperado en algunos pozos del bloque Aguada del Chañar, pero luego se recuperó con mejora sustancial durante marzo, alcanzando velocidad récord de perforación no convencional en este mismo bloque: la empresa perforó 551 metros por día en un período de 10 días, para un pozo de casi 2.600 metros de longitud lateral.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno publicó este martes el Decreto 303 para autorizar a la Secretaría de Coordinación de Energía y Minería, a cargo de Daniel González, a firmar un nuevo contrato con Paraguay por la remuneración y distribución de la energía que produce la central binacional Yacyretá, el mayor enclave hidroeléctrico del país.

En los hechos, luego de formalizarse el acuerdo, ambos países pagarán un precio más elevado por la generación eléctrica de la represa. Al elevar el precio de venta de la energía producida en la represa, los gobiernos de ambos países buscan generar fondos para cubrir el rojo actual de Yacyretá y a su vez, disponer de liquidez para retomar la construcción de Aña Cuá, la obra que podría ampliar 10% la generación de energía del Complejo Hidroeléctrico Yacyretá, que tiene un grado de avance de 40%, pero que se frenó en 2024.

Si bien no se informó oficialmente, fuentes oficiales señalaron a EconoJournal que el nuevo acuerdo por la represa binacional fue uno de los temas de la reunión que tuvo el presidente Javier Milei cuando viajó el 9 de abril pasado a Paraguay para reunirse con su par Santiago Peña. Desde hace varios meses que ambos países están negociando las nuevas condiciones para la administración de Yacyretá.

Las mismas fuentes subrayaron que el acuerdo le permitirá a Yacyretá recuperar flujos económicos para el funcionamiento cotidiano de la represa, sobre todo porque hay acusaciones de deudas impagas entre ambos países. “La nueva tarifa le permitirá reducir costos en general, y mucho más del lado paraguayo (margen derecho), que tiene cuatro veces más de empleados que el lado argentino”, explicaron las mismas fuentes.

El decreto 303, firmado por Milei y el ministro de Economía, Luis Caputo, faculta al área a cargo de Daniel González a firmar el “Acta acuerdo” con la Entidad Binacional Yacyretá (EBY), la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) de Paraguay. El plazo del convenio regiría entre el 1° de enero y el 31 de diciembre de 2025, pero con la posibilidad de extenderlo por cinco años más.

Precios   

La tarifa del tratado original por la compra de energía para ambos márgenes del río Paraná es 50 dólares por megavatios por hora (US$/MWh). Pero, en los hechos, lo que ocurre es que la Argentina viene pagando un precio inferior por la energía y el diferencial lo cubre Cammesa. El problema para Yacyretá es que estos pagos se hacen en pesos luego de tres o cuatro años y sin ninguna actualización, con lo cual, son pagos que prácticamente se licúan por la inflación.

Ahora, el nuevo acuerdo sigue contemplando un precio de 50 US$/MWh, pero Cammesa pasará a pagar 28 US$/MWh, en lugar de abonar 16 dólares como en la actualidad. “El costo monómico (real) del sistema de generación energética de la Argentina podría subir un dólar o un poco menos”, explicaron fuentes al tanto de la iniciativa. Por su parte, la Administración Nacional de Electricidad (Ande) de Paraguay, que también paga un precio inferior, saltará de 22 a 28 US$/MWh según el nuevo acuerdo.

Según explicaron fuentes oficiales a EconoJournal, la diferencia de 22 dólares que hay entre el precio que pagan ambos países por la energía y el costo que está fijado en el tratado original quedará a favor de la Argentina por la deuda histórica que tiene Paraguay por la inversión para la construcción de la represa.

En los considerando, el decreto de Milei resalta sobre la nueva tarifa que “la modalidad de pago prevista propicia evitar compensaciones con partidas presupuestarias del Estado Nacional y establecer un esquema de déficit cero, priorizando el equilibrio financiero y la reducción de pasivos”. Es decir, la suba de la tarifa de Yacyretá permitirá que la represa recupere su situación financiera y retome las obras de ampliación, pero sin recursos del Tesoro argentino.

Distribución de la energía

Yacyretá tiene una potencia instalada de 3.200 MW y abastece al 50% del consumo de energía de los hogares de la Argentina (sin contar las industrias). El tratado original implica que cada país tome el 50% de la energía generada por la represa. Ahora, el nuevo acuerdo sostiene la misma distribución para “condiciones normales”, pero formaliza algo que viene ocurriendo: Cammesa toma más del 50% de la energía de Yacyretá. En los hechos, el acuerdo permite que un país ceda energía al otro de manera voluntaria en caso de que una de las dos partes lo requiera.

En la práctica, como Paraguay se abastece principalmente de Itaipú (la represa que administra con Brasil), toma menos energía de Yacyretá. Por este motivo, la Argentina inyecta en el sistema la diferencia que Paraguay deja. Esa energía que Paraguay no utiliza y la vende con prioridad a la Argentina por contrato se denomina “cesión de energía”  y se contabiliza como importada.

Según fuentes consultadas por EconoJournal, esa diferencia oscila según la época del año y puede alcanzar una distribución de 65% y 35%, aunque puede ampliarse a 90% y 10%, según las necesidades de la Argentina.

Del lado paraguayo señalan que la Argentina acumula una deuda por toda la energía diferencial que tomó por encima del 50% que le corresponde y no remuneró. Sin embargo, Paraguay tiene una deuda histórica y millonaria con Argentina por los fondos que no transfirió por la construcción de la represa.

, Roberto Bellato

El presidente de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), Roberto Cacciola, expresó este miércoles la expectativa que existe en la industria por la definición por parte del Gobierno nacional de un “RIGI Extendido” que atienda la situación particular que atraviesan los proyectos en producción de oro y plata de la Argentina, los que se encuentran en una caída de sus niveles de actividad por agotamiento del recurso sin tener a la vista proyectos que puedan suplantar esa producción que hoy representa la principal fuente de exportación del sector.

“Esto nació como una necesidad para la situación del oro y la plata -pero puede ser aplicado a otros minerales-, y con un marco de precios espectacular pero con proyectos en Argentina que están en su gran mayoría en el proceso final de producción si es que no se toman decisiones que estimulen inversiones y permitan explorar mucho más determinadas áreas disponibles”, explicó Cacciola al encabezar un encuentro con la prensa por la celebración del Día de la Minería Argentina y la presentación de al exposición Arminera 2025, que se realizará del 20 al 22 de mayo en el predio de La Rural, en Buenos Aires.

Para el directivo se trata de “un contrasentido que contrasta el precio récord del oro con una producción en decadencia. En ese marco, se abrió un diálogo con el Gobierno nacional para que se haga una apuesta grande de los proyectos que están con una vida limitada, que no excede de cuatro o cinco años en el mejor de los casos, y para los que no hay nada que lo reemplace. Es decir, no hay nada nuevo a la vista que permita dentro de 7 u 8 años tener un proyecto que reemplace a todos los que entraron en un proceso de cierre”.

La propuesta del sector minero al Gobierno es que se haga un esfuerzo para estimular a los empresas que ya no tienen perspectiva de continuar sus inversiones y que les permita realizar una exploración fuerte en las mismas propiedades aún productivas o en locaciones cercanas. “Lo que esperamos es que se le otorguen los incentivos que tiene el RIGI bajo el concepto de ampliación de vida útil y no ampliación de producción. Esto no significa un nuevo régimen sino un estímulo a la exploración para que si los resultados son satisfactorios se concatenen las inversiones”.

En la industria se explica que una campaña de exploración importante además de demandar varios años puede llegar a requerir inversiones de entre US$50 y US$80 millones, dependiendo de la magnitud del proceso a encarar, lo cual no califica con el requisito del RIGI de los US$200 millones vinculados a un proyecto productivo de exportación. “Se ha avanzado mucho -admitió Cacciola- y la expectativa es que haya anuncios en este sentido pronto, pero queremos que esto finalmente sea una realidad mediante una Resolución o un Decreto porque así lo conversamos con el Gobierno”.

Exportaciones récord con producción en baja

El contexto de este pedido de la CAEM se encuentra en que las exportaciones de oro y plata en la Argentina representaron aproximadamente el 75% de los US$ 4.600 millones que el sector generó en 2024, pero con yacimientos en declino y la falta de inversiones en exploración de los últimos tiempos se anticipa que pasará al menos hasta la próxima década para que el país tenga un nuevo proyecto en marcha. Esta realidad que se contrapone al entusiasmo que genera la creciente actividad del litio y la gran expectativa por el desarrollo de los primeros proyectos de cobre, provoca que en oro y plata haya una expectativa de vida de mina no superior a los cuatro años.

Es decir que hacia 2030, la Argentina podría quedarse sin producción de ambos metales, aún en tiempos en los que la cotización de ambos productos a nivel mundial atraviesa valores récord, tal el caso del oro, o cotizaciones a niveles históricos para la plata. Es por esto que las empresas consideran que hay que gestionar la situación y estimular la exploración como etapa previa necesaria para poder renovar estos recursos que se están agotando, sin omitir en una eventual etapa de producción los compromisos de inversión exigidos por el régimen.

En similar sentido alertó sobre la coyuntura de la producción del litio por el impacto en los bajos precios internacionales en torno a los US$10.000 la tonelada de carbonato grado batería. “Los proyectos de oro y plata subsisten por los precios, porque de los nueve proyectos que hoy están en producción con precios más bajos como los de 2022 quedarían apenas dos. Y con el litio se advierte el caso inverso en que hay una gran inversión en construcción y ampliación con precios muy bajos a los proyectados al momento de decidir la producción, por lo que empieza a haber dificultades, y habrá que reclamar también por medidas para que también puedan seguir subsistiendo”.

Cacciola también manifestó la preocupación empresaria por comenzar a conocer la aprobación de los proyectos presentados en los últimos meses para acogerse a los beneficios del Régimen de Incentivo de las Grandes Inversiones (RIGI), los que representan una cartera inicial de más u$s5.000 millones como forma de alentar la toma de decisiones. Al mismo tiempo planteó que el futuro de esos desarrollos también está en manos de los gobiernos provinciales a los que instó a discutir la reducción de regalías, ante la comprensión de los altos costos que enfrenta el sector en la Argentina respecto a lo que ocurre en países vecinos que compiten por las mismas inversiones.

“Hoy estamos carísimos, es una realidad que los costos si nos comparamos con Perú, con Chile, con Brasil, son la mitad de los que tiene la Argentina. Entonces, el interés por ir al RIGI tiene que ver con la consolidación del proyecto porque a pesar de ser caros, hay posibilidades de que avancen y se aliente la decisión de los inversores. En este momento es muy difícil que esos costos bajen, por situaciones macroeconómicas, pero hay herramientas disponibles para lograrlo”, agregó el directivo en diálogo con la prensa.

En ese sentido, y ante lo que se considera es una “demora” en la revisión y aprobación por parte del Ministerio de Economía de las solicitudes al régimen de incentivo aprobado a mediados de 2024, el presidente de la CAEM sentenció: “Nuestro deseo es que teniendo en cuenta que ya hay varios proyectos presentados, podamos tener algunas noticias en el corto plazo, porque es importante y fundamental que esto llegue. El gran problema que podemos tener es que se genere una expectativa enorme y que después no se compadezca con la realidad. Motivo por el cual creo que sería muy importante que ya empiecen a aparecer aprobaciones”.

Hasta el momento se presentaron al RIGI seis proyectos vinculados al sector minero, los que incluyen iniciativas en litio como Sal de Oro, de la empresa Posco; Mariana de Litio Minera Argentina y Rincón de Rincon Mining, los tres en la provincia de Salta; además de la mina de carbonatos y cal de Gualcamayo de Minas Argentinas, el de cobre Los Azules de Andes Corporación Minera, ambos en San Juan; y otro de litio en Catamarca en Salar del Hombre Muerto de Gala Lithium. Pero además, en el sector se anticipa que hay al menos otras cuatro presentaciones que se realizarán en pocos meses, en particular vinculadas a producciones cupríferas.

El reclamo por las regalías

También sobre los costos altos que afronta la industria minera en la Argentina, Cacciola entendió que se trata de “una desventaja comparativa” que pueden compensarse con otras ventajas comparativas respecto de la instalación de nuevas exploraciones vinculadas a la decisión que esta en manos de las provincias de estimular las inversiones en sus territorios. “El Gobierno Nacional puso la herramienta fundamental que necesitaba el sector, pero ahora -consideró- el tema de la participación, de negociación y entendimiento entre las provincias con los proyectos requiere buscar que haya realmente un atractivo específico para invertir, porque por el lado de los costos no va a ser, por lo menos en el corto plazo”.

El incremento de los costos locales en una industria altamente competitiva en la región es producto, en gran medida, del atraso cambiario que se acentuó en los últimos meses en la Argentina y que es una problemática que afecta también a la actividad petrolera con proyectos en el no convencional de Vaca Muerta, donde los costos se incrementaron en dólares entre un 25 y un 30% a lo largo de 2024.

“Las provincias tienen elementos para poder mitigar los efectos de esta situación de costos altos. La Ley de Inversiones Mineras y después la aprobación en el Congreso de la Ley de Bases que fijan regalías de hasta el 5%, muchas veces no se entiende que es un tope y que deja abierta la negociación, dependiendo de los proyectos que se trate, para que pueda ser cero o pueda ser 0,5”, algo que en el país ya sucedió en proyectos lanzados entre 2005 y 2010 cuando la industria logró la flexibilización del tope del 3% por entonces vigente.

La baja del riesgo país como parte de un proceso de normalización macroeconómica y su influencia en la aceleración de inversiones en la industria minera también es un punto que sigue el sector, sobre lo cual el directivo opinó que “permitirá, en particular, que muchas empresas que se dedican a la etapa temprana de exploración tengan interés en venir a la Argentina porque le va a resultar mucho más barato conseguir financiación para entrar en la etapa greenfield. Son mineras juniors que hacen el trabajo inicial de manera más económica y que después lo trasladan y lo venden a los operadores naturales”.

, Ignacio Ortiz

Elio Del Re, presidente de la Asociación de Industriales Metalúrgicos de la República Argentina (ADIMRA) viajó a Houston junto a una comitiva de pequeñas y medianas empresas proveedoras del sector hidrocarburífero en la búsqueda de intentar colocar productos argentinos en el exterior y fortalecer el desarrollo tecnológico del sector. 

En este contexto, Del Re conversó con EconoJournal y ponderó que “no hay país desarrollado que importe maquinaria usada. Esta medida es un retroceso en materia industrial y una competencia desleal”, sostuvo en relación el decreto 273/25 aprobado en abril pasado e impulsado por el Ministerio de Economía y aseguró que están elaborando un documento con propuestas que contribuyan a regular el alcance de esa normativa.

ADIMRA reúne actualmente a un ecosistema de unas 24.000 industrias metalúrgicas agrupadas en 59 cámaras empresariales y encargadas de elaborar maquinarias para el sector agrícola, hidrocarburífero y transporte, entre otros. El 30% distribuye maquinarias para el primer y segundo anillo de la industria petrolera, es decir a operadoras y prestadoras de servicios. En el último año, el sector metalúrgico registró una caída del 14%. 

Sin antecedentes

En este marco, el titular de la asociación comentó que el ingreso de maquinaria usada pone a la industria nacional en una situación desigual en materia tributaria: “Ningún país que esté a la vanguardia tecnológica importa bienes usados. Lo que vemos es que hace muy difícil la competencia porque no hay precios de referencia para esos equipos usados -como sí sucede con los nuevos- y pueden tributar como quieran. Al contrario, el industrial debe atenerse a precios ya fijados y pagar los impuestos determinados en esa línea”. 

Por otro lado, Del Re señaló que tampoco hay controles en materia de seguridad lo que implica que las maquinarias usadas podrían implicar un riesgo para los trabajadores que los operen. 

Por este motivo, elaboraron un documento que elevarán al ministerio que conduce Luis Caputo para implementar una serie de regulaciones al decreto 273/25: “Estamos teniendo conversaciones con el Ministerio de Economía y vamos a enviar un listado con aquellos bienes que consideramos se pueden importar sin consulta y los que creemos que se debe consultar al sector productivo. Pedimos rever la condiciones porque sabemos que hay un perjuicio a la industria nacional”, afirmó Del Re. 

Asociación con pymes texanas

Durante su participación en la Offshore Tecnology Conference (OTC) que se desarrolla en Texas, representantes de ADIMRA visitaron a compañías estadounidenses interesadas en desembarcar en Neuquén o en adquirir equipamiento elaborado en Argentina. 

El objetivo de la visita fue explorar opciones de instalar productos metalúrgicos argentinos en el Permian y también lograr asociaciones que les permitan a empresas estadounidenses ofrecer servicios y productos en la cuenca Neuquina. 

“Puede haber complementariedad industrial. En algunos casos tiene sentido producir tecnología en origen y en otras no porque lo hace caro. Entonces por medio de un royalty se puede resolver y, para eso, es fundamental juntarse con pymes de Estados Unidos para generar vínculos y hacer palanca para que puedan bajar a territorio”. 

Del Re resaltó que en Houston existe un “know how” que puede ser muy útil para potenciar el desarrollo de Vaca Muerta, aunque enfatizó en que los locales tienen la ventaja de conocer la idiosincrasia local, las particularidades de la economía y la sinergia con los sindicatos: “Hay varios sectores dispuestos a aceptar esta vinculación de pymes con pymes. Nosotros con nuestro conocimiento comercial y ellos pudiendo complementar en lo tecnológico”, dijo en relación a las pymes de Texas. 

, Laura Hevia

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, aseguró en Houston que buscará aumentar la presencia de la petrolera provincial Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) en los proyectos de transporte de hidrocarburos que se desarrollarán en la Cuenca Neuquina. La petrolera ya ingresó como accionaria del Vaca Muerta Sur (VMOS), el proyecto que lidera YPF junto a PAE, Pampa, Pluspetrol, Vista, Chevron y Shell, lo que le permitirá evacuar su producción hacia destinos de exportación. 

“Estamos incursionando en algo nuevo si bien es muy pequeña la participación, pero es un paso adelante de GyP en el midstream porque nos permite estar en otra escala y nos pone muy contentos”, comentó a EconoJournal Figueroa en referencia al ingreso de la petrolera como accionista de VMOS. 

El mandatario conversó con este medio durante su paso por el segundo día de la Offshore Technology Conference (OTC) donde una comitiva de la provincia compuesta por funcionarios y empresarios se hicieron presentes en el pabellón de Argentina ubicado en el NRG Center. Previamente, el gobernador había dado un discurso en uno de los salones preparados para exposiciones donde llamó a las empresas norteamericanas a invertir en Neuquén y donde habló sobre las similitudes del Permian y Vaca Muerta frente a un auditorio lleno. 

El ingreso de GYP como accionista de clase B le permitirá a la compañía asegurarse una evacuación de 5.000 barriles diarios de petróleo para exportación desde Punta Colorada, Río Negro a través de una participación accionaría del 1%. En contrapartida, la compañía neuquina deberá hacer aportes de inversiones, al igual que el resto de las empresas que participan del proyecto. 

En este sentido afirmó que el objetivo “es darle continuidad en el tiempo y proyección a futuro a GyP y vamos a incluirla en todo lo que podamos. Los neuquinos tenemos que entender que si todas las cosas las hacemos bien, vamos a poder duplicar la producción de gas y de petróleo en 2030 y, para esto, cada uno tiene que hacer su trabajo”. El mandatario neuquino se refería así a las obras que necesitan particularmente algunas localidades de la provincia que no cuentan con gas, asfalto y otra infraestructura básica y consideró que “este es el lado flaco del proyecto” Vaca Muerta. 

El rol de GyP

El pabellón de Argentina contó este martes con la presencia gran cantidad de actores de la industria hidrocarburífera lo que generó un gran movimiento en su interior y alrededores. El sector determinado para el país cuenta con dos stands de grandes dimensiones, contiguos al de la empresa Durallite, una firma argentina con gran presencia en Texas y donde también se presentan exposiciones sobre las cuencas petroleras argentinas. Los 1300 stands que componen la exposición tecnológica están representados también por países como Canadá, Brasil, China, Nigeria, Guyana y Gran Bretaña, entre otros. 

El protagonismo neuquino se hizo notar y Figueroa remarcó que buscará darle más valor a GyP apoyado en las grandes inversiones que se esperan para la Cuenca Neuquina. La petrolera es titular de 14 concesiones no convencionales operadas en asociación con otras compañías y en las que tiene una participación del 10%. 

“Hay que buscar equilibrio es importante que se vaya acrecentando el valor de la empresa. Ya vale cada vez más, a su vez va generando más rentabilidad. Lo importante también es dónde vamos a invertir”, señaló. 

En este sentido, Figueroa aseguró que el plan es continuar con el financiamiento de becas y la ejecución de rutas en el interior de la provincia “del asfalto adquirido por YPF porque tributariamente nos conviene, porque optimizamos el tiempo de las rutas y eso nos permite ser más eficientes y que la provincia crezca equilibradamente”. 

Por último, se refirió al pedido de Río Negro para cobrar un canon por el paso del VMOS y consideró que la provincia vecina “debería encontrar una manera similar (a la de GyP) para poder participar de este tipo de proyectos. En cada uno de los negocios hay que ponerse de acuerdo. Las provincias participan para tener recursos y generar crecimiento, pero con el diálogo se va a sacar adelante”. 

, Laura Hevia

Fuentes Renovables de Energía Eléctrica S.A. (FRESA), una de las empresas pertenecientes a Insud, inauguró su segunda planta de generación de energía eléctrica a partir de biomasa forestal en la localidad correntina de Gobernador Virasoro. De este modo, duplicó su capacidad productiva para abastecer el equivalente al 20% del consumo eléctrico de Corrientes.

Las dos plantas de Insud requirieron una inversión de US$ 200 millones y cuentan con una capacidad productiva total de 80 MWh, suficiente para satisfacer la demanda energética local, incluso durante los meses de verano, cuando se registra el mayor consumo.

Con su segunda central en marcha, FRESA abastece con energía limpia a nuevas localidades de la zona, como Ituzaingó, Villa Olivares e Itá Ibaté, además de las que ya se veían beneficiadas, como Gobernador Virasoro, Santo Tomé y La Cruz.

“A partir de ahora, entregaremos 73 MWh al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), que representan cerca de un 20% de la energía eléctrica que consume la provincia de Corrientes”, precisa Luciano Baroni, CEO de FRESA, empresa que emplea de forma directa a 152 personas y genera más de 300 empleos indirectos.

Además, la incorporación de la nueva Estación Transformadora San Alonso, junto con la Estación Transformadora Norte, ubicada en el mismo predio de la planta, optimizan la distribución de energía industrial en 33 kV. Esto asegura un suministro de mayor calidad para el norte de Corrientes y el sur de Misiones.

Ramas, madera y aserrín

FRESA comenzó a operar en 2020 con el objetivo de reutilizar los subproductos (ramas, aserrín y recortes de madera) generados por la cosecha forestal y por los aserraderos cercanos a la localidad de Gobernador Virasoro, en Corrientes.

Antes de la instalación de la planta, la biomasa producida por el sector maderero local no contaba con un destino útil y generaba contaminación y riesgos por su quema a cielo abierto. “Hoy, la planta termoeléctrica aporta valor económico a la industria y reduce el impacto ambiental del sector”, destacó la compañía a través de un comunicado.

, Redaccion EconoJournal

China esta evaluando el levantamiento del arancel del 125% sobre una gama de productos provenientes de los Estados Unidos, entre los cuales destaca el etano. La consultora noruega Rystad Energy evalúa que China también tomará una decisión similar sobre las importaciones de propano. Se trata de líquidos muy demandados por la industria petroquímica china y cuya oferta a precios accesibles creció significativamente con la irrupción del shale estadounidense.

El gobierno de Xi Jinping había dispuesto un arancel general del 125% sobre las importaciones desde los EE.UU. en respuesta a los aranceles impuestos por el presidente Donald Trump.

Sin embargo, el gobierno chino comenzó a suspender la aplicación de este arancel sobre un universo de productos que suman US$ 40.000 millones en importaciones por año, según la agencia Bloomberg. La lista incluiría al etano según la agencia Reuters.

Demanda china

Las importaciones chinas de etano y propano provenientes de los EE.UU. treparon significativamente en la última década según los datos de la Administración de Información Energética (EIA). Rystad resaltó en un informe el fuerte crecimiento reciente de la demanda de propano por parte de la industria petroquímica china.

La industria china de Deshidrogenación de propano (PDH) creció más de cuatro veces en los últimos cinco años, alcanzando una capacidad de producción de más de 21 millones de toneladas de propileno.

Esta rápida expansión fue posible gracias al propano abundante y barato procedente de EE.UU. y a su limitada demanda interna, lo que convirtió al país en el principal exportador mundial de propano. En 2024, casi el 60% de las importaciones de propano de China provinieron de EE.UU.

«Un arancel elevado del 125 % al propano estadounidense afectaría gravemente al sector chino de deshidrogenación de propano (PDH), que depende en gran medida de esta rentable materia prima. Esto agravaría los problemas existentes relacionados con los bajos márgenes de beneficio», evaluó Manish Sejwal, vicepresidente de Análisis de Mercados de Materias Primas de Rystad.

El sostenimiento del arancel sobre el propano llevaría a una disminución de entre 10 y 20% en la utilización de la capacidad instalada. Esto resultaría en un mercado de propileno más competitivo y un breve período de beneficios para las plantas de craqueo de PDH y nafta en Corea del Sur. Sin embargo, la escasa demanda actual y el excedente de etileno sugieren que estas ganancias serían temporales. Además, el arancel corre el riesgo de generar un exceso de oferta de GLP en EE.UU., lo que ejercería una presión a la baja sobre los precios mundiales.

, Nicolás Deza

Adionics, empresa pionera en tecnología sostenible para la extracción de litio, anunció el nombramiento de François-Xavier Ramé como su nuevo CEO. “Ramé aporta una amplia experiencia y conocimientos a Adionics, con el objetivo de liderar la empresa en su ambicioso camino hacia la transformación del panorama de la extracción de litio. Su nombramiento refuerza el compromiso de Adionics con la innovación y la sostenibilidad, mientras continúa impulsando los límites de la tecnología de extracción directa de litio (DLE)”, destacaron desde la compañía.

Loïc Bernard, presidente del consejo de administración, expresó: «Estamos encantados de dar la bienvenida a François-Xavier Ramé a la compañía. Su liderazgo y visión serán invaluables a medida que seguimos impulsando soluciones sostenibles para la extracción de litio. Esperamos ver a Adionics prosperar bajo su dirección».

Designación

«Es un honor unirme a Adionics en este momento clave de su crecimiento», aseveró François-Xavier Ramé. «El compromiso de la empresa con la sostenibilidad y la innovación tecnológica resuena profundamente conmigo. Estoy entusiasmado por liderar al equipo en la evolución de nuestra tecnología revolucionaria y llevarla un paso más allá, fortaleciendo nuestra posición como líderes en la industria DLE», agregó.

La compañía

Adionics ha desarrollado un proceso de extracción líquido-líquido de circuito cerrado para la recuperación eficaz de sales de litio a partir de salmueras, agua geotérmica y baterías recicladas. “Esta tecnología logra altas tasas de recuperación y pureza del litio, y reduce significativamente el uso de agua dulce y el impacto ambiental, manteniendo al mismo tiempo un CAPEX y OPEX extremadamente competitivos en comparación con las tecnologías tradicionales”, destacaron.

A medida que la demanda mundial de litio sigue creciendo, impulsada por la industria de los vehículos eléctricos y las tecnologías de energías renovables, Adionics se posiciona como un actor líder del mercado que ofrece una alternativa competitiva y sostenible a las soluciones tradicionales de extracción.

, Redaccion EconoJournal

El grupo energético Aconcagua Energía presentó el Reporte de Sostenibilidad 2024 en el que destacan los logros más significativos en términos económicos, sociales, ambientales y de gobernanza, así como los desafíos que continúan guiando la gestión de la firma. “El informe es el resultado de un esfuerzo colectivo y un proceso colaborativo entre las distintas áreas de las empresas del Grupo. Siguiendo los estándares internacionales GRI y SASB, proporciona una visión clara y alineada con las expectativas de nuestros diferentes grupos de interés”, remarcaron.

La nueva edición del informe presentado por Aconcagua Energía duplica su versión 2023 y refleja el crecimiento también en actividades y resultados obtenidos en su gestión 2024. Uno de los aspectos más destacados de ese crecimiento es el desarrollo de programas y actividades con la comunidad.

Diego Trabucco, presidente y CEO de Aconcagua Energía, expresó: “La sostenibilidad no es simplemente un área más de nuestra gestión, sino que es la base fundamental para entender el presente y proyectar el futuro”.

La máxima autoridad del grupo destacó además que el segundo informe representa un avance significativo en este camino, brindando una oportunidad para continuar mejorando, aprendiendo y fortaleciendo el propósito de las compañías. Y, por último, agregó: “Estamos orgullosos del trabajo realizado por todo nuestro equipo y motivados por los desafíos que aún tenemos por delante«.

A su vez, desde la empresa precisaron que “la sostenibilidad es mucho más que un principio operativo, es el eje transversal que guía sus acciones y este segundo Reporte demuestra ese posicionamiento, ya que evidencia la incorporación de prácticas responsables y comprometidas en todos los aspectos del negocio”.

Javier Basso, vicepresidente y CFO del Grupo, sostuvo que: “Mantener un crecimiento económico sostenible es uno de los grandes desafíos de la actualidad. Este informe muestra cómo la sostenibilidad se convirtió en un elemento central en nuestras decisiones financieras, operativas y estratégicas. Para nosotros, generar valor económico va de la mano con el cuidado del entorno y el fortalecimiento de nuestras relaciones con las comunidades, que son parte esencial de nuestra visión empresarial”.

Crecimiento

Lorena Pérez, coordinadora de Gestión Social y líder del desarrollo del Reporte resaltó algunos de los principales hitos y programas que hicieron a la gestión de inversión social durante el período. Al respecto destacó que “desarrollamos nuestro primer Programa de Becas; capacitamos docentes, estudiantes, empresarios y emprendedores; fortalecimos el trabajo de instituciones de distintos ámbitos y sectores de la sociedad, y acompañamos iniciativas acercadas por otras organizaciones, todo ello de manera articulada con especialistas en cada tema”.

Desde el grupo consideraron que el Reporte de Sostenibilidad 2024, no solo detalla los logros alcanzados por las empresas del grupo Aconcagua Energía durante el año, sino que también sirve como una herramienta para fomentar un diálogo más profundo con sus diversos públicos. “Promueve una gestión más transparente, participativa y en sintonía con las necesidades del entorno, fortaleciendo así la relación con las comunidades y con todos los grupos de interés involucrados en nuestras operaciones”, sostuvo Juan Crespo, Gerente de RRII, Comunicaciones y Sostenibilidad del Grupo.

El Reporte de Sostenibilidad 2024 ya se encuentra disponible en el sitio web de Aconcagua Energía.

, Redaccion EconoJournal

Pampa Energía, uno de los principales jugadores del mercado de gas natural en la Argentina, inició exportaciones de gas natural en condición firme a la región de Biobío en Chile a través del Gasoducto del Pacífico. Según precisaron desde la empresa, el recurso proviene yacimiento Sierra Chata en Vaca Muerta, que en la actualidad produce cinco millones de metros cúbicos por día y cuenta con los recursos necesarios para abastecer la demanda industrial actual y futura de la región.

Horacio Turri, director ejecutivo de Exploración y Producción de Hidrocarburos de Pampa Energía, destacó: “Poder abastecer de manera sostenida al mercado chileno no solo nos permite generar divisas y abrir nuevas oportunidades comerciales, sino también reafirmar nuestro compromiso con el desarrollo del país y con el potencial de Vaca Muerta”.

Exportación de gas

Este nuevo envió se suma al millón de metros cúbicos que actualmente la compañía exporta, a través del gasoducto Gas Andes, a Santiago de Chile.

El último año Pampa Energía trabajó junto a las transportistas TGN y GPA, y realizó inversiones para conectar su producción del área Sierra Chata. Esto permitió evacuar la producción de ese yacimiento a través del Gasoducto del Pacífico, que conecta la provincia de Neuquén con el país trasandino, según precisaron desde la firma.

