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Las industrias delnorte argentino se preparan para pasar un invierno de extrema complejidad en cuanto al suministro de energía. Concretamente, fuentes industriales de provincias como Salta y Tucumán advierten que podrían sufrir hasta 80 días de cortes de abastecimiento de gas natural durante el trimestre junio-julio-agosto. Así lo aseguró a EconoJournal la senadora Flavia Royón, ex secretaria de Energía.

Los problemas de suministro podrían generarse por falta de gas disponible y por un límite en la capacidad de transporte en los gasoductos troncales que impide que llegue más producción de Vaca Muerta. A su vez, si llega a haber capacidad de transporte disponible, las industrias tendrán que comprar Gas Natural Licuado (GNL) a precio de importación, que es hasta cinco veces superior al valor del gas de producción local.

La falta de suministro en la región del NOA —que afectará también a industrias de Jujuy y Santiago del Estero— se debe al declino de la producción de la cuenca Noroeste, principalmente de los históricos campos gasíferos salteños, y del cese de importaciones desde Bolivia por la fuerte caída productiva registrada en los últimos años en ese país.

El NOA se abasteció históricamente de la cuenca del Noroeste y de los envíos de Bolivia. La declinación de la producción de ambas dejó sin gas disponible a la región en la demanda invernal. El pico de consumo del NOA se cubría entre un 65% y 75% con importaciones de gas de Bolivia y entre un 25% y un 35% con gas producido en la cuenca Noroeste.

En invierno, el NOA llega a un pico de demanda de hasta 22 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d). La producción actual de 2,5 MMm3/d de la cuenca Noroeste más los 15 MMm3/d que puede transportar el Gasoducto Norte no alcanza para cubrir ese pico de consumo y las industrias, de sectores como el sucroalcoholero, citrícola, el tabaco, el vidrio y la cerámica, tendrán que adquirir volúmenes de GNL importado.

Capacidad de transporte

Otro factor relevante que podría provocar problemas en el suministro en el norte del país tiene que ver con la falta de capacidad en los gasoductos que impide transportar más producción de Vaca Muerta. A través del Gasoducto Norte (que a partir de la reversión cambió de sentido y ahora lleva gas de sur a norte) no se puede transportar más de 15 MMm3/d, un volumen similar al del año pasado.

El límite de este ducto se mantendrá hasta que se amplíe el sistema troncal, que requiere de obras como las del Gasoducto Oeste, que incluye un nuevo caño entre Tratayén (Neuquén) y La Carlota (Córdoba), y la ampliación del sistema de TGS, que llegará hasta la localidad de San Jerónimo (Santa Fe).

Por más que se terminen las obras de reversión del Gasoducto Norte, que incluye el cambio del sentido en las plantas compresoras, sin la ampliación de la infraestructura de transporte de gas en el centro del país no se puede subir al NOA más de 15 MMm3/d de gas natural. Esto implica un tope para que llegue a la región más producción de Vaca Muerta.

En este escenario, uno de los interrogantes para este invierno es ver cuánto gas disponible hay en Bolivia para que la Argentina pueda importar. Si bien se dejó de comprar gas a ese país en 2024, en los últimos dos años se concretaron algunos envíos esporádicos para abastecer a las provincias del norte. Por caso, en el invierno de 2025 la compañía Trafigura importó gas de Bolivia para cubrir la demanda de las generadoras de electricidad en el norte argentino. También concretó envíos desde ese país la comercializadora Gas Meridional.

Precio del GNL

El abastecimiento para las industrias del norte va a depender de que haya capacidad de transporte en los ductos troncales para el GNL importado que se descargue en la terminal regasificadora de Escobar (Buenos Aires) y pueda subir al NOA.

En ese caso, los industriales tendrán que afrontar el precio del GNL importado, que en los últimos meses aumentó considerablemente por la guerra en Medio Oriente. El fluido estaría disponible en Escobar.

El abastecimiento dependerá de que cada empresa pueda pagar el precio del GNL, que sería de alrededor de 23 US$/MMBTU, cuando el gas natural producido en Vaca Muerta tiene un valor de alrededor de 4 US$/MMBTU. El precio promedio de importación de cargamentos de GNL que concretó Enarsa en 2025 osciló entre 11,47 y 13,66 US$/MMBTU.

En el caso del NOA, si las industrias quieren abastecerse de gas en el próximo invierno no van a tener otra alternativa que pagar el precio de importación de GLN.

La semana pasada hubo una reunión de industriales y funcionarios de Tucumán con el subsecretario de Combustibles Líquidos y Gaseosos, Federico Veller. Distintas fuentes confirmaron a EconoJournal que los industriales del NOA intentaron acordar un financiamiento de Energía Argentina (Enarsa) para que puedan cubrir el precio del GNL en el invierno.

El gobierno rechazó por completo el pedido para que Enarsa actúe como proveedor de última instancia y cobre más barato el GNL. De este modo, los industriales tendrán que negociar la compra de GNL con traders como Trafigura, que la semana pasada adquirió cinco cargamentos en las subastas del gobierno para el abastecimiento de junio.

La importación de GNL en el país en los últimos 20 años se hizo vía Enarsa, que subsidiaba parte del precio de gas importado por barco. El área energética del gobierno de Javier Milei implementó un cambio estructural en el sistema y ahora son las empresas privadas las que tendrán que adquirir el fluido por adelantado, como ya ocurrió en la subasta de la semana pasada.

En este nuevo escenario, las grandes industrias, las distribuidoras y generadoras eléctricas tendrán que establecer contratos por adelantado, afrontando los precios de mercado, para abastecerse del GNL importado.

Apertura del mercado energético

Según la Unión Industrial de Tucumán, otro factor que incide en el abastecimiento de gas en la región es la aplicación de la resolución 66 que la Secretaría de Energía publicó en marzo. Esta norma es la instrumentación técnica para operativizar la contractualización entre privados que impulsa la reforma del sector aplicada por el gobierno nacional.

En otras palabras, la resolución promueve la apertura del mercado energético y permite que el sistema de ductos refleje la nueva realidad de las cuencas gasíferas del país, con fuerte predominio del gas no convencional de Vaca Muerta.

Los industriales de Tucumán entienden, por ejemplo, que esta reforma del mercado de gas natural genera que la capacidad de transporte en firme asignada a la distribuidora Naturgy NOA (distribuye gas en Tucumán, Salta, Santiago del Estero y Jujuy) pase de 4,99 a 3,22 MMm³/d, una caída de un 35,4%.

La demanda prioritaria en 2025 fue de 3 MMm³/d y si se suma a los grandes usuarios de gas y al sector de GNC trepa a 4,2 MMm³/d, señala la Unión Industrial de Tucumán. Por este motivo, los industriales creen que la capacidad asignada de gas en la región no va a alcanzar.

, Roberto Bellato

El próximo martes 9 de junio, bajo el lema “De la energía al desarrollo industrial competitivo”, el Instituto Petroquímico Argentino (IPA®) realizará una nueva edición de la Jornada de la Industria Petroquímica 2026 en el Centro Cultural de la Ciencia (C3), en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Enmarcada además en el 50° aniversario del IPA®, esta edición pondrá el foco en uno de los grandes desafíos del país: cómo convertir la disponibilidad de recursos energéticos en inversión, industrialización y crecimiento sostenido para la cadena petroquímica argentina.

Consolidada como uno de los principales espacios de encuentro del sector, la Jornada convocará a referentes de empresas líderes, especialistas técnicos, representantes del ámbito científico y autoridades nacionales para debatir sobre competitividad, innovación, disponibilidad de materias primas, infraestructura y condiciones necesarias para impulsar nuevas inversiones industriales.