Expansión regional

Esta nueva exportación suma al objetivo de la empresa de seguir expandiéndose hacia la región aprovechando el recurso de Vaca Muerta. Tal como sucedió la semana pasada cuando concretó su primera exportación de gas natural a Brasil equivalente a 110.000 metros cúbicos, gracias a un acuerdo con la comercializadora brasileña Tradener y la asistencia de la consultora local Giga, envío para el que se utilizó la infraestructura de transporte que conecta Argentina, Bolivia y Brasil.

, Redaccion EconoJournal

La Unión Europea presentó este martes la hoja de ruta con la que planea dejar de importar gas natural de Rusia en 2027. El objetivo principal es terminar con las importaciones de gas natural licuado originadas en Rusia, que paradójicamente aumentaron tras la invasión rusa en Ucrania y que constituyen un punto de fricción con el gobierno de Donald Trump en los Estados Unidos.

La Comisión Europea, el poder ejecutivo de la unión, difundió su plan para terminar con todas las importaciones de gas ruso para fines de 2027. «Hoy la Unión Europea envía un mensaje muy claro a Rusia: nunca más permitiremos que utilice la energía como arma contra nosotros«, dijo el jefe de energía de la UE, Dan Jorgensen.

Hoja de ruta

El plan contempla dos pasos hacia la completa eliminación de las importaciones de gas desde Rusia en 2027. Primero, se impedirá la firma de nuevos contratos de suministro y se suspenderán las compras de gas ruso en el mercado spot para fines de 2025.

En segundo lugar, se abordarán todas las importaciones restantes de gas ruso con miras a su eliminación gradual para finales de 2027. Para esto se plantea mejorar la transparencia, supervisión y trazabilidad del gas ruso en los mercados de la UE.

La hoja de ruta también prevé una retirada gradual del petróleo y de los suministros para energía nuclear rusos de los mercados europeos. Por ejemplo, se restringirá la firma de nuevos contratos de suministro de uranio, uranio enriquecido y otros materiales nucelares entre Euratom y proveedores rusos.

Cada país miembro deberá presentar a finales de 2025 su plan nacional para el cumplimiento de estos objetivos.

Punto final para el GNL ruso

La Comisión Europea tiene por objetivo poner fin al peso de las importaciones de energía desde Rusia en la matriz energética europea, especialmente las de gas natural licuado. Las autoridades europeas consideran que el plan puede ayudar a encaminar un diálogo con la administración Trump sobre los aranceles contra los productos y servicios europeos.

En 2024, la U.E. importó de Rusia 52.000 millones de metros cúbicos de gas: unos 32.000 millones a través de gasoductos y unos 20.000 millones de metros cúbicos a través de GNL. Además, importó 13 millones de toneladas de petróleo crudo y más de 2800 toneladas de uranio equivalente enriquecido o en forma de combustible.

Las exportaciones de GNL de EE.UU. en 2024 se mantuvieron esencialmente iguales al 2023, según los datos de la Administración de Información Energética (EIA). La U.E., el Reino Unido y Turquía fueron en conjunto el principal destino de las exportaciones, representando el 53% (6,3 Bcf/d) del total del GNL estadounidense.

Europa importó un 19% menos de GNL en 2024, según los datos que recopila IEEFA. No obstante, aumentó sus importaciones de GNL desde Rusia con respecto al 2023. La consultora noruega Rystad Energy informó que las compras europeas a Rusia totalizaron 17.8 millones de toneladas de GNL, un nuevo récord.

, Nicolás Deza

Genneia, la principal compañía generadora de renovables del país, anunció una inversión de USD 110 millones para la construcción del Parque Solar San Juan Sur, su cuarto desarrollo fotovoltaico en la provincia. Con esta inversión, la empresa superará los 1,7 GW de capacidad instalada en energías renovables para 2026.

El proyecto, que estará ubicado en el departamento de Sarmiento, tendrá una capacidad instalada de 130 MW y generará aproximadamente 300 puestos de trabajo en el pico de la obra.

El anuncio fue realizado en la Casa de Gobierno de San Juan, con la participación del equipo directivo de Genneia, encabezado por su presidente, César Rossi, el CEO, Bernardo Andrews, y el Director de Asuntos Corporativos, Gustavo Castagnino.

“Este nuevo proyecto representa un paso estratégico para seguir fortaleciendo nuestra presencia en San Juan y acompañar el desarrollo de la minería, uno de los motores económicos clave de la provincia. Con la entrada en operación del parque San Juan Sur en 2026, alcanzaremos los 350 MW instalados en la provincia», dijo Andrews.

Por parte de las autoridades provinciales, participaron el gobernador Marcelo Orrego y su asesor Federico Conte Grand; Fernando Perea, Ministro de Infraestructura, Agua y Energía; Gustavo Fernández, Ministro de Producción, Trabajo e Innovación; y el Ing. Lucas Estrada, presidente de EPSE.

Parque Solar San Juan Sur

Con el futuro Parque Solar San Juan Sur, Genneia reforzará su compromiso con el crecimiento sustentable de la provincia, acompañando el desarrollo minero e industrial de la región mediante soluciones energéticas limpias, confiables y a gran escala.

La energía generada estará destinada al abastecimiento de grandes usuarios del mercado a término (MATER). El nuevo centro de generación, ubicado a un kilómetro al este de la localidad de Retamito, ocupará una superficie de 500 hectáreas y contará con 250.000 paneles solares bifaciales, capaces de captar la radiación directa y reflejada del sol, lo que optimiza su eficiencia energética.

Con su puesta en marcha para el segundo semestre de 2026, se evitará la emisión de 160.000 toneladas de CO₂ por año, y se generará energía limpia suficiente para abastecer el equivalente a 90.000 hogares.

En el marco de su plan de inversiones de los últimos cinco años (2022-2026), Genneia alcanzará una inversión total de casi USD 900 millones, incluyendo proyectos estratégicos como el parque eólico La Elbita en Buenos Aires y los desarrollos solares Sierras de Ullum, Tocota III y San Juan Sur en la provincia de San Juan, así como Malargüe I, San Rafael y Anchoris en Mendoza.

, Nicolás Deza

En un momento de profundas transformaciones productivas, tecnológicas y regulatorias, la competitividad se ha convertido en el desafío central para el presente y el futuro de la industria petroquímica. Frente a este contexto, el Instituto Petroquímico Argentino (IPA®) llevará adelante la “Jornada de la Industria Petroquímica 2025”, en la cual se abordará la temática “cómo impulsar una industria petroquímica más eficiente, moderna y resiliente”. La misma se llevará adelante el próximo martes 10 de junio en el Auditorio del Centro Cultural de la Ciencia (C3), en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

La edición 2025 del evento se presenta como una oportunidad única para debatir, desde distintas perspectivas, cómo fortalecer las capacidades del sector para invertir, producir, exportar y transformar. Será una jornada de diálogo estratégico que reunirá a referentes del ámbito industrial, científico, académico e institucional con el objetivo de impulsar una agenda común para una petroquímica más eficiente, moderna y resiliente.

Agenda

En esta edición, el presidente de la Jornada será el Ing. Guillermo Petracci, referente del sector y actual director industrial de Unipar en Bahía Blanca, el cual señaló que «la petroquímica argentina tiene una oportunidad única de evolucionar hacia un modelo más competitivo, moderno y resiliente. La Jornada del IPA® es una invitación a pensar en conjunto cómo transformar los desafíos en una agenda concreta de desarrollo. Cada nueva edición demuestra que cuando los distintos actores del ecosistema petroquímico se reúnen, surgen ideas, proyectos y sinergias que impulsan al sector”.

Entre los ítems a desarrollar, en la Jornada especial del IPA®, se destacan:

¿Cómo debe reconfigurarse el sector al nuevo modelo global de negocios?

¿Cómo pasar del algoritmo de la inteligencia artificial a ventajas competitivas reales?

¿Cómo enfrentar los desafíos climáticos sin perder capacidad operativa?

¿Por qué la sustentabilidad es un caso de negocio?

Durante la jornada del IPA®, se desarrollarán entrevistas institucionales con autoridades del sistema científico-tecnológico nacional y representantes de áreas vinculadas a la planificación ambiental, el cambio climático y la política industrial.

, Redaccion EconoJournal

Los proveedores argentinos de Vaca Muerta han transitado una curva de aprendizaje significativa en la última década, con avances notables en eficiencia, productividad y reducción de costos. Esas mayores capacidades les otorgan ahora la posibilidad de intentar competir o integrarse en los Estados Unidos, tal como expresaron a EconoJournal diferentes ejecutivos en la 55° edición de la Offshore Technology Conference (OTC) que se lleva adelante en Houston. Sin embargo, al mismo tiempo muchos se mostraron preocupados por el avance de China en el país, sobre todo luego de que el gobierno flexibilizara la importación de maquinaria usada proveniente del gigante asiático a través del decreto 273/2025.  

La delegación argentina presente en el NRG Stadium de Houston puso el foco en ampliar su presencia en nuevos mercados, incrementar exportaciones y adquirir conocimientos en nuevas tecnologías en una de las ferias tecnológicas más importantes de la industria petrolera norteamericana que reúne a unas 1.300 compañías del sector. El pabellón de Argentina congregó a 97 empresas en esta edición. 

“Profesamos el desarrollo de tecnología y trabajo argentino. Lo que queremos es promocionar nuevas exportaciones, que se desarrollen localmente algunas tecnologías que no se fabrican en Argentina, pero con apoyo local. Hoy nuestras empresas exportan a 60 países porque tenemos un ADN exportador”, señaló Leonardo Brkusic, titular del Grupo Argentino de Proveedores Petroleros (GAPP) en conversación con EconoJournal.

El titular de GAPP celebró que por primera vez en 16 años Argentina contara con un pabellón en la OTC y que muchas empresas se animaran a tener presencia allí y sostuvo que “desde el grupo impulsamos a que vengan para que vean otra dimensión de la industria y puedan encontrarse con jugadores de todo el mundo”. 

Nuevo escenario

Brkusic planteó que el escenario global se redefine con la guerra arancelaria entre Estados Unidos y China y plantea nuevos desafíos para la industria. Agregó que la nueva medida aprobada por el Ministerio de Economía que permite importaciones bienes de capital usados también inquieta a las empresas argentinas: “El objetivo de estar acá también es entender esta nueva dinámica con el cambio de escenario geopolítico. Hay mucho semielaborado chino que va a traer complicaciones en el mercado norteamericano. Hoy Argentina tiene una mirada aperturista que no nos asusta, pero nos inquieta, y a nivel mundial es un escenario complejo con los aranceles”, sostuvo. 

En este contexto, otras compañías argentinas expresaron a Econojournal que la nueva normativa “podría terminar con muchas industrias. Todavía es temprano para saber adónde vamos. Los menores controles en algunos casos tienen lógica, pero en otros no, como en el caso de las plantas modulares. Es muy difícil para un productor o fabricante de bienes que ha invertido en maquinarias y en capacitación para sus empleados ponerlo a competir con un producto usado. No resiste”. 

Otra fuente consultada, señaló que “antes existía un monitoreo sobre la producción local y los pedidos de importación eran muy pocos y en algunos casos se rechazaban equipos que estaban en un estado desastroso. Ahora sin regulación entendemos que todo el mundo se va a animar a traer y para algunas operaciones como campos maduros se puede comprender, pero hay una industria argentina que sufre los mismos costos que tiene la economía del país y hay que lidiar con eso”. 

Otro empresario del sector de servicios también se mostró preocupado acerca de las importaciones de China y afirmó que muchas operadoras ya están buscando contratar servicios desde el país oriental: “Las petroleras nos están exigiendo que bajemos los precios o compran en China. Sabemos que viajaron muchos a buscar proveedores allí y para nosotros es imposible competir con ellos”, dijo. En relación a la llegada de bienes usados, la misma fuente agregó que “algunos los va ayudar, pero a otras empresas las va a matar”. 

, Laura Hevia

“Al principio ninguno de los dos quería tener hijos enseguida y viajamos un poco por el país. Él estaba acostumbrado porque lo había hecho como geólogo de YPF, en donde también trabajó. Incluso ni bien nos casamos le habían ofrecido un puesto en San Juan, pero él dijo que no, porque la vida de geólogo es horrible, yo tendría que haber vivido sola en la ciudad a los 22 años mientras él venía una vez por semana quién sabe de dónde. Ahí empezó con los cuentos para chicos, antes de ser padre”. En este fragmento del libro Los Oesterheld, Elsa Sánchez de Oesterheld recuerda en primera persona una etapa poco conocida del autor del El Eternauta, la historieta argentina de ciencia ficción que Netflix adaptó a la pantalla y estrenó a nivel mundial en formato de serie el 30 de abril. 

Antes de convertirse en un célebre guionista de historietas, Héctor Germán Oesterheld se ganó la vida como geólogo. Estudió el Doctorado en Ciencias Naturales en la Universidad de Buenos Aires, que luego derivaría en la actual Licenciatura en Ciencias Geológicas que se dicta en Ciudad Universitaria. Comenzó la carrera en marzo de 1937 y al poco tiempo ingresó como becario en Yacimientos Petrolíferos Fiscales. Trabajó allí entre diciembre de 1938 y mayo de 1940. Por entonces, YPF otorgaba becas de formación para que los futuros profesionales realizaran prácticas en sus yacimientos. Oesterheld cumplió tareas para la empresa en Comodoro Rivadavia (Chubut), Tupungato (Mendoza) y Zapla (Jujuy). Hay una icónica foto de aquellos años en la que se lo puede ver posando junto a otros compañeros delante de un Ford V8 que tiene el logo de YPF en una de sus puertas.

Martín Fracchia fue quien reconstruyó aquellos años de Oesterheld en un pormenorizado libro titulado En busca del geólogo olvidado, que se puede descargar de la Biblioteca Digital de Ciencias Exactas de la UBA. Allí cuenta que el autor de El Eternauta no era un estudiante brillante. De hecho, luego de ingresar en YPF su rendimiento en las aulas decayó y por eso fue desplazado de la petrolera. “Su experiencia en YPF termina el 10 de mayo de 1940, un mes después de desaprobar por segunda vez Química Analítica Cualitativa. A partir de este suceso comenzó a trabajar de noche. Y así el cansancio comenzó a socavar su fuerza para estudiar”, cuenta en su libro.

Pese a ello, continuó rindiendo sus exámenes y el 22 de mayo de 1946 aprobó su última materia, nueve años después de haber comenzado la carrera, aunque nunca presentó su tesis. El doctorado no tenía título intermedio, pero quienes no realizaban la tesis podían pedir un certificado de materias aprobadas que les permitía desempeñarse legalmente en el ámbito profesional. Oesterheld no lo hizo. “Fue un geólogo sin título, y además solamente trabajó como técnico”, remarca Fracchia.

Además de trabajar en YPF se desempeñó en la división minería de la Corporación para la Promoción del Intercambio (CPI), una sociedad anónima creada en noviembre de 1940 durante el gobierno de Roberto Ortiz como parte del Plan de Reactivación Nacional impulsado por el entonces ministro de Hacienda Federico Pinedo. Su objetivo principal era promover las exportaciones industriales no tradicionales mediante incentivos cambiarios y asistencia técnica, en un contexto marcado por las restricciones comerciales derivadas de la Segunda Guerra Mundial. Oesterheld ingresó allí en mayo de 1944 y a principios de 1946 la empresa fue liquidada y sus activos transferidos al Instituto Argentino para la Promoción del Intercambio (IAPI). La División Minería de la CPI fue transferida al Banco de Crédito Industrial Argentino (BCIA) y allí también fue Oesterheld.

“El BCIA tenía un Departamento de Fomento Minero, formado por un cuerpo técnico de profesionales cuya tarea consistía en analizar y evaluar la viabilidad de los proyectos como paso previo a que los créditos fuesen otorgados. (…) Parte de las tareas de evaluación involucraban la realización de análisis y ensayos sobre minerales y rocas; estas tareas se realizaban en un Laboratorio de Minería, ubicado en el barrio de Núñez”, cuenta Fracchia.

Durante esos años, Oesterheld publicó además varios libros de divulgación científica, como La vida en el fondo del mar (1947), Animales industriosos (1947), Nidos de pájaros (1947), El mundo maravilloso de los insectos (1948) y La aventura del petróleo (1948), a través de las editoriales Códex y Abril. Su esposa cuenta en Los Oesterheld, de Fernanda Nicolini y Alicia Beltrami, que “en el Banco no le dejaban firmar con su nombre, por eso en las obras para chicos firmaba Sánchez Puyol, Sánchez por mí y Puyol por la madre”. Otro seudónimo de ese entonces fue Germán de la Vega.

En el libro Boris Spivacow: memoria de un sueño argentino, el propio Spivacow, que en ese momento era Director de Publicaciones Infantiles de Editorial Abril, relata su encuentro con Oesterheld.

–¿Cómo lo conoció a Oesterheld? –le pregunta Delia Maunás, autora del libro.

–Oesterheld apareció un día de la calle, me dijo que trabajaba en el Banco Industrial…o Hipotecario, y que escribía fundamentalmente para chicos. En aquel momento yo estaba preparando la colección Hoy y Mañana. Era una colección de divulgación para chicos y adolescentes (…) ‘Mire, yo soy geólogo, pero me gusta escribir. Querría hacer una prueba’. Le di para hacer La vida en el fondo del mar y él hizo un texto precioso –fue el primer libro de esa colección. A partir de ahí Oesterheld comenzó a publicar asiduamente con Editorial Abril.

Finalmente, en diciembre de 1950 Oesterheld renunció al Banco de Crédito Industrial. “Elevo a Vd. la renuncia al cargo que desempeño en esta Institución, de Técnico del Departamento de Ingeniería Minera, con el fin de poderme dedicar al libre ejercicio de mi profesión”, dice el texto. Seguramente, quien lo leyó pensó que hablaba de la geología, pero Oesterheld ya sabía a qué se estaba refiriendo.  

, Fernando Krakowiak

Las protecciones en la red eléctrica de España no son las adecuadas para gestionar perturbaciones en una red con una alta penetración de generación con fuentes renovables. El diagnóstico surge de un informe técnico elaborado el año pasado por Red Eléctrica, la compañía operadora de la red española. En ese informe, Red Eléctrica había propuesto al gobierno de Pedro Sánchez una modernización de los criterios de protección del sistema eléctrico. Medios de España en las últimas horas pusieron el foco en este reporte, en la medida que el gobierno demoró en tomar nota del tema y que aporta contexto para entender el colapso eléctrico del lunes pasado en la península Ibérica.

Red Eléctrica presentó en mayo de 2024 un documento titulado «Criterios Generales de Protección del Sistema Eléctrico Español», en el que se indicaba la necesidad de establecer nuevos criterios de protección por «el cambio en el mix de generación del sistema eléctrico actual debido a la entrada masiva de fuentes de energía renovables».

Las protecciones son todos los dispositivos y automatismos que actúan para proteger la red frente a perturbaciones. El corte total de servicio en la península Ibérica evidenció que las protecciones no actuaron adecuadamente y el sistema se fue a un blackout o apagón total, forzando a realizar un arranque en negro, el escenario menos deseado. Red Eléctrica sigue investigando las causas del apagón.

El documento explica que los Criterios Generales de Protección del Sistema Eléctrico Peninsular Español actualmente en vigencia fueron introducidos en 1996, cuando el mix de generación era primordialmente térmico a través de las centrales nucleares y a carbón.

Sin embargo, el mix cambió mucho desde entonces y ahora cuenta con una elevada participación de generación renovable variable, especialmente solar fotovoltaica. En los instantes previos al apagón en la península Ibérica, España registraba un mix de generación con una participación de 72% de renovables, con un 60% de solar fotovoltaica (17.657 MW) y un 12% de eólica (3499 MW). También había 3499 MW nucleares y cerca de 1000 MW a gas en operación.

Cambio clave

El cambio en el mix de generación conlleva otro cambio clave en la red: las formas en que se inyecta la energía. Red Eléctrica en el informe observó que las protecciones actuales no son las adecuadas al considerar la creciente penetración de los recursos de generación distribuida y sus inyecciones de energía en el segmento de distribución.

El informe destaca que «la integración masiva de generación renovable basada en electrónica de potencia ha supuesto un cambio en la distribución de la generación que tradicionalmente se conectaba directamente en la Red de Transporte«. La referencia es a los recursos de generación distribuida, tales como los paneles fotovoltaicos en los hogares, que inyectan sus excedentes de energía en la red.

El reporte advierte que estas nuevas fuentes «pueden evacuar tanto en la Red de Transporte como en redes de tensión inferior, lo que puede ocasionar un cambio en la criticidad de ciertos nudos que tradicionalmente eran destinados a centros de transformación y alimentación de la demanda, ya que pueden pasar a ser nudos de evacuación de grandes cantidades de generación, lo que implica un aumento en la criticidad y, por tanto, unos requerimientos de equipamiento del sistema de protección mayores a los requeridos anteriormente».

Una propuesta pendiente de aprobación

Red Eléctrica publicó el documento en mayo de 2024 y al mes siguiente elevó su propuesta a la Comisión Nacional de Mercados y Competencia (CNMC), una agencia gubernamental. Sin embargo, el gobierno recién tomó nota de las advertencias a comienzos de este año.

El medio especializado El Periódico de la Energía publicó que la CNMC le respondió a Red Eléctrica que la autoridad de aplicación para los cambios de criterios es la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.

Fuentes del Ministerio para la Transición Ecológica indicaron al medio español que recibieron la propuesta para su aprobación el pasado 24 de enero.

, Nicolás Deza

HOUSTON (enviada especial). PAE, Tecpetrol y Pluspetrol, tres de las principales operadoras de Vaca Muerta, convocaron en Texas a las empresas locales de servicios especiales independientes a lograr una mayor vinculación y asociación para sumar nuevos equipos y proveedores, ante la perspectiva de fuerte crecimiento en la Cuenca Neuquina. La alta demanda de equipos y de servicios actual y la prevista para los próximos años es uno de los principales cuellos de botella que asoman en Vaca Muerta y que las empresas advierten necesario descomprimir para reducir los costos y mejorar su competitividad internacional.

El evento organizado por la Cámara de Comercio Argentina-Texas, que se celebró en el Club de Petróleo de Houston previo a la Offshore Technology Conference (OTC), contó con la participación de Marcelo Gioffré, vicepresidente de Supply Chain y Seguridad Patrimonial, de PAE; Guillermo Murphy, Vicepresidente Supply Chain, de Tecpetrol; Pablo Zelerteins, director de Supply Chain, de Pluspetrol; y el subsecretario de Combustibles Líquidos y Gaseosos, Federico Veller.

El funcionario de la Secretaría de Energía, expresó que “los proveedores estadounidenses de servicios y tecnología están impulsando la transformación energética de Argentina y ayudando a convertirse en un líder energético mundial, con la producción de Vaca Muerta duplicada prevista para 2030. Su experiencia es clave para liberar el potencial de Argentina, convirtiéndola en un destino de inversión de primer nivel. Al igual que estas y muchas otras, es necesario invitar a más empresas estadounidenses especializadas en infraestructura, servicios, servicios públicos y construcción a participar y aprovechar esta oportunidad”.

En la charla se expusieron los casos registrados en Vaca Muerta con el trabajo de empresas como Halliburton y Schlumberger, cuyas tecnologías de perforación avanzadas están reduciendo los costos de la industria. En similar sentido, se inscriben las soluciones de inteligencia artificial de Weatherford y la conectividad de Starlink que optimizaron los flujos de trabajo de producción, reduciendo el tiempo de inactividad y mejorando la eficiencia operativa al optimizar la eficiencia y la sostenibilidad. Como parte de ese contexto en el que “las empresas estadounidenses están ayudando a Argentina”, es que las operadoras nacionales buscan descomprimir la presión sobre la oferta de equipos y servicios para ganar en competitividad.

“Necesitamos nuevos contratistas, nuevos proveedores de servicios que puedan traer tecnología, que puedan traer innovación -dijo Gioffré, de PAE. «No es lo mismo un equipo de perforación a diésel que un equipo de perforación eléctrico que obviamente ahorra mucho dinero en el consumo de diésel, Todas esas tecnologías son bienvenidas, y estamos abiertos para recibirlos y por eso con una macroeconomía queremos que está mejorando es la oportunidad para que quienes no se animaron antes se animen ahora a a venir a la Argentina”, agregó.

En esa línea, Gioffré reseñó que PAE también tiene un programa de desarrollo de proveedores con pymes argentinas, y hace cuatro años lanzó un programa de internacionalización que permitió en el encuentro de Houston contar con más de 30 empresas nacionales para entender cómo se hacen los negocios en Estados Unidos y poder llevar tecnologías.

El directivo de PAE animó a las empresas extranjeras a que “cuando hay riesgo hay que mitigarlo y una de las maneras de mitigarlo es que los proveedores de Estados Unidos que no se animan todavía, se puedan asociar con un proveedor local, con un con una pyme argentina y buscar una pata local con la que operar, que conoce el entorno, el contexto, a los gremios y la sociedad, para lo cual PAE hizo el trabajo previo con sus pymes”.

Por su parte, Murphy señaló que los grandes proyectos que permitirán a la Argentina duplicar su producción de gas y petróleo hacia comienzos de la próxima década “van a generar necesidades con las que van a aparecer nuevos cuellos de botella. Hoy tenemos otro tipo de problemas, y es cómo generar una cadena de abastecimiento que soporte el crecimiento que Vaca Muerta necesita”. Pero si bien los beneficios de competitividad que se pueden lograr con nuevos equipos y tecnologías que lleguen a la formación neuquina, para el directivo de Tecpetrol “ninguna de esas eficiencias tiene sentido si después una limitación de un cuello de botella secundario en infraestructura hace perder toda la eficiencia ganada con más tecnología”.

“Hoy está clarísimo que el tren de Vaca Muerta ya se puso en marcha, que es una oportunidad extraordinaria invertir en el proyecto más ambicioso y grande que tiene la Argentina que es el Oil and Gas y que van a cambiar su economía. Ser parte de ese proyecto es uno de los desafíos y el modelo de integración con empresas locales es el adecuado para el primer paso”, expresó el ejecutivo de Tecpetrol al exhortar a las empresas texanas a formar parte del ecosistema de proveedores del Grupo Techint, del que ya participan más de 2.000 empresas asociadas al programa ProPymes, 200 de las cuales tienen foco en Vaca Muerta.

Finalmente, Zelerteins reseñó que con los proyectos que tiene en marcha Pluspetrol va a casi duplicar la necesidad de equipos para pasar de tres perforadoras actuales a un cuarto que llegará en julio, un quinto en licitación y un sexto en evaluación. “Requerimos más equipos, más empresas que se animen a instalarse, y si bien hace poco adquirimos una empresa de fractura y podemos importar cualquier equipo o herramienta, también alguien tiene que animarse a instalarse en la zona de influencia donde operamos, brindarnos el servicio, el servicio asociado a la perforación o el servicio asociado a la construcción o a lo que corresponda”, dijo el ejecutivo de Pluspetrol al destacar un trasfondo más complejo.

“En la combinación de necesidad entre equipo y servicio, Pluspetrol es una empresa abierta, que no tiene una única receta respecto a cómo vincularse con los proveedores, con lo cual la invitación es a contactarse, a evaluar juntos cuáles son esas barreras desde la mirada que cada empresa puede tener en sus planes de negocio, e instalarse en la zona de influencia porque seguramente hay distintos modelos de asociatividad, de colaboración para facilitar un potencial desembarco”, agregó Zelerteins.

, Laura Hevia

El gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, participó de la Cumbre Bilateral de Energía, organizada por la Cámara Argentina-Texana de Comercio (AATC) y afirmó que la provincia está dispuesta a negociar una baja significativa de las regalías provinciales en la actividad convencional con el fin de incrementar las inversiones y promover el uso de nuevas tecnologías de recuperación terciaria.

En este contexto, Cornejo comentó que ya comenzaron a implementar regalías variables en algunos pozos del norte de Mendoza, que en algunos casos se redujeron del 12% al 6 o 7%, pero afirmó que la provincia está dispuesta a bajar a cero en algunos pozos.

“En función del precio del barril del petróleo aplicaremos este beneficio para acompañar al productor en el pozo”, sostuvo Cornejo, quien luego comentó que esta metodología ya se aplicó con la compañía Petróleos Sudamericanos.

El mandatario mendocino acompañó a toda una comitiva de empresarios de su provincia con el fin de busca inversiones en la Offshore Technology Center que se desarrolla desde hoy en Houston. En este contexto, llamó a invertir en el flanco norte de Vaca Muerta y aseguró que la expansión del desarrollo hacia esas áreas se presenta como una nueva oportunidad en Mendoza.

“Vemos con optimismo que Vaca Muerta se vaya corriendo al norte. A los inversores les decimos que estén atentos porque ya incursionamos con tres perforaciones exitosas de YPF en el no convencional y eso se traduce en la necesidad de más infraestructura básica para el desarrollo y la integración con el norte de Neuquén”, sostuvo.

Infraestructura

Cornejo señaló que, a diferencia de Neuquén, Mendoza cuenta con una red de infraestructura desarrollada como ductos -que históricamente abastecieron a las refinerías de Luján de Cuyo y La Plata-,caminos y sumó que además la provincia aportará la línea eléctrica El Cortaderal que permitirá beneficiar a proyectos mineros y petroleros en cercanías al límite con Neuquén.

“Esa infraestructura hoy es una ventaja, pero también nos impone el desafío de avanzar en nuevas obras que permitan vincularnos con los mercados de exportación”, afirmó.

El mandatario cuyano también dijo que es necesario incrementar nuevas obras como una línea de ferrocarril y mejoras en la Ruta 40 en el límite con Neuquén para favorecer el desarrollo del polo industrial de Pata Mora, ampliar la red de transporte y fortalecer la integración con la región: “Tenemos un ducto de gas que atraviesa Mendoza y que nos vincula con Chile, que ha estado súper explotado en los últimos años. Queremos que siga siendo un eje clave de integración energética binacional”, dijo.

Luego aseguró que la provincia está construyendo condiciones sólidas para crecer: “Tenemos potencial, equipos técnicos capacitados, experiencia en la industria y una agenda concreta para sumar competitividad y atraer inversiones”.

El mandatario mendocino señaló que el área El Portón podría convertirse en un nodo estratégico para el almacenamiento subterráneo de gas y anunció que la provincia evalúa un proyecto de este tipo.

Por último, se refirió a la importancia del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) en la promoción de nuevas inversiones en el sector hidrocarburífero, peor señaló que esas reformas no hubieran sido posibles sin el apoyo de las provincias que se involucraron en la búsqueda de consensos.

, Laura Hevia

HOUSTON (enviada especial).- Frente a unos 200 directivos de empresas de servicios petroleros, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, llamó a invertir en la provincia y en Vaca Muerta destacando que “está preparada para recibir más inversiones”.

“Para que a Neuquén le vaya bien, a la Argentina le tiene que ver, pero por primera vez hoy estamos convencidos de que para que a la Argentina le vaya bien, a Neuquén le tiene que ir bien”, aseguró el mandatario durante el panel “Desbloqueando el potencial energético a nivel provincial” que se realizó en el marco de la Cumbre Bilateral de Energía, organizada por la Cámara Argentina-Texana de Comercio (AATC) y que contó con la presencia de su par de Mendoza, Alfredo Cornejo. El evento fue la antesala de la Offshore Technology Conference (OTC), una de las principales ferias tecnológicas de la industria de Oil&Gas que se realiza esta semana en Texas.

Figueroa remarcó frente a directivos de empresas de servicios de EE.UU. que Neuquén es una provincia adaptada para recibirlos ya que «cuenta con seguridad jurídica, estabilidad, normas claras y reglas de juego muy claras para que tengamos la oportunidad de tener las pequeñas, medianas empresas que desarrollaron Permian puedan invertir en el desarrollo de Vaca Muerta”. 

En asociación

El mandatario neuquino puntualizó que “sabemos que (muchas empresas de servicios presentes en Texas) no han salido de los Estados Unidos, pero los necesitamos para poder desarrollar todo Vaca Muerta. «Y lo ideal es que puedan hacerlo en forma asociada con las empresas neuquinas”, añadió. 

“Podemos construir nuevas alianzas. Sabemos que tenemos una gran reserva de gas natural para ofrecer. Además, tenemos que ser innovadores en el GNL y también en la Inteligencia Artificial y convocar a quienes quieran desarrollar Data Center en nuestra provincia”. En ese sentido, sostuvo que «es una oportunidad para las empresas de EE.UU., porque el mercado norteamericano parece estar saturado para estos proyectos, mientras que Neuquén cuenta con energías limpias y un clima seco y frío que es ideal para llevar adelante estas inversiones”.

Ventajas

“Tenemos una gran historia en políticas para inversiones extranjeras y, en esta modificación de paradigma, estamos deseosos de recibir más inversión para monetizar nuestro subsuelo”, agregó. 

Figueroa habló sobre los cambios impulsados en la nueva Ley de Hidrocarburos, aprobada dentro de la Ley Bases, donde comentó que la provincia tuvo una activa participación con el fin de promover un crecimiento potencial de Vaca Muerta. En este sentido, también consideró que el RIGI es una herramienta sustantiva para esto y se refirió a la Ley Invierta Neuquén como otro ejemplo de los beneficios a los que pueden adherir las empresas estadounidenses. 

“Después del impacto del RIGI y del levantamiento del cepo hemos sancionado una ley provincial que incluye cambios tributarios como liberaciones de Ingresos Brutos, de Sellos e inmobiliarios para emprender y brindar ventajas en el acceso a la tierra a un valor del mercado razonable, tener oportunidad de brindar apoyo crediticio para pymes que quieran invertir”. Sin embargo, afirmó que en este marco legal enfatizará en la contratación de mano de obra local.

, Laura Hevia

La gobernación de Salta convocó a una Mesa de Diálogo en la que participaron autoridades de Refinor, referentes sindicales y funcionarios provinciales luego de que la empresa diera a conocer su decisión de discontinuar las operaciones de refinación de petróleo en el Complejo Campo Durán debido al declino de la producción de la Cuenca Noroeste por el agotamiento que presentan los campos maduros de la provincia.

En la reunión se analizó el impacto que tuvo la producción de Refinor en los últimos años teniendo en cuenta que la empresa necesita procesar más de 1000 metros cúbicos de crudo para ser competitiva y que en la actualidad sólo logra reunir un tercio de esa cantidad. Frente a ese escenario, Martín Lindor, CEO de Refinor, detalló los planes de reconversión de la empresa y adelantó que la compañía pasaría a refinar exclusivamente gas, y a priorizar las operaciones de transporte de este recurso.

Esto es así porque Refinor tiene proyectos vinculados al aprovechamiento de gas natural en la región a partir de la reversión del Gasoducto Norte y además se encuentra está exportando gas a través del Gasoducto Madrejones hacia Bolivia.

Fuentes de empleo

Luego de que se conoció el comunicado enviado por Refinor a sus trabajadores anunciando el cese de las operaciones de refinamiento de crudo, el ministro de Producción y Desarrollo Sustentable de Salta, Martín de los Ríos, emprendió conversaciones con autoridades de las empresas accionistas de la refinadora, YPF e Hidrocarburos del Norte (una subsidiaria de Integra, el holding que encabeza José Luis Manzano) con el objetivo de sostener la producción y las fuentes de empleo. Es por esto que, Lindor aseguró que no hay planes de cesar a trabajadores sino reacomodarlos de acuerdo con las nuevas necesidades de la empresa.

Además, el ejecutivo se comprometió a analizar alternativas para continuar el vínculo entre Tecpetrol (que refinaba el total de su producción en Campo Durán) y Refinor, transportando el crudo hasta plantas refinadoras de Mendoza o Buenos Aires.

Impacto

Tras la decisión de Refinor, desde el Sindicato de Trabajadores de la Industrialización Privada de Petróleo y gas de Salta y Jujuy y la Federación Argentina Sindical del Petróleo, Gas privado y BIO (FASiPeGyBio) habían declarado estado de alerta y movilización de sus bases y también le habían exigido al estado provincial de Salta y al Estado Nacional poner en práctica políticas urgentes para revertir la decisión de la empresa.

No obstante, luego del encuentro Mario Lavia, secretario adjunto de FASiPeGyBio, destacó el diálogo permanente y la celeridad de las gestiones. “Nos llevamos la tranquilidad de que no va a haber por ahora ninguna situación de despidos y que se cumplirán los acuerdos que hemos hecho con la empresa”, remarcó.

“El Gobierno ha demostrado, que pese a las ventajas que ofrece Vaca Muerta, está comprometido en sostener la Cuenca Hidrocarburífera Norte. Las empresas también han expuesto sus planes de inversión. Y nosotros estamos dispuestos a ser protagonistas para que eso ocurra”, aseguró el gremialista.

En la jornada estuvieron también presentes: el secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas de Salta y Jujuy Sebastián Barrios; junto a otros referentes sindicales,  el secretario de Trabajo de la Provincia Alfredo Batule; y el director general de Hidrocarburos Pablo Guantay.

, Redaccion EconoJournal

El Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) creó una nueva categoría para los usuarios residenciales de mayores consumos. Hasta ahora la categoría más alta era la R34 que, en el Área Metropolitana de Buenos Aires, agrupaba a todos aquellos hogares con una demanda superior a los 1801 m3 anuales. Sin embargo, a partir de este mes el R34 tiene un tope de 3000 m3 anuales y los que superen ese valor pasan a formar parte de la nueva categoría R4. A raíz de esta decisión, los que permanezcan dentro de R34, porque consumen entre 1801 m3 y 3000 m3 anuales, tendrán una fuerte reducción del cargo fijo que varía según la distribuidora. En el caso de los usuarios Nivel 1 de Metrogas de Capital Federal ese monto baja de $65.917,86 a $34.504,83, un 47,66%.

Fuentes oficiales informaron a EconoJournal que la decisión se tomó luego de planteos formulados en la audiencia pública por defensores de usuarios que cuestionaron la suba exorbitante que había registrado el cargo fijo para los usuarios R34 a partir del año pasado.

Reforma del régimen tarifario

En abril de 2024 el gobierno reformó el régimen tarifario al elevar sustancialmente la incidencia del cargo fijo en el monto de la factura final de los usuarios de gas natural. La decisión se tomó a raíz de una solicitud de las distribuidoras que pidieron trasladar el aumento del VAD mayoritariamente sobre ese componente para tener más previsibilidad en sus ingresos a lo largo del año. El objetivo central fue independizar los recursos que perciben de la estacionalidad que evidencian los consumos para hacer frente con mayor facilidad a una estructura de costos, fundamentalmente los salarios, que no varía sustancialmente entre el invierno y el resto del año.

Ese cambio, combinado con el fuerte ajuste tarifario, derivó en subas del cargo fijo que, tal como reveló EconoJournal, en el caso de los usuarios R34 de Metrogas de la Ciudad de Buenos Aires llegaron al 2839,6%. Si bien es cierto que comparar el cargo fijo viejo mensualizado con el cargo fijo nuevo no era del todo correcto porque una parte de la tarifa que antes se canalizaba a través del cargo variable había comenzado a computarse exclusivamente dentro del cargo fijo, lo cierto es que la suba fue tan fuerte que Enargas tomó incluso la decisión de mensualizar el cargo fijo para tratar de disimular semejante ajuste.

El techo para los R34

El cargo fijo remunera, entre otros aspectos, el costo de mantenimiento de la red. Ese costo se prorratea entre los usuarios de cada categoría y está influenciado por su consumo real. Es decir, aunque el cargo fijo no varía de acuerdo al consumo individual, el costo de mantenimiento de red para cada categoría si resulta determinado por el consumo real agregado de sus usuarios porque los usuarios de mayor consumo, por ejemplo, necesitan redes más robustas (mayor diámetro, presión, estaciones de regulación más potentes). A mayor consumo total de una categoría, mayor desgaste y exigencia sobre la infraestructura, lo que incrementa los costos de mantenimiento. Eso explica porque Enargas asigna un cargo fijo más alto a las categorías de mayores consumos.

El problema surgió porque la categoría R34 incluía a todos los usuarios residenciales que consumían más de 1800 m3 anuales, pero dentro de ese universo la dispersión era muy amplia porque había algunos que consumían 1801 m3 anuales y otros que podían llegar a consumir hasta 50.000 m3 anuales porque tienen piletas climatizadas o son consorcios con servicios centralizados que pagan una sola factura, y por lo tanto un solo cargo fijo, pese a que canalizan los consumos de múltiples viviendas. En algunas zonas de Mendoza incluso se implementaron hace algún tiempo sistemas de calefacción a gas de veredas para que no se les forme hielo en invierno.

Fuentes oficiales remarcaron a EconoJournal que, al momento de calcular el cargo fijo de esa categoría R34, los mayores consumos tiraban el costo para arriba ya que el cálculo matemático toma en cuenta la cantidad de usuarios de cada categoría y el total consumido.  Con la nueva categoría R4 el cargo fijo de los R34 bajó sustancialmente porque la dispersión dentro de esa categoría se redujo ya que solo incluye los consumos de hasta 3000 m3 anuales. “Se hizo un análisis de hasta dónde podía ser un consumo racional de una vivienda de alto consumo y se fijó un nuevo techo, pudiendo incluir ahí incluso algunas unidades multifuncionales, pero de pocas unidades o consumos racionales”, remarcaron desde el gobierno.  

, Fernando Krakowiak

Y-TEC, la empresa de tecnología de la petrolera YPF, firmó un acuerdo con la empresa israelí XtraLit para el desarrollo de oportunidades vinculadas con la producción de litio mediante tecnologías de extracción directa. El acuerdo marca un nuevo paso en la estrategia de XtraLit en el país, en donde el año pasado anunció un plan de inversiones por US$ 104 millones.

Las empresas anunciaron este lunes la firma de un acuerdo de cooperación con el objetivo de revolucionar la extracción de litio mediante el posible desarrollo conjunto de proyectos de extracción directa de litio (DLE por sus siglas en inglés) en la Argentina.

“Conocí a XtraLit durante mi viaje a Israel a principios de 2025 y quedé profundamente impresionado por el ecosistema de innovación israelí en general y por sus capacidades técnicas de primer nivel en particular”, declaró Horacio Marín, presidente y director ejecutivo de YPF.

El CEO de XtraLit, Simon Litsyn destacó que el acuerdo «refleja nuestro compromiso compartido con la innovación sostenible para descubrir nuevas fuentes de litio en Argentina que no se habían abordado hasta ahora debido a la falta de tecnología relevante”.

“Esta alianza con Y-TEC representa un gran avance para XtraLit en el escalamiento de nuestra tecnología en Argentina”, afirmó Gerardo Tyszberowicz, director de XtraLit en Latinoamérica.

XtraLit

Fundada en 2021, XtraLit esta desarrollando una tecnología para la extracción eficiente de litio en salmueras con concentraciones altas o bajas del mineral. La empresa ya ha adquirido una amplia experiencia en la extracción de litio en proyectos en Medio Oriente y América del Norte.

El CEO de la empresa visitó la Argentina el año pasado por primera vez, motivado por el cambio de rumbo económico introducido por el gobierno de Javier Milei. En el país, Xtralit cuenta con el respaldo de Dragones Venture Partners, un grupo de inversores de venture capital entre los que figuran Diego y Martín Teubal, accionistas y directores de BGH, Dario Fainguersch, Daniel Aisenberg, Diego Zbar, Andrés Perez y Miguel Ángel Graña.

«Creemos firmemente que nuestra tecnología tiene un rendimiento mejor que el rendimiento de la mayoría. Sin embargo, no existe una tecnología que sea la mejor en todos los casos. Esto significa que para cada salmuera hay que encontrar la que mejor se adapte desde el punto de vista tecnológico. Entonces, nuestro enfoque, nuestra tecnología, es la mejor para muchas salmueras, pero no para todas. Y hay otras tecnologías que serán mejores para otras salmueras. Es una situación saludable, hay lugar para la competencia», analizó Litsyn en una entrevista para este medio realizada durante su estadia en el país en 2024.

, Nicolás Deza

HOUSTON (enviada especial).- Las oportunidades para invertir en Argentina, el potencial de Vaca Muerta y los lazos con Texas fueron los temas principales que se abordaron este domingo en un evento organizado por la Cámara de Comercio Argentino-Texana (ATCC, por sus siglas en inglés) en esta ciudad. El evento, que tuvo cita en el Club del Petróleo de esa ciudad, fue la antesala de la Offshore Technology Conference (OTC), la feria de tecnología más importantes de la industria petrolera en EE.UU. 

“La Argentina está resurgiendo como un destino de inversión convincente. Con un compromiso en la transparencia económica, la implementación del RIGI y un entorno competitivo de costos en Vaca Muerta, el momento de volver a comprometerse es ahora”, Ariel Bosio, vicepresidente de a ATCC. 

“Queremos hacer que Argentina y Texas sean más grandes y mejores para el futuro, para la generación futura que está por venir. Hagamos que suceda. Ahora, mejor que nunca, las empresas argentinas, estadounidenses e internacionales tienen una oportunidad increíble de asociarse juntas”, expresó.

Los cambios macroeconómicos llevados adelante por el presidente Javier Milei fueron un tema transversal en la agenda del día, entre los que se destacaron la aprobación de la Ley Bases, el Régimen de Incentivos a la Inversión (RIGI) y el levantamiento del cepo cambiario. 

 Al dar inauguración al evento, el ejecutivo recalcó que también hay una clara decisión del gobierno Estados Unidos -de la mano de Donald Trump- y del de Argentina -con Milei-de “ser aliados geopolíticos, apoyarse mutuamente y promover oportunidades de negocios bilaterales”, lo cual permite fortalecer este lazo entre las dos ciudades y potenciar sus beneficios mutuos en la consolidación de negocios o en la creación de mano de obra calificada. 

Con la mirada puesta en inspirarse en la experiencia texana, el encuentro enfatizó en las similitudes entre la Cuenca Pérmica y Vaca Muerta. “Texas es la capital energética del mundo, representa casi el 50 % de la industria energética estadounidense en la producción, refinación y exportación de petróleo y gas y 10 veces el tamaño de la industria energética argentina”, agregó Bossi. “Argentina puede aprender y acelerar las oportunidades porque tiene los recursos de petróleo y gas más prometedores y no convencionales del mundo”. 

“Ustedes están en el lugar, en el momento correcto y con las personas correctas”, aseguró Barbara D’Amato, miembro del Consejo Económico de Texas, quien señaló la importancia global de este estado en los mercados del mundo.  “Argentina es el único país de extrema derecha en Latinoamérica es mucho más grande que otros, tiene más impacto y está alineado con Estados Unidos y eso es muy importante”, agregó. 

Previa a la OTC

El evento reunió a empresas que operan en los dos países junto a representantes de operadoras y del sector público. El primer panel estuvo integrado por Federico Veller, subsecretario de Combustibles Líquidos y Ruth Hughs, ex secretaria de Estado de Texas. Además, estuvieron presentes el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa y el de Mendoza, Alfredo Cornejo para dialogar acerca de la agenda del sector público y las oportunidades de inversión en sus provincias. 

Por otro lado, el último panel estuvo cargo de Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, Marcelo Gioffré, VP Supply Chain de Pan Ameican Energy, Pablo Zelenteins, Supply Chain de Pluspetrol y Guillermo Murphy, VP Suppy Chain de Tecpetrol quienes hablaron acerca de las proyecciones de Vaca Muerta y los desafíos que deberá enfrentar la industria. 

El encuentro de la Cámara Argentina-Texana de Comercio fue además la previa de la 56°OTC Conferencia Anual de Tecnología Offshore (OTC) que se realizará en el NRG Park. 

Allí se reunirán expertos y profesionales del sector energético a nivel mundial para debatir el futuro de la energía offshore junto con innovaciones en la industria y un programa técnico multidisciplinario que explora las tecnologías necesarias para abordar la creciente demanda energética mundial. 

, Laura Hevia

Un reciente comunicado conjunto de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) y la Cámara Minera de San Juan (CMSJ) ha encendido las alarmas sobre falsas ofertas de inversión en criptoactivos supuestamente respaldados por reservas minerales. La advertencia no solo pone en duda la legitimidad de estos vendedores de ilusiones, sino que también deja al descubierto la ausencia de compañías mineras que realmente estén tokenizando sus reservas.

Este anuncio provocó una ola de investigaciones periodísticas que han colocado a algunos de los promotores de estas inversiones al borde de la estafa, comparándolos incluso con el célebre oferente de criptomonedas respaldadas por minería, Generación Cero, hoy condenado por fraude. La situación se tornó aún más delicada cuando una empresa canadiense con sede en Vancouver, dedicada a la exploración de litio en el Chaco Paraguayo, desmintió cualquier vínculo con los supuestos tokenizadores Ettios y Atómico 3, ambos con domicilio legal en Paraguay.

La tokenización de reservas minerales: ¿avance o engaño?

Desde mi posición como profesional del sector minero argentino, fui uno de los primeros en hablar sobre la herramienta de tokenización de reservas de minerales, hace ya más de un lustro, reflejando su potencial en varios de mis artículos. Sin embargo, en los últimos años, han surgido actores ajenos a la minería que desconocen los procesos necesarios para la obtención de reservas certificadas y el marco jurídico que las regula. Como resultado, la tokenización ha sido distorsionada y utilizada como un vehículo para la especulación y el engaño. Es momento de volver a los fundamentos y desenmascarar a los oportunistas.

¿Qué es la tokenización de activos?

La tokenización de activos es el proceso de convertir los derechos sobre un activo físico o digital en un token digital registrado en una blockchain. Este token representa la propiedad del activo, ya sea en su totalidad o en fracciones, permitiendo su fácil transferencia y negociación. Se pueden tokenizar diversos activos, entre ellos:  Activos financieros, Bienes inmobiliarios, Activos digitales, Reservas minerales.

En el caso de la minería, la empresa propietaria de las reservas fracciona estos activos y crea tokens digitales en una blockchain. Estos tokens representan una parte de la propiedad del activo original y pueden ser comprados, vendidos y transferidos de manera segura.

¿Es realmente útil la tokenización de reservas minerales?

La tokenización de reservas minerales permite transformar activos físicos en digitales, facilitando el acceso aún de pequeños inversores al sector minero. Como toda inversión, el riesgo dependerá del desarrollo del activo y su evolución en el tiempo. Para las empresas mineras, la tokenización puede ser una herramienta valiosa para obtener capital y financiar proyectos. Sin embargo, su éxito depende de la seriedad de la compañía minera y de la plataforma blockchain utilizada.

La clave está en la transparencia y la legitimidad. Si la tokenización se implementa correctamente, puede revolucionar la industria minera. Pero si cae en manos equivocadas, puede convertirse en un nuevo vehículo para el fraude.

Reservas minerales: el pilar de la minería responsable

Una reserva mineral es mucho más que un simple depósito de recursos naturales; es la fracción económicamente viable de un recurso mineral que puede ser explotado de manera legal y rentable con la tecnología y los precios actuales. Transformar un recurso en una reserva certificada no es un proceso inmediato ni fortuito, sino el resultado de años de exploración, investigación y cuantiosas inversiones.

Este proceso está regulado por un entramado legal, técnico y financiero sumamente sofisticado, diseñado para proteger la propiedad de estos recursos y garantizar su explotación responsable. La certificación de reservas minerales es un paso crucial, ya que valida y cuantifica la cantidad y calidad del recurso. Para ello, se deben cumplir estrictas normas y estándares internacionales, como el NI 43-101 canadiense, que establece criterios rigurosos para la divulgación de información sobre proyectos mineros.

Tokenización de reservas: ¿avance o engaño?

La tokenización de activos ha sido presentada como una herramienta innovadora para el acceso a inversiones mineras, con beneficios que pueden obtener tanto el inversor como la compañía minera. Sin embargo, solo pueden tokenizarse reservas certificadas, obtenidas mediante los procedimientos adecuados. No es lo mismo hablar de reservas certificadas que de simples muestras de superficie con valores insignificantes de litio.

El reciente comunicado de la CAEM y la CMSJ dejó en evidencia la inexistencia de reservas mineras de litio en San Juan, lo que desató una respuesta de un falso tokenizador alegando que contaba con análisis químicos de cuatro muestras de superficie con valores de entre 12 y 17 microgramos de litio por gramo de muestra. Estos valores son diez veces inferiores a los necesarios para siquiera considerar el inicio de una exploración. Presentar esto como una reserva de litio no solo es una falta de respeto a los profesionales de las ciencias de la tierra y a la industria minera, sino que también constituye un intento de engaño a inversores neófitos. La tokenización que propone esta gente, es de la salmuera que contiene agua con sales diversas; genera risa de solo pensarlo.

El verdadero litio: del recurso a la batería

Para comprender la magnitud del engaño, es fundamental aclarar que el compuesto utilizado en baterías no es simplemente litio en estado bruto, sino carbonato de litio, obtenido tras un complejo proceso de purificación y conversión. Este compuesto se distingue por su concentración: 99% para grado técnico y 99,5% para grado batería. No es un proceso simple ni barato; además de contar con reservas certificadas, se requieren cientos de millones de dólares en inversión para su desarrollo.

La tokenización puede ser una herramienta poderosa si se implementa con transparencia y respaldo técnico. Pero cuando se usa para vender humo, y sorprender a potenciales inversores, solo contribuye a la desinformación y al desprestigio de la industria minera.

La tokenización de reservas minerales: un derecho exclusivo de las empresas mineras

En medio del creciente debate sobre la tokenización de activos mineros, es fundamental separar la paja del trigo y aclarar quiénes tienen realmente la potestad de tokenizar reservas minerales en Argentina.

Las provincias argentinas poseen el dominio originario de los recursos minerales dentro de su territorio. Esto significa que son ellas las encargadas de otorgar permisos de exploración y concesiones mineras. En otras palabras, sin el consentimiento de las autoridades provinciales y sin el aval de los titulares de las concesiones, ningún recurso mineral puede ser tokenizado.

¿Quién puede tokenizar reservas minerales?

La respuesta es clara: solo las empresas mineras propietarias de las reservas certificadas pueden decidir si tokenizan sus activos. No es Atómico 3, ni ningún otro sitio web creado con este propósito, quien tiene la autoridad para hacerlo. Hasta el momento, ninguna empresa minera con reservas en Argentina ha anunciado que va a tokenizar sus activos.

Si la compañía minera no lo anuncia oficialmente, cualquier otro intento de tokenización es una estafa. Así de claro y simple.

El rol de la Comisión Nacional de Valores (CNV): un paso adelante contra las estafas

Durante demasiado tiempo, la falta de regulación estatal ha servido como caldo de cultivo para oportunistas que se aprovechan de la confianza ajena. Cualquier individuo con un historial de quiebras fraudulentas, señalado en los alertas al inversor de la CNV por ofertas irregulares o registrado en el BCRA como deudor Nivel 5, podía crear un sitio web y disfrazar su engaño bajo el atractivo velo de la tokenización de minerales.

Finalmente, la CNV ha decidido actuar y ha puesto en marcha el Registro de Proveedores de Servicios de Activos Virtuales (PSAV), una medida que marca un antes y un después. Las entidades ya no podrán operar desde Paraguay sin control, sino que deberán establecerse legalmente en Argentina y contar con un capital de respaldo.

A la hora de invertir, la clave es clara: primero, solicitar información sobre la compañía minera que supuestamente respalda los tokens; luego, verificar su legitimidad a través de la CNV.

Las denuncias de los afectados: el despertar tras la estafa

El modus operandi del estafador le brinda una cruel ventaja: el engaño prospera hasta que la verdad sale a la luz, y en el camino quedan damnificados. Aunque las cámaras mineras reaccionaron tarde, trazaron una senda de alerta.

Hoy, los afectados han alzado la voz. Grupos en redes sociales han emergido como espacios de denuncia y apoyo: en Facebook, bajo el nombre “Atómico 3 es una estafa”, y en Telegram, como “AT3 SCAM”.

Además, uno de los daminificados, ha llevado la denuncia ante la CNV, acusando a Atómico 3 S.A., sociedad extranjera constituida en Paraguay, junto a sus socios, por múltiples irregularidades, desde el incumplimiento de normativas hasta la manipulación de plataformas de negociación de activos virtuales.

El mensaje es claro: la vigilancia y la regulación han tomado impulso. La prevención y la información son las mejores herramientas contra el fraude.

¿Cómo seguir? Un llamado a la acción

Las Cámaras empresarias del sector minero han sido categóricas: han tomado distancia de los falsos tokenizadores y de sus turbias operaciones. Ahora, la responsabilidad recae en cada empresa minera, que deberá mantenerse alerta para evitar ser utilizada sin su consentimiento en estrategias fraudulentas. Actuar a tiempo es crucial: la denuncia de estos engaños debe realizarse antes de que el daño sea irreversible.

Por otro lado, los inversores son quienes corren el mayor riesgo. En este panorama, la prudencia no es una opción, sino una necesidad. La cautela extrema debe ser la norma, y ante la menor sospecha, la mejor estrategia es acudir a fuentes confiables: profesionales del sector, empresas mineras, cámaras empresarias y las autoridades regulatorias como la CNV, ARCA y UIF.

El futuro de esta industria clave no puede quedar a merced de la desinformación, las omisiones y los usos indebidos. La única forma de garantizar su integridad es con vigilancia, transparencia y acciónrápida.

(*) Geólogo y Abogado, profesor de Derecho de los Recursos Naturales.

, Por Favio Casarin (*)

El Instituto Argentino de Normalización y Certificación (IRAM) cumplió 90 años de historia el 2 de mayo. Fue fundado en 1935 y ha sido pionero en el desarrollo de normas y servicios de evaluación de la conformidad en la Argentina, consolidándose como un aliado estratégico para las organizaciones y la comunidad en general.

“Desde sus inicios, IRAM se propuso facilitar, mejorar y hacer más segura la vida de las personas, agregando valor a organizaciones de todo tipo y tamaño. A lo largo de estas nueve décadas, ha contribuido a elevar los estándares de calidad y seguridad en múltiples sectores, promover la competitividad, proteger al ambiente y acompañar a las industrias en su camino hacia la excelencia y la innovación”, remarcaron desde el Instituto.

Trayectoria

“El verdadero valor de una organización se mide por su capacidad para adaptarse, anticiparse y generar confianza. En estos 90 años, IRAM ha sabido afrontar los retos de cada época sin perder de vista su propósito: brindar soluciones confiables y construir un mundo más justo y sostenible”, expresó Claudio Terrés, presidente del Instituto.

El director general de IRAM, Nicolás Eliçabe, destacó: “Estamos orgullosos del trayecto recorrido y también de lo que proyectamos hacia adelante. En IRAM trabajamos no solo para asegurar la calidad y seguridad de los productos y servicios que las personas usan todos los días, sino también para contribuir activamente a una sociedad más equitativa y preparada para los desafíos que plantea el futuro”.

A sus 90 años, IRAM renueva su compromiso con la mejora continua y reafirma su rol como referente nacional e internacional en calidad, seguridad y sostenibilidad. Porque en cada norma, en cada evaluación y en cada capacitación, hay un propósito mayor: mejorar la vida de las personas.

, Redaccion EconoJournal

Southern Energy y Golar LNG firmaron un acuerdo por 20 años para la instalación de un segundo buque de licuefacción en el Golfo San Matías, provincia de Río Negro, que producirá gas natural licuado destinado a los mercados de exportación. Este buque, denominado “MKII”, se suma al “Hilli Episeyo”, el primer barco acordado entre las partes, y que en conjunto tendrán una capacidad de producción de 6 millones de toneladas anuales de GNL, equivalentes a 27 millones de metros cúbicos día de gas natural.

La compañía prevé que las dos terminales flotantes de licuefacción puedan operar todo el año para lo cual se requerirá la construcción de un gasoducto dedicado entre Vaca Muerta y el Golfo San Matías.

Asimismo, Southern Energy informó que avanzó con la decisión final de inversión (FID, según sus siglas en inglés) relacionada a la instalación del “Hilli Episeyo”, con lo cual confirma una inversión cercana a US$ 7.000 millones a lo largo de los 20 años de operación en toda la cadena de valor y que además permitirán viabilizar mayores inversiones adicionales de desarrollo en Vaca Muerta.

Con la firma de este acuerdo, Southern Energy, propiedad de Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, cumple con la primera fase del “Argentina LNG”, proyecto que prevé contar con la participación de toda la industria, y cuyo objetivo es convertir a la Argentina en un país exportador de GNL a través de distintas etapas durante los próximos años. Las exportaciones de GNL comenzarán en 2027 con el inicio de la operación del “Hilli Episeyo”.

El proyecto, que presentó su solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), ya cuenta con el certificado de Autorización de Libre Exportación de Gas Natural Licuado por un plazo de 30 años, otorgado por la Secretaría de Energía de la Nación, como así también tiene aprobado el Estudio de Impacto Ambiental por la provincia de Río Negro.

La instalación de los dos buques de licuefacción en Río Negro favorecerá la creación de empleo, el desarrollo de proveedores locales, la introducción de nuevos procesos productivos y tecnológicos y generará exportaciones de productos que actualmente no se exportan, accediendo a nuevos destinos.

La compañía noruega Golar LNG a la vez comunicó la firma de los acuerdos por 20 años para la producción de unos 5,95 millones de toneladas anuales (MTPA) de Gas Natural Licuado (GNL), para el desarrollo de uno de los proyectos más grandes del mundo que llevará adelante como parte del consorcio Southern Energy. El entendimiento final se da a conocer a días de que el Estado argentino autorizó al consorcio a exportar 11,7 MMm3/día de gas para abastecer a la primera de las terminales flotantes de licuefacción previstas y se convirtió en el primer permiso de exportación ininterrumpible otorgado para alimentar una planta de GNL.

Decisión Final de Inversión

A partir de ese antecedente, Golar dio a conocer este viernes la Decisión Final de Inversión (FID) tras considerar cumplidas las condiciones previas para el acuerdo de flete por 20 años del buque FLNG Hilli Episeyo, tal lo anunciado inicialmente en julio de 2024. Este primer buque será fletado a Southern Energy en aguas argentinas, pero a la vez, ambas sociedades firmaron los acuerdos finales para el flete por 20 años del buque FLNG MKII, actualmente en proceso de conversión en el astillero CIMC Raffles en Yantai, China y cuyo proyecto sigue al FID correspondiente y a las mismas aprobaciones regulatorias otorgadas al FLNG Hilli.

Golar es la empresa de infraestructura marítima de GNL -que actualmente cotiza en el NASDAQ- que en 80 años de actividad tuvo a cargo el desarrollo de los primeros proyectos de terminal flotante de licuefacción de GNL (FLNG) y unidades flotantes de almacenamiento y regasificación (FSRU) del mundo, basados en la conversión de buques metaneros existentes. En ese rol se convirtió en el socio estratégico del consorcio Southern Energy, que integran PAE (30%), YPF (25%), Pampa Energía (20%) y Harbour Energy (15%), así como Golar (10%).

Mediante una comunicación al mercado, la empresa noruega explicó las condiciones comerciales clave para los respectivos contratos de flete a 20 años para FLNG Hilli, con una capacidad nominal de 2,45 MTPA, que tendrá fecha de entrada en vigor en 2027, con un costo de US$ 285 millones al año, más un componente tarifario vinculado a la materia prima del 25% de los precios franco a bordo (FOB) superiores a US$ 8 dólares por MMBTU.

En cuanto a las condiciones acordadas por la unidad MKII FLNG, de una capacidad de 3,5 MTPA, se prevé la entrada en vigor del contrato en 2028, con un contrato de flete a Golar de US$ 400 millones al año, más un componente tarifario vinculado a la materia prima del 25 % de los precios FOB superiores a US$ 8 por MMBTU.

En términos financieros, Golar informó que los dos acuerdos por el arrendamiento de los buques licuefactores significarán unos US$13.700 millones de ganancias a la compañía durante 20 años, antes de ajustes al contrato de flete y antes del aumento de las tarifas vinculadas a las materias primas. Así, se estima que por cada US$ 1/MMBTU por encima de los US$ 8/MMBTU, el aumento total para Golar será de aproximadamente US$100 millones cuando ambos FLNG estén en operación.

Como parte de esos acuerdos, se destaca que previo preaviso de 3 años y el pago de una tarifa, extra Southern podrá reducir la duración del contrato a 12 años para el FLNG Hilli y a 15 años para el FLNG MKII. En ambos casos Golar obtendrá el 25% de los precios FOB realizados por encima de un umbral de US$8/MMBTU, sin límite al aumento de los precios del gas y también se aseguró un mecanismo que permite reducir parcialmente el precio del flete para precios FOB inferiores a US$ 7,5/mmbtu, hasta un mínimo de US$ 6/MMBTU .