La jornada

La Jornada del IPA® tendrá la presidencia de la Ing. Dolores Brizuela, presidenta de Dow para la Argentina y la región sur de América Latina, quien señaló que “tenemos una oportunidad única de convertir nuestros recursos energéticos en desarrollo industrial y generación de valor en Argentina. El desafío es ir más allá de la exportación de commodities y construir, con competitividad, inversión y articulación público-privada, un camino sostenido de crecimiento y empleo”.

Entre los principales paneles y espacios de análisis de esta edición, se destacan:

• “Escenario global 2026: energía, mercados y petroquímica”, con la participación de Pablo Giorgi, de OPIS, una empresa de Dow Jones; quien analizará el contexto internacional, el impacto geopolítico y las oportunidades que se abren para la Argentina en el nuevo escenario energético global.

• “Gas y materias primas: ¿tenemos base competitiva para expandir la petroquímica argentina?”, donde Pablo Popik (Compañía MEGA S.A.) y Juan de Urraza (Transportadora de Gas del Sur -TGS-) debatirán sobre disponibilidad de gas, infraestructura, integración energética y condiciones necesarias para impulsar nuevos desarrollos industriales.

• “Transformación industrial: IA, eficiencia y rentabilidad”, un espacio orientado a presentar casos concretos vinculados a inteligencia artificial, digitalización y mejora de procesos aplicados a la operación industrial.

• “¿Qué necesita la petroquímica para invertir en Argentina hoy?”, conversatorio con el Ing. Federico Veller, subsecretario de Hidrocarburos de la Nación, el cual llevará adelante la presidente de la Jornada Dolores Brizuela (Dow), y estará enfocado en el escenario de inversiones y desarrollo industrial.

• “Innovación y articulación tecnológica”, panel dedicado a la interacción entre industria, ciencia y tecnología, con representantes de la Secretaría de Innovación, Ciencia y Tecnología y del CONICET (Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas), cuya moderación estará a cargo de Gabriel Rodríguez Garrido, director ejecutivo del Instituto Petroquímico Argentino (IPA®).

• El tradicional “Panel de CEOs: Decisiones de inversión en Argentina”, que reunirá a Tomás Córdoba (Compañía MEGA S.A.), Marcos Sabelli (Profertil S.A.), Dolores Brizuela (Dow), Micael Sielecki (Petroquímica Cuyo) y Guillermo Petracci (Unipar), con moderación de Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica de la República Argentina (CIQyP®), para debatir sobre competitividad, crecimiento e inversiones para el desarrollo petroquímico argentino.

“El desafío ya no pasa solamente por disponer de recursos energéticos, sino por desarrollar una visión industrial que permita transformarlos en competitividad, empleo y crecimiento para el país”, destacó el Ing. Gabriel Rodríguez Garrido del IPA®.

Agenda

La agenda de la edición 2026 de la Jornada reflejará además temas estratégicos como el agregado de valor local, la eficiencia operativa, la integración de cadenas productivas, la innovación tecnológica y la formación de talento profesional para acompañar la evolución de la industria.

El IPA® invita a empresas, instituciones, universidades, profesionales y actores vinculados al sector energético e industrial a participar de este espacio de intercambio, reflexión y construcción de una agenda común para el desarrollo petroquímico argentino. Para más información e inscripciones acceder al siguiente link o consultas al email ipainfo@ipa.org.ar

, Redaccion EconoJournal

Con el objetivo de aportar una mirada de largo plazo sobre los desafíos productivos de la Argentina, el próximo 2 de junio se realizará el 2° Congreso Productivo para el Desarrollo, una iniciativa de Misión Productiva. El encuentro, que se llevará adelante en la Facultad de Ciencias Económicas de la UBA, reunirá a referentes del sector empresarial, sindical, académico y político, quienes debatirán sobre los distintos sectores productivos, la inversión, inteligencia artificial, empleo y desarrollo económico.

El Congreso apunta a construir consensos alrededor de una agenda de desarrollo, producción y trabajo y reunirá voces diversas para abordar algunos de los principales interrogantes de la actualidad. Cómo los sectores pueden dinamizar la economía, cómo convertir la generación de divisas en desarrollo, qué políticas productivas son necesarias para fortalecer el entramado industrial y de qué manera impacta la tecnología en el futuro del trabajo y la producción son algunos de los temas de debate que se plantearán durante la jornada.

Actividad industrial

“En un contexto de caída de la actividad industrial, pérdida de capacidades productivas y creciente incertidumbre, el Congreso busca poner sobre la mesa una discusión urgente: cómo evitar una fractura del tejido productivo y social, y al mismo tiempo aprovechar las nuevas oportunidades que abre la expansión de sectores estratégicos como la energía y la minería”, destaca Daniel Schteingart, uno de los fundadores de Misión Productiva, un espacio integrado por especialistas en desarrollo productivo, con experiencia en gestión pública, sector privado y análisis económico.

Entre los disertantes se destacan Daniel Herrero, CEO de Mercedes Benz; Marysol Rodríguez, Directora de Sinteplast; Mara Ruiz Malec, ex Ministra de Trabajo de la provincia de Buenos Aires y actual coordina el Centro de Estudios Derecho al Futuro (CEDAF); Luciano Laspina, ex diputado nacional y actual director ejecutivo de CIPPEC; Matías Kulfas, ex Ministro de Desarrollo Productivo de la Nación; Horacio Rodríguez Larreta, ex Jefe de Gobierno de la Ciudad de Buenos Aires; Sergio Kaufman, ex presidente de Accenture para Argentina y Sudamérica; Manuel Ron, fundador de Bio4, empresa de bioetanol de Río Cuarto; Daniel Schteingart, fundador de Misión Productiva y Director de Desarrollo Productivo de FUNDAR;  Elio del Re, presidente de ADIMRA; Alejandra Cardona, Directora Ejecutiva de la Cámara Argentina de Minería; Martín Alfie, fundador de Misión Productiva y Jefe del Área de Desarrollo Federal del Consejo Federal de Inversiones; entre otros.

“Este encuentro está pensado como una invitación abierta a participar de una conversación prioritaria. Convocamos a empresarios, trabajadores, funcionarios, investigadores, estudiantes, periodistas y referentes sociales que entienden que discutir desarrollo productivo es debatir las bases materiales del crecimiento, la inclusión y la integración territorial del país”, aporta Martín Alfie, otro de los fundadores de Misión Productiva, una red de profesionales que, desde una mirada desarrollista, trabaja sobre propuestas vinculadas a la industria, innovación, exportaciones, infraestructura, PyMEs y transformación productiva, buscando que la discusión sobre desarrollo económico vuelva a estar en el centro del debate argentino.

Congreso sobre desarrollo productivo

El Congreso se propone como espacio de encuentro sobre la base de tres pilares fundamentales del desarrollo productivo nacional: una mirada estratégica, que aporte una perspectiva de largo plazo sobre el desarrollo productivo argentino con foco en competitividad e inversión; la articulación de actores, que favorezca el diálogo entre el sector público, privado, sindical y académico para construir consensos; y una agenda pública, que contribuya a la elaboración de propuestas concretas con proyección en la agenda política y económica.

Para consultar la agenda y obtener más información sobre el Congreso, ingresar aquí.

, Redaccion EconoJournal

Un alto ejecutivo de extensa trayectoria en Shell en América latina, asumió la conducción de las operaciones en el país de Meitner Energy, la compañía que esta desarrollando el reactor nuclear ACR-300 y que tiene entre sus accionistas minoritarios a INVAP. Se trata de Teófilo Lacroze, ex presidente de Shell y Raízen en la Argentina, que entró en funciones el cargo en abril, según indicaron fuentes privadas a EconoJournal.