Bajo este mecanismo, el descuento máximo acumulado durante la vigencia de ambos contratos tiene un límite de US$ 210 millones, y cualquier importe pendiente se reembolsará mediante una distribución adicional de las ventajas si los precios FOB vuelven a niveles superiores a US$ 7,5/MMBTU .

Los volúmenes iniciales

Los productores de gas se habían comprometido a suministrar su parte proporcional de gas natural a los GNLS en virtud de acuerdos de venta a un precio fijo por MMBTU. También el proyecto ha recibido el pleno de los gobiernos nacional y de la provincia de Río Negro, que otorgaron todas las aprobaciones necesarias, incluyendo la primera autorización de exportación de GNL sin restricciones por 30 años en Argentina; la calificación para el Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI); y la aprobación provincial para las Evaluaciones de Impacto Ambiental (EIA) marinas y terrestres del GNLS Hilli.

De acuerdo a los detalles del proyecto previamente anunciados, los dos buques se ubicarán próximos entre sí, en alta mar, en el Golfo de San Matías, frente a las costas rionegrinas y permitirán la exportación de los recursos gasíferos de Vaca Muerta.

Para ello, el FLNG Hilli utilizará inicialmente el volumen excedente de la red de gasoductos existente, en tanto que Southern tiene la intención de facilitar la construcción de un gasoducto dedicado desde la Cuenca Neuquina hasta el el golfo, por unos 27 MMm3 diarios de gas adicionales, para abastecer de gas a las licuefactoras flotantes, generando mayor eficiencia operativa.

La solicitud presentada por Southern Energy para la obtención de los permisos de la autoridad regulatoria contempla un volumen máximo de exportación diario de GNL de 385.000 MMBTU o la cantidad máxima anual de 134.400.000 MMBTU, lo que equivale e exportar unos 3.840.000.000 MMBTU. De acuerdo a la presentación de Southern se trata de un proyecto de exportación a largo plazo, con una duración de 30 años, cuya vigencia se extiende desde el 1º de julio de 2027 hasta el 30 de junio de 2057.

La instalación del buque licuefactor Hilli Episeyo en 2027 constituirá la primera fase del “Argentina LNG”, proyecto que prevé contar con la participación de toda la industria, y que comprende la producción de gas en bloques dedicados en Vaca Muerta. Las otras fases en similar proceso de desarrollo de definición de inversión y firma de contratos están a cargo de YPF como cabeza del consorcio con la angloholandesa Shell, y con la italiana ENI, lo que en conjunto conforma una previsión de producción y exportación de unos 28 MTPA de GNL al año.

, Ignacio Ortiz

La química Dow impulsó diferentes iniciativas para acompañar la recuperación del sistema educativo local tras el reciente temporal en Bahía Blanca, ciudad en la que opera la mayor planta de América Latina, brindando herramientas para garantizar el acceso a la tecnología y la igualdad de oportunidades a más de 30.000 estudiantes. Es por esto que, junto a la Municipalidad de Bahía Blanca y la Fundación de la Universidad del Sur (FUNS), la empresa hizo entrega de 350 notebooks a más de 30 escuelas públicas de la ciudad, Ingeniero White y General Cerri.

La iniciativa forma parte de una articulación público-privada que incluyó al Consejo Escolar y que se vuelve fundamental en un contexto en el que, según datos oficiales, el 56% de las escuelas locales sufrieron daños estructurales y un 24% fue gravemente afectado.

Compromiso

La ceremonia de entrega tuvo lugar en el Dow Center —espacio que durante la emergencia funcionó como centro de evacuación y contención para más de 1.100 personas— y contó con la participación del intendente Federico Susbielles; representantes del sistema educativo local, miembros de FUNS y el equipo de Dow, entre ellos Paula Woolbert, directora de Operaciones del Site de la empresa; y Julieta Conti, jefa distrital de Educación.

“Hace tres décadas, Dow llegó a Bahía Blanca con una visión de futuro y desarrollo. Hoy esa visión es una realidad que ha transformado no solo a la comunidad, sino también a Dow como compañía global. Nuestro compromiso con esta ciudad sigue intacto. Sabemos que los jóvenes son el motor del desarrollo y la clave para el futuro de nuestra comunidad. Por eso, esta donación es para ellos, para los futuros profesionales de Bahía Blanca que continuarán escribiendo nuevas páginas en esta historia que construimos juntos”, expresó Woolbert durante el evento.

Desde el inicio de la emergencia, Dow está acompañando activamente las acciones de respuesta y reconstrucción, manteniendo su foco en la educación y la generación de futuro, según remarcaron desde la firma.

Aporte

La compañía se sumó a la creación del primer y único laboratorio de electricidad en escuelas técnicas de la ciudad, instalado en la Escuela Técnica Nº 1. 

A través de la ONG United Way Argentina, Dow acompañó esta transformación, que incluyó un nuevo laboratorio destinado a la especialización en electricidad. La iniciativa busca brindar un entorno moderno, equipado y pensado para potenciar el aprendizaje de más de} 1000 estudiantes inscriptos este año. 

Este nuevo espacio educativo se diseñó con un enfoque en la creatividad y la motivación de los estudiantes. Incorpora elementos flexibles que promueven la colaboración, como nuevas disposiciones en las aulas, materiales y equipamiento eléctrico, mobiliario ergonómico, y mejoras en iluminación y acústica. Además, se sumó un mural artístico, ejecutado por la artista plástica Anahí Betsabe Aguilera, que refuerza el vínculo entre la identidad escolar y su entorno.

Dolores Brizuela, presidente de Dow Argentina, destacó el compromiso de la compañía con el desarrollo local. “Invertir en educación es apostar al futuro de Ingeniero White y Bahía Blanca. Es abrir más oportunidades para que las y los jóvenes se formen en áreas estratégicas como la electricidad, y se conviertan en protagonistas del crecimiento local en los próximos años”, destacó la ejecutiva.

A su vez, la empresa concretó la entrega de equipos autónomos al Cuerpo de Bomberos a fin de mejorar su capacidad operativa ante emergencias y reforzar su preparación técnica y protección personal.

, Redaccion EconoJournal

Representantes del área de Inversión Social del grupo energético Aconcagua Energía concretaron nuevas actividades en las localidades de Catriel y Cipolletti, en Río Negro, y en la ciudad de Neuquén. En los últimos días, el Grupo concluyó la etapa de selección de los estudiantes que formarán parte de la edición 2025 del Programa de Becas “Energía para crecer”.  Se trata de un programa que beneficiará a un total de 41 jóvenes de diferentes universidades y escuelas de Río Negro, Neuquén y Mendoza. Próximamente se darán a conocer quiénes formarán parte de la cohorte 2025 de esta propuesta que ya transita su segundo ciclo.

Otras de las actividades desarrolladas por Aconcagua Energía fue la entrega de dos nuevos desfibriladores externos automáticos (DEA) a organizaciones sociales. En esta oportunidad se entregaron al Club La Ribera y al Club social y Deportivo Neuquén Z1, ambos de la ciudad de Neuquén.

De la entrega participó el secretario de Deportes de la municipalidad, quien adelantó que trabajarán junto a las instituciones para brindar una capacitación sobre uso del DEA y técnicas de primeros auxilios para el personal y los deportistas de las instituciones.

Visitas a escuelas

También se realizaron charlas en escuelas y visitas de estudiantes y docentes a las operaciones. El personal de la Central Térmica de Alto Valle (CTAV), de Neuquén, brindó en la escuela Piaget -de esta localidad- y en la escuela EPET N°9 de Plottier, y ante unos 150 estudiantes y docentes en total, una charla sobre el funcionamiento y operación de la planta; próximamente los estudiantes realizarán una visita a la CTAV.

Además, colaboradores de Aconcagua Energía del Yacimiento Medanito brindaron una charla en la escuela CET N°21 de Catriel y recibieron el primer grupo de 27 estudiantes y docentes del programa de Prácticas Profesionalizantes edición 2025. Cabe recordar que este programa se viene desarrollando desde hace cuatro años y colaboran también la Municipalidad de Catriel, la Secretaría de Energía y Ambiente de la provincia y la empresa Edhipsa.

“Tuvimos una semana intensa de actividades en la que pudimos concretar nuevas etapas de gestiones y programas que veníamos desarrollando y poder pasar a nuevas instancias en otros de ellos. Estamos muy entusiasmados porque alcanzamos importantes resultados y próximamente estaremos lanzando nuevas propuestas para nuestras comunidades vecinas”, señaló Lorena Pérez coordinadora de Inversión Social.

Reporte de Sostenibilidad 2024

Además de las actividades realizadas, los referentes de Aconcagua Energía compartieron información sobre el segundo Reporte de Sostenibilidad. Se trata de un documento que refleja de manera integrada todo el trabajo realizado en 2024 en materia operativa, financiera, económica, social, ambiental y de gobernanza del grupo.

“Este Reporte es mucho más robusto que el anterior. Hemos transitado un camino de aprendizaje y mejora y ello se ve reflejado. También incrementamos la cantidad de actividades desarrolladas en nuestras diferentes operaciones y articulando muchas de ellas con aliados del ámbito público y privado, sindicatos, cámaras y organizaciones de la sociedad”, señaló Juan Crespo, gerente corporativo de Relaciones Institucionales, Comunicaciones y Sostenibilidad de Aconcagua Energía.

, Redaccion EconoJournal

Después de que YPF anunciara una baja del 4% del precio de sus estaciones de servicio a partir de este jueves 1° de mayo, los otros tres jugadores principales del mercado – Raízen (Shell), Axion Energy y Trafigura (Puma)– aún no definieron si van a replicar un descenso en el valor de sus combustibles en línea con el de la petrolera bajo control estatal. Eso es lo que se desprende de un relevamiento realizado por EconoJournal entre fuentes privadas del sector.

A pesar de la caída del precio internacional del petróleo, la preocupación de las empresas está ligada en la depreciación del tipo de cambio oficial que se registró en abril tras la flexibilización del cepo. El dólar oficial está cerrando el mes cerca de 1200 pesos, un 11% más que a fines de marzo. Lo que advirtieron fuentes consultadas por este medio es que si bien es cierto que el Brent retrocedió 8 o 9 puntos en abril, lo cual habilitaría una corrección a la baja de los precios en surtidor, la devaluación del peso frente al dólar —que es la moneda que expresa el valor del crudo a nivel global por tratarse de un commodity— termina neutralizando la posibilidad de ajustar hacia abajo los precios en las pizarras de las estaciones porque genera una presión al alza en los surtidores.

«El Brent cayó un 8% o 9% en abril (este miércoles siguió cayendo y apenas por encima de los 60 dólares), pero el tipo de cambio se depreció un 11/12%, por lo que el efecto en la estructura de costos de una refinadora es neutral. Sabemos que para el gobierno es importante que los combustibles bajen para contener las expectativas inflacionarias tras la salida del cepo, pero no podemos destruir los márgenes del negocio de refino sin claridad hacia adelante«, explicó el gerente comercial de una petrolera.

Otra importante fuente del mercado de combustibles lo puso en estos términos: «La única manera de realizar una baja del 4% en los precios de combustibles sería que el tipo de cambio se acerque a los $ 1000 y manteniendo el crudo como está». «La realidad es que la foto de hoy es muy distinta, mientras que el crudo en abril bajó un 7% en comparación con marzo, la devaluación fue del 10%”, señaló.

Qué pasará con los precios de Vaca Muerta

Las refinadoras esperarán a conocer cómo se ajustan este jueves los precios de YPF en todo el país antes de dar a conocer cómo reaccionan frente a esta nueva realidad local, que calza sobre un escenario internacional de lo más incierto por la guerra comercial entre EE.UU. y China, que amenaza con desembocar en una recesión global de magnitudes.

Lo que sí se sabe es que el precio del petróleo que se extrae en Vaca Muerta deberá ajustarse a la baja. Las refinadoras pagaron por el crudo que recibieron en abril entre 62 y 64 dólares según el caso. Es el precio que surje de calcular la paridad de exportación de ese hidrocarburo, que resulta de tomar el Brent y restarle el impacto de retenciones (8%) y los costos logísticos. Es probable que las refinadoras intenten pagar por el petróleo que reciban a partir de mayo un 60/61 dólares o incluso menos si el Brent perfora los próximos días la barrera de los 60 dólares.

Los productores no integrados de Vaca Muerta —Vista, Pluspetrol, Chevron, Tecpetrol, Pampa, Phoenix y Shell, entre otros—, que a lo largo de 2024 aceptaron cobrar un precio interno inferior al que recibieron por el crudo que exportaron para no meter más presión sobre el importe los combustibles en surtidor, negociaron a principio de 2025 con los refinadores —cuando el Brent parecía ir camino a superar los 80 dólares— que este año el mercado doméstico convergería con el de exportación.

Pero el escenario de precios del petróleo cambió disruptivamente en los últimos 90 días cuando Donald Trump lanzó su batalla de aranceles a la importación contra la mayoría de sus socios comerciales históricos. «Con el diario del lunes nos vino bien la negociación con los productores, porque ellos plantearon la necesidad de ir a libre mercado con precios al alza del petróleo y hoy, con precios en caída, tienen menos capacidad de negociación para no bajar el precio del Medanito», admitieron desde una refinadora.

Habrá que esperar hasta la tarde del jueves para ver cómo reacciona el mercado de combustibles.

, Roberto Bellato

Los directorios de las distribuidoras Camuzzi Gas Pampeana y Camuzzi Gas del Sur  designaron a Hernán Pardo como su nuevo director general. Ocupará el cargo a partir del 01 de mayo de 2025. 

Pardo es Ingeniero Electromecánico con orientación en energía, graduado en la Universidad de Belgrano. A su vez, es máster en Dirección de Empresas por la Universidad del Salvador y cuenta con un “Senior Management Program” de la Universidad de San Andrés/ESADE.

El nuevo director general posee más de 30 años de experiencia en la industria energética y de los servicios públicos. Inició su carrera profesional en Edenor en el año 1993 y ocupó distintos cargos de responsabilidad en áreas como control de gestión, planificación y presupuesto, medio ambiente, abastecimiento y logística.

Trayectoria

 En 2003 se trasladó a Francia, para ocupar la posición de Gerente de la Plataforma de Abastecimiento de “Ile de France” con responsabilidades en el área de Paris y Gran Paris de Électricité de France (EDF), empresa multinacional francesa de servicios eléctricos.

Dos años más tarde, regresó al país para ocupar posiciones gerenciales en el área técnica, de abastecimiento, logística y servicios de EDENOR S.A. En el 2016 asumió como Director de Abastecimientos y Servicios de Pampa Energía, cargo que ocupó hasta su actual designación en Camuzzi. 

Pardo ocupará un rol central en las distribuidoras que cubren el el 45% del territorio nacional y que compañía abastecen a más de 2.000.000 de usuarios de siete provincias del país: Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Chubut, Río Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego a través de un sistema de gasoductos de transporte, ramales y redes de distribución que supera los 55.000 km lineales de extensión.

Jaime Barba, actual Presidente de ambas distribuidoras de gas, fue ratificado en su cargo en el marco de las asambleas y directorios celebrados en ambas compañías. 

, Redaccion EconoJournal

El presidente de la Nación, Javier Milei, y el ministro de Economía, Luis Caputo, disertarán en la 11° edición del Latam Economic Forum en la sede porteña de Parque Norte sobre la realidad y los desafíos de la Argentina, a un año y medio de haber asumido el Gobierno. El tradicional evento con foco en economía y finanzas, organizado por la consultora Research for Traders bajo la consigna “Dónde estamos, hacia dónde vamos”, se llevará a cabo el jueves 8 de mayo por la mañana y contará con la presencia de más de mil asistentes y los empresarios más importantes del país.

Los funcionarios abordarán los principales desafíos económicos y políticos del país, en un escenario que combinará exposiciones técnicas, análisis coyunturales y perspectivas sobre la marcha del plan de reformas.

La jornada

La apertura del evento estará a cargo de Caputo, y luego habrá un panel de especialistas integrado por el economista y diputado nacional de Juntos por el Cambio por Santa Fe Luciano Laspina; el economista, fundador y CEO de Carta Financiera, Miguel Ángel Boggiano; el analista político y director de Poliarquía Consultores, Alejandro Catterberg; y el politólogo y especialista en Relaciones Internacionales, Fabián Calle. La moderación estará a cargo del presidente de Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA), Claudio Zuchovicki, y el especialista en mercados de capitales y director de Research for Traders, Darío Epstein.

El Latam Economic Forum, que cerrará con la presencia del presidente Javier Milei, fue creado hace más de una década por Darío Epstein “con el fin de generar un espacio de reflexión y análisis sobre temas económicos y políticos de actualidad y principalmente como vehículo para lograr impacto social a través de lo recaudado en cada edición. Tanto el equipo de Research for Traders como todos los oradores participan de manera ad honorem”, aseguran.

El evento es a beneficio y las entradas, que funcionan como bono colaboración se pueden adquirir online con un costo de $100.000. 

Lo recaudado en el evento se destina al financiamiento de dos proyectos sociales. Se trata de Fundación Jabad, que desde 1989 brinda ayuda social a la población más vulnerable de la Comunidad Judía Argentina, y la Cooperadora del Hospital de Niños Ricardo Gutiérrez, una organización sin fines de lucro que colabora de manera activa desde 1956 con la misión de generar y administrar fondos para mejorar la atención de las niñas, niños, adolescentes y sus familias como así también para dar respuesta a las necesidades médicas y al avance tecnológico en la atención pediátrica y progreso permanente del hospital.

, Redaccion EconoJournal

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; y el Co-fundador y CEO de Globant (empresa de ingeniería de software y tecnología de la información), Martín Migoya, firmaron un Memorándum de Entendimiento (MOU) para transformar el área de Supply Chain de la petrolera bajo control estatal.  YPF administra una cartera de 5.000 proveedores aproximadamente y consume más de 100.000 productos o servicios, por lo que esta área resulta estratégica para el funcionamiento de la empresa y la búsqueda de la eficiencia, según indicaron desde la firma.

Marín aseguró que “esta alianza contribuye con el trabajo que estamos haciendo en YPF para ser cada vez más eficientes. Nosotros competimos con los principales jugadores del mundo y los proveedores juegan un rol clave en nuestra competitividad. Confiamos en que el conocimiento de Globant nos ayude a sumar herramientas para gestionar mejor toda la cadena de valor de YPF”.

«Pensar proyectos para YPF siempre es motivo de alegría y un desafío. Fundada hace más de 100 años, la petrolera fue pionera en mostrarle al mundo lo que los argentinos somos capaces de hacer. Que hoy ellos confíen en Globant para analizar juntos cómo podemos modernizar sus procesos incorporando inteligencia artificial producida en la Argentina, me llena de orgullo», destacó Migoya.

El acuerdo

Esta nueva alianza permitirá utilizar el conocimiento y la capacidad de Globant en Inteligencia Artificial y agéntica basada en IA para generar un modelo operativo innovador y articulado que aprenda y evolucione incrementalmente, y que sea capaz de tomar decisiones complejas utilizando algoritmos supervisados por expertos. También que asegure el cumplimiento de las políticas y normas internas de la organización. “Estas herramientas reducen fricciones operativas, mejoran la eficiencia y escalan capacidades a lo largo de toda la cadena de suministro”, remarcaron desde las empresas.

Además, desde YPF indicaron que “esta alianza potencia el trabajo que lleva adelante la empresa con el Plan 4×4 que busca mejorar la eficiencia de todas sus operaciones para posicionar a la compañía como una compañía competitiva a nivel mundial y que contribuya con el objetivo de generar exportaciones por 30.000 millones de dólares en 2030”.

Uso de Inteligencia Artificial

La petrolera de bandera ya ha implementado el uso de la IA para lograr una optimización y mejora en sus operaciones. Esto es así ya que el año pasado la empresa inauguró el Real Time Intelligence Center (RTIC), un nuevo centro de monitoreo remoto que permite controlar la actividad de los pozos que la compañía tiene en Vaca Muerta, desde la torre ubicada en Puerto Madero.

Se trata de una sala que tiene como objetivo aumentar la productividad en la formación no convencional y evitar fallas mediante el uso de la Inteligencia Artificial y el monitoreo en tiempo real.

Para llevar adelante los trabajos, YPF aplica tecnología y física. Desde este centro se miden más de 100 variables diferentes y en ese proceso se involucra la IA que permite optimizar tiempos y tomar la mejor decisión en tiempo real. Gracias a esta tecnología desde la empresa pueden gestionar de forma retoma la perforación y fractura de pozos en Vaca Muerta.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno nacional oficializó este miércoles el resultado de las revisiones quinquenales tarifarias de electricidad y gas natural e informó que las facturas aumentarán en mayo 2,4% en promedio en el caso de la luz y 2,52% en el gas.

A Edenor se le otorgó un aumento real de 14,35% en sus márgenes de distribución y a Edesur de 15,69% para el período que va del 1ro. de mayo hasta el 30 de abril de 2030, pero en mayo solo podrán aplicar un 3% y el resto deberán prorratearlo en 30 cuotas mensuales de 0,36% para minimizar el impacto sobre la inflación. Eso se combinó con la actualización del precio mayorista de la energía y el impacto en la factura final de mayo es solo de 2,4%.

Una lógica similar se implementó en el caso del gas natural donde el porcentaje de aumento varía en cada distribuidora y se aplicará en 31 cuotas mensuales.

El incremento que les otorgan a distribuidoras y transportistas de electricidad y gas natural es en términos reales. A esas cifras habrá que sumarle todos los meses un ajuste adicional que dé cuenta de la evolución de los precios. Las resoluciones prevén la incorporación de una fórmula automática de actualización, que contempla al Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM) y al Índice de Precios al Consumidor (IPC), para preservar así el valor real de las tarifas.

Estas decisiones que se aguardaban para el 1 de abril pero por la complejidad técnica de la revisión el Ministerio de Economí a través de la Secretaría de Energía postergó un mes, fueron publicadas mediante las Resoluciones 303 y 304 del ENRE aplicables a las distribuidoras eléctricas Edenor y Edesur -las únicas que quedan bajo regulación nacional- y las resoluciones 255 a 267 del Enargas para cada una de las compañías del sistema de transporte y distribución de gas natural por redes. El Gobierno destacó que estas medidas “otorgan un marco de previsión tanto para consumidores, como para las empresas, sobre la trayectoria que seguirán las tarifas en los próximos 5 años”.

Fundamentos

En ese mismo sentido, fundamento que la revisión “devuelve certidumbre y estabilidad a un sector clave para el crecimiento del país y establece un esquema tarifario basado en costos reales, exige inversiones obligatorias y fija estándares de calidad verificables, fortaleciendo el compromiso con la transparencia y la eficiencia”.

La publicación de hoy del proceso de normalización tarifaria da cierre a lo dispuesto en el Decreto 55, del 16 de diciembre de 2023 -en el cual se declaró la emergencia del Sector Energético Nacional hasta el 31 de diciembre de 2024-, que determinaba el inicio de la revisión tarifaria conforme al artículo 43 de la Ley 24.065. La entrada en vigencia de los cuadros tarifarios resultantes no podría exceder del 31 de diciembre de 2024, pero al prorrogarse la emergencia se estableció como nueva fecha límite el 9 de julio de 2025.

En el caso del segmento eléctrico, el Ministerio de Economía a cargo de Luis Caputo, instruyó a la Secretaría de Energía a comuncarle al ENRE que no contemple en el proceso de RQT correspondiente a los segmentos de transporte y distribución, los diferimientos oportunamente determinados y que abarcaron el período mayo 2024 a abril 2025. En ese sentido se señaló que la decisión se adopta con el objetivo de “consolidar el proceso de desinflación verificado a la fecha, sin desconocer la imperiosa necesidad de sincerar los reales costos de los servicios públicos energéticos”, por lo que remitió “al Poder Concedente a resolver tales diferimientos por tratarse de cuestiones vinculadas al ámbito de dicha relación jurídica, sin que ello importe reconocimiento alguno respecto de la pertinencia de los derechos que pudieran invocar las empresas licenciatarias y concesionarios”.

El Gobierno también argumentó que “la recomposición tarifaria gradual debe aplicar criterios de gradualidad en la fijación de las tarifas que deberán abonar los usuarios, como aplicación del criterio de razonabilidad en el diseño de tarifas, respetando la proporcionalidad y permitiendo que éstas puedan ser afrontadas por los usuarios de manera previsible y en condiciones de regularidad; como así también aplicar criterios de transparencia que otorguen certeza a la determinación tarifaria regulada”. Otro aspecto abordado fue el “adecuado control de las inversiones, entendiendo que constituye un incentivo a las distribuidoras para ejecutar las obras que permitan una mejora en la calidad de la prestación del servicio público”.

, Ignacio Ortiz

Las tarifas de gas natural aumentaron en el primer semestre del año pasado entre 400% y 745% según el segmento de ingresos, muy por encima de la inflación del período, y luego han venido acompañando la suba de precios promedio de la economía. Pese a ello, el porcentaje de morosidad pasó de 3,49% en diciembre de 2023 a 3,07% en marzo pasado, uno de los niveles más bajo de los últimos años, según cifras de la Asociación de Distribuidores de Gas. Algo similar ocurrió en electricidad donde la morosidad se mantuvo entre el 4% y 5% pese a las subas, según informaron a EconoJournal desde la Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica de la República Argentina.

El segmento que sufrió los mayores aumentos de tarifas fue el Nivel 2, donde se concentran los usuarios de menores recursos, sin que eso haya impactado en los niveles de cobrabilidad. En junio del año pasado la suba promedio interanual para este grupo llegó al 745% en gas natural y 465% en electricidad, contra una inflación que promedió 271,5% en esos mismos 12 meses. Además, a ese segmento, que tenía subsidiado todo su consumo eléctrico, se le puso un tope de 350 kWh/mes. La suba porcentual de tarifas fue más alta para los N2 porque eran los que venían pagando menos en términos absolutos, ya que los hogares N1 habían comenzado a abonar tarifas más altas desde que se puso en marcha la segmentación durante el gobierno de Alberto Fernández.

La quita de subsidios se aceleró en los últimos meses, pero eso tampoco hizo crecer la morosidad. En el último informe elevado por la Jefatura de Gabinete al Congreso se detalla que entre julio de 2024 y abril de 2025 la cantidad de usuarios N2 cayó en gas natural de 3.538.866 a 3.109.706 (-12,2%) y en electricidad de 8.382.271 a 6.244.657 (-25,5%). La mayoría de esos usuarios pasaron a ser N1, con tarifas sustancialmente más altas, ya que en gas ese grupo trepó en el mismo período de 3.689.640 a 4.147.846 de hogares (+12,4%) y en electricidad de 5.035.352 a 6.918.821 de hogares (+37,4%).

Por qué siguen pagando

EconoJournal conversó con fuentes de las distribuidoras para ver por qué los índices de cobrabilidad no solo no empeoraron, sino que mejoraron durante el último año y medio. No hay una explicación clara, aunque desde las empresas explicitaron una serie de hipótesis.

Una de las explicaciones que formulan es que la morosidad no aumentó porque, pese a las fuertes subas porcentuales, las tarifas no son caras comparadas con otros gastos de la economía. “Una factura media teórica de gas natural promedio anual en enero de 2024 era de 4700 pesos y hoy está en 26.000 pesos, es un incremento de 500%, pero comparada con otros gastos es una factura absolutamente pagable”, señaló una de las fuentes consultadas.

Que la factura no sea tan cara comparada con otros servicios, como puede ser la televisión por cable, puede explicar porqué la morosidad no aumentó, pero no permite entender porqué esa morosidad cayó, por ejemplo, con respecto a diciembre de 2022, cuando en términos reales era más baja y el porcentaje de los que no pagaban se ubicaba en el caso del gas en el 4,76%. “El problema es que en ese momento veníamos de la pandemia cuando la morosidad subió mucho, tanto por el impacto que provocó en el poder adquisitivo de los usuarios como por las restricciones que se les fijaron a las empresas al momento de aplicar cortes en el servicio. Efectivamente, en diciembre de 2022 el porcentaje de morosidad era del 4,76%, pero porque veníamos de una morosidad de 8,87% en diciembre de 2020”, remarcó la misma fuente.

En las empresas reconocen que la pandemia fue sin duda un punto de inflexión en materia de morosidad. De hecho, desde una de las distribuidoras destacaron a EconoJournal que la gestión de todo lo que refiere a la cobranza se fue perfeccionando luego de la pandemia con el envío de sucesivos avisos personalizados a los usuarios, ya sea por mail o por Whatsapp.

Desde otra de las distribuidoras remarcaron también que como los montos de las facturas ahora son más altos, probablemente muchos usuarios tratan de no atrasarse para que no se les genere una bola de nieve que sí se convierta en algo impagable: “La verdad es que estamos bastante despistados sobre cuáles pueden llegar a ser las causas de la baja de morosidad, pero quizás tenga que ver con que, si antes pagabas unos 5000 pesos por mes a valores de ahora, si te atrasabas dos o tres meses después pagabas todo junto y no era un gran problema. Ahora, en cambio, si venís pagando 30 mil pesos por mes, si dejás de pagar tres meses ya son 100 mil pesos”.

, Fernando Krakowiak

El Sindicato de Camioneros de Río Negro, liderado por Gustavo Sol, junto a algunas empresas transportistas de esa provincia firmaron un acuerdo para el dictado de capacitaciones a choferes de camiones a través de un aporte sindical. Desde la industria alertan que el convenio -que contiene similitudes con el denominado “carnet Moyano” eliminado el año pasado por el Ministerio de Desrregulación- podría encarecer el costo del transporte y ocasionar que otras provincias como Neuquén busquen implementarlo.

A través de un documento al que tuvo acceso EconoJournal, Camioneros rubricó un acuerdo con la Secretaría de Trabajo de Río Negro, autoridades de la Universidad de Río Negro (UNRN) y las empresas transportistas Gabino Correa, Peduzzi, Arceo, Pedrolga, TSB, Hernández y Grupo Horizonte. En el mismo se establece que las partes se comprometen a promover el desarrollo “de actividades de cooperación académica, científica, tecnológica y cultural para beneficio de la comunidad y en particular de los trabajadores” camioneros.

El convenio remarca que apuntan a generar un “beneficio del mercado laboral” permitiendo la inserción en la actividad del transporte, específicamente en la industria petrolera, aportando “mano de obra calificada y la oportunidad de salida laboral para quienes se capaciten”. Para esto, se establece que los choferes de camiones participarán de un curso teórico-práctico que les permitirá adquirir habilidades en la seguridad vial, conocimiento sobre señales y leyes viales y sobre las cargas transportadas. El teórico incluye un taller de 70 horas que será dictado por la UNRN, mientras que el práctico de 40 horas estaría cargo del mismo sindicato.

A cambio, las empresas deben aportar $2.000.000 que se abonan en dos cuotas con vencimiento el 30 de abril y 30 de mayo, a depositar en una cuenta bancaria del sindicato.

Carnet «Moyano»

Especialistas en legislación laboral precisaron a EconoJournal que el convenio presenta algunas similitudes con la derogada Licencia Nacional de Transporte Interjurisdiccional (LINTI), conocida como “carnet Moyano” cuya obligatoriedad fue eliminada en septiembre del 2024 por el Ministerio de Desregulación que está a cargo de Federico Sturzenegger. Sin embargo, a diferencia de éste, sostienen que el rionegrino no tendría ninguna validez legal ni probaría efectivamente la capacidad y conocimientos de los camioneros.

El registro del LINTI incluía una seria de evaluaciones médicas y de idoneidad que permitía evaluar las habilidades y conocimientos de los choferes. En su momento se lo denominó «registro Moyano» ya que los exámenes médicos eran realizados en clínicas asociadas al Sindicato de Camioneros. Una vez evaluados, el LINTI permitía a los camioneros obtener una licencia que se complementaba con la de conducir.

La cartera de Sturzenegger decidió eliminar su obligatoriedad aduciendo que liberaba a las empresas de un trámite burocrático engorroso, aunque la Federación Argentina de Entidades Empresarias del Autotransporte de Cargas se opuso y dijo que en los países de Europa se suele implementar un registro similar para probar la idoneidad de los transportistas.

Regionalización

«Esta nueva propuesta parece tener más un fin recaudatario que otra cosa”, opinó un especialista del sector que criticó que el acuerdo hecho desde la rama rionegrina de Camioneros «no registra ninguna obligatoriedad, no es requisito para ningún registro, no habilita a manejar, pero implica que las empresas paguen y podría sentar un antecedente peligroso con el agravante de que se traslade a Neuquén”.

Por otro lado, señalaron que el convenio firmado por las siete empresas locales las obliga a hacer las transferencias financieras en las cuentas del mismo sindicato lo cual siembra un margen de duda acerca de su efectiva aplicación en los cursos que menciona.

De esta manera, aducen que implicaría un encarecimiento en los costos de las empresas transportistas al sumar un costo por cada empleado. Por otro lado, tampoco reglamenta cómo se cubrirían las ausencias de los trabajadores que participen en esos cursos. “Frente al desfinanciamiento del sindicato encontraron esta salida que conlleva el riesgo de regionalizarse”, afirmaron.

, Laura Hevia

Pampa Energía realizó su primera exportación de gas natural a Brasil equivalente a 110.000 metros cúbicos. El envío fue posible a partir de un acuerdo con la comercializadora brasileña Tradener y la asistencia de la consultora local Giga.

“Este logro es el resultado del trabajo sostenido que venimos realizando en los últimos años. Exportar gas a nuestros países limítrofes nos posiciona como un actor relevante en la región y refuerza nuestro compromiso de transformar los recursos de Vaca Muerta en valor para el país”, aseguró Horacio Turri, director ejecutivo de Exploración y Producción de E&P de Pampa.

Exportación

Para este envío se utilizó la infraestructura de transporte que conecta Argentina, Bolivia y Brasil. “Esta operación marca el inicio de una estrategia que busca consolidar múltiples exportaciones de gas durante 2025, para ampliar la presencia del gas argentino en las distintas regiones de América Latina”, remarcaron desde la compañía a través de un comunicado.

En la actualidad, la firma cuenta con dos acuerdos vigentes de exportación de gas natural con clientes de Brasil, por un volumen total de dos millones de metros cúbicos por día. Es por esto que aseguraron: “Con estos avances, la compañía refuerza su compromiso de convertirse en uno de los principales proveedores de gas de la región”.

Producción de gas

Pampa produce un promedio de 14,5 millones de metros cúbicos a través de sus yacimientos El Mangrullo y Sierra Chata. Durante el pico invernal de 2024, la producción alcanzó los 17 millones de metros cúbicos, lo que le permitió incrementar su participación en el mercado interno y avanzar en nuevas oportunidades de exportación.

La posibilidad de exportar a Brasil surgió mediante un acuerdo con Tradener, la primera comercializadora de energía de Brasil. Desde 2022, también la compañía actúa en la importación de gas natural desde Bolivia y cuenta con reservas propias, operando como productora y comercializadora de gas, lo que amplía su relevancia estratégica en el mercado nacional.

“En el ámbito internacional, la empresa es una referencia en la exportación de energía eléctrica a países vecinos, con operaciones regulares hacia Uruguay y Argentina desde 2006”, informaron desde Pampa. Además, posee activos propios de generación de energía distribuidos en siete estados brasileños, con parques eólicos, pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH) y una termoeléctrica, totalizando 172 MW en operación.

A través de este envío, Pampa Energía se sumó a las compañías que están exportando el recurso de Vaca Muerta hacia los países vecinos para lograr la integración regional, tal como sucedió con TotalEnergies, Tecpetrol y Pluspetrol.

, Redaccion EconoJournal

El viceministro de Energía y Minería, Daniel González, afirmó este martes que más allá de la voluntad política de los gobiernos de la Argentina y Brasil de avanzar con las exportaciones del gas natural de Vaca Muerta, lo que se necesita es conformar una demanda en firme de largo plazo y durante todo el año que justifique la inversión en infraestructura nueva o en una expansión sustancial de la existente. Sin ese compromiso de parte de los actores privados del vecino país, no habrá muchas alternativas a seguir con exportaciones de gas en pequeños volúmenes e interrumpibles, tal como se concretaron en las últimas semanas.

Al participar del seminario de Petróleo y Gas en el marco de la 12º Edición de Expo EFI, González reseñó que el gobierno de Javier Milei firmó con su par de Brasil en octubre del año pasado un Memorando de Entendimiento en el que se expresa que “claramente hay voluntad política avanzar en las exportaciones de gas desde la Argentina, pero al final lo que se necesita es una demanda en firme de Brasil”. En su opinión un esquema de exportación sólido para el país “necesita de 10 a 15 millones de metros cúbicos de demanda diarios (MMm3/día) en firme en largo plazo todo el año, tal que justifique la inversión en infraestructura nueva o en una expansión sustancial de la infraestructura existente”.

“Sin esa demanda en firme -consideró González- lo que se va a seguir viendo es esto que se dio ahora: volúmenes interrumpibles, pequeños, que van a ir creciendo sin ninguna duda y sobre todo en el verano, pero que no llega a significar un cambio de paradigma. Si eso si ese es el caso”. Por el contrario el cambio de paradigma es en palabras del ex CEO de YPF, lograr “una demanda sustancial que permita la construcción de nuevo gasoducto o la expansión del sistema actual con la reversión ya realizada al Gasoducto del Norte, lo que permite reemplazar el gas del Norte Argentino y el proveniente de Bolivia, y eventualmente tener mayor disponibilidad para generación térmica”.

Sin embargo, esa reversión que actualmente permite transportar a las provincias del norte unos 15 MMm3/d desde Vaca Muerta, los que se podrán incrementar a 19 MMm3/d cuando en los próximos meses se pongan en operación las obras de reversión de cuatro de las plantas compresoras sobre el ducto, no hace posible aún la exportación más allá de los meses de menor demanda, ni mucho menos de volúmenes significativos en firme. Para lograr ese objetivo en la industria se resalta que harán falta nuevas obras de infraestructura de evacuación que permitan en hasta 20 MMM3/d el flujo hacia el norte para cubrir demanda industrial y de generación local insatisfecha y contar con excedentes exportables.

“En Argentina hay compañías de transporte, productores que no van a tener ninguna duda en hacer la inversión en la medida que la demanda esté asegurada. Hoy no hemos visto esa demanda en firme de Brasil”, aseveró González. En las últimas semanas, las productoras TotalEnergies, Pluspetrol y Tecpetrol concretaron las primeras exportaciones de shale gas proveniente de la Cuenca Neuquina hacia Brasil, utilizando el sistema de gasoductos con capacidad ociosa de Bolivia, en operaciones de 1 a 1,5 MMm3/d que fueron denominadas de prueba y que demandó un entendimiento con los off takers brasileños pero también con las autoridades bolivianas cuyo sistema es intermediario.

A mediados de noviembre, el ministro de Economía, Luis Caputo, firmó con su par Alexandre Silveira en la cartera de Minas y Energía (MME) un MOU para posibilitar la exportación de gas natural argentino a Brasil que, entre otros avances, creó un grupo de trabajo bilateral para identificar las medidas necesarias para facilitar el suministro de gas natural argentino, en particular el de Vaca Muerta. Entre las medidas acordadas se destaca el estudio de la viabilidad económica de las rutas logísticas, considerando la posible ampliación de la infraestructura existente en ambos países, mediante el cual se estima que la factibilidad de mover 2 millones de metros cúbicos diarios en el corto plazo, aumentando en los próximos 3 años a 10 millones, hasta llegar a 30 millones en 2030.

El funcionario de la cartera económica, en otro tramo de la charla, también se refirió al proceso de desinversión de algunas compañías internacionales de sus activos en Vaca Muerta, en algunos casos con casi una década de presencia en la formación, a lo que atribuyó más a una dinámica habitual en las grande soperadoras a nivel mundial, que a las condiciones de la economía local que se ofrecen más atractivas para los inversores.

“Es una dinámica propia de petróleo y gas en todo el mundo. En la mayoría de los casos estamos hablando de decisiones estratégicas de alocar capital en otro lado y que no tiene nada que ver con Argentina” -afirmó el secretario. Puede haber algún caso de alguna compañía que se haya sentido rehén durante tantos años del cepo y ahora dijo tengo una oportunidad y salgo. Pero la gran mayoría han decidido focalizar sus inversiones en otro lado y no en Argentina”, en referencia, por ejemplo, a las ventas de bloques que llevaron adelante la estadounidense ExxonMobil o la malaya Petronas.

A pesar de ese movimiento de carteras que en parte está siendo aprovechado por compañías locales, González también consideró que el fenómeno está reflejando una acelerada valorización de los activos en el no convencional neuquino. “Todas las empresas que están acá (en Vaca Muerta) están viendo cómo se multiplicaron por tres el acreaje, con lo cual es una oportunidad evidentemente de salir para aquellos que han estado atrapados tanto tiempo, pero no es para nada una tendencia ni un reflejo de que no les gusten las condiciones. Todo lo contrario, cada vez que hay alguien que levanta la mano a ver si puede salir, hay una fila larga de los que quieren invertir”.

En el diálogo, el Coordinador de Energía y Minería también ratificó que a partir del 1 de mayo rige el nuevo esquema de tarifas para el servicio de gasa y electricidad, tras haberse concretado la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) para todas las licenciatarias de distribución y transporte de gas y para las dos licenciatarias de distribución eléctrica que controla el Gobierno nacional y para toda la transmisión eléctrica. “Es una extraordinaria noticia que todas estas compañías tengan visibilidad por los próximos cinco años de cuáles son sus tarifas, las que van a ser ajustadas mensualmente por inflación o la combinación de precios mayoristas y IPC”, arengó González.

Y tal como vienen señalando Econojournal, ratificó que inicialmente lo que van a tener esas empresas es “un aumento de tarifa pequeño en línea con el que viene teniendo hace 15 meses, con lo cual no va a haber un salto en el primer mes. Aquellas licenciatarias a las cuales les corresponde un aumento de tarifa mayor que el que estamos en condiciones de conceder el primer mes, después del trabajo técnico que han hecho el ENRE y el Enargas, ese resto lo vamos a trasladar a tarifas en cuotas más la inflación de ese mes”, en un esquema que saldrá detallado en el Boletín Oficial mañana miércoles o el próximo lunes.

No obstante, anticipó: “El aumento de tarifa al consumidor, que es una mezcla del valor de distribución del valor de transporte y del costo de la energía va a estar en línea con los aumentos que venimos viendo en los últimos meses, con lo cual va a estar abajo del tres acerca de dos y medio que de tres”.

González, en ese sentido, reafirmó dos cuestiones, la primera que el Gobierno no le va a afectar negativamente su ecuación económica a ninguna de las empresas, porque lo que va en cuotas respeta el valor presente de lo que se le debería a las compañías, porque el aumento tarifario que corresponde es mayor que el que podemos dar. Pero a la vez es considerado una manera de acompañar al usuario final, que ha hecho un esfuerzo en el año 2024 y ha visto sus tarifas subir en forma muy importante. Esas cuotas que reconocerá el gobierno, o “cuotitas” como definió el secretario, observarán los mismos plazos para todas las empresas, pero no se hará diferencia entre compañías dentro del segmento de distribución o de transporte.

, Ignacio Ortiz

YPF, el mayor jugador del mercado de combustibles, anunció a primera hora de este martes una baja del 4% promedio en el precio de las naftas y gasoil que estará efectiva a partir del jueves de esta semana. A través de un comunicado, la petrolera bajo control estatal explicó que la medida obedece a la caída del Brent, la principal cotización del petróleo a nivel internacional, que en la actualidad se ubica en la banda de los 65 dólares; un 8% menos que a fines de marzo.

La retracción de los precios en las estaciones de servicio de YPF —que seguramente será espejada en las próximas horas por Raízen, Axion Energy y Puma, el resto de las grandes refinadoras— se explica, sin embargo, por una decisión del Ministerio de Economía que funcionó como condición necesaria.

En el Palacio de Hacienda decidieron, a contramano de la alternativa en la que venían trabajando funcionarios del área energética, congelar el valor del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y del Impuesto al Dióxido de Carbono, que debería actualizarse trimestralmente este jueves 1º de mayo, dado que acumulan un importante atraso heredado de la administración de Alberto Fernández.

Algunos técnicos del área energética creían conveniente aprovechar la caída del precio internacional del crudo para recomponer en términos reales el valor de los dos impuestos que gravan la venta de combustible. Sin embargo, en Economía priorizaron la batalla contra la inflación, por lo que optaron por impulsar una baja de los precios en surtidor para contener las expectativas inflacionarias tras la flexibilización del cepo cambiario, que se tradujo en un aumento de la cotización del tipo de cambio oficial.

Impuestos

Previo a la baja del precio anunciada por YPF, se esperaba que el gobierno aproveche la caída de la cotización del barril Brent para recuperar -al menos una parte- el atraso impositivo en los surtidores. En la nafta súper el atraso en impuestos es de casi 200 pesos por litro y es un poco menos en el caso del gasoil.

En los hechos, si el gobierno hubiera decidido recuperar todo el atraso impositivo la suba en los surtidores debería haber sido de alrededor del 15%. Nadie en Energía estaba pensando en un ajuste de esa magnitud, pero querían aprovechar la baja internacional del crudo para reducir ese atraso, algo que finalmente el Ministerio de Economía decidió no convalidar para tratar de forzar una desaceleración de la inflación.

, Redaccion EconoJournal

El servicio eléctrico fue restablecido casi por completo en la madrugada europea del martes en España y Portugal, luego de un apagón sin precedentes en la península Ibérica. Ya superada la crisis, el gobierno que encabeza el presidente Pedro Sánchez y Red Eléctrica, la compañía operadora de la red española, están poniendo el foco en investigar cuáles fueron las causas que desataron el colapso eléctrico.

Las miradas se posan principalmente sobre el mix de generación eléctrica al momento del inicio del evento, sobre las 12:30 del lunes. Un corte repentino en el suministro eléctrico provocó una caída equivalente al 60% de la demanda en España en apenas cinco segundos, dando paso al instante a un colapso total del servicio. El evento obligó a ejecutar un arranque en negro que demoró unas 12 horas en reponer el servicio al 99% de la demanda española.

Red Eléctrica este martes descartó las hipótesis de un ciberataque y de algún evento meteorológico que afectara a la generación y/o sistema de transmisión . Si bien se indicó que continúan las investigaciones sobre el origen del incidente, la compañía aportó un nuevo dato: dos episodios de desconexión de generación eléctrica en el suroeste de la península.

Mix de generación

Una primera pista sobre el incidente la aportó el lunes Red Eléctrica al señalar que, a las 12:33 horas y durante cinco segundos, «desaparecieron súbitamente» 15 GW de generación eléctrica. Este martes se agregaron algunos datos nuevos sobre el comportamiento del mix de generación en esos segundos críticos.

El director de Servicios para la Operación de Red Eléctrica, Eduardo Prieto, remarcó que el sistema se encontraba en condiciones normales a las 12:33 horas, cuando en ese momento, se registró un primer evento que afectó la generación eléctrica en el suroeste del país.

El impacto de la caída de generación logró ser contenido y absorbido por el sistema. Sin embargo, apenas un segundo y medio después, se produjo un segundo evento similar que complicó la situación. Esta nueva pérdida de generación superó la capacidad de respuesta del sistema eléctrico, provocando oscilaciones severas en los flujos de potencia, la desconexión de las interconexiones con Francia y el aislamiento del sistema eléctrico español del resto de Europa.

Prieto explicó que los dos incidentes de pérdida de generación de energía se registraron en el suroeste de España, probablemente provenientes de plantas solares fotovoltaicas.

La repentina caída de la generación en España también impactó en la frecuencia de red. La frecuencia nominal de las redes interconectadas en la Unión Europea es de 50.00 Hz. Los incidentes en España llevaron a una caída de 0,15 Hz en la frecuencia nominal en el resto de Europa (excluyendo Gran Bretaña y los países nórdicos), según datos de Grid Radar. La operadora de red en Francia, RTE, respondió a esta caída desconectando automáticamente a la península Ibérica del resto de las redes europeas para restablecer la frecuencia.

Inercia en la red

El mix de generación al momento del colapso del sistema también esta siendo observado por otro motivo: la fuerte participación de energías renovables, fundamentalmente solar fotovoltaica. Una hipótesis barajada por especialistas de la industria es que faltaban recursos de generación que provean inercia en la red para evitar el colapso total.

En las redes eléctricas, algunas fuentes de generación como las centrales a gas natural o nucleares son capaces de proveer inercia a la red, ya que cuentan con turbinas con grandes motores en rotación que acumulan inercia y energía cinética.

Dicha inercia puede actuar durante unos segundos como amortiguadora del sistema cuando un repentino descalce entre la oferta y la demanda de electricidad llevan la frecuencia de la red peligrosamente cerca o por debajo del límite inferior de operación segura. Por ejemplo, la inercia compra tiempo al sistema para recortar demanda, de forma tal de volver a equilibrar la frecuencia de la red y evitar un colapso general que obligue a realizar un arranque en negro, el escenario menos deseado.

Los operadores de transmisión eléctrica en Europa vienen señalando que el aumento de la participación de las energías renovables variables y la disminución de la generación térmica tienen implicaciones para la fiabilidad y la resiliencia. La Red Europea de Operadores de Sistemas de Transmisión de Electricidad (ENTSO-E) viene trabajando la temática a través del Proyecto Inercia.

“La reducción de la inercia del sistema es una consecuencia natural del menor número de masas rotatorias de generadores síncronos conectadas directamente a la red. El soporte de estabilidad que tradicionalmente proporcionaban estos generadores… ya no estará disponible en un sistema dominado casi exclusivamente por energías renovables. Esto expondrá al sistema eléctrico al riesgo de no poder soportar eventos fuera de rango, como las divisiones del sistema, que antes eran gestionables”, informó Proyecto Inercia en su última actualización en enero de este año.

Al momento del colapso del sistema, el mix de generación en España registraba una participación de 72% de renovables, con un 60% de solar fotovoltaica (17.657 MW) y un 12% de eólica (3499 MW). En el sistema habían menos de 1000 MW a gas y 3499 MW nuclares en operación.

, Nicolás Deza

La provincia de Neuquén adhirió al International Methane Emissions Observator (IMEO), un programa de las Naciones Unidas que permite detectar grandes fugas de metano en el sector hidrocarburífero. La iniciativa habilita al Ministerio de Energía a dar una respuesta rápida cuando se detecten emisiones superiores a los 500 kilogramos hora (kg/h).

El metano es un gas de efecto invernadero mucho más potente que el dióxido de carbono (CO₂) en el corto plazo y, aunque permanece menos tiempo en la atmósfera que el CO₂, su impacto en el calentamiento global inmediato es enorme. La industria de petróleo y gas es una de las fuentes principales de emisiones de metano por fugas, venteos y operaciones de mantenimiento. Además del riesgo ambiental, la concentración excesiva de metano supone un riesgo para la seguridad porque es altamente inflamable.

El observatorio forma parte del Sistema de Alerta y Respuesta al Metano (MARS), impulsado por el Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA). Neuquén se incorporó como punto focal a través de la Subsecretaría de Cambio Climático y, de esta forma, puede recibir los reportes que contienen las emisiones detectadas.

“Esto quiere decir que ya se monitorean grandes emisiones en el sector hidrocarburífero a través de satélites, como se hace en otras partes del mundo, y luego se hace un procesamiento de datos con lo que recopilan través de la Inteligencia Artificial, para que sea lo mas rápido posible”, explicó a EconoJournal Santiago Nogueira, subsecretario de Cambio Climático de Neuquén.

El sistema puede detectar aquellas emisiones superiores a los 500 kg/h que en Neuquén podrían ocasionarse en una fuga por venteo, por ejemplo. Posteriormente, notifica a la Provincia en un lapso de 24 horas acerca de las características de tal emisión.

En paralelo, IMEO elabora una base de datos global y genera reportes basados en sus propias mediciones, los informes presentados por las empresas petroleras, inventarios nacionales y otros estudios científicos. El plan contempla a 150 países que firmaron un compromiso para reducir sus emisiones en un 30% para 2030.

“Es bastante rápido. Con ese reporte nosotros notificamos a la empresa, pedimos que completen un formulario, luego damos intervención a la Subsecretaría de Hidrocarburos para que realice las inspecciones y, llegado el caso, se aplican multas porque son cuestiones operativas”, indicó Nogueira.

Trabajo complementario

Este mes la provincia de Neuquén creó el Programa de Monitoreo y Mitigación de Gases de Efecto Invernadero en el sector hidrocarburífero, con el fin de que las empresas informes sus emisiones de gases de dióxido de carbono, metano y óxido nitroso. En este sentido, Nogueira afirmó que la adhesión al PNUMA permitirá hacer un trabajo complementario ya que el IMEO solo contempla grandes emisiones y solo de metano, pero permite dar una respuesta rápida.

En el caso del programa provincial, el funcionario indicó que “en un umbral de magnitud por debajo de esas mediciones, apuntamos al programa propio porque se articula como otra política más finita y puntillosa”.

Nogueira detalló que el trabajo en este caso es mucho más complejo, por esta razón, Neuquén implementará una prueba piloto durante todo 2025 con el objetivo de recopilar toda la información obtenida desde los reportes de las empresas y a través de formularios que deberán completar. Una vez elaborada esa información, se ejecutará un procedimiento unificado para los reportes de emisiones.

“El programa contempla la complejidad que tienen las mediciones por la heterogeneidad que existe en la actividad convencional y en la no convencional, las diferentes metodologías de mediciones y de estándares. Por esta razón, en un año vamos a construir un procedimiento unificado y en 2026 tendremos el primer reporte definitivo”, anunció.

Los planes en Santa Cruz y Mendoza

La provincia de Santa Cruz también sumó su adhesión en abril a IMEO alegando que “la industria energética es una de las principales fuentes de emisiones de metano, un gas con alto impacto en el calentamiento global. Por eso, su monitoreo y reducción se han convertido en ejes clave de las estrategias climáticas actuales”.

Según informaron, desde entonces ya se notificó a dos empresas petroleras por 10 emisiones importantes de metano detectadas en el norte de la provincia.

Por su parte, Mendoza aprobó este mes la creación del Plan Estratégico de Sostenibilidad que obliga a las empresas y sectores productivos a medir, reportar y gestionar las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). En este caso, la normativa alcanza a actividades de mediana y gran escala pertenecientes a los sectores industrial, energético, de transporte, agropecuario, de servicios y residuos que deberán reportar anualmente sus emisiones a través de una plataforma digital.

, Laura Hevia

Un año atrás, en una nota publicada en este medio sobre el status regulatorio respecto de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) en la industria hidrocarburífera en la Argentina, se hizo referencia a la Resolución N° 970/23 dictada por el Secretaría de Energía en noviembre de 2023, en virtud de la cual se creó el “Programa nacional de medición y reducción de las emisiones fugitivas derivadas de las actividades de exploración y producción de hidrocarburos”; como así también al proyecto de ley de «Presupuestos mínimos de protección ambiental de gestión de emisiones de metano en el sector de hidrocarburos», el cual tiene como objetivo establecer un marco regulatorio para controlar y reducir las emisiones de metano en la exploración, explotación, transporte y refinación de hidrocarburos.

La Resolución SE N° 970/23 no fue reglamentada a la fecha, y el proyecto de ley citado no ha merecido tratamiento en el Congreso. En el interín, varias provincias hidrocarburíferas han dictado regulación específica que, si bien tienen en común el objetivo de protección ambiental y reducción de emisiones, difieren en el tipo de gases cuya medición, cuantificación y/o reducción se exige; en los sujetos obligados; así como en las acciones, planes y/o programas que se les exige a las empresas.

Regulaciones específicas

El puntapié inicial lo dio la provincia de Río Negro mediante el dictado de la Ley N° 5733 (19/7/24) aplicable a las empresas petroleras que prorroguen sus concesiones en la provincia. Se exige el compromiso de planificar a mediano plazo adecuaciones de las instalaciones e implementación de medidas para reducir las emisiones GEI de forma progresiva e incorporar tecnologías de CCUS (Captura, Uso y Almacenamiento de Carbono). Las concesionarias deberán adoptar criterios de reducción de emisiones e incluir en los Estudios de Impacto Ambiental, la evaluación de la huella de carbono, justificando la elección con relación a la alternativa de menor valor de huella de carbono. Asimismo, en los Informes de Monitoreo Anual Ambiental o Monitoreo Anual de Obras y Tareas deberá considerarse la cuantificación de inventario de gases de efecto invernadero (GEI), la cual se realizará conforme a lo establecido en la norma IRAM 14064.

Por su parte, en septiembre de 2024 la Secretaría de Ambiente y Control del Desarrollo Sustentable de la provincia de Chubut dictó la Resolución N° 58/2024 (23/9/24), que regula las emisiones de metanoprovenientes de la actividad hidrocarburífera. Establece objetivos y lineamientos para la detección, control, monitoreo, cuantificación y reducción de emisiones de metano provenientes de las actividades de exploración, explotación y transporte de hidrocarburos.

La norma exige la presentación de varios planes y programas, entre ellos un Plan Anual de Gestión de Emisiones de Metano, un Programa de Detección y Reparación de Fugas, un Plan de monitoreo anual y un Plan de acción para recambio de equipos.

La provincia de Neuquén avanzó en el corriente año con la recientemente publicada Resolución N°  285/25 de la Secretaría de Ambiente (21/2/25) que crea el “Programa de Monitoreo y Mitigación de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero en el Sector Hidrocarburífero”. Exige a las empresas petroleras informar las emisiones de metano, dióxido de carbono y óxido nitroso y contar con un registro de lo que emiten. Son sujetos obligados las empresas que realicen exploración, explotación, transporte, almacenamiento, procesamiento, y/o industrialización de hidrocarburos en la provincia.

Finalmente, días pasados la provincia de Mendoza creó mediante el Decreto N° 758/25 (15/4/25) el “Programa Provincial Integral de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero”.  El mismo establece objetivos y lineamientos para la detección, control, monitoreo, cuantificación, medición, reporte, verificación y reducción de emisiones de gases de efecto invernadero en actividades relacionadas con las grandes industrias, entre las cuales se encuentra la actividad hidrocarburífera. Los sujetos obligados deberán cuantificar las emisiones de gases que produzcan anualmente y declararlo ante la autoridad de aplicación, quien podrá establecer límites de intensidad de emisiones a cumplir para los años 2030, 2040 y 2050 y programas de reducción y compensación de emisiones.

Si bien algunas de las regulaciones referenciadas fueron dictadas con posterioridad al dictado del Decreto N° 1057/24 (reglamentario del 163 de la Ley 27.742), todas ellas han incursionado en aspectos que el artículo 2° del Anexo III del citado decreto establece como uno de los temas a ser regulados de manera uniforme y armónica entre Nación y provincias: … f) emisión de gases de efecto invernadero asociada a la actividad (Descarbonización).

A la vista de estas nuevas normas provinciales, se pone nuevamente en evidencia la dificultad en arribar a una legislación uniforme en materia de protección ambiental de las actividades hidrocarburíferas, desafío respecto del cual se comentó en la nota publicada en este medio en diciembre de 2024.

(*) Abogada, magister en Gestión de la Energía y consultora en Regulación Energética, Transición y Sustentabilidad.

, Verónica Tito (*)

Neuquén se consolida como punto de encuentro entre energía, logística y comercio exterior. La cuarta edición de Conectando Vaca Muerta se llevó a cabo en el Distrito Industrial RíoNeuquén y convocó a más de 700 asistentes. “La jornada se consolidó como el evento anual de networking más importante para la industria energética de la región”, destacaron desde la organización.

Este encuentro, organizado por Gran Valle Negocios, Distrito Industrial Río Neuquén y TSB, reunió a empresarios, pymes, operadoras, grandes compradores y referentes del sector de todo el país.

Durante el evento de intensa actividad, se fortalecieron vínculos comerciales, se generaron nuevas oportunidades de negocio y se debatieron los principales desafíos de la industria de Oil & Gas, según precisaron.

“Con más de 700 asistentes al evento de esta cuarta edición de Conectando Vaca Muerta, se superaron las expectativas y no solamente por la cantidad de asistentes que se convocó, sino por las devoluciones que hemos tenido por parte de los participantes. Este año incorporamos dinámicas distintas a las anteriores tres ediciones que implicaban el uso de tecnología y un software específico para networking tanto uno a uno como con grupos de grandes compradores, entre los cuales estaban YPF, Shell, Tenaris, AESA, PAE, TSB. Eso implicaba un desafío técnico y de recursos humanos muy grande, y haber podido cumplir con ese objetivo para nosotros es muy satisfactorio. Así también lo reflejaron las devoluciones de la gente”, destacó Lucas Albanesi, Gerente Comercial de Gran Valle Negocios.

Networking, tecnología e innovación: ejes de una edición histórica

Una de las grandes innovaciones de esta edición fue la incorporación de una aplicación exclusiva de networking, que permitió a los participantes coordinar reuniones con antelación.

A través de la app, los inscriptos pudieron postularse para encuentros uno a uno con operadoras y grandes empresas, como así también identificar otros participantes estratégicos para generar match comercial incluso antes de la jornada presencial.

Este nuevo enfoque tecnológico no solo facilitó la organización y optimización de agendas, sino que también fue uno de los aspectos más valorados por los asistentes, quienes destacaron la agilidad en la concreción de contactos de negocio.

Además de la innovación tecnológica, Conectando Vaca Muerta 2025 ofreció cuatro dinámicas principales:

• Speed Networking 1-1: encuentros cara a cara de 15 minutos pre-agendados entre empresarios de diversos rubros.
• Rondas de Negocios: espacios de intercambio temático para establecer vínculos comerciales estratégicos.
• Workshops Exclusivos: talleres a cargo de referentes de la industria, donde se debatieron tendencias, innovación y mejores prácticas.
• Reuniones con Grandes Compradores: instancias directas de vinculación comercial con líderes de compras de importantes compañías del sector energético.

La presencia de firmas como YPF, Shell, Tenaris, AESA, PAE y TSB, entre otros grandes actores, reafirmó la importancia estratégica del evento dentro del ecosistema de Vaca Muerta, remarcaron.

Un ámbito estratégico para el crecimiento regional

Conectando Vaca Muerta fue mucho más que un espacio de networking: se consolidó como un verdadero punto de decisión y de generación de oportunidades para potenciar el desarrollo de la cadena de valor energética de la región.

En línea con el espíritu que dio origen al evento, esta cuarta edición volvió a propiciar un ámbito de relacionamiento genuino, donde se promovieron la integración de nuevos actores, el fortalecimiento de alianzas y el intercambio de conocimientos clave para enfrentar los desafíos actuales de la industria.

Además, el evento despertó un alto interés mediático. La participación de medios y periodistas especializados, tanto en la cobertura como en las actividades del evento, reflejó la creciente proyección de Vaca Muerta como uno de los motores del crecimiento económico nacional.

Una plataforma que mira al futuro

Conectando Vaca Muerta reafirma su propósito de seguir evolucionando para acompañar las necesidades de un sector en constante transformación. La implementación de herramientas digitales, la convocatoria de actores clave y la mirada puesta en la colaboración intersectorial son pilares que consolidan al evento como una plataforma imprescindible para quienes apuestan al futuro de la energía en Argentina.

, Redaccion EconoJournal

A un mes del inicio de la Exposición Internacional de Minería Argentina Arminera 2025, se presentó la agenda de actividades. El encuentro contará con un amplio cronograma de disertaciones de los máximos exponentes de la industria, rondas de negocios y la presentación de los últimos avances en tecnología, equipamiento y servicios. “Organizada por la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) junto a Messe Frankfurt Argentina, esta nueva edición se prepara para sorprender a visitantes y expositores”, destacaron.

El evento será una oportunidad para actualizar conocimientos, descubrir nuevas tendencias y maquinarias, y generar contactos y vínculos comerciales. Se desarrollarán diversas actividades destinadas a los actores de la industria minera, desde empresas operadoras, proveedores, profesionales hasta tomadores de decisión del mercado.

Actividades

Entre las actividades se encuentra el Summit Arminera 2025, que contará con diversas charlas a cargo de especialistas y figuras destacadas del sector:

• Arminera Federal, un recorrido por las agendas regionales, la producción, empleo y perspectivas, con participación de autoridades provinciales.
• Inversiones para el desarrollo federal, diferentes paneles a cargo de las empresas líderes en la producción de oro, plata, cobre y litio que darán respuestas sobre procesos mineros, bienes y servicios, economías regionales, y sustentabilidad, entre otros.
• Financiamiento Integral Ecosistema Minero Argentino, a cargo del Grupo Petersen.
• IV Congreso Internacional de Derecho para la Minería, organizado por IADEM en el marco de Arminera.