En lo formal, Lacroze asumió como CEO de Meitner Enegy, empresa constituida en EE.UU. entre Black River Technology (filial de INVAP en EE.UU.) y Ansari Group, que está diseñando la ingeniería de un reactor modular pequeño (SMR) de 300 MW de potencia eléctrica. Meitner es, a su vez, propietaria de la patente del reactor.

La filial de Meitner en la Argentina lleva cerca de dos años trabajando el desarrollo del proyecto, que se encuentra en una etapa de validación de la viabilidad conceptual del diseño, con algo más de 120 profesionales contratados.

La intención es construir su primer reactor (FOAK en la jerga de la industria) en la Argentina. Precisamente, el flamante CEO de la empresa visitó a mediados de abril el complejo nuclear de Atucha, en donde exploran la oportunidad de construcción.

Lacroze liderará el diseño del proyecto ACR-300

Teófilo Lacroze viene de concluir una carrera de casi 30 años en Shell. Fue presidente de Shell Argentina y Vicepresidente de M&A Upstream de la empresa entre 2015 y 2018. Luego asumió como presidente y CEO de Raízen Argentina. En los últimos años se desempeñó como titular del área de Downstream & Mobility para Brasil, Argentina y Paraguay en Raízen, cargo que dejó en junio de 2025.

Egresado de la Universidad de San Andrés y con un MBA en la Universidad de Cambridge, Lacroze ingresó a Shell Argentina en 1996. Estuvo desde el inicio de la conformación de Raízen, un joint venture entre el grupo brasileño Cosán y Shell creada en 2011. Lacroze trabajó once años en Brasil antes de regresar a la Argentina para asumir la presidencia de Shell.

Como publicó EconoJournal, Raízen está en el proceso final de la venta de los activos que tiene en la Argentina a un consorcio integrado por la suiza Mercuria Energy —uno de los mayores traders de materias primas del planeta— e Integra Capital, el holding que encabeza José Luis Manzano. Entre esos activos destacan la refinería de Dock Sud y la red de estaciones de servicio Shell.

, Nicolás Deza

El PBI per cápita de Guyana en 2015 era de US$5640, similar al de otros países de ingresos medio-bajos como Ecuador y Paraguay, según cifras del Banco Mundial. En 2024, en cambio, ese indicador supera los US$33.000, apenas por debajo de Italia o Corea del Sur. Ese salto brutal en los ingresos de esta pequeña nación de América del Sur se explica por el descubrimiento de petróleo offshore que anunció ExxonMobil en mayo de 2015. La petrolera estadounidense logró reposicionarse de la mano de ese crudo, pero Guyana no pudo capitalizar sus recursos de la misma manera.

Cuando ExxonMobil extrae petróleo offshore, toda esa producción suma al PBI de Guyana, pero buena parte de las ganancias luego son giradas al exterior y el Estado captura solo una porción muy pequeña de la renta.

El descubrimiento de ExxonMobil

Guyana es un pequeño país costero con unos 800.000 habitantes que durante mucho tiempo figuró entre las naciones más pobres del continente americano. Su nombre significa «tierra de muchas aguas» en la lengua de los Warrau, una tribu indígena de la región. Durante siglos, estuvo bajo el control de diversas potencias europeas que explotaron continuamente su riqueza natural, apropiándose de sus recursos. Por allí pasaron españoles, holandeses, franceses y británicos.

Aproximadamente el 85% de la superficie total del país está cubierta por bosques tropicales primarios, con una de las tasas de deforestación más bajas del mundo. Hasta 2015, sus principales exportaciones eran oro, bauxita, azúcar, arroz, madera y productos del mar, pero el petróleo lo cambió todo.

ExxonMobil inició en 2008 su campaña de exploración de petróleo y gas en aguas guyanesas. El 1 de mayo de 2015 la compañía anunció junto con sus socios Hess Corporation y la china CNOOC un descubrimiento significativo de petróleo en el bloque Stabroek, puntualmente en el pozo Liza-1, a 190 kilómetros de la costa. Luego se realizaron más de 30 hallazgos adicionales y se estima que hay unos 11.000 millones de barriles equivalentes de petróleo recuperable.

ExxonMobil realizó la primera extracción de crudo el 20 de diciembre de 2019 desde su buque Liza Destiny y desde entonces la producción no ha parado de crecer. Se estima que actualmente el consorcio extrae unos 900 mil barriles diarios de los yacimientos offshore Liza Phase 1, Liza Phase 2, Payara y Yellowtail. A su vez, se espera que los Uaru, Whiptail, Hammerhead y Longtail entren en producción de manera escalonada entre fines de este año y 2030, lo que elevaría la producción total a 1,7 millones de barriles diarios para ese último año.  

La economía de Guyana se disparó de la mano del petróleo. Según el World Economic Outlook del Fondo Monetario Internacional, en 2020 creció un 43,5%, en 2021 un 20,1% y en 2022 alcanzó el record con un 63,3%. Luego se fue estabilizando en valores menores, pero siempre de dos dígitos. En 2025 trepó un 19,3% combinando 6 años consecutivos de expansión y para 2026 el organismo multilateral proyecta un 16,2%, el mayor crecimiento de todo el continente. Pese a ello, Guyana captura solo una pequeña porción de los beneficios petroleros debido a un polémico acuerdo de reparto de ingresos firmado con ExxonMobil en 2016.

Acuerdo polémico para el desarrollo petrolero

Los términos de producción de petróleo y participación en las ganancias se establecieron en un Acuerdo Petrolero firmado en 2016 por el gobierno de Guyana con el consorcio integrado por ExxonMobil, Hess Corporation –desde 2025 controlada por Chevron– y la china CNOOC. ExxonMobil controla el 45% de la sociedad y es el operador, Hess tiene un 30% y CNOOC el 25% restante.

El acuerdo establece que antes de repartir ganancias, Guyana recibe una regalía del 2% sobre la producción bruta de petróleo, una cifra muy baja comparada con los estándares internacionales. Por ejemplo, Brasil cobra en sus áreas offshore entre 5% y 15%, según el contrato de campo, mientras que en los países africanos suele oscilar entre 5% y 20%

Después de pagar regalías, el contrato permite que el consorcio se quede con hasta el 75% de la producción restante para recuperar costos de exploración, operación, infraestructura, perforación, etc. (cost oil). Por último, el contrato establece que el llamado “petróleo de beneficio” —es decir, el volumen restante una vez extraído y vendido el crudo y descontados los costos operativos y de inversión— se reparte en partes iguales entre Guyana y el consorcio petrolero.

Otro punto polémico es que las petroleras quedaron exentas del pago de cualquier obligación tributaria durante la vigencia del tratado que se extiende por 20 años de producción, con la opción de renovación por 10 años más. Además, el acuerdo incluye cláusulas de libre convertibilidad y libre transferencia de divisas.

El Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA) calificó en mayo de 2022 al acuerdo como “one-sided” –por el marcado desequilibrio a favor de una de las partes– y señaló que las petroleras recibían cerca del 85,5% de los ingresos del proyecto frente a apenas 14,5% para Guyana en los primeros años.

Incluso el FMI había advertido en un informe de 2017, citado por la agencia Bloomberg, que los términos del contrato eran “relativamente favorables para los inversionistas según los estándares internacionales”.

El presidente de Guyana, Irfaan Ali, también reconoció ante Financial Times en junio de 2024 que el acuerdo favorece a Exxon, pero no ha buscado una renegociación. «El tamaño de Exxon, en términos de la economía, demuestra que simplemente no se podía modificar el contrato. Tendría implicaciones legales y paralizaría a todo el sector«, aseguró.

Si bien el acuerdo firmado por Guyana se trató de un contrato petrolero específico negociado bilateralmente con un consorcio liderado por Exxon para un yacimiento offshore concreto, la comparación con el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) impulsado por Javier Milei es inevitable porque ambos esquemas comparten una lógica similar: ofrecer condiciones excepcionales de estabilidad, beneficios fiscales y facilidades cambiarias para atraer inversiones de gran escala en sectores extractivos.

El Fondo Soberano Petrolero

Pese a lo poco que le queda de la producción petrolera, la cifra igual es significativa para una economía pequeña como la de Guyana. Por ese motivo, en 2019 se creó un Fondo Soberano Petrolero (Natural Resource Fund) que tiene como función gestionar las regalías y el porcentaje de las ganancias que le corresponden al Estado.

El NRF buscó tres objetivos: estabilizar la economía frente a la volatilidad petrolera; ahorrar parte de la renta para futuras generaciones y evitar que todo el dinero entre de golpe a la economía y produzca desequilibrios (“mal holandés”).

El fondo está inspirado en modelos como el Government Pension Fund de Noruega, aunque a una escala y con una institucionalidad muy distintas.

Los recursos del fondo se depositan principalmente en cuentas del exterior administradas por el Bank of Guyana. El dinero luego puede transferirse gradualmente al gobierno según reglas establecidas por ley.

El gobierno de Irfaan Ali eliminó en 2021 varios mecanismos de supervisión y control creados por la norma original. De hecho, existía un comité independiente de supervisión con representantes de sociedad civil, sindicatos, sector privado, organizaciones religiosas y expertos con perfil técnico que debían monitorear retiros de fondos y cumplimiento de reglas, pero la reforma de 2021 lo suprimió, dándole muchísimo peso al ministro de Finanzas en autorización de retiros, administración, reportes y supervisión operativa. La oposición denunció entonces que eso convertía el NRF en una “cuenta controlada por el gobierno” más que en un fondo soberano independiente.

La red local de proveedores

El desarrollo petrolero se produjo tan rápido y a una escala tan grande que el país no tenía, a diferencia de lo que ocurre en Argentina, una red de proveedores en condiciones de dar respuesta a las necesidades de la industria. El gobierno de Guyana comenzó entonces a diseñar un régimen para el desarrollo local asociado a la explotación hidrocarburífera.  

En febrero de 2021, las autoridades elaboraron ​​una política de contenido local y ese mismo año el Parlamento aprobó la Ley Nº 18 de Contenido Local para implementar esa política. La norma estableció un mecanismo para priorizar a los ciudadanos y empresas guyanesas en la adquisición de bienes y servicios para el fortalecimiento de la cadena de valor del sector petrolero. Se exigió a todos los actores extranjeros, incluidos subcontratistas, licenciatarios y contratistas, que implementen medidas de contenido local como parte integral de sus operaciones.

Exxon informó en septiembre del año pasado a través de un comunicado que 6200 guyaneses trabajaban para la compañía y sus contratistas, lo que representa el 70% de su fuerza laboral. Sin embargo, diversos analistas afirman que los contratos más sofisticados siguen en manos extranjeras, muchos proveedores locales actúan solo como intermediarios, y el país todavía depende enormemente de insumos y servicios importados.

El enigma de la pobreza

Diversos informes periodísticos y académicos han destacado en los últimos años el acelerado crecimiento económico del país, puntualmente de Georgetown. La mayor actividad se observa en la construcción de edificios, rutas, viviendas y hoteles, mejora de los servicios portuarios, financieros y de las redes de telecomunicaciones.  

La petrolera Exxon se ha convertido además en un actor cada vez más importante. Patrocina al equipo de críquet Guyana Amazon Warriors, ha donado dinero para programas universitarios, ambientales y comunitarios a través de ExxonMobil Foundation y se ha transformado en una figura omnipresente en el país a través de diversas campañas publicitarias que destacan el impulso que le ha dado la producción petrolera a la economía. Incluso en enero de 2020 se inauguró una exposición sobre petróleo en el Museo Nacional de Guyana que incluye una muestra del primer petróleo que ExxonMobil extrajo de las profundidades el 20 de diciembre de 2019.

Pese a ello, asociaciones de la sociedad civil, sindicatos y políticos opositores advierten que la riqueza generada por la bonanza petrolera de Exxon no beneficia a la población en general y permanece concentrada en pocas manos.

Un dato llamativo es que no hay cifras actualizadas de pobreza. Los últimos datos son de 2019, justo el año donde comenzó la explotación petrolera, y muestran una tasa del 48,3% con la que sigue trabajando el Banco Mundial. “No se dispone de datos recientes sobre la reducción de la pobreza”, puede leerse en la web del organismo multilateral respecto de Guyana.

El gobierno guyanés afirma que esa cifra de pobreza no refleja la situación actual, pero tampoco se ha preocupado por actualizarla. Desde la oposición sostienen que no hay interés en hacerlo porque los nuevos datos podrían mostrar que sigue siendo alta pese al boom petrolero. El oficialismo responde simplemente que la estadística no se actualizó porque requiere encuestas de hogares muy complejas y costosas.

De lo que no hay dudas es del impacto positivo que provocó en ExxonMobil el descubrimiento de petróleo en las costas de Guyana. Si bien la compañía no reporta Guyana como una unidad financiera separada dentro de sus balances globales, Reuters informó en junio del año pasado que ExxonMobil registró ganancias ajustadas totales de US$33.460 millones en 2024, de los cuales US$4.700 millones provinieron de Guyana, una cifra sorprendente si se toma en cuenta que recién en 2019 comenzó a producir crudo en ese pequeño país.

, Fernando Krakowiak

“La asociación entre Argentina y Chile es casi como un imperativo para quienes gobiernan. La integración energética debería ser una obligación para no sólo aprovechar nuestras riquezas sino también darle salida y lograr competitividad”: así lo sostuvo la ministra de Energía de Chile, Ximena Rincón. De visita en la Argentina, y en un mano a mano en el ciclo de entrevistas de EconoJournal, Rincón señaló lo que a su entender son las directrices necesarias para avanzar en un acuerdo energético bilateral.

Precisamente ese fue el eje de su paso por Argentina: plantear y delinear los puntos de convergencia entre los sectores energéticos de ambos países. Su agenda en Argentina incluyó reuniones con el canciller Pablo Quirno, con el ministro de Economía, Luis Caputo, la secretaria de Energía, María Tettamanti, el secretario de Coordinación de Minería y Energía, Daniel González y el viceministro de Economía, José Luis Dazar. 

“Ustedes tienen el gas en Vaca Muerta que es un tremendo potencial permanente. Una riqueza que tienen que aprovechar, pero que no la van a consumir en Argentina. Chile, por su parte, tiene energía  eléctrica renovable en una cantidad de verdad muy importante”, detalló.

Cuáles serían las bases del acuerdo de integración energética

Para Rincón, el tratado bilateral debe ser concebido como un win-win. Esto es: que tanto Chile como Argentina se vean beneficiados y se sientan “ganadores”.  “Hay que combinar el gas de ustedes, electricidad nuestra y generar respuesta a la oferta que hay, porque en el norte nos falta demanda y a ustedes les falta demanda en el sur”, indicó. 