A su vez, tendrá lugar la Experiencia IDEA-CAEM: Liderando el desarrollo minero, una instancia de diálogo para plantear oportunidades de negocios y los desafíos del sector. Se abordarán temáticas como las nuevas políticas regulatorias, tecnología e innovación, y cómo atraer nuevas inversiones, entre otras.

Habrá lugar para el análisis en el panel “Claves para el Desarrollo del Sector Minero, Necesidades Educativas y Laborales”, impulsado desde WIM Argentina y Poliarquía Consultores. En tanto que La UIA brindará la charla “Inteligencia Artificial aplicada a la minería”. Y se desarrollarán encuentros sobre sustentabilidad, DD.HH. y Comunicación.

Arminera tendrá la participación de los gobernadores quienes contarán sus planes para acompañar al sector. Recibirá también a las autoridades mineras de las Américas para realizar el foro anual de minería y sostenibilidad, organizado por el Foro Intergubernamental sobre Minería, Minerales, Metales y Desarrollo Sostenible (IGF), el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y la Conferencia de Ministerios de Minería de las Américas (CAMMA). Tiene como eje:“Explorar más, extraer mejor: el camino hacia un suministro sostenible de metales y minerales”.

Conexión

Para fortalecer las relaciones internacionales, junto a la Unión Europea se buscará promover el diálogo directo entre actores clave del ecosistema financiero europeo y representantes de proyectos argentinos vinculados a la transición energética, para explorar mecanismos de financiamiento y prioridades comunes en materia de sostenibilidad. También, habrá un espacio junto a embajadores y representantes internacionales para dialogar las experiencias de otros países mineros.

Empresas como Genneia e YPF estarán presentes liderando un panel sobre grandes desarrollos en infraestructura. En tanto que los temas relacionados con inversión y financiamiento también contarán con espacios exclusivos. En ellos, grandes empresas mineras a nivel mundial nos contarán por qué decidieron invertir en el país. CAEM presentará su programa “Conectando Proyectos” y se compartirán casos de éxito en financiamiento. Por otra parte, estarán presentes entidades financieras, tales como Banco Supervielle, y también se hablará sobre la relación con el Mercado de Capitales, con representantes del Toronto Stock Exchange y de Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA).

Por otro lado, para los expositores de Arminera 2025 se realizará una exclusiva Ronda de Desarrollo de Proveedores para la Industria Minera, para fortalecer la vinculación entre empresas proveedoras y yacimientos mineros operativos. Es una ocasión única para identificar oportunidades de negocios, de mejora y crecimiento en conjunto, y presentar productos y servicios ante los representantes de las empresas, fomentando. relaciones comerciales sustentables y de largo plazo.

También habrá un espacio para el ecosistema de emprendedores, para compartir herramientas y programas, y se generará un pitch de presentación de casos.

Se podrá recorrer la Plaza de Máquinas, un espacio al aire libre en el que las empresas exhiben sus maquinarias. Una experiencia inmersiva para descubrir nuevas tecnologías y soluciones del futuro minero.

“Arminera es la plataforma por excelencia para exponer productos, servicios y tecnologías. No solo es un evento de networking y demostraciones, sino que también ayuda al seguimiento de las nuevas tendencias, innovaciones y buenas prácticas en el sector minero”, concluyeron desde la organización.

Para conocer el calendario completo de actividades, puede ingresar aquí.

, Redaccion EconoJournal

Un apagón casi total en el servicio eléctrico sorprendió a España y Portugal este mediodía. También fueron registrados cortes de luz en el sur de Francia. Red Eléctrica, el operador del sistema eléctrico español, aún no determinó cuáles fueron las causas del corte, que fue calificado como «excepcional» y «sin antecedentes» en el país.

La información oficial indica que el apagón comenzó a las 12:38 de España y dejó sin energía a toda la península ibérica. El director de servicios para la operación de Red Eléctrica, Eduardo Prieto afirmó que la reposición total del servicio puede tardar entre 6 y 10 horas.

«Hasta donde mi memoria alcanza y en la historia de la Red Eléctrica nunca había sucedido un incidente de estas características en el sistema eléctrico peninsular español. Por tanto, estamos hablando de una situación, un incidente absolutamente excepcional y extraordinario», dijo Prieto.

Oscilación de potencia

El representante de la empresa operadora de la red española informó que aún no determinaron el origen del incidente y se limitó a señalar que registraron una oscilación de potencia.

«Lo que hemos observado es una oscilación muy fuerte en los flujos de potencia en las redes. Como consecuencia de esta oscilación fuerte, se ha producido la desconexión del sistema peninsular eléctrico español del resto del sistema eléctrico europeo, y esta desconexión, unido a estas oscilaciones que comentábamos anteriormente, han conllevado, finalmente, al colapso del sistema eléctrico peninsular español», explicó Prieto. 

«No tenemos constancia en este momento sobre las causas del incidente, sí de lo que ha sucedido en términos de variables del sistema eléctrico, y no podemos entrar a especular en este momento», añadió.

, Nicolás Deza

Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista, realizará una prueba piloto con inteligencia artificial para intentar eficientizar el despacho de energía en una línea de alta tensión en la Patagonia. La prueba se haría en la línea de 132 kV que conecta las localidades de Comodoro Rivadavia (Chubut) con Pico Truncado (Santa Cruz), según indicaron a EconoJournal fuentes del sector con conocimiento del proyecto. Si el ensayo es exitoso, la línea podría aumentar hasta un 30% su capacidad de despacho y permitiría evacuar la generación de proyectos eólicos de la Patagonia, aunque al ser una iniciativa exploratoria aún no hay certezas técnicas de que se pueda alcanzar esa mejora.

Según pudo sabes este medio de distintas fuentes del sector, la iniciativa se presentó en una reunión del directorio de Cammesa realizada en el verano. El proyecto permitiría evacuar generación nueva en un Sistema Argentino de Interconexión (SADI) que opera al límite. Las líneas de alta tensión del sistema están saturadas desde hace años y hay nodos en estado crítico por falta de obras de infraestructura eléctrica en el país.

La firma que aportaría la tecnología y los servicios para la prueba piloto es Splight, una empresa con base en Estados Unidos fundada en 2021 por tres argentinos. La compañía desarrolló un software que utiliza datos en tiempo real y algoritmos de inteligencia artificial para mejorar la operación en las redes de transmisión. Splight tiene proyectos en funcionamiento en Estados Unidos y Chile.

La línea

La línea de 132 kV Comodoro Rivadavia – Pico Truncado, donde está la Estación Transformadora N° 1 (ETA1), se encuentra en el área de la Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal de la Patagonia (Transpa). Se construyó en 1957, tiene una extensión de 138 kilómetros y utiliza un conductor de cobre. En la actualidad, está totalmente limitada porque tiene cubierta por completo su capacidad de transmisión.

Fue la seleccionada para realizar las pruebas del proyecto por estar en una zona de mucho viento y temperaturas más bajas que en el resto del país, según la presentación del proyecto que se realizó en las oficinas de Cammesa.

Según fuentes que participaron de la presentación, la propuesta consistirá en la instalación de sensores de punta a punta del cableado para que, mediante algoritmos y procesos de inteligencia artificial, se pueda medir los vientos y la disipación del calor en tiempo real. De este modo, bajo ciertas condiciones específicas, el software permitiría ampliar más la capacidad de transporte de energía que la que está parametrizada originalmente la línea.

La disipación del calor es lo que ayudará a esta tecnología a poder ampliar la capacidad de despacho de energía eléctrica. Es decir, el software permitiría analizar los datos en tiempo real de los vientos y la temperatura. Esta información indicaría que se puede tener más disipación de calor y subir el amperaje o la potencia de transmisión de la línea. Lo mismo a la inversa para reducir la capacidad.

Fuentes del sector advirtieron a EconoJournal que la propuesta deberá contemplar protecciones también inteligentes que permitan bajar y subir la transmisión de manera segura para proteger la línea.

, Roberto Bellato

YPF, la petrolera bajo control estatal, inauguró la primera etapa del gasoducto que permitirá abastecer de gas natural a la zona de la meseta de Añelo.

Según precisaron desde la compañía a través de un comunicado, esta instalación habilitará el transporte de alrededor de 100.000 m3 por día, que abastecerán a cuatro barrios donde habitan más de 2.000 personas. También beneficiará al Instituto de Formación de Añelo, la Escuela Técnica Prov N°23, la Escuela Primaria N°368, una extensión del Jardín de Infantes N°52, una sala de salud del Hospital de Añelo y decenas de comercios.

Este viernes, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; y el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, recorrieron el primer tramo del ducto. También participaron del recorrido el intendente de Añelo, Fernando Banderet; y el vicepresidente de Infraestructura de YPF, Gustavo Gallino.

Impacto

Marín aseguró que “esta obra mejora la calidad de vida de la gente de Añelo. Sin ustedes, nosotros no vamos a lograr el resultado que esperamos, que es convertir Vaca Muerta en un polo exportaror de 30.000 millones de dólares para 2030″.

Banderet, agradeció a YPF por haber «escuchado a la comunidad» y destacó que esta obra mejora la convivencia entre el desarrollo de Vaca Muerta y la comunidad.

A su vez, Figueroa, reconoció a YPF “porque cada vez que planteamos una necesidad podemos tener una solución. Horacio Marín es un amigo de la provincia, así lo sentimos”.

La obra

Los trabajos se realizaron en tres meses. “Esta iniciativa forma parte del aporte que YPF realiza a las comunidades donde opera”, señalaron desde la compañía.

La obra ya fue entregada al gobierno provincial, que está a cargo de la puesta en marcha y la conexión del servicio de gas naturales en los hogares. Esta primera etapa consta de dos instalaciones de reducción de presión y un gasoducto de 2,5 kilómetros de seis pulgadas que las vincula.

La segunda etapa sumará unos 14 kilómetros más de ducto para llegar hasta instalaciones en Tratayén y poder cuadruplicar el suministro a la zona, habilitando el consumo industrial. El proyecto fue realizado por una contratista neuquina y generó más de 200 puestos de trabajo tanto en campo como en los talleres.

, Redaccion EconoJournal

The Energy Circle y The Net Zero Circle, por IN-VR, anuncian la próxima edición del Argentina Energy Week Summit & Exhibition 2025, en un momento decisivo para el futuro energético y económico del país. “Tras el reciente acuerdo de 20.000 millones de dólares con el Fondo Monetario Internacional (FMI), el gobierno de Javier Milei ha desmantelado los controles cambiarios, liberado el tipo de cambio y promovido un entorno más abierto a la inversión extranjera. En este nuevo escenario, la energía y la minería se perfilan como los motores clave del crecimiento exportador argentino, según el último informe del propio FMI”, remarcaron desde la organización del evento.

Solo en 2024, la Argentina registró un superávit energético de US$ 6.000 millones, y se proyecta un aporte del sector de hasta 0,5 puntos del PBI anual hacia 2030. “Frente a este contexto, el summit de agosto será el foro clave para analizar si el “modelo Milei” puede sostener —y escalar— la transformación energética de Argentina”, aseguraron.

Ejes

Perspectivas macro y energía: El nuevo acuerdo con el FMI, el fin del “cepo”, y cómo esto impacta en inversiones en infraestructura, upstream, gas y renovables.

Exportaciones y financiamiento: Las proyecciones del FMI, nuevos instrumentos financieros y el papel del RIGI como motor de grandes proyectos.

Minería crítica y transición energética: Avances en litio y cobre, y su rol en el posicionamiento de Argentina en la cadena de valor global.

Gas natural y descarbonización: De Vaca Muerta al mundo: estrategias para combinar gas-to-power, LNG, captura de carbono (CCS) y energías limpias.

Energía limpia y almacenamiento: Cómo escalar la integración de renovables (ya el 15% del mix eléctrico) y qué barreras tecnológicas y regulatorias quedan por superar.

La Argentina en el centro de la conversación energética global

Con inversiones upstream por más de US$ 30.000 millones entre 2022 y 2024, una infraestructura en expansión y una nueva política económica, Argentina está reconfigurando su rol como hub energético del Cono Sur.

Pero los desafíos no son menores: inflación persistente, volatilidad política y la tensión entre ingreso especulativo y planificación estructural podrían amenazar este nuevo ciclo. ¿Podrá el país convertir los dólares en desarrollo sostenible?

Para participar, recibir más información o explorar oportunidades de asociación, comuniquese con luana@in-vr.co o complete este formulario.

, Redaccion EconoJournal

La Secretaría de Energía aprobó el certificado de Autorización de Libre Exportación de Gas Natural Licuado (GNL) en favor del consorcio Southern Energy, que encabeza Pan American Energy (PAE) junto con la noruega Golar, lo que conforma el primer permiso que el Estado nacional otorga a un proyecto de estas características y que tendrá un período de vigencia de 30 años. La medida se dará a conocer a través de una resolución que ya está firmada por la titular de la cartera, María Tettamanti, y se publicará en el Boletín Oficial en los próximos días, según pudo saber EconoJournal de fuentes privadas.

El proyecto que impulsa Southern Energy, al que también se sumaron YPF, Pampa Energía y Harbour Energy, es la primera iniciativa de exportación de GNL en la Argentina, que comenzará a funcionar a mediados de 2027 con la entrada en operación del primer buque licuefactor Hilli Episeyo frente a la costa de la provincia de Río Negro, en el Golfo San Matías. Le terminal flotante tendrá una operación estacional ya que utilizará la capacidad de transporte de gas disponible en el sistema troncal actual durante unos nueves meses al año. A la vez, se prevé la incorporación de un segundo buque, el MKII, con la misma locación marítima.

Números

La solicitud presentada por PAE, cuyo CEO es Marcos Bulgheroni, contempla un volumen máximo de exportación diario de GNL de 385.000 MMBTU o la cantidad máxima anual de 134.400.000 MMBTU, lo que equivale e exportar unos 3.840.000.000 MMBTU. De acuerdo a la presentación de Southern se trata de un proyecto de exportación a largo plazo, con una duración de 30 años, cuya vigencia se extiende desde el 1º de julio de 2027 hasta el 30 de junio de 2057.

Es la primera vez que se otorga un permiso de exportación en firme por 30 años para abastecer a una terminal de licuefacción de LNG, lo que puede interpretarse como un gesto de confianza tanto para las empresas que deben invertir a largo plazo como para los offtakers (compradores) que puedan contar con una mayor previsibilidad por parte de un proveedor de la Argentina.

Sobre la magnitud del proyecto, semanas atrás el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, había destacado que la primera terminal flotante que se dio a conocer públicamente entre todas las iniciativas vigentes, tendrá una capacidad de exportación de 2,45 millones de toneladas anuales (MTPA), y que la incorporación de un segundo barco permitirá sumar un volumen de 3,6 MTPA para llegar a un total de 6 MTPA. Entre ambas unidades se lograría ganar la escala necesaria para una mayor eficiencia y competitividad, pero ya requeriría la construcción de un gasoducto dedicado para unos 20 MMm3 diarios de gas adicionales, en una decisión pendiente de aprobación de las compañías.

Volúmenes

PAE había informado a la Secretaría que, inicialmente, prevé utilizar los excedentes de gas natural y de capacidad de transporte, fundamentalmente durante el período estival, y eventualmente, los excedentes que pudieran producirse en el periodo invernal.

De la misma manera, declaró que la disponibilidad proyectada de gas, sustentada en los planes de inversión, está basada en los Informes de certificación de reservas comprobadas, probables y posibles y de recursos contingentes de hidrocarburos líquidos y gaseosos, oportunamente presentados por los diversos accionistas, es decir PAE, YPF, Pampa y Harbour. Como parte de esa previsión, durante los primeros cinco años la Secretaría de Energía la autorizó a contar con una disponibilidad de 11,72 millones de m3/d de gas de 9300 kcal para exportación.

En noviembre de 2024, PAE comunicó la inscripción del proyecto en el Régimen de Incentivo de Grandes Inversiones (RIGI), cuya instalación del primer buque implica desembolsos cercanos a los US$ 2.900 millones en los próximos 10 años. Su puesta en marcha podría dar inicio a una nueva era para la monetización de los recursos gasíferos de Vaca Muerta, posicionando a la Argentina como un nuevo proveedor en un mercado global de GNL.

Normativa

La decisión del Gobierno que se dará a conocer durante la semana próxima se sustenta en la resolución 157 de la Secretaría de Energía, a la que accedió este medio, que si bien aún no está publicada tiene fecha del 15 de abril. La medida aprueba la Declaración de Disponibilidad de Recursos Gasíferos. También se aplica la resolución 145 del 3 de abril pasado que aprobó el Procedimiento para la Exportación de Gas Natural Licuado (GNL). Esta última normativa establece los procedimientos de solicitud, revisión del pedido y otorgamiento de los permisos, asi como las obligaciones del exportador. Ambas disposiciones regulatorias necesarias se derivan de las modificaciones dispuestas por la Ley de Bases a la Ley 24.076, que establece el marco regulatorio del gas natural.

En este caso se destaca la celeridad en el tratamiento y aprobación de la solicitud de exportación de GNL presentada por Southern Energy el 11 de abril de 2025 ante la Subsecretaría de Combustibles Líquidos, es decir pocos días después de publicado el marco normativo que establece el derecho a exportar todos los volúmenes autorizados en ese carácter en forma continuada y sin interrupciones ni restricciones.

, Ignacio Ortiz

El nuevo CEO de Glencore en Argentina, Martín Pérez del Solay; y el country manager, Juan Donicelli, se reunieron con el gobernador Raúl Jalil para brindarle el detalle de los avances del proyecto MARA (Minera Agua Rica Alumbrera), uno de los mayores desarrollos de cobre de la Argentina.

En la reunión, Glencore confirmó su compromiso con la búsqueda de un trabajo conjunto entre las partes interesadas para la generación de empleo, desarrollo de proveedores locales y de las comunidades de la zona de influencia.

Allí, el gobernador fue informado sobre los futuros planes vinculados al proyecto, con énfasis en el desarrollo de la próxima campaña, mientras se avanza en la profundización del estudio de factibilidad y el Informe de Impacto Ambiental.

Desarrollo

En el encuentro, Pérez del Solay expresó: “Glencore busca desarrollar proyectos de clase mundial alineados con su propósito de seguir contribuyendo a la construcción de un mundo más evolucionado desde la innovación, las buenas prácticas y el talento local. Trabajamos para generar una incidencia positiva en la economía local y nacional con la convicción de que Argentina puede y debe convertirse en uno de los principales atractivos mineros de la región”.

A su vez, destacó el orgullo de liderar una compañía comprometida con el desarrollo de emprendimientos en el país, focalizados en proyectos de cobre, como lo son MARA en Catamarca y El Pachón en San Juan, claves para la provisión de los productos que hoy el mundo necesita para su desarrollo.

Jalil felicitó a Pérez del Solay por su reciente asunción al frente de la compañía en el país, con la que el gobernador viene trabajando de manera coordinada para el desarrollo de MARA, el proyecto cuprífero que Glencore gestiona desde fines de 2023, y que combina la infraestructura de Mina Alumbrera y el yacimiento Agua Rica.

“El encuentro de las autoridades de Glencore y el gobernador Jalil expone la disposición para dialogar y articular con las autoridades los esfuerzos necesarios para continuar avanzando en un proyecto relevante tanto para la empresa como para la provincia y su comunidad, entendiendo el impulso socioeconómico que genera MARA”, remarcaron desde la compañía.

El proyecto

Proyecto MARA surgió por el proceso de cierre de mina de Bajo la Alumbrera a causa delagotamiento de su vida útil. Frente a este escenario, los responsables de ese proyecto contemplaron la posibilidad de generar una nueva iniciativa integrada y cercana, conectando la planta de procesamiento de Alumbrera con el yacimiento Agua Rica.

Esta integración no requirió de la construcción de una nueva planta ya que está diseñada a partir de la construcción de una cinta transportadora terrestre que conectará los dos puntos y que será la responsable de trasladar el mineral triturado hasta una planta de procesamiento.

En la actualidad, el proyecto se encuentra en la etapa de exploración avanzada en el campo, en desarrollo. El objetivo es realizar estudios geometalúrgicos y geotécnicos. Producirá cobre, molibdeno, oro y plata.

, Redaccion EconoJournal

Geopark, una de las principales petroleras independientes de América latina, anunció este jueves el nombramiento de Felipe Bayón como su nuevo CEO y miembro del Directorio. Su nombramiento se produce tras la decisión de Andrés Ocampo de renunciar por motivos personales. Bayón posee un amplio conocimiento de la Argentina y la región dado que fue CEO de Pan American Energy (PAE) durante cinco años entre 2005 y 2010, por lo que posee un conocimiento de actores y dinámicas de la industria local.

Después de salir de BP, una de las cinco petroleras major del planeta, donde desempeñó casi 20 años de su carrera profesional, Bayón lideró Ecopetrol, la petrolera estatal de Colombia. Uno de los ejes que marcó su gestión al frente de esa organización fue la internacionalización de la compañía, mediante su desembarco en Permian, uno de los principales plays no convencionales de EE.UU. Además, impulsó la llegada de Ecopetrol al Presal, el megayacimiento offshore de Brasil, en asociación con Shell.

Fuentes privadas consultadas por EconoJournal indicaron que su designación podría acelerar la búsqueda de oportunidades regionales por parte de Geopark, que el año pasado cerró una operación de unos US$ 190 millones para asociarse con Phoenix Global Resources en dos áreas en Vaca Muerta. Extrañamente, casi un año después de que se anunciara esa transacción, la gobernación de Neuquén aún no avaló el traspaso accionario dentro de las concesiones.

Trayectoria

En Ecopetrol, Bayón lideró a 18.000 empleados, supervisó la producción de aproximadamente 700.000 barriles de petróleo por día e ingresos de más de US$ 30.000 millones. Además, entregó resultados récord en materia financiera, operacional y de seguridad. Desarrolló una posición de liderazgo en el sector de transmisión eléctrica de América Latina e inversiones focalizadas en energías renovables, gestión del agua y soluciones climáticas basadas en la naturaleza.

Bayón es un ingeniero mecánico que inició su carrera en 1991 en Shell en operaciones de campo y proyectos, para luego trasladarse a BP compañía en la que trabajó durante 21 años en roles operacionales y de dirección en Colombia, la Argentina, Brasil, Bolivia, EE.UU. y Reino Unido, incluyendo su rol como CEO de PAE, desde 2005 hasta 2010. Además, fue miembro de múltiples directorios en los sectores de energía, servicios públicos, educación y tecnología.

Ante su llegada, desde Geopark precisaron que “Andrés Ocampo ha hecho aportes invaluables a GeoPark durante más de 15 años y contribuyó a impulsar la Compañía desde sus modestos comienzos a su actual posicionamiento reputacional y de liderazgo en la región”.

Ocampo se desempeñó como CEO durante tres años y CFO durante más de ocho años, continuará apoyando a la Compañía y asegurará una transición fluida, según informaron.

Nuevas autoridades  

Tras su designación, Bayón expresó: “Estoy emocionado y honrado de unirme al equipo de GeoPark y de tener la oportunidad de liderar su compromiso a largo plazo para ampliar aún más su escala, capacidades, resultados financieros, y trabajar para crear el modelo de la compañía energética independiente internacional exitosa del futuro. Las oportunidades son grandes, el momento es propicio, el respaldo es firme y el equipo está listo para avanzar. Mi agradecimiento al Directorio y al Equipo Ejecutivo de GeoPark por su confianza en mí y su inquebrantable determinación de construir una gran compañía”.

Sylvia Escovar, presidenta del Directorio de GeoPark, aseveró: “En nombre de la Junta Directiva, queremos agradecer a Andrés por su dedicación durante tanto tiempo y su significativa contribución a la Compañía, que nos ha posicionado sólidamente para futuras expansiones”.

“La Junta Directiva está complacida de dar la bienvenida a Felipe Bayón a GeoPark. Creemos que será un catalizador para avanzar en las abundantes oportunidades en nuestra región y llevarnos a un crecimiento transformacional. Felipe es un verdadero explorador, operador y consolidador —en línea con la visión fundacional de GeoPark— y está comprometido a llevarnos adelante para alcanzar nuestros objetivos estratégicos a largo plazo y convertir a GeoPark en una compañía más grande, fuerte y exitosa”, aseguró Escovar.

Por último, Ocampo aseguró: “Ha sido un privilegio y una alegría ser parte de la historia de GeoPark durante todos estos años. Como accionista de largo plazo, creo que Felipe es el CEO adecuado para liderarnos hacia el futuro. Dar la bienvenida a un líder tan destacado marca un paso importante hacia adelante en momentos en que entramos en nuestro próximo y poderoso capítulo de crecimiento”. 

, Redaccion EconoJournal

Puma Pris, la app de Puma Energy, continúa evolucionando y ahora permite realizar pagos de cargas de GNC y en compras en tiendas Super 7 y Shop Express directamente desde el celular.  Estas nuevas funcionalidades refuerzan su posicionamiento como una herramienta clave para mejorar la experiencia de los clientes en toda la red de estaciones de servicio.

Con estos nuevos servicios, los usuarios pueden pagar de forma ágil y segura, y además sumar puntos y canjearlos por vouchers de descuento que alcanzan los $18.000. Por cada 1 m³ de GNC, obtienen 1 punto Pris, y por cada $1.200 en compras en tiendas, suman 3 puntos.

Estas mejoras se suman a otros beneficios muy valorados por los usuarios de Puma Pris, como el 10% de descuento todos los miércoles en cargas de Súper, Premium e Ion Diesel, y el 10% de descuento los domingos al abonar a través de la app con la modalidad Dinero en cuenta de Mercado Pago, según precisaron desde la compañía.

Medios de pago

Es importante destacar que Puma Pris permite utilizar distintos medios de pago: tarjetas de débito, crédito, Dinero en Cuenta de Mercado Pago y también efectivo en las estaciones de servicio adheridas.

Desde la empresa remarcaronn que “Con más de 1.5 millones de usuarios en la región, Puma Pris se consolida como una solución tecnológica integral, pensada para brindar comodidad, ahorro y una experiencia a la altura de lo que los clientes se merecen”.

“Puma Pris es un proyecto estratégico clave para la compañía. Nos permite cuidar a nuestros clientes y ofrecerles una experiencia ágil, moderna y a la altura de lo que se merecen”, destacó Lucas Smart, gerente de Marketing de Puma Energy Argentina.

“La app refleja nuestro compromiso con la innovación y la mejora continua del servicio. Queremos que cada visita a una estación Puma sea una experiencia simple, rápida y beneficiosa para nuestros usuarios”, agregó.

Puma Pris está disponible para descarga gratuita en App Store y Google Play.

, Redaccion EconoJournal

Arminera 2025 es la cita ideal para los protagonistas de cada una de las etapas de la cadena de valor de la industria minera. Se presenta como una plataforma de negocios que potencia la inserción de la Argentina en el mundo. En sus pasillos, las empresas exhibirán sus mayores avances y reflejarán la evolución del sector hacia una minería más eficiente y productiva. La exposición tendrá lugar del 20 al 22 de marzo en La Rural.

Convergerán allí nuevas tecnologías y productos novedosos, como los equipos de protección personal de Libus, que presentará su línea de respiradores y cascos, entre otros. También dirán presente compañías como Big Dipper, que mostrará lo último en tecnología robótica: robots cuadrúpedos y humanoides programados para realizar control de perímetros, videovigilancia, salvataje y registro de la seguridad.

Oportunidad

Los participantes coinciden en definir al evento como una iniciativa estratégica para consolidar el crecimiento del rubro. “Es una oportunidad para conectar con actores clave de la industria, explorar nuevas alianzas y compartir nuestro conocimiento técnico”, afirmaron desde IPH, una de las empresas que presentará su línea de soluciones especializadas para el izaje y movimiento de cargas pesadas.

 “Estamos enfocados en la mejora continua, en la inversión tecnológica y en la capacitación de nuestro equipo. Queremos ofrecer respuestas a las crecientes demandas del mercado”, agregaron.

La exhibición, organizada por la Cámara Argentina de Empresas Minera (CAEM) y Messe Frankfurt Argentina, otorgará un espacio destacado a las propuestas que abonan al desarrollo de la eficiencia y la sustentabilidad.

Este es el caso de la compañía Inquinat, que acercará distintos productos orientados a optimizar la utilización eficiente del recurso hídrico. Expondrá artículos y servicios tales como la puesta en marcha de plantas de tratamiento de agua para potabilización y consumo. “Mantenemos un compromiso natural con el cuidado del medio ambiente”, sostuvieron desde la empresa.

Siguiendo esta línea, desde CIMC WETRANS, empresa líder en fabricación de contenedores y soluciones modulares, resaltaron la importancia de impulsar una minería “sustentable, segura y alineada con los desafíos ambientales de las provincias argentinas”.

Dentro del mismo rubro, también Modulor anunció la presentación de nuevos productos integrados que buscan optimizar la eficiencia energética, redes, conectividad y recursos para el uso remoto. Una edición con múltiples actividades para estrechar vínculos.

Este año, el evento ofrecerá distintas actividades destinadas a difundir las experiencias de quienes diariamente impulsan el crecimiento de la industria.

“Eventos como el Arminera Summit 2025, la Ronda de Desarrollo de Proveedores Arminera 2025 y la Plaza de Máquinas consolidan a la exposición como el escenario elegido por los principales decisores del rubro”, destacaron desde la organización.

Además, las provincias productoras de minerales estarán presentes en la Mesa del Litio y la Mesa del Cobre, espacios diseñados para fortalecer acuerdos estratégicos y potenciar el desarrollo de estos recursos clave.

Los profesionales, empresarios e interesados en la industria minera que deseen conocer el cronograma de actividades pueden ingresar al siguiente link.

, Redaccion EconoJournal

Refinor comunicó el cierre de la destilería que opera en el paraje Campo Durán, a unos 45 kilómetros al norte de la ciudad salteña de Tartagal, debido al declino de la producción de la Cuenca Noroeste por el agotamiento que presentan los campos maduros de la provincia de Salta. Desde la compañía comunicaron que decidieron reconvertir su modelo de negocio con el fin de adaptarse a los desafíos actuales y aprovechar las oportunidades que ofrece la matriz energética de la Argentina.

“Como parte de este proceso, la compañía ha resuelto discontinuar las operaciones de refinación en el Complejo Campo Durán. Esta decisión se toma con responsabilidad, teniendo en cuenta el sostenido declive de la cuenca NOA y su impacto en la disponibilidad de petróleo crudo”, precisaron a través de un comunicado difundido este miércoles. En diálogo con EconoJournal, una fuente interna de la empresa complementó: «La falta de disponibilidad de crudo en los yacimientos del norte tornó desde hace tiempo en antieconómica la actividad de refinación. Lo que estamos haciendo es reorganizar el modelo de negocios de Refinor, priorizando los negocios de gas natural que habilita la reversión del Gasoducto Norte y garantizando el suministro de combustibles a nuestra red de clientes».

¿Qué ocurrirá de ahora en más?

El paquete accionario de Refinor, que comenzó a operar en 1992, pertenece en un 50% a YPF y en un 50% a Integra, el holding que encabeza José Luis Manzano, que en octubre de 2022 desembarcó en la refinadora a través de la subsidiaria Hidrocarburos del Norte. El complejo posee una capacidad de procesamiento de 20,3 millones de metros cúbicos (m3) por día de gas para obtener los subproductos propano, butano y GLP. Sin embargo, hace varios años venía atravesando una situación compleja por la caída de la producción de crudo en el NOA que derivó en que ahora la compañía tome la decisión de discontinuar la operación de la destilería de petróleo.

No obstante, fuentes al tanto del proceso indicaron a EconoJournal que la empresa seguirá asegurando el abastecimiento de combustibles para su red de estaciones de servicio y clientes industriales en la región.

Uno de los proyectos que tiene en carpeta Refinor apunta a revertir el poliducto que conecta Salta con el norte de Córdoba a fin de utilizar esa infraestructura para abastecer a la región con combustibles y reemplazar la logística por camión, mucho más costosa. 

Refinor llegó a tener 130 estaciones y en la actualidad, por el declino de la cuenca, cuenta con 76 operativas. El año pasado cerró con un EBITDA (ingresos antes de impuestos) cercano a un millón de dólares, aunque en 2022 y 2023 registró pérdidas importantes en su balance.

Aprovechamiento del gas

La firma tiene proyectos vinculados al aprovechamiento de gas natural en la región a partir de la reversión del Gasoducto Norte. En la actualidad, se encuentra está exportando gas a través del Gasoducto Madrejones hacia Bolivia.

Si bien en los últimos meses existió interés por parte de inversores locales con respaldo internacional para apuntalar financieramente un proyecto de reconversión de la empresa, lo concreto es que hoy no existe ninguna negociación avanzada.

Fuentes privadas aseguraron a este medio que a fines del año pasado hubo una propuesta concreto de un inversor a YPF para potenciar el negocio de Refinor y transformarlo en un hub de exportación de combustibles hacia Bolivia y Paraguay —incluso se llegó a pensar en alguna inversión bajo el paraguas del RIGI—, pero por motivos que se desconocen la iniciativa no prosperó.

Impacto

Desde el Sindicato de Trabajadores de la Industrialización Privada de Petróleo y gas de Salta y Jujuy y la Federación Argentina Sindical del Petróleo, Gas privado y BIO declararon estado de alerta y movilización de sus bases. También le exigieron al estado provincial de Salta y al Estado Nacional poner en práctica políticas urgentes para revertir la decisión de la empresa.

A su vez, rechazaron todo pedido de reducción de personal y pidieron dejar abierta una instancia de diálogo constante a fin de evitar una medida de fuerza nacional.

En el comunicado que difundieron desde los gremios detallan que hace menos de 60 días los trabajadores firmaron un acuerdo de suspensión, retiros voluntarios y egresos jubilatorios, con la finalidad de «optimizar los recursos» existentes para adecuarse a esta nueva realidad operativa condicionada por la materia prima disponible.

, Loana Tejero

AbraSilver, la compañía minera controlada por Central Puerto, anunció un nuevo descubrimiento de cobre en el proyecto La Coipita, ubicado en la provincia de San Juan. La minera afirmó que los resultados de la campaña de perforación arrojaron “una intersección significativa de mineralización de cobre de alto grado, lo que representa un nuevo descubrimiento que incluye una zona de enriquecimiento secundario bien desarrollada, dentro de un sistema de pórfido a gran escala”. 

Central Puerto, la mayor generadora de energía eléctrica de la Argentina, se convirtió en la controlante de la minera AbraSilver en marzo al adquirir la mayoría del paquete accionario. La minera también tiene a cargo el proyecto de oro y plata Diablillos.

En abril del año pasado Central Puerto ingresó al sector minero comprando una parte minoritaria de AbraSilver, una empresa junior de capitales canadienses. Luego, este año 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 también desembarcó en el negocio del litio al adquirir el 27,5% del proyecto Tres Cruces, ubicado en Catamarca.

Previo al desembarco de Central Puerto, AbraSilver había firmado un joint venture con una de las empresas subsidiarias de la canadiense Teck Resources Limited. El acuerdo fue exclusivamente para explorar y desarrollar el proyecto de cobre, oro y molibdeno La Coipita.

Descubrimiento

En 2024 se realizó la primera campaña de perforación de cinco pozos. Este 2025, AbraSilver está realizando la segunda campaña, que cuenta con la perforación de tres pozos: DDH-LC25-006, 007 y 008, que totalizan 3.523 metros perforados. En el pozo 006 fue donde se realizó el nuevo descubrimiento de cobre.

John Miniotis, presidente y director ejecutivo de AbraSilver, indicó que el nuevo descubrimiento de cobre en La Coipita “se destaca por tener una importante sección de 114 metros con 0,70% de cobre dentro de una sección más amplia de 621 metros con 0,38% de cobre. Estos resultados confirman la presencia de un sistema de pórfido bien desarrollado con gran potencial”.

“Con la perforación financiada y operada íntegramente por Teck, creemos que este descubrimiento representa un gran avance para liberar el valor de este distrito poco explorado, ubicado en una importante franja cuprífera. Esperamos actualizar la información del mercado a medida que se reciban ensayos adicionales y se evalúe con más detalle el potencial general del proyecto”, agregó.

Por su parte, el vicepresidente de Exploración de Teck, Stuart McCracken, remarcó que “nos alientan estos primeros resultados de perforación del proyecto La Coipita. A medida que buscamos avanzar en la exploración, Teck está fortaleciendo su presencia en la región y seguimos enfocándonos en fortalecer las relaciones con las comunidades y proveedores locales, incluyendo aquellos en Calingasta y San Juan y sus alrededores”.

La Coipita

El proyecto está ubicado a una altitud de entre 3.500 y 4.500 metros sobre el nivel del mar. Consta de más de 70.000 hectáreas en la parte occidental del departamento de Calingasta, en San Juan. La Coipita se encuentra dentro del cinturón epitermal de pórfido del Mioceno de la Argentina y Chile.

Las áreas objetivo tienen características geofísicas, geológicas y geoquímicas coincidentes que son consistentes con intrusiones de tipo pórfido mineralizado de cobre y oro, ya sea debajo de sistemas de alta sulfuración o en áreas estructuralmente elevadas, según informaron desde AbraSilver.

, Roberto Bellato

Vista Energy, el segundo mayor productor de petróleo no convencional de la Argentina, reportó hoy los resultados financieros y operativos del primer trimestre de 2025. De los números presentados, se desprende que la firma que preside Miguel Galuccio registró un aumento del 47% en su producción total de hidrocarburos con respecto al mismo período del año pasado. De esta forma, alcanzó los 80.913 barriles por día (boe/d).

Los ingresos totales del primer trimestre de este año ascendieron a US$ 438,5 millones, un 38% por encima del mismo período de 2024.

Desde la firma precisaron que estos números estuvieron impulsados principalmente por el crecimiento en la producción de petróleo. Esto es así porque la compañía produjo 69.623 bbl/d, lo que significó un aumento del 47% año contra año.  Los ingresos netos de ventas de petróleo a precios de paridad de exportación, combinando mercados internacionales y domésticos, fueron US$ 365,1 millones.

En los primeros tres meses del año, el precio promedio realizado de petróleo fue US$ 68.6 por barril, lo que marcó una disminución del 2% en comparación con el mismo periodo de 2024, explicado principalmente por menores precios internacionales, y un aumento del 2% en comparación con el precio promedio realizado del petróleo en el cuarto trimestre de 2024.

A su vez, el precio realizado de gas natural para el primer trimestre de este año fue de US$ 2,5 por millón de btu, una disminución del 11% año a año, debido a menores volúmenes de exportación vendidos a un precio de US$ 5,6 por millón de btu en los primeros tres meses de 2025, comparado con un precio promedio de exportación de US$ 6,9 por millón de btu en el mismo periodo del año anterior.

Inversiones

Durante el primer trimestre de 2025, las inversiones alcanzaron un total de US$ 268,5 millones. La firma invirtió US$ 204,5 millones en perforación, completación y reintervención de pozos en Vaca Muerta; US$ 49 millones en instalaciones de superficie yUS$ 15 millones en estudios de G&G – exploraciones geológicas y geofísicas -, proyectos de IT (Tecnologías de la Información) y otras inversiones.

Exportaciones e ingresos

Los ingresos netos por exportaciones de petróleo y gas alcanzaron los 222.3 millones de dólares, equivalentes al 53% del total. A su vez, el EBITDA ajustado fue de 275,4 millones de dólares, lo que representó un incremento interanual del 25%, impulsado principalmente por el crecimiento de la producción.

El lifting cost en el primer trimestre del año fue de 4.7 dólares por barril equivalente de petróleo, sin variaciones respecto al trimestre anterior y la ganancia neta en el periodo fue de 82.8 millones de dólares, frente a los 78.7 millones registrados en el mismo período de 2024, indicaron desde la empresa.

Adquisición

Además de los resultados, en el informe presentado por la compañía se destacó la adquisición de la participación accionaria de Petronas en La Amarga Chica, una de las áreas estratégicas del principal hub de shale oil de Vaca Muerta. Un bloque que le permitirá crecer estratégicamente en Vaca Muerta convirtiéndose en la mayor petrolera independiente del país.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno concretó este miércoles el cambio de directorio en Nucleoeléctrica Argentina, la compañía estatal operadora de las centrales nucleares. El jefe de asesores del presidente Javier Milei, Demian Reidel será el nuevo presidente de la empresa, tal como EconoJournal había adelantado a comienzos de mes. También asumirá como director y vicepresidente de la empresa el presidente de la Comisión Nacional de Energía Atómica, Germán Guido Lavalle.

La Secretaría de Energía había convocado para este miércoles a una asamblea de accionistas de Nucleoeléctrica para concretar el recambio de directorio. El físico egresado del Instituto Balseiro y economista acudió por la tarde a la sede central de la empresa para la reunión de directorio en la que se designaron a las nuevas autoridades.

Previamente, en un almuerzo con empresarios en el Hotel Libertador, Reidel había brindado una charla centrada en el nuevo Plan Nuclear Argentino, en la que habló de exportar reactores y combustible nuclear, con los Estados Unidos como un importante cliente.

Nuevo directorio

El nuevo directorio de cinco miembros se completa con el titular de la Agencia de Transformación de Empresas Públicas, Diego Chaher, el doctor en ingeniería nuclear, Axel Larreteguy, y el ingeniero nuclear Marco Campolonghi. A excepción de Chaher, un abogado sin relación con el sector nuclear, el resto son egresados del Instituto Balseiro.

Fuentes del sector consultadas por este medio coincidieron en que Reidel focalizará los esfuerzos en el nuevo Plan Nuclear y que el día a día de la gestión de la empresa recaerá sobre Marcelo Famá, designado como nuevo Gerente General y director suplente.

Durante la asamblea, Reidel, destacó el rol estratégico de la empresa en el futuro de la energía nuclear del país, al afirmar que será el “brazo ejecutor del plan nuclear argentino que estamos desarrollando para convertir a la Argentina en una potencia energética a nivel mundial”.

Plan Nuclear y exportaciones

Milei en diciembre empoderó a Reidel para diseñar y avanzar en una nueva agenda para el sector nuclear. En un almuerzo con empresarios del Rotary Club Buenos Aires realizado este miércoles en el Hotel Libertador, Reidel reiteró los ejes de un plan que tendrá tres fases. En el horizonte esta la intención de exportar combustibles nucleares y uranio, pensando en los Estados Unidos como «gran cliente».

Como en anteriores ocasiones, Reidel habló de un plan de tres fases. La primera consistirá en el diseño y construcción con financiamiento privado de un reactor modular de 300 MW y una planta con cuatro de estas unidades en el complejo nuclear Atucha en Lima, Buenos Aires. Reidel confirmó que no se avanzará con el proyecto Atucha III financiada por China para liberar los terrenos para la eventual construcción de esos módulos de 300 MW.

La segunda etapa apunta a lo que definió como el «modelo Gillette»: exportar reactores junto con el combustible y/o uranio. «Vamos a vender los reactores y vamos a vender el combustible. Es el modelo Gillette, de vender las máquinitas y los repuestos», afirmó en el almuerzo en el Libertador.

Siguiendo con las exportaciones, el nuevo titular de Nucleoeléctrica argumentó que para la Argentina existe la oportunidad de ser proveedora de uranio y combustible nuclear a los EE.UU. y sugirió que el país podría reemplazar al gigante ruso Rosatom, que aún sigue exportando combustible nuclear. «Rosatom es la única empresa rusa no sancionada, le vende uranio a Estados Unidos», explicó el nuevo titular de Nucleoeléctrica.

En cuanto a la tercera fase, consiste en la atracción de inversiones extranjeras para proyectos tecnológicos con energía provista de reactores nucleares, como podrían ser clusters de inteligencia artificial.

Por otro lado, Reidel confirmó que la CNEA no avanzará con el desarrollo de una versión comercial del CAREM, algo que el propio Guido Lavalle había anticipado en un mensaje de fin de año dentro del organismo nuclear. «El diseño (del CAREM) no es comercialmente viable. No lo vamos a vender, no puede generar plata, pero logró formar a generaciones de ingenieros para construir la próxima generación de reactores», argumentó Reidel este mediodía.

, Nicolás Deza

Loginter presenta SupplySync, una plataforma tecnológica innovadora, desarrollada para conectar a todos los actores clave de la cadena de abastecimiento – proveedores, transportistas, centros de transferencia, plantas, y clientes – en un mismo ecosistema digital.

“SupplySync es una herramienta indispensable para todas las industrias en que la disponibilidad de productos y servicios en tiempo y forma son factores fundamentales para garantizar la eficiencia operativa, la optimización de costos, y la competitividad en el mercado. Con este nuevo desarrollo, estamos facilitando una solución logística tecnológica que brinda visibilidad, coordinación y trazabilidad de punta a punta de toda la cadena de suministro”, señaló Gustavo Castelló, director de Sistemas y Tecnología de Loginter.

En este sentido, SupplySync entrega cinco beneficios clave:

1. Mayor Visibilidad: basada en el análisis de las distintas etapas del proceso de abastecimiento, la plataforma permite obtenerinformación en tiempo real sobre el estado de las entregas, permitiendo anticipar posibles contratiempos y tomar decisiones informadas.
2. Planificación y análisis de desvíos: SupplySync de Loginter dispone de alertas automáticas que permiten optimizar rutas y recursos logrando una mayor eficiencia en toda la cadena.
3. Reducción de Costos: a través de laautomatización de procesos se logra disminuir los costos de transporte y la posibilidad de caer en errores operativos con costos asociados.
4. Trazabilidad y Cumplimiento: mediante el registro detallado de cada etapa del proceso logístico, SupplySync permite garantizar los controles de calidad y el cumplimiento normativo necesarios para cada industria.
5. Eficiencia Operativa: eliminando los silos de información, la plataforma permite la toma de decisiones informada y conjunta entre todos los actores de la cadena.

Implementación simple y a medida

“El modelo de implementación de SupplySync, junto al alto nivel de parametrización de la plataforma, se adapta con rapidez a las necesidades de las distintas industrias para disponer de la solución en el menor tiempo posible”, aseguró Castelló.

En efecto, la plataforma cuenta con la versatilidad de integrarse efectivamente más allá de la complejidad y madurez tecnológica de cada empresa. Para esto, el proceso de implementación se desarrolla en cuatro fases:

• Diagnóstico Inicial: en el que seanaliza el flujo logístico actual, identificando los sistemas y puntos de integración críticos para optimizar.
• Diseño de la Solución: personalizando los módulos que sean necesarios para una integración eficiente con los sistemas ERP, TMS, WMS, Data Warehouse u otros, en la nube.
• Capacitación y Soporte: que aseguran la formación de los usuarios clave al tiempo que se entrega soporte continuo para asegurar el arranque operativo sin contratiempos.
• Monitoreo y Mejora Continua: como parte integral de los servicios de Loginter, lo que permite una gran agilidad para adaptar la solución a la evolución de cada negocio.

A la fecha, la plataforma se encuentra implementada en distintos clientes de la industria energética que, por sus características, requieren de una alta planificación, previsibilidad, y disponibilidad de productos y servicios clave para sus operaciones.

Para más información sobre SupplySync, los interesados pueden contactarse con Loginter desde su chatbot en su sitio web.

“De esta manera, Loginter, refuerza su propósito de ser la compañía que brinda las mejores soluciones logísticas y tecnológicas de la región”, concluyeron desde la compañía.

, Redaccion EconoJournal

Distribuidoras eléctricas de la provincia de Buenos Aires presentaron una nota al gobernador Axel Kicillof para solicitarle una recomposición del Valor Agregado de Distribución (VAD) para que puedan saldar las deudas que mantienen con Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). El pedido de actualización de las tarifas es para que puedan adherirse al esquema de saneamiento de la deuda millonaria de las distribuidoras con Cammesa que lanzó este miércoles el gobierno. La nota la presentó la Federación de Cooperativas de Prestadores Eléctricos de la Provincia de Buenos Aires (APEBA), entidad que brinda servicio a medio millón de usuarios.

El esquema para regularizar la morosidad de las distribuidoras y cooperativas establece hasta 12 meses de gracia y 72 cuotas (6 años) a una tasa equivalente al 50% de la del Banco Nación. Aplica a deudas hasta el 30 de noviembre de 2024.

El gobierno instrumentó la medida este miércoles en el Boletín Oficial a través de la disposición 1 de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, a cargo de Damián Sanfilippo. El Poder Ejecutivo había formalizado el régimen a través del decreto 186 publicado el 13 de marzo. El monto pendiente de pago con Cammesa de todo el sector de distribución del país había trepado a fines del año pasado a cerca de US$ 1100 millones.

Formalmente el esquema se denomina Régimen Especial de Regularización de Obligaciones del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). Las empresas tienen 15 días hábiles para adherirse al régimen.

Entre las distribuidoras que operan en el interior de Buenos Aires, EDEA había pagado en enero de 2024 el 1,9% de su factura, en febrero el 1,6% y en marzo el 12,7%. A partir del segundo trimestre, luego de que el gobierno de Axel Kicillof le otorgara un aumento tarifario, comenzó a normalizar parte de su deuda corriente al pagar un 50,3% en abril y un 100% en mayo. El mismo patrón se observó en los casos de Edelap, EDEN y EDES.

Varias de las cooperativas bonaerenses también habían comenzado a normalizar sus deudas. Las cooperativas de Zarate, Luján, Pergamino, Tandil, Necochea, Azul, Chacabuco y Salto son algunas de las que integran esa lista. Sin embargo, las de Villa Gesell, Tres Arroyos, Mariano Moreno, y Las Flores seguían sin pagar a fines del año pasado.

Pedido

Las distribuidoras de Buenos Aires reclaman al gobernador Kicillof una actualización del VAD antes de poder adherirse al esquema de regularización de la deuda del gobierno nacional y afrontar el flujo de pagos mensuales de este año por la energía que le compran a la administradora eléctrica. Advierten que si en Buenos Aires las tarifas eléctricas van a pisarse, no van a poder formar parte del régimen de regularización.

La deuda millonaria con Cammesa, que abarca a todo sector de distribución del país, es por la energía que las compañías distribuyeron a los usuarios pero que no la pagaron por la política de congelamiento de tarifas. La diferencia la afronta el Estado con fondos del Tesoro.

Puntualmente en Buenos Aires hay alrededor de 200 cooperativas y 35 son agentes del mercado eléctrico, es decir, le compran la energía a Cammesa que, a su vez, adquiere de las generadoras. Un tercio de las distribuidoras que son agentes del MEM acumulan deudas millonarias.

“La provincia de Buenos Aires también es responsable de la continuidad de las cooperativas. Tiene que poder acompañarnos”, señaló a EconoJournal una fuente de una cooperativa bonaerense. Y añadió que “nosotros vamos a firmar la adhesión al régimen, pero tenemos que saber que vamos a poder pagar la deuda. Deberíamos tener también un proceso de Revisión Tarifaria Integral (RTI) en la provincia”.

Esquema

Además de los beneficios, y como contraprestación, en el plan de regularización de morosidad el gobierno exige a las empresas eléctricas pagar la deuda corriente sin atrasos y la obligación de presentar planes de inversión en infraestructura para mejorar el servicio. “Quienes incumplan perderán el beneficio automáticamente y enfrentarán sanciones”, afirmó el gobierno en un comunicado difundido este miércoles.

El artículo 4 de la disposición de la Subsecretaría de Energía Eléctrica indica “que en todos los casos en que se registre mora de un agente distribuidor en la facturación corriente o en una cuota correspondiente tanto al Régimen aquí establecido como a los regímenes anteriores, Cammesa intimará a la distribuidora, y habiendo transcurrido 30 días desde la notificación cursada; Cammesa automáticamente procederá a dejar sin efecto el plan de pagos”.

La compañía administradora “queda facultada a iniciar acciones legales pertinentes a perseguir las cobranzas contra aquellos agentes distribuidores que hayan incumplido” con el régimen.

Además, el esquema que lanzó el gobierno contempla que las empresas que hayan regularizado sus pagos en 2024 y no tengan deudas anteriores a diciembre de 2023 podrán acceder a créditos en sus facturas “para promover una cultura de cumplimiento”, señaló el gobierno. El plazo para que las distribuidoras puedan adherirse es de 60 días corridos.

, Roberto Bellato

 La Asociación de Distribuidores de Gas de la República Argentina (ADIGAS) renovó, en Asamblea ordinaria, su Consejo de Administración para el período 2025-2027 siendo reelecto como titular de la organización que nuclea a las nueve distribuidoras de gas natural por redes del país, el actual presidente de Camuzzi, Jaime Barba.

Lo acompañarán como vicepresidentes 1° y 2°, respectivamente, el gerente general de Naturgy BAN, Gerardo Gómez; y el director de Gasnea, Carlos Castro.

Nombramientos

El secretario será Dante Dell´Elce (Litoral Gas); el tesorero Sebastián Mazzucchelli (Metrogas); y los vocales Claudio Encinas (Camuzzi); Natalia Rivero (Ecogas); y Ariel Sánchez (Naturgy NOA). A su vez, el síndico titular será Mariano Belinco (Camuzzi).

Trayectoria

Barba es abogado graduado en la Facultad de Ciencias Jurídicas y Sociales de la Universidad Nacional del Litoral – Santa Fe, y cuenta con estudios de posgrado en el IAE y el CEDEF. Posee una vasta trayectoria en el sector energético.

Entre 1996 y 2004 se desempeñó en la Empresa Distribuidora de Electricidad de Entre Ríos Sociedad Anónima (EDEERSA), ocupando distintos cargos de responsabilidad, hasta asumir la Presidencia y Dirección General de la misma.

Posteriormente trabajó en la Empresa Distribuidora y Comercializadora Norte Sociedad Anónima (EDENOR). Fue Gerente General de EMDERSA y presidente de Empresa Distribuidora Norte S.A. (EDEN), Empresa Distribuidora de Electricidad de Salta S.A. (EDESA), Empresa Distribuidora de Electricidad de San Luis S.A. (EDESAL), Empresa Distribuidora de Electricidad de La Rioja S.A. (EDELAR), además de director y miembro del Comité Ejecutivo de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA).

Se incorporó a Camuzzi en el año 2017 y es, en la actualidad, el presidente de Camuzzi Gas Pampeana y Camuzzi Gas del Sur y gerente general de las compañías. Adicionalmente, también se desempeña como miembro de la Comisión fiscalizadora del Paraná Rowing Club, integrante del Consejo Directivo y presidente de la Subcomisión de Asuntos Legales de la Unión Argentina de Rugby (UAR) y durante 2023, integró el Consejo Directivo de World Rugby.

, Redaccion EconoJournal

Pluspetrol, una de las cuatro mayores productoras de hidrocarburos de la Argentina, comenzó a exportar gas natural desde sus yacimientos en Vaca Muerta hacia Brasil a través de Gas Bridge Comercializadora (GBC), una subsidiaria del grupo establecida en territorio brasileño.

Las exportaciones comenzaron el 18 de abril. Según precisaron desde la compañía, el gas de Vaca Muerta recorre el país a través de la red troncal de gasoductos argentinos desde la cuenca neuquina hasta Salta. El gas es transportado por el gasoducto Madrejones – propiedad de Refinor- hasta Bolivia lugar en el que se utiliza la infraestructura de YPFB, la petrolera estatal boliviana, para llegar a su destino final: el mercado brasileño.

Julián Escuder, gerente general de la compañía, aseguró: “Este hito representa un paso más en nuestra estrategia de crecimiento y desarrollo del mercado regional del gas natural, logrado gracias al esfuerzo y colaboración de todos los actores que participaron del proceso”.

El ejecutivo sostuvo que “esta operación representa el paso inicial para lograr el objetivo de consolidar un abastecimiento significativo desde Vaca Muerta hacia el mercado de Brasil en el largo plazo”.

Crecimiento y expansión

La expansión de la compañía hacia el mercado brasilero va en línea con sus objetivos de crecimiento que se han materializado desde la compra de los seis activos petroleros que operaba ExxonMobil en Vaca Muerta, a lo que se sumó su participación como accionista en el proyecto Vaca Muerta Sur (VMOS).

También, con su meta de posicionarse como una compañía exportadora de gas hacia los mercados regionales puesto que además de concretar los envíos de gas hacia Brasil, la empresa cubrirá toda la demanda de gas natural de Uruguay.

Esto es así porque en marzo la compañía controlada por accionistas locales será la nueva proveedora de la Administración Nacional de Combustibles Alcohol y Pórtland (Ancap), la empresa pública uruguaya que se encarga de la provisión de gas natural a la totalidad de los usuarios del país vecino. El contrato firmado por la empresa tendrá vigencia hasta diciembre de 2028 y el suministro se garantizará con gas proveniente del yacimiento La Calera, el principal activo que posee la compañía en la formación no convencional. 

A su vez, con las exportaciones hacia Brasil, se sumó a la lista de compañías que están comercializando el gas de Vaca Muerta hacia otros mercados como Tecpetrol y TotalEnegies, que en los últimos días concretaron exportaciones utilizando la infraestructura existente de gasoductos de los tres países.

, Loana Tejero

La Society of Petroleum Engineers (SPE) Argentina recibió en la ciudad de Buenos Aires al Directorio Internacional de la SPE International, en el marco de su reunión global celebrada el domingo 13 de abril en Buenos Aires. El encuentro, realizado en el hotel Hilton, reunió a referentes internacionales del sector energético para debatir sobre los desafíos y oportunidades que enfrenta la industria a nivel mundial.

A lo largo de la jornada se promovieron espacios de diálogo, reflexión técnica y planificación estratégica, con el objetivo de seguir construyendo una comunidad profesional más colaborativa, diversa y preparada para el futuro, según detallaron desde la organización.

Desde SPE Argentina expresaron su agradecimiento por la presencia y el compromiso de los miembros del Directorio Internacional: Olivier Houzé (KAPPA Engineering); Jennifer Miskimins (Colorado School of Mines); Terry Palisch (CARBO Ceramics); y Simon Seaton (CEO y vicepresidente ejecutivo de SPE International).

“El intercambio con referentes globales de la SPE es una oportunidad única para crecer como comunidad y seguir impulsando el desarrollo profesional de nuestros miembros”, destacó María Isabel Pariani, vicepresidente segundo de la SPE Argentina.

La visita del Directorio Internacional reafirma el compromiso de SPE Argentina con la excelencia técnica, la innovación y el desarrollo del conocimiento como pilares para el crecimiento sostenible del sector energético, tanto a nivel local como global, remarcaron desde SPE Argentina.

Trayectoria

SPE Argentina Asociación Civil es una organización sin fines de lucro integrada por miembros individuales. En la actualidad, cuenta con unos 400 socios activos y forma parte de una red internacional que agrupa a más de 140.000 profesionales, ingenieros, científicos y técnicos vinculados a la industria del petróleo y gas, distribuidos en 150 secciones a lo largo de 58 países.

El financiamiento de sus actividades se realiza a través de los aportes de sus asociados y de los ingresos generados por iniciativas como almuerzos técnicos, congresos, cursos y eventos de formación.

, Redaccion EconoJournal

El gobernador de Chubut, Ignacio Torres, adelantó la semana pasada que convocará a un acuerdo de competitividad que le permita a la industria hidrocarburífera en la Cuenca del Golfo poder sobrellevar un momento de desafíos de sostenibilidad, no sólo por el declino natural de los campos maduros sino también por los costos de operación y mantenimiento de los yacimientos, en promedio.

En un contexto de mayor vulnerabilidad para el petróleo convencional ante el riesgo de un nuevo ciclo internacional de precios bajos del crudo, el mandatario de Chubut realizó un llamado a intendentes, sindicatos y petroleras a un encuentro de productividad que se realizará en Comodoro Rivadavia. Pero más allá del anuncio oficial, no existen aún elementos concretos ni negociaciones en marcha entre actores privados, públicos y sindicales para avanzar con un plan de mejora de competitividad, lo que acrecienta la urgencia de intentar resolver la crisis que atraviesa los actividad convencional en las provincias de Chubut y Santa Cruz. Un relevamiento de los costos del negocio petrolero en el Golfo relevados por EconoJournal evidencian la imposibilidad de perforar nuevos pozos en los campos maduros.

Números críticos

Al analizar un pozo tipo en el Golfo San Jorge, que acumula a lo largo de su vidal útil unos 100.000 barriles de petróleo, se desprende que a los números actuales el costo de desarrollo asciende a los US$ 20 por barril, sin considerar el valor del dinero en el tiempo ni los costos financieros. A eso hay que sumarle, costos de operación y mantenimiento (Opex) que rondan los 35 dólares y regalías provinciales del 15% (unos US$ 9,50 por barril), retenciones a la exportación en la banda del 8%, Ingresos Brutos de 3% (US$ 1,90). El resultado es un costo estimado total por barril producido de más de US$ 71 que no se recupera en el mercado.

De fondo, lo que queda de manifiesto es que si bien el petróleo de tipo pesado que se extrae en Chubut y el norte de Santa Cruz se paga en el mercado local cerca de un 10% por encima del Brent —que este martes rebotó arriba de los US$ 67—, la cifra que reciben los productores del Golfo no es suficiente para asegurar la continuidad de la perforación en la cuenca.

A eso se refirió el gobernador Torres en la acto de la semana pasada cuando dijo que «la semana pasada (cuando el importe del Brent perforó la barrera de los 60 dólares por la guerra de aranceles promovida por el presidente estadounidense Donald Trump) el precio del barril estuvo cerca de ser negativo«. Hacía referencia, en realidad, a que el precio de venta del crudo que se extrae en Chubut no repaga los elevados costos de operación —incrementados en los últimos 12 meses por la apreciación cambiaria— en el Golfo San Jorge.

En rojo

«El Opex promedio de un campo maduro no debería superar los 25/30 dólares en barril, como sucede en EE.UU., cuando hoy algunos yacimientos de Santa Cruz tienen costos de O&M cercanos a los 50 dólares. Hay mucho por hacer», señaló el gerente general de una empresa petrolera.

El presente refleja que varias empresas de servicios especiales cerraron en los últimos cuatro meses sus bases de operaciones en Chubut y Santa Cruz, tal como consignó Econojournal, con el riesgo de que la reconversión forzosa de la cuenca del Golfo San Jorge devenga en una proceso de descomposición del sector que se debería atender en el corto plazo.

“El objetivo es ralentizar el declino de producción de la cuenca y que empecemos a producir más”, justificó Torres en su lanzamiento del encuentro con todos los actores de la provincia para un compromiso de competitividad que forme parte de un acuerdo social más ambicioso, para convalidar una agenda de desarrollo aún en un año electoral.

Las reformas en carpeta

Ante ese escenario que requiere de medidas de corto plazo para revertir la situación, hay consenso importante sobre la necesidad de evaluar una seride medidas entre las que figuran a) una revisión fiscal a nivel provincial, que implique una reducción de regalías en campos maduros, y b) la eliminación de Ingresos Brutos sobre perforación de pozos y sobre los proveedores que hoy generan un efecto de “impuestos en cascada”.

En cuanto a las reformas a nivel nacional, la piedra angular es discutir la eliminación o reducción de las retenciones a la exportación de crudo convencional, un reclamo transversal a otros sectores productivos que argumentan que castigar las exportaciones es un contrasentido en un país que necesita dólares.

Pero el sector también demanda lo que se denomina una reducción del Opex laboral, para lo cual se propone la oportunidad de crear un régimen sindical diferenciado para campos maduros que permita cuadrillas multifunción, con menor dotación y mayor productividad, sin precarizar. Esa discusión debería incluir la modernización de los estándares operativos para que se puedan usar equipos más chicos y eficientes, con menos personal.

Finalmente, toda reforma integral debe contemplar la etapa de financiamiento e incentivos para perforar. Es ahí, donde se requiere facilitar el acceso al crédito en condiciones competitivas también para proyectos convencionales, hoy desplazados por el apetito financiero que despierta Vaca Muerta que en los últimos años viene atrayendo las mayores inversiones por su alta rentabilidad.

«Si no se actúa con decisión, provincias como Chubut, Santa Cruz y Mendoza, que no tienen el “maná” de Vaca Muerta, seguirán viendo cómo sus niveles de actividad se desploman y sus empresas de servicios migran hacia Neuquén», anticipó el presidente de otra petrolera independiente.

, Ignacio Ortiz

Camuzzi lanzó la calculadora de huella de carbono, una herramienta gratuita, simple y accesible que permite a los usuarios estimar el impacto ambiental generado por el consumo de gas natural en los hogares, en el marco del Día Internacional de la Tierra.

“La iniciativa busca concientizar sobre la importancia del uso responsable de la energía y fomentar pequeños cambios en la vida cotidiana que ayuden a reducir las emisiones”, remarcaron desde la firma.