De hecho, actualmente Chile “pierde” energía. “Los países siempre deben mirar el objetivo primero que tienen como mandato, que son sus ciudadanos y ciudadanas. Y si uno tiene claro eso, la verdad es que la integración es casi una obligación. Además tenemos un ciclo político que hay que aprovechar para lograr dar beneficio a nuestros ciudadanos, es casi como un mandato”.

Si bien en la actualidad Rincón trabaja en Energía, cuenta con una vasta experiencia en el sector minero. De hecho, participó de las reuniones bilaterales que, en 1997, tuvieron como corolario la firma del Tratado de Integración y Complementación Minera ratificado en 2000. Y es esa experiencia previa la que Rincón toma como precedente para hacer lo mismo en materia energética. De hecho, ese acuerdo toma real magnitud a partir del contexto actual, según la visión de Rincón. 

“El acuerdo minero probablemente hoy día va a ser explotado en su real magnitud. ¿Por qué? Porque hay energía, porque podemos tener soluciones en materia de agua que van a permitir desarrollar estos proyectos.  Hoy día podemos volver a hacerlo pero en materia energética. Gas, diésel, electricidad. Y ese es el primer paso. Pero el segundo es materializar proyectos”.

“Ustedes tienen una oportunidad para sacar el gas por el Pacífico. Nosotros tenemos la infraestructura. Ustedes pueden aprovechar nuestra energía eléctrica. Y para eso necesitamos inversión de ambos países. Y yo creo que si logramos un acuerdo en materia de complementariedad, de conexión energética entre ambos países, empezaremos a construir o reconstruir esas confianzas”, indicó.

Finalmente, Rincón aseguró que el acuerdo deberá tener el peso de un tratado porque eso le aportará robustez y podrá hacer zoom en todas las áreas: impositivas, aduaneras, infraestructura. Más aún, la experiencia del pasado desde su perspectiva, no sólo permitirá sopesar aquello que fue un error, sino del mismo modo, acelerar los tiempos.

“En  el pasado nos demoramos casi dos años sin experiencia en el tema. Podemos ser mucho más rápidos que eso, porque además tenemos experiencia comercial y eso te facilita mucho el trabajo”, concluyó.

, Redaccion EconoJournal

La petrolera de capitales colombianos GeoPark presentó una solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para desarrollar su hub de petróleo no convencional en Vaca Muerta. Con una inversión de más de US$1.000 millones en los bloques Loma Jarillosa Este (LJE) y Puesto Silva Oeste (PSO), la compañía busca escalar la producción de 1.500 a 20.000 barriles diarios en los próximos tres años.

El proyecto se presenta con el fin de acelerar el desarrollo del plan que GeoPark, encabezado por su CEO Felipe Bayon, ya está ejecutando en Vaca Muerta, dándole previsibilidad y escala a sus inversiones de largo plazo. La propuesta realizada junto con Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) integra ambos bloques bajo un Vehículo de Proyecto Único (VPU).

El desembarco GeoPark con presencia en distintos mercados latinoamericanos se consolidó a fines de 2025, cuando firmó un acuerdo con Pluspetrol para adquirir el 100% de la participación operada en Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste por un monto de US$115 millones. La transacción significó la entrada efectiva de la firma en la cuenca neuquina, un paso que buscaba dar desde hacía tiempo.

De hecho, a mediados de 2024 la compañía intentó hacer pie en la región mediante una alianza de US$320 millones con Phoenix Global Resources para ingresar en los bloques Mata Mora y Confluencia; sin embargo, ese contrato se cayó en mayo de 2025 ante la falta de aprobación por parte del gobierno de la provincia de Neuquén.

El nuevo proyecto bajo el RIGI

El desarrollo presentado por GeoPark contempla perforación en modo factoría de pozos horizontales, la construcción de una CPF (Central Processing Facility) en PSO para procesar la producción combinada, así como infraestructura de transporte y evacuación compartida.

«Vaca Muerta es una apuesta estratégica para GeoPark. Tenemos un plan en marcha y bloques con potencial probado. Nos presentamos al RIGI porque potencia el alcance de una inversión de esta escala», señaló Ignacio Mazariegos, Director de la Unidad de Negocios Argentina.

Para el directivo «la inversión fue exactamente diseñada para esta herramienta y es una muestra de la coordinación entre el Gobierno Nacional, la provincia y las empresas para impulsar el desarrollo de la cuenca y el país. Queremos consolidarnos como un actor de largo plazo en Neuquén, enfocados en ejecutar con disciplina y generar valor para la provincia», agregó.

En marzo, la compañía inició la perforación de sus primeros pozos en LJE. Con una inversión de entre US$80 y US$100 millones proyectada en 2026 para el desarrollo del bloque, el objetivo es escalar la producción en Argentina y pasar de los 1.500 barriles equivalentes diarios (boepd) actuales hasta los 5.000 o 6.000 boepd antes de que finalice el año.

, Redacción EconoJournal

YPF anunció este viernes el proyecto LLL Oil, una inversión de US$ 25.000 millones para acelerar el desarrollo exportador de petróleo crudo en Vaca Muerta. El CEO y presidente de la petrolera, Horacio Marín, informó que la iniciativa fue presentada al Régimen de Incentivos para las Grandes Inversiones (RIGI), constituyendo la inversión en hidrocarburos más grande presentada al esquema hasta el momento.

El proyecto LLL Oil contempla el desarrollo integrado del potencial productivo en cinco áreas geográficamente contiguas en Vaca Muerta. La expectativa de YPF es alcanzar un plateau de producción de 240.000 barriles diarios de petróleo a partir de 2032, que serán evacuados por el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).

«En toda la vida del proyecto va a generar más US$ 100.000 millones en exportaciones«, destacó Marín en un posteo en X. «Se trata del programa de exportación de petróleo más importante de la Argentina y el mayor presentado bajo el RIGI», añadió.

LLL Oil: cómo es el proyecto que YPF presentó al RIGI

El proyecto, desarrollado íntegramente por YPF, se desarrollará en los bloques La Angostura Norte, La Angostura Suroeste, La Angostura Sur II, Barreal Grande, y la Angostura Sur I. Las áreas compartirán instalaciones de superficie, equipos de perforación, sets de fractura y la logística asociada al suministro de arena y agua, entre otros recursos estratégicos.

La producción de crudo estará destinada 100% al mercado de exportación y será evacuada a través de VMOS, en tanto que el gas natural
asociado producido será destinado al abastecimiento del mercado local.

YPF prevé la perforación de 1152 pozos y la creación de aproximadamente 6000 puestos de trabajo directos durante el desarrollo de LLL Oil. También estima exportaciones por alrededor de US$ 6000 millones anuales hacia 2032. «Esto es mucho más que una inversión. Es el inicio de una nueva etapa», destacó Marín.

Por el lado del proyecto VMOS, su ingreso en operación es esperado para fines de este año, con una capacidad inicial de transporte de 180.000 barriles diarios. El esquema de ampliación proyecta escalar esa cifra hasta los 550.000 barriles diarios durante 2027, con la posibilidad técnica de alcanzar un pico de 720.000 barriles si la demanda del mercado internacional lo requiere.

, Nicolás Deza

La constructora José J. Chediack SA quedó al frente de una nueva etapa de una de las obras viales clave para la conectividad del norte neuquino y para la logística asociada al desarrollo energético de Vaca Muerta. La empresa fue adjudicataria del segundo tramo de pavimentación de la ruta provincial 7, en el sector Cortaderas, como parte del acuerdo estratégico entre el gobierno de Neuquén e YPF.

La firma se realizó este viernes en Buenos Aires y contó con la participación del gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, junto al presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; los vicepresidentes Walter Actis y Lisandro Deleonardis; y las autoridades de la empresa adjudicataria, Javier Chasco e Inés Chediack.

La obra vial

La obra corresponde a la “Pavimentación ruta provincial N° 7, tramo II: empalme ruta provincial N° 5-empalme ruta nacional N° 40”, y contempla la ejecución de 35 kilómetros de asfalto entre las progresivas 20+000 y 55+000. La adjudicación a José J. Chediack SA consolida el avance de un proyecto considerado estratégico tanto para la integración territorial de Neuquén como para el fortalecimiento de la infraestructura vinculada a la actividad hidrocarburífera.

El proyecto integral prevé una traza total de 116 kilómetros, desde Punta Carranza hasta el empalme con la ruta nacional 40 en el paraje Auquinco. Una vez finalizada, la obra permitirá reducir en aproximadamente 100 kilómetros el recorrido asfaltado entre la región Confluencia y el Alto Neuquén, mejorando sustancialmente la conectividad vial y los tiempos logísticos en una zona atravesada por el crecimiento de la industria energética.

Licitación del tercer tramo

El gobierno provincial confirmó que la próxima semana se lanzará la licitación del tercer tramo, también de 35 kilómetros, lo que permitirá dar continuidad al esquema de ejecución definido junto a YPF.

En la actualidad, ya se encuentran en marcha las tareas correspondientes al primer tramo de la obra, sobre 20 kilómetros desde Punta Carranza, donde finaliza el asfalto existente de la ruta provincial 7. Los trabajos se desarrollan en articulación con YPF e incluyen la ejecución de subbase y base, riego de liga, imprimación y colocación de carpeta asfáltica en distintos sectores.

Según precisaron desde la Dirección Provincial de Vialidad, también avanzan las tareas de construcción de terraplenes, movimiento de suelos y alcantarillas de hormigón, obras consideradas clave para garantizar la estabilidad y durabilidad de la traza.

Pavimentación de las rutas

La pavimentación de la ruta 7 forma parte del plan de infraestructura vial impulsado por la administración de Rolando Figueroa, que busca acompañar el crecimiento productivo de la provincia y mejorar la integración territorial en regiones atravesadas por el desarrollo de Vaca Muerta.

En ese esquema, la participación de José J. Chediack SA aparece como un actor central para acelerar la ejecución de una obra que el gobierno provincial considera estratégica para la competitividad logística del sector energético y para la conectividad de las comunidades del norte neuquino.

, Redaccion EconoJournal

La infraestructura siempre ha sido uno de los grandes cuellos de botella del desarrollo argentino. Y es también un escenario de debate político e ideológico cuando se convierte en una restricción para el crecimiento y el desarrollo económico y social, en particular en un país que se vuelva día a día más atractivo para proyectar y consolidar inversiones en sectores clave como minería, petróleo y gas, agro y la industria del conocimiento.

Es que, por un lado, se requiere la optimización de la conectividad interna, de productos, bienes y servicios en un país extenso, federal y con diversidad de su matriz de economías regionales y, por otro, se vuelve prioritaria y pertinente la mayor apertura con la consiguiente integración hacia el mundo, potenciada por los acuerdos bilaterales, multilaterales y, muy especialmente, acelerada en este tiempo por el contexto global que impulsa oportunidades históricas para Argentina.

Estamos frente a un ciclo que conlleva retos y desafíos que pueden ser asumidos si se toman las decisiones acertadas, dado que por primera vez en mucho tiempo comienzan a alinearse condiciones estructurales que permiten pensar en soluciones de mediano y largo plazo.

La estabilización de variables macroeconómicas, el equilibrio fiscal, la normalización cambiaria y la baja de la inflación no son simplemente indicadores técnicos: son la base indispensable para planificar. Sin ese punto de partida, cualquier estrategia de infraestructura queda reducida a respuestas fragmentadas, sin escala ni continuidad.

Hoy, en cambio, empieza a abrirse una ventana distinta. Un cambio de lógica: del corto plazo a la planificación.

La infraestructura no se diseña para el presente inmediato. Se proyecta a décadas. Un sistema ferroviario, una red logística o un corredor vial se piensa a 30, 40 o 50 años. Por eso, la macro ordenada no es un dato más: es la condición que habilita adelantar y fortalecer esa posibilidad.

En este contexto, Argentina tiene la oportunidad de repensar su sistema integral de transporte: rutas, puertos, trenes y accesos urbanos, bajo una lógica más eficiente, competitiva y sostenible. Frente a la magnitud y complejidad de la alta demanda, en contraste con las décadas de una planificación y ejecución desordenada, este proceso no podría ser exclusivamente público ni privado. Requiere un nuevo acuerdo entre ambos sectores.

Añelo: cuando la articulación funciona

El caso del Anillo de Añelo, en la provincia de Neuquén, es un ejemplo concreto de esta nueva lógica en acción. Una articulación basada en objetivos comunes, búsqueda de consensos, esfuerzos compartidos, análisis competitivo y eficiencia en la respuesta.

Se trata de una obra vial clave para el desarrollo de Vaca Muerta, diseñada para descongestionar el principal acceso a la localidad y ordenar el tránsito pesado vinculado a la actividad de hidrocarburos. Implica la construcción de más de 60 kilómetros de infraestructura, combinando trazas nuevas y mejoras sobre rutas existentes, con un objetivo claro: separar el tránsito logístico del tránsito urbano, mejorar la seguridad vial y optimizar los tiempos de operación.

Por primera vez, los operadores privados impulsan y ejecutan una infraestructura crítica, en articulación con la provincia, que organiza y viabiliza el proceso.

Desde AC&A empresa con más de 25 años conformada por ingenieros, economistas y planificadores, contamos con numerosos casos de éxito en Argentina y en 40 países de Latinoamérica y el resto del mundo. En ese rol lideramos el Masterplan de Infraestructura en la Región de Vaca Muerta y el armado de una Oficina de Gerencia de este Proyecto (PMO).

El denominado Anillo Añelo implementará importantes innovaciones en mecanismos de licitación y contratación de obras y permitirá reducir la congestión, mejorar la seguridad vial y agilizar el transporte de pasajeros y de carga en una ruta clave de la región.

Infraestructura competitiva

La infraestructura no es un fin en sí mismo. Es una herramienta para ganar competitividad.

Reducir costos logísticos, mejorar la eficiencia operativa y aumentar la seguridad impacta directamente en la productividad de sectores clave como el oil & gas, la minería y el agro.

En Vaca Muerta, donde la producción no convencional crece a tasas sostenidas, esta relación es evidente: sin infraestructura adecuada, el potencial exportador se ve limitado. Con infraestructura eficiente, en cambio, los costos bajan y la competitividad mejora de forma estructural. Y el conjunto de la sociedad de la provincia, la región y el país, se benefician. El desafío es no perder de vista esa lógica de mediano plazo.

Las obras deben ejecutarse con estándares internacionales, costos competitivos y procesos transparentes. La Argentina tiene una oportunidad para reconstruir su industria de la construcción e infraestructura hacia modelos mixtos, con mayor participación privada.

Un factor sensible en esta ecuación es el talento, cuya base es la buena educación y formación con capacidades técnicas cada vez más exigentes.  A medida que se multiplican los proyectos en energía, minería y agro, comenzarán a aparecer cuellos de botella. La cantidad de ingenieros que se gradúan en Argentina es estable o decreciente, y eso plantea un riesgo concreto. Además el tejido empresario en el área de la ingeniería es significativamente más débil que en otros países de la región. Otra vez, la formación de profesionales técnicos y el impulso al sector de la ingeniería debe ser un esfuerzo compartido.