Se puede acceder a esta nueva herramienta desde la página web de la distribuidora, Simulador de Consumo | Camuzzi Gas.

¿Qué es la huella de carbono y por qué importa?

La huella de carbono es un indicador que mide la cantidad de gases de efecto invernadero (como el CO₂ y el metano) que se liberan a la atmósfera como consecuencia de nuestras actividades diarias, como el uso de transporte, el consumo de bienes, la electricidad o la calefacción. Se expresa en kilogramos de CO₂ equivalente (CO₂e).

Aunque el gas natural es la fuente de energía más limpia entre los combustibles fósiles, su consumo también forma parte de la huella de carbono. Por eso, conocerla es el primer paso para reducirla.

La calculadora desarrollada por Camuzzi estima primero el consumo bimestral de gas natural, expresado en m3, a partir de los artefactos que el usuario indica que utiliza a diario en su hogar. Con esos datos ingresados, la plataforma proyecta el impacto ambiental que se genera.

Consejos para reducir el consumo y el impacto

Además de la calculadora, Camuzzi comparte recomendaciones prácticas para promover un uso responsable y eficiente del gas natural (Ahorro de Energía | Camuzzi Gas), que incluyen:

• Apagar los artefactos en “piloto” cuando no se usan. Este consumo pasivo puede representar más de un 10% del consumo del hogar.
• Calefaccionar a una temperatura máxima de 20 ºC.
• Siempre que sea posible, adquirir artefactos de Clase A adaptados a las necesidades del hogar.
• Evitar el uso innecesario del horno, pues su consumo equivale a tres hornallas encendidas.
• Calefaccionar sólo aquellos ambientes donde haya gente.
• No abrir ventanas para bajar la temperatura. Regularla a través de los propios artefactos instalados.
• Regular la temperatura del agua desde el calefón o termotanque para evitar mezclar agua caliente y fría al mismo tiempo.

“El objetivo de esta nueva herramienta es que el usuario pueda dimensionar el resultado de sus hábitos cotidianos, para favorecer la adopción de nuevas medidas que permitan promover una reducción del consumo, y de esta manera generar un impacto positivo en el ambiente”, remarcaron.

Un compromiso que empieza desde adentro

Desde Camuzzi precisaron: “Como principio rector de su gestión ambiental, la compañía ha asumido la responsabilidad de utilizar los recursos de forma racional, y de prevenir y mitigar los impactos ambientales vinculados con sus actividades”.

Este enfoque implica la instrumentación de políticas tendientes a mitigar fugas de gas en las instalaciones e incrementar las eficiencias de los procesos para la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, tanto en la fase de diseño de un proyecto y la construcción de las distintas infraestructuras energéticas, como asi también durante la gestión del mantenimiento de los activos y la prevención de roturas. La compañía además cuenta con políticas y procedimientos vinculados al cuidado del recurso hídrico, la gestión de residuos, la reutilización de material de rezago, y la digitalización de los distintos procesos administrativos y comerciales, que han permitido una importante reducción del consumo de papel.

Camuzzi se encuentra además desarrollando, junto a consultores especializados, la estructura de su Inventario Corporativo de Gases de Efecto Invernadero, un paso clave hacia la medición de su propia huella.

, Redaccion EconoJournal

En un contexto global cada vez más enfocado en la sostenibilidad, las empresas enfrentan el desafío de alinear sus operaciones con marcos internacionales que garanticen un desarrollo responsable. Dado esto, dos conceptos clave –el enfoque ESG (Environmental, Social and Governance) y el Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® (PCRMA®)– se presentan como aliados estratégicos, especialmente para la industria química y petroquímica. Estas iniciativas comparten objetivos fundamentales y pueden complementarse, a pesar de sus diferentes orígenes. Mientras ESG es un estándar aplicable a todas las industrias y muy valorado por inversores y stakeholders globales, el PCRMA® –conocido internacionalmente como Responsible Care®– es un programa voluntario y específico del sector químico y petroquímico, con una fuerte impronta técnica y operativa.

El Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® fue creado en Canadá en 1984 y hoy está presente en más de 70 países. En la Argentina, es administrado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) y cuenta con acreditación bajo la norma IRAM-ISO/IEC 17067:2015, esquema tipo 6, del Organismo Argentino de Acreditación (OAA). “Su aplicación permite a las empresas de la industria química y petroquímica, junto a su cadena de valor, operar bajo principios de mejora continua en áreas clave como salud ocupacional, seguridad de procesos, cuidado ambiental y gestión de riesgos”, desatacaron desde la CIQyP®

Por otro lado, el enfoque ESG evalúa el desempeño empresarial en tres pilares: Ambiental, Social y Gobernanza. Este marco es adoptado por empresas de todos los sectores como una guía para mejorar su reputación, atraer talento, cumplir con las exigencias regulatorias y demostrar solidez a largo plazo ante los inversores.

Impacto

“La implementación del PCRMA® es una herramienta concreta para que las empresas del sector gestionen y mejoren su desempeño ambiental y social, que son precisamente los pilares evaluados por ESG. No son marcos competitivos, sino complementarios: uno ofrece el marco operativo y el otro, el marco de evaluación y comunicación del compromiso empresarial con la sostenibilidad”, señaló el Ing. Rolando García Valverde, Líder de Desarrollo Sustentable y Medio Ambiente de la CIQyP®.

Sin embargo, el pilar de Gobernanza del ESG (la «G») va más allá del enfoque específico del PCRMA®, ya que incluye aspectos como la estructura del directorio, la ética corporativa, la transparencia financiera y el cumplimiento normativo en general. Por lo tanto, para desarrollar una estrategia ESG integral, las empresas deben complementar la gestión técnica del Programa con políticas de gobernanza robustas.

“El PCRMA® y ESG actúan como piezas que se complementan en el compromiso de las empresas con la sostenibilidad. Responsible Care® proporciona a la industria química y petroquímica un marco para la mejora continua y la gestión responsable, mientras que ESG facilita la comunicación de ese desempeño de manera clara y coherente ante los diferentes grupos de interés”, aseguraron desde la Cámara de la Industria Química y Petroquímica.

, Redaccion EconoJournal

La Cámara de Comercio Argentina–Texas (ATCC) liderará la Misión Comercial Energética a la OTC 2025, que reunirá a más de 100 empresas argentinas del sector energético para una semana clave de intercambio comercial, cooperación institucional y vinculación tecnológica durante la Offshore Technology Conference (OTC), el evento más importante del mundo en materia de energía offshore.

El objetivo es profundizar los lazos bilaterales entre Argentina y Texas, fomentar la inversión, promover la adopción de tecnologías de vanguardia y fortalecer la cooperación público-privada.

Cumbre bilateral de energía y alianzas estratégicas

La misión comenzará el domingo 4 de mayo con la Cumbre Bilateral de Energía: Oportunidades de Inversión en Argentina, un panel de alto nivel con la participación de Federico Veller (Subsecretario de Combustibles Líquidos de Argentina) y Ruth Hughs (ex secretaria de Estado de Texas), moderado por la asesora energética Barbara D’Amato. También estarán presentes los gobernadores de Alberto Weretilneck (Río Negro); Rolando Figueroa (Neuquén); Alfredo Cornejo (Mendoza); Martín Llaryora (Córdoba).

El día culminará con el tradicional Cóctel Internacional Pre-OTC en el Houston Petroleum Club, un evento social y de networking que reunirá a funcionarios, empresarios y expertos del sector energético global.

La iniciativa cuenta con el respaldo de organizaciones clave como Energy Workforce & Technology Council, Greater Houston Partnership, Cámara de Comercio Brasil–Texas, Cámara de Comercio Italia–Estados Unidos y la Agencia Argentina de Inversiones y Comercio Internacional, según informaron.

Objetivos de la misión

• Promover la colaboración entre los ecosistemas energéticos de Argentina y Estados Unidos
• Identificar nuevas oportunidades de comercio e inversión
• Facilitar la transferencia tecnológica y el acceso a innovación
• Estimular el diálogo entre actores del sector público y privado

Es una oportunidad para que las empresas argentinas se inserten en Texas y para que firmas estadounidenses accedan al mercado energético argentino, destacaron desde la organización.

Las empresas interesadas en sumarse a esta experiencia pueden obtener más información y registrarse a través del sitio oficial de la ATCC: www.argtexas.org o escribiendo a info@argtexas.org. La participación está abierta a empresas de toda la cadena de valor del sector energético.

, Redaccion EconoJournal

El presidente Javier Milei firmará un decreto que autoriza la privatización total de Energía Argentina S.A. (Enarsa), aunque lo hará por partes, mediante la separación de las actividades y activos de cada una de las unidades de negocio de la compañía pública. Según la norma, a cuyos lineamientos centrales accedió EconoJournal en exclusiva, lo que se busca al avanzar de ese modo es garantizar la continuidad de la prestación de los servicios y de la ejecución de las obras en curso que la empresa estatal tiene a su cargo. Lo primero que pondrá a la venta son sus acciones en Citelec, la sociedad controlante de Transener, la empresa que opera la mayor red de alta tensión de energía de la Argentina.

La propia naturaleza de los activos que tiene Enarsa hace difícil avanzar con su privatización en un solo paquete. La empresa creada por ley en 2004, durante el gobierno de Néstor Kirchner, tiene un portfolio diversificado que incluye, además del 50% de Citelec, el Gasoducto Perito Moreno (ex Néstor Kirchner), las represas de Santa Cruz (que tienen un grado de avance superior al 30%), el Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA), el 50% de la terminal de GNL de Escobar (el otro 50% es de YPF) y la mayoría accionaria de las centrales térmicas Manuel Belgrano (Campana, Buenos Aires) y José de San Martín (Timbúes, Santa Fe) que se construyeron bajo el programa Foninvemem y sobre las que todavía existe una polémica en torno a cuál es el porcentaje que controla el Estado, lo que impidió que se liquiden esos fideicomisos.

El primer paso

El gobierno decidió comenzar a desenmarañar esa madeja y primero venderá las acciones de Enarsa en Citelec. El decreto autoriza la venta a través de un concurso público nacional e internacional. El secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, ya había anticipado en diciembre, durante el Día del Petróleo, la intención oficial de desprenderse de esos papeles.

La consultora internacional Ernst & Young es la que estaría calculando la valuación del activo estatal. La capitalización bursátil de Transener es de 871.560 millones de pesos, lo que arroja un valor total de mercado de unos US$ 800 millones. Esa cifra podría crecer si la macroeconomía se estabiliza y el Estado le asegura un mayor ingreso por tarifas a Transener para los próximos cinco años en la Revisión Quinquenal Tarifaria que debe cerrarse antes del 30 de abril.

Fierros

Transener está integrada por casi 12.400 kilómetros de líneas de transmisión eléctrica, adicionando los 6.228 kilómetros de líneas que componen la red de su controlada, la Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal de la Provincia de Buenos Aires Sociedad Anónima (Transba S.A.)

Enarsa tiene el 50% de Citelec y el otro 50% está en poder de Pampa Energía, entre ambos controlan el 51% de la transportista Transener y además Citelec suma un 1,65% adicional en acciones clase B de la firma. Por lo tanto, Enarsa posee cerca de un cuarto de la compañía, lo que le pone un piso de unos US$ 200 millones a ese activo.

Un punto clave para poder acelerar el proceso de venta es que la gestión de Enarsa, que encabeza su presidente Tristán Socas, un directivo que llegó al cargo a fines de 2024 por su cercanía con el asesor presidencial Santiago Caputo, tenga la firme convicción de vender y esté dispuesto a hacerlo por más que esa decisión luego se judicialice como sucedió durante los últimos años en la mayoría de los procesos en el que el Estado intentó desprenderse de activos en el sector de energía.

Hasta ahora la conducción de Socas en Enarsa se caracterizó por la cautela y un cuidado —tal vez excesivo— en la toma de decisiones. Por caso, aún no lanzó la licitación para ampliar el gasoducto Perito Moreno bajo el paraguas de la iniciativa presentada por TGS, por más que el proceso está abierto desde hace casi seis meses. Cuando se anunció la iniciativa, la obra iba a estar lista en julio de 2026, algo que hoy es prácticamente imposible por la demora en el lanzamiento del concurso.

Normativa

El decreto que habilita la venta remarca en uno de sus artículos que el Ministerio de Economía, a través de la Unidad Ejecutora Especial Temporaria “Agencia de Transformación de Empresas Públicas” adoptará las medidas necesarias para avanzar con la privatización y aclara que la modalidad y el procedimiento referidos no prevén el otorgamiento de las preferencias a las que refiere el artículo 16 de la Ley N° 23.696 y sus modificatorias.

La ley 23.696 es la de Reforma del Estado que el Congreso Nacional le aprobó a Carlos Menem en agosto de 1989, apenas un mes después de haber asumido como presidente de manera anticipada en medio de la crisis hiperinflacionaria y los saqueos. Esa norma autorizaba la privatización de numerosas empresas y el artículo 16 señala que el Poder Ejecutivo podrá otorgar preferencias en la adquisición de las empresas sujetas a privatización a quienes ya sean propietarios de parte del capital social y a quienes sean empleados del ente a privatizar, de cualquier jerarquía, con relación de dependencia, organizados o que se organicen en un Programa de Propiedad Participada. Ambas posibilidades están descartadas.

, Fernando Krakowiak

Las tensiones geopolíticas que se registraron a nivel global en las últimas semanas por la guerra comercial que inició el gobierno de Donald Trump volvieron a mostrar su impacto en el sector energético. Prueba de ello fueron los vaivenes que sufrió el precio del petróleo. En ese contexto, las implicancias para la Argentina, y en particular para el desarrollo de Vaca Muerta, se ubicaron en el centro del análisis. Leonardo De Lella, Managing Director & Partner de Boston Consulting Group (BCG), analizó el impacto de estas dinámicas globales sobre el sector energético argentino. En diálogo con EconoJournal, el especialista hizo foco en la resiliencia de Vaca Muerta frente a un escenario volatilidad en el precio del petróleo.

También, remarcó la necesidad de mantener la competitividad y la importancia de continuar con las obras de infraestructura para apuntalar el crecimiento sostenido de la formación. En su mirada, si bien el entorno internacional impone desafíos, también podría abrir oportunidades: “Las recientes medidas comerciales en EE.UU. podrían abrir una ventana de oportunidad para la Argentina, pero será clave consolidar ventajas propias”, sostuvo De Lella.

—En las últimas semanas se registró una caída en todas las bolsas del mundo por la aplicación de aranceles por parte del presidente de EE.UU., Donald Trump, lo que también provocó un cimbronazo en el precio del petróleo. ¿Cómo analiza este escenario? ¿Qué cree que va a ocurrir en las próximas semanas?

–Lo que estamos viendo en el mercado es el resultado de un shock doble, tanto del lado de la oferta como de la demanda. Por un lado, OPEC+ sorprendió al triplicar su incremento de producción previsto para mayo, elevándolo a 411.000 barriles por día, lo que equivale a tres meses de subas acumuladas en un solo movimiento. Por el otro, la nueva ronda de aranceles impulsada por la administración Trump generó una escalada en la guerra comercial global, con represalias significativas por parte de China y otros países. Ambas decisiones se produjeron casi en simultáneo, lo que amplificó la reacción del mercado.​ La consecuencia inmediata fue una caída inicial abrupta del precio del Brent, que perforó los US$ 60, con una baja de casi US$ 10 por barril en solo dos días, uno de los descensos más relevantes desde la era de los US$ 100 por barril.​

Esta situación no solo responde a la percepción de un excedente de oferta, sino también a una mayor incertidumbre sobre la demanda global futura, particularmente por el impacto que las nuevas barreras comerciales podrían tener sobre el crecimiento económico y el consumo energético.

En el corto plazo, es probable que persista un entorno de precios bajos y alta volatilidad, al menos hasta que haya señales claras de reversión de políticas (por parte de la Administración Trump o de OPEC+ o una corrección del mercado). La siguiente reunión de OPEC+ a inicios de mayo será un hito clave a seguir.  Ante un escenario de menor generación de caja, algunas compañías del sector ya están ajustando planes, con revisiones a la baja en capex, recortes de costos y foco en disciplina de capital, especialmente en el segmento upstream​. Aquellas inversiones de ciclo corto, como el no convencional, pueden verse particularmente desafiadas.

—El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, aseguró que Vaca Muerta se puede desarrollar a 45 dólares, ya que aseveró que la formación no convencional es resiliente a un precio del barril bajo. ¿Cómo evalúa esta situación? ¿Cree que será posible un óptimo desarrollo con este nivel de precios?

–La afirmación refleja en buena medida la evolución positiva que ha tenido Vaca Muerta en los últimos años. El desarrollo no convencional en la Argentina ha venido ganando competitividad año tras año, tanto en términos de costo de desarrollo (asociado al capital invertido) como de lifting cost (asociado a los costos operativos). Hoy, estas mejoras de productividad hacen que Vaca Muerta esté a la par de otros plays de shale a nivel global y, en muchos casos,  el desarrollo puede sostenerse con precios incluso en torno a los US$ 45 por barril. Aunque ese nivel teórico de precios esté cerca del punto de equilibrio y no sea viable para todos los bloques o proyectos, los precios actuales no comprometen la viabilidad estructural de Vaca Muerta. Sin embargo, una caída en el precio internacional reduce los márgenes y puede condicionar el ritmo de desarrollo, en especial para compañías con portafolios diversificados que deben reasignar capital entre distintas geografías. En síntesis, Vaca Muerta ha demostrado resiliencia y competitividad. Aun así, si se ingresara en un entorno prolongado de precios sustancialmente más bajos, se podrían ralentizar algunas decisiones de inversión, incluso cuando la mayoría de los proyectos sigan siendo económicamente viables.

—¿Cuál cree que será el impacto que esto tendrá para la Argentina?

–El impacto para la Argentina dependerá principalmente de la duración del actual entorno de precios y del nivel en el que finalmente se estabilicen. Si bien no veo una amenaza estructural al desarrollo de Vaca Muerta, un escenario prolongado de precios más bajos podría ralentizar la asignación de algunas inversiones, especialmente en compañías que enfrenten restricciones de caja en el nuevo escenario o que compitan por capital dentro de portafolios internacionales. No obstante, vale destacar que los fundamentos de Vaca Muerta siguen muy sólidos: la competitividad de sus proyectos ha mejorado, y su potencial sigue siendo estratégico tanto para la seguridad energética del país como para su balanza externa. Por eso, más allá del ruido coyuntural, el desarrollo a escala de la formación no está en duda, aunque exista un riesgo de moderación temporal en el ritmo de perforación y fractura.

Desde una perspectiva estructural, no considero que la Argentina deba modificar su estrategia energética por este contexto. El desarrollo de Vaca Muerta seguirá siendo rentable para la mayoría de los operadores, incluso si las utilidades se ven afectadas. El foco debería mantenerse en garantizar la continuidad de las inversiones y asegurar estabilidad para los proyectos de largo plazo, como los de infraestructura. El marco actual, con herramientas como el RIGI, configura un entorno favorable.

En lo que respecta al gas, no anticipo impactos inmediatos derivados de este contexto. El foco de las empresas debería seguir puesto en capturar oportunidades de monetización vía exportaciones, en particular con GNL. De hecho, una potencial implicancia positiva del contexto actual es la reducción de competitividad del GNL de EE.UU. o demoras potenciales en algunos proyectos. Sin embargo, no se trata de una ventaja estructural para la Argentina y es importante seguir incrementando la competitividad y la viabilidad de los proyectos, en una situación competitiva global muy exigente.

—En los últimos meses hubo récord de producción y en etapas de fractura, ¿cree que con el escenario global esto se ralentizará?

–La mejora sostenida en productividad y eficiencia operativa ha sido clave para alcanzar los niveles récord que vimos recientemente en Vaca Muerta. Esa curva de aprendizaje sigue avanzando, con operadores que incorporan tecnología de punta y acumulan mayor conocimiento sobre la formación. No veo amenazas estructurales a ese proceso: de hecho, en contextos más desafiantes, la presión por ganar competitividad puede acelerar aún más la adopción de mejores prácticas y la búsqueda de la excelencia. Ahora bien, en términos de actividad, si el escenario actual se mantiene, es posible que algunas compañías ajusten su ritmo de inversión en respuesta al nuevo contexto de precios y a restricciones de caja. Incluso si estas decisiones se concretaran, no considero que se trate de un freno estructural, sino de ajustes tácticos frente a un entorno más volátil.

—¿Qué ocurrirá con las obras de infraestructura que aún faltan y deben llevar a cabo las empresas para apuntalar el desarrollo de la formación?

–Los proyectos de infraestructura son fundamentales para sostener el crecimiento de Vaca Muerta y permitir su escalado hacia una plataforma de exportación. En el caso del petróleo, el proyecto Vaca Muerta Sur (VMOS) -que incluye un nuevo oleoducto hacia la costa atlántica y una terminal de exportación- ya está en una etapa avanzada de desarrollo. No percibo riesgos concretos, dado su grado de madurez y su alineamiento con la estrategia de las compañías involucradas. Para el gas, el desarrollo de infraestructura sigue siendo una condición necesaria para ampliar los mercados de destino. Los avances en GNL, como el proyecto liderado por PAE y los anuncios recientes de YPF, son señales positivas, aunque todavía se requiere mejorar la competitividad estructural para atraer decisiones de inversión finales (FID) en un entorno global competitivo.  Las recientes medidas comerciales en EE.UU. podrían abrir una ventana de oportunidad para Argentina, pero será clave consolidar ventajas propias, sin depender de factores que podrían ser transitorios.

A los avances en GNL se suma la reversión del Gasoducto Norte, que habilitó recientemente exportaciones hacia Brasil por primera vez, un hito de gran relevancia. El desafío ahora es sostener una visión de largo plazo, que permita avanzar con proyectos de infraestructura más allá de los ciclos económicos o políticos, y consolidar a Vaca Muerta como un vector de desarrollo sostenido para el país.

, Loana Tejero

Marina Dal Poggetto, directora ejecutiva de la consultora EcoGo; Flavia Royon, ex secretaria de Energía y Minería de la Nación; y Juan José Carbajales, titular de la consultora Paspartú, analizaron en la última emisión de Dínamo el impacto que podría llegar a tener la salida del cepo cambiario en el precio de las tarifas, los combustibles y la continuidad del desarrollo de Vaca Muerta.

Dal Poggetto remarcó que el Gobierno nacional tratará de contener la inflación de cara al período electoral que se viene. “Imagino que usará todos los grados de libertad posibles para mitigar el traslado a precios del salto cambiario”, señaló. No obstante, aclaró que “en rigor, la salida del cepo brinda una flexibilización cambiaria mucho mayor para las personas humanas, manteniendo en gran medida los controles de capitales para las empresas.

En términos de política energética, intervino Carbajales, los márgenes de libertad de las autoridades para gestionar algunos temas puntuales ya no son tan grandes como antes del acuerdo con el FMI. “Me refiero, por ejemplo, a cuestiones como la privatización de las empresas públicas contempladas en la Ley Bases, la normalización del Mercado Mayorista Eléctrico (MEM), la eliminación de los fondos fiduciarios extrapresupuestarios y la supresión de la segmentación tarifaria”, enumeró.

Salir del cepo es, antes que nada, una buena señal para seducir a los inversores, de acuerdo con la mirada de Royon, quien cree que herramientas como el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) no alcanzan por sí solas para provocar masivamente el arribo de capitales extranjeros al sector energético local.

La mayor incógnita del actual contexto económico pasa, a su entender, por la verdadera incidencia a nivel sectorial de la caída en la cotización del barril Brent. “Actualizar las proyecciones energéticas con el nuevo valor significa para el país 1.600 millones de dólares menos”, cuantificó.

Dosis de incertidumbre

No menos inquietante, acotó Royon, es saber qué sucederá con grandes proyectos como el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) o los anuncios asociados al gas natural licuado (GNL) si la cotización internacional del crudo no se recupera pronto. “La contracara es que con este tipo de cambio y esta tasación del barril no debería observarse una suba significativa en el precio de los combustibles, sino todo lo contrario”, anticipó.

En su opinión, sería deseable que la revisión tarifaria y el traslado de la devaluación se aplicaran con elevados niveles de gradualismo. “Hay que tener en cuenta el factor estacional, sobre todo en las facturas del servicio eléctrico”, aseguró.

Emperador Milei

Entre los primeros efectos de la salida del cepo en la economía argentina, según Carbajales, ya pueden visualizarse dos: la liberación de las barreras del comercio exterior, por un lado, y la consolidación de un nuevo clima político y social, por otro. “El Gobierno ya no tiene la hegemonía en la discusión pública”, manifestó.

A criterio de Dal Poggetto, el esquema político no puede estar supeditado a la próxima elección. “Si en lugar de armar una coalición para gobernar lo que se intenta es armar un partido político para hegemonizar, eso sólo puede funcionar -lo digo provocativamente- con Milei como emperador de la Argentina”, enfatizó.

La solución para los problemas del país, sintetizó Royon, está en el desarrollo de un sólido plan exportador. “Actualmente contamos con sectores productivos con suficiente potencial como para traer los dólares que nos faltan”, recalcó.

Se trata de un mensaje interesante, coincidió Carbajales, para enviarle a la centroizquierda. “El movimiento nacional y popular que en algún momento fue gobierno, hoy es oposición y eventualmente volverá a gobernar no debe limitar su acción a repartir lo que hay: tiene que pensar cómo exportar más”, sostuvo.

Necesidad de crédito

De acuerdo con Dal Poggetto, hoy el mercado de cortísimo plazo ve que hay disponibilidad de dólares y que se despejan los próximos pagos de deuda. “Pero este esquema sólo cerrará con acceso fluido al crédito para refinanciar los vencimientos”, advirtió.

La economía impacta en la política, sentenció, mientras que la política lo hace en lo financiero y lo financiero, en la economía. “En caso de que los flujos aparezcan, el riesgo país bajará a un nivel que permitirá el acceso al crédito. No obstante, eso requerirá dos cosas: que se compren dólares sin priorizar la baja en el tipo de cambio para contener la inflación y que el Gobierno sostenga su caudal político hasta las elecciones”, completó.

, Redaccion EconoJournal

Tecpetrol, el brazo petrolero del grupo Techint, realizó su primera exportación de gas natural de Argentina a Brasil vía Bolivia, mediante un acuerdo con EDGE, empresa brasilera promotora de la transición energética y en particular del mercado libre de gas, y otro con MGAS, compañía gestora e importadora de gas. Para completar el procedimiento y que el recurso de Vaca Muerta llegue al mercado brasilero, se utilizó el sistema de gasoductos existente en los tres países. Los volúmenes aproximados de estas primeras exportaciones fueron del orden de 150 Mm3/d para EDGE y de 100 Mm3/d para MGAS, según precisaron desde la compañía a través de un comunicado.

Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, aseveró: “Nuestro principal objetivo es abrir nuevos mercados regionales, generando y haciendo subir la demanda para la oferta creciente de gas en el país, en particular con el potencial que desata Vaca Muerta”.

A su vez, el ejecutivo destacó que “hay una oportunidad enorme, y se están realizando y planeando ampliaciones de capacidad de transporte, que nos permitirán abastecer en forma competitiva y segura a todos nuestros países vecinos”.

Producción

Tecpetrol tiene una capacidad de producción total propia de 25 millones de m3/d en la Argentina, donde opera dos yacimientos gasíferos convencionales en la Cuenca Noroeste y el principal yacimiento de gas no convencional en la Cuenca Neuquina, es decir, Fortín Piedra que provee más del 16% del gas que se consume en el país. Asimismo, se espera que Vaca Muerta produzca 246 millones de m3/d al 2030, una vez desarrollados los mercados regionales y los proyectos de Gas Natural Licuado (GNL).

A través de esta iniciativa, Tecpetrol se sumó a las compañías que están exportando el recurso de Vaca Muerta hacia los países vecinos para lograr la integración regional. Tal como sucedió con TotalEnergies, que concretó la primera exportación de gas argentino hacia Brasil a través de Bolivia utilizando la infraestructura existente de gasoductos en Bolivia durante los primeros días de abril. Una operación que implicó una articulación previa con YPFB para que el Bolivia sea el nexo fundamental que permita el que recurso de Vaca Muerta llegue hacia el mercado industrial brasileño.

, Redaccion EconoJournal

El precio de los combustibles aumentó un 1,75% el 1º de abril en línea con la inflación y el crawling peg del tipo de cambio del 1% de marzo. Ese día el Brent cotizaba sobre los 74 dólares. Desde entonces, y como resultado de la guerra comercial desatada por la decisión del presidente estadounidense Donald Trump de fijar aranceles recíprocos a decenas de países (que luego fueron pausados por 90 días, con excepción de China), el importe del barril llegó a caer un 20% —el Brent cotizó por debajo de los 60 dólares la primea semana del mes— y este lunes abrió a 66 dólares.

La caída del precio internacional del crudo abre un interrogante acerca de qué pasará con el importe local de los combustibles e 1º de mayo. ¿Puede la baja del barril replicarse en una caída del precio de las naftas y gasoil en surtidor? A priori, si bien YPF esperará a ver qué sucede con el Brent durante los últimos 10 días de abril.

Habrá que esperar no sólo lo que suceda con el petróleo, sino también cómo evoluciona esta semana el tipo de cambio oficial tras el levantamiento del cepo para personas físicas. El dólar cerró el miércoles (antes del feriado extendido de Semana Santa) en 1160 pesos. Si la cotización de la divisa estadounidense se mantuviera por debajo de los $ 1200, habilitaría un descenso del precio de las naftas, pero resta saber qué hará el gobierno con los impuestos.

Con un Brent en la banda de los 65 dólares, el precio de paridad de exportación del crudo se ubicaría en torno a los 60 dólares (después de aplicar retenciones del 8% sobre el precio internacional). El crudo local se vendió a la baja en los últimos dos meses. Algunas refinadoras pagaron en abril por el el Medanito —el crudo que se extrae en Vaca Muerta– hasta 62 dólares, cinco dólares menos que en enero. Según indicaron fuentes privadas a EconoJournal, el Medanito podría pagarse 59/60 dólares siempre en función de lo que suceda con la cotización del Brent durante la última semana de abril.

Recomponer impuestos

Si el dólar oficial sigue cotizando por debajo de los 1200 pesos y el Brent navega sobre los 65 dólares, la intención del gobierno es aprovechar la baja del precio del petróleo —que en sí mismo explica 60% del costo de los combustibles antes de impuestos— para recuperar el cobro del Impuesto a los Combustibles Líquidos (ICL) y del Impuesto al Dióxido de Carbono, que arrastran un atraso desde que la administración anterior congeló el componente impositivo del valor final de los combustibles para mantener pisado el importe de las naftas y gasoil.

Según la consultora Economía & Energía, que dirige Nicolás Arceo, para recuperar el atraso remanente del ICL, el litro de nafta debería en mayo aumentar 177,40 pesos y el de gasoil $ 102,50 (sin contemplar los biocombustibles). Eso implicaría aumentar los importes finales en surtidor entre un 12% y un 8%, respectivamente. No parece haber margen para validar un aumento de esa envergadura, pero sí para mejorar parcialmente la ecuación impositiva. Si el gobierno recuperara a pleno el valor del ICL, el Estado podría recaudar casi US$ 200 millones sólo en mayo, según estimaciones del último informe de la consultora Economía y Energía. A principios de marzo, en otro escenario internacional, el gobierno decidió alivianar el impacto en los surtidores bajando el ritmo de actualización impositiva.

Impuestos

Los impuestos a los combustibles se actualizan trimestralmente en base al Índice de Precios al Consumidor (IPC) del INDEC. Las refinerías deberían trasladar automáticamente la actualización del gravamen a los surtidores, pero eso no suele suceder, dado que el Gobierno va modulando la suba real del ICL en niveles que no afecten el plan anti-inflacionario del Ministerio de Economía.

A principios de 2024 el gobierno intentó realizar una actualización escalonada para completar los trimestres pendientes del gravamen. Pero, a partir de mayo del año pasado, modificó el esquema y aplicó subas parciales postergando la actualización total del impuesto.

Tal como publicó EconoJournal, la salida del cepo y el nuevo esquema cambiario podría impactar también en las tarifas de electricidad y gas. Milei y el ministro de Economía Luis Caputo deberán decidir cuánto aumentan las tarifas o si, por el contrario, el Estado absorbe el costo de la devaluación con más subsidios energéticos.

, Roberto Bellato