La Argentina tiene la posibilidad de encarar una agenda de infraestructura con visión estratégica. Casos como el Anillo de Añelo muestran que es posible avanzar cuando hay coordinación, planificación y objetivos claros. La macroeconomía ordenada ofrece el marco. El sector privado aporta capacidad de ejecución. El sector público, dirección y regulación.

El desafío ahora es sostener esa convergencia en el tiempo. Porque la infraestructura no solo conecta territorios. Conecta el presente con el futuro. Una oportunidad que, como sociedad, no podemos dejar pasar.

(*) CEO de AC&A Ingenieros-Economistas-Planificadores.

, Bruno Agosta (*)

YPF Luz inauguró el Parque Solar El Quemado, de 305 MW de capacidad instalada, lo que lo convierte en el parque fotovoltaico más grande de la Argentina. Ubicado en el departamento de Las Heras, Mendoza, el proyecto representa el 11% de la capacidad solar instalada del país y genera energía equivalente al consumo de 233.000 hogares.

El Quemado es el primer proyecto presentado por una empresa y el primero en ser aprobado bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) con una inversión de US$211 millones. Esto explicó la presencia de varios de los miembros del Gobierno nacional encabezados por el jefe de Gabinete, Manuel Adorni.

También estuvieron presente el ministro de Economía, Luis Caputo, y la secretaria de Energía, María Tettamanti, junto al gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo; el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; y el CEO de YPF Luz, Martín Mandarano.

La energía que produce El Quemado se comercializa a industrias, empresas y distribuidoras de todo el país a través del Mercado a Término de Energía Renovable (MATER). El parque es el séptimo proyecto renovable de YPF Luz con el que alcanzó el primer giga de generación renovable.

El parque comenzó a operar por etapas: entre diciembre 2025 y febrero de 2026 se pusieron en operación los primeros 200 MW, mientras la última etapa de 105MW está recibiendo las pruebas técnicas finales para obtener su habilitación comercial.

El proyecto tiene un factor de capacidad estimado de 31,4% y requirió la instalación de más de 511.000 paneles bifaciales. La obra también incluyó una nueva subestación transformadora con tecnología GIS, construida por Distrocuyo, que además estará a cargo de su operación.

Desarrollado originalmente por EMESA en 2017, este proyecto durante la construcción ocupó a más de 350 personas en su pico de actividad, con 87% de mano de obra local, y alcanzó un 56% de integración de bienes y materiales de origen local.

Mandarano, CEO de YPF Luz, expresó: «El parque El Quemado responde a la necesidad de nuestros clientes de contar con energía confiable y acorde a las exigencias del mercado. Nos enorgullece ser los primeros en operar bajo el RIGI, impulsando inversiones que transforman la matriz energética.

, Ignacio Ortiz

Pan American Energy (PAE) y Continental Resources firmaron el acuerdo de asociación definitivo con el objetivo de acelerar el desarrollo de cuatro bloques de shale oil en Vaca Muerta. La operación, anunciada en enero, se formalizó luego de obtener las autorizaciones correspondientes por parte de las provincias de Neuquén y Río Negro para la cesión de participación en las áreas involucradas.

El acuerdo contempla la adquisición por parte de Continental del 20% de la participación de Pan American Energy en las áreas Coirón Amargo Sureste, Bandurria Centro y Aguada Cánepa, ubicadas en Neuquén, y Loma Guadalosa, en Río Negro. PAE continuará como socio mayoritario y operador en todos los bloques, pero sumará el know how súper especializado en operaciones no convencionales de Continental Resources.

Continental apuesta por Vaca Muerta

Continental, del multimillonario Harold Hamm conocido como el «rey del fracking», es una de las compañías independientes más relevantes en el desarrollo de recursos no convencionales en Estados Unidos. Con una producción diaria que alcanza los 500.000 barriles de petróleo equivalente por día y más de 5.200 pozos operados. En noviembre cerró la compra a Pluspetrol del 90% de participación en Los Toldos II Oeste, en Neuquén.

Doug Lawler, presidente y CEO de Continental Resources, fue el encargado de firmar el convenio en representación de la compañía estadounidense. Lawler reafirmó en el CERAWeek 2026 su interés por Vaca Muerta y elogió los incentivos que ofrece el gobierno de Javier Milei para alentar una mayor inversión. «En 5 a 10 años, la producción de EE.UU. se va a estabilizar o declinar y ese gap va a ser cubierto por Vaca Muerta», aseguró.

“La calidad de la roca es sobresaliente. Si uno mira la columna estratigráfica de Vaca Muerta y la compara con algunos plays de shale en Estados Unidos, al combinar formaciones como Bakken, Eagle Ford y unidades prolíficas del Permian Basin, como la Wolfcamp, se obtiene un conjunto comparable”, agregó en aquella ocasión.

El ejecutivo también aprovechó su participación en el CERAWeek 2026 sobre la importancia de que el gobierno de Milei siga por la senda actual: «Lo que seguiría fomentando es el excelente trabajo que se está realizando. No hagan nada que desincentive la inversión. Porque si se desincentiva la inversión, eso perjudica a los ciudadanos argentinos y retrasa la contribución sustancial del petróleo y el gas al panorama energético mundial». 

Continental Resources es el mayor productor privado de petróleo y gas natural del mundo. Con sede en Oklahoma City, Oklahoma, es uno de los mayores titulares de concesiones y productores en la formación Bakken, en Dakota del Norte y Montana, y es el principal productor de la Cuenca de Anadarko, en Oklahoma.

Los activos de PAE en Neuquén

PAE lleva 50 años trabajando en Neuquén, es la segunda petrolera privada de la Argentina y es uno de los mayores productores del no convencional en la Cuenca Neuquina. La compañía produce en la provincia 12 millones de m³ diarios de gas y 40.000 barriles de petróleo por día, equivalentes a cerca de 100.000 barriles de petróleo equivalentes por día (BOED).

Además, opera siete áreas en Neuquén -seis de ellas en desarrollo- y participa como socio no operador en otras dos. En Río Negro, PAE opera Loma Guadalosa, la primera concesión de explotación no convencional otorgada por la provincia.

, Ignacio Ortiz

Nucleoeléctrica Argentina (NASA) acaba de institucionalizar la comercialización de servicios e insumos para centrales nucleares como una nueva unidad de negocio en paralelo a la generación de electricidad. El objetivo es posicionar a la empresa como líder regional e internacional en la exportación de ese tipo de servicios, una veta que se encontraba subexplotada. El paso administrativo es clave también en el proceso de apertura parcial de la generadora estatal al capital privado, según pudo saber EconoJournal.

La Secretaría de Asuntos Nucleares (SAN) y la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) realizaron este miércoles una asamblea de accionistas para concretar una modificación en el estatuto de la empresa estatal operadora de las centrales nucleares. La empresa sumó como nuevo objeto social la prestación de servicios, institucionalizando una nueva unidad de negocio, que aún no tiene un nombre definido.

Esta modificación se produce en un contexto en el que la empresa ha enfrentado cuestionamientos recientes por denuncias de sobreprecios en sus licitaciones y gastos millonarios con sus tarjetas corporativas en productos y servicios no vinculados con la industria nuclear. Además, los gremios del sector vienen denunciando la perdida de poder adquisitivo de los salarios, el intento de privatización y la puesta en marcha de mecanismos de disciplinamiento, control y censura hacia los trabajadores.

La nueva unidad de negocios

La nueva unidad estará enfocada en generar rentabilidad a partir de la comercialización de servicios al extranjero. «NASA hasta ahora tenía una actitud conservadora, de no hacer inteligencia en el mercado en búsqueda de generadoras que podrían ser clientes de los servicios que desarrollamos dentro de casa«, explicó una fuente dentro de la empresa al tanto del cambio.

Nucleoeléctrica opera las centrales Atucha I y II y la central de Embalse. La nueva unidad seguirá prestando servicios a esas centrales. «La prioridad la seguirán teniendo las centrales nucleares de NASA. Lo que se busca es vender servicios en los momentos de menor actividad, cuando no hay paradas programadas», agregó la fuente. Como ejemplo, señaló que la empresa envió personal el año pasado a trabajar en una central en Corea del Sur.

Con la desregulación del mercado eléctrico, el gobierno habilitó a Nucleoeléctrica por primera vez a poder disponer de las ganancias que eventualmente obtenga por el negocio de generación eléctrica. A través del decreto 450/25 fue modificado el artículo 37 de la ley 24.065 del Régimen de la Energía Eléctrica, que impedía a las empresas estatales disponer de sus utilidades y repartir dividendos.

La modificación de la ley 24.065 fue el primer paso en el proceso de privatización parcial de la compañía. El gobierno dio un segundo paso con la publicación del decreto 695/25, que establece el marco para la privatización del 44% del paquete accionario de NASA y la cesión de un 5% a los gremios (el Estado nacional seguirá reteniendo el 51% y el control de la compañía). La creación de la nueva unidad de negocio supone otro paso en esa dirección.

La experiencia de Nucleoeléctrica exportando servicios para centrales nucleares

NASA tiene un sello distintivo entre las compañías generadoras que operan centrales nucleares en el mundo, que son sus capacidades de ingeniería, construcción, puesta en marcha y operación de reactores. Se tratan de capacidades que desarrolló y robusteció al asumir el project management de la finalización de Atucha II en 2014 y la extensión de vida de Embalse concluida en 2019. La empresa también finalizará en 2027 la extensión de vida de Atucha I.

«Cuando se decidió terminar Atucha II el diseñador del reactor ya no existía. NASA asumió el rol de terminarla y hoy conviven dentro de la empresa la figura del operador con la del constructor de centrales, es algo inusual en el sector», sintetizó otra fuente.

Producto de esa experiencia, se desarrollaron servicios e insumos in house que sirven tanto para centrales del tipo CANDU (uranio natural y agua pesada) como PWR (uranio enriquecido). Un ejemplo son los restrictores de flujo, un componente desarrollado por NASA para la extensión de Embalse, que luego ha fabricado y vendido a centrales CANDU en Canadá y cuyo valor económico asciende a US$200.000 por unidad.

La empresa ya ha brindado servicios a distintos países, entre los que se destacan China, Canadá, Brasil, Corea del Sur y España. Sin embargo, algunos de los servicios exportados no eran comerciales sino que eran en el marco de acuerdos para el intercambio de servicios. «Candu Energy hizo tareas en Embalse y Nucleoeléctrica las pago haciendo servicios a centrales en Canadá», explicaron a este medio.

El objetivo con la creación de la unidad de negocios es darle un perfil definitivamente comercial a la exportación de los servicios en un contexto internacional de gran actividad en construcción de centrales y extensiones de vida de reactores. La empresa está mirando más oportunidades en Brasil. También busca participar en las extensiones de vida de las unidades CANDU 1 y 2 en la central nuclear de Cernavoda en Rumania.

, Nicolás Deza

Pampa Energía, el holding encabezado por el empresario Marcelo Mindlin, concretó la reapertura de su bono internacional con vencimiento en 2037, lo que le permitió un financiamiento adicional por US$500 millones destinados para cubrir el plan de inversiones de la compañía.

El bono había sido originalmente emitido en noviembre de 2025, en aquel entonces logrpo la colocación de US$450 millones. Pero en esta oportunidad, la transacción permitió alcanzar el menor spread de financiamiento en la historia de la compañía y elevar el monto total del bono a US$950 millones.

Luego de recibir ofertas por más de US$1.000 millones, la empresa reabrió su bono a 12 años, con cupón de 7,75%, y a una tasa de descuento de 7,60%. En el mercado se analizaba esta nueva colocación como la ratificación del interés que sostienen los activos del sector energético, los que vienen logrando un nivel histórico de colocaciones.

La compañía destacó tras la emisión que «el resultado refleja el fuerte posicionamiento crediticio de la compañía, permitiendo no solo comprimir la tasa respecto de la emisión de noviembre y alcanzar el menor spread en su historia (315 bps), sino también extender el perfil de vencimientos hasta 2037″, consolidando una estructura de deuda aún más cómoda.

Los proyectos de Pampa por US$10.000 millones

Pampa avanzó en los últimos dos meses con tres megaproyectos bajo el amparo del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), con una inversión declarada de US$4.500 millones. La estrategia de la compañía se enfoca, en primer lugar, en el desarrollo masivo de Rincón de Aranda, su bloque estrella de shale oil en Vaca Muerta, orientado a potenciar la extracción y exportación de crudo.

En segundo término, el grupo consolida su infraestructura logística mediante el millonario proyecto de ampliación y construcción del sistema de separación de líquidos del gas natural (NGLs) a través de Transportadora de Gas del Sur (TGS). Se trata de una obra valuada en unos US$3.000 millones para asegurar la evacuación y el tratamiento del gas natural proveniente de la cuenca neuquina.

Por último, la apuesta industrial se completa con el diseño y puesta en marcha de una nueva planta de producción de urea, por otros US$2.400 millones. El proyecto a desarrollarse en el polo petroquímico de Bahía Blanca es una iniciativa que busca sustituir importaciones, agregar valor al gas en origen y abastecer de manera al mercado de fertilizantes de la Argentina y la región.

, Ignacio Ortiz

El gobierno promovió este miércoles una serie de subastas en el Mercado Electrónico del Gas (Megsa), la plataforma que funciona bajo el paraguas de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, que marcaron un cambio sustancial en la forma de contractualizar el gas natural necesario para cubrir el pico de consumo que se registra durante el invierno. En esas compulsas terminó colocando los nueve cargamentos que había licitado el lunes y que se había comprometido a adquirir solo si antes conseguía compradores en el mercado local.

En el trasfondo de las subastas realizadas ayer convivían múltiples interrogantes. El principal era si las grandes industrias consumidoras de gas natural estarían dispuestas a pagar el costo del gas natural licuado (GNL), un combustible cuyo precio puede llegar a multiplicar por cinco el valor promedio del gas incluido actualmente en las tarifas residenciales, tal como publicó EconoJournal el domingo.

Desde esa óptica, la pregunta incluso dejaba abierta la posibilidad de que faltara gas físico durante los meses de frío, dado que el gobierno estaba dispuesto a no importar cargamentos adicionales de GNL si no existían actores privados dispuestos a tomar —en el mercado secundario de Megsa— esos volúmenes adquiridos por la estatal Enarsa.

Los resultados de las compulsas realizadas ayer disiparon ese interrogante y aseguraron que, al menos durante junio —período alcanzado por estas subastas—, no faltará fluido en el mercado local. Sí permanece abierta la incertidumbre en torno a cuál será el precio final que las industrias deberán pagar para acceder al gas importado en caso de que durante el mes próximo se registren bajas temperaturas y sea necesario recurrir masivamente al GNL.

A favor

Las tres subastas realizadas en Megsa dejaron una participación activa de empresas privadas de distintos segmentos del mercado.

Las grandes industrias, tales como refinerías –entre ellas YPF–, siderúrgicas, aceiteras y petroquímicas, cerealeras y cementeras, adquirieron en conjunto unos 12 millones de metros cúbicos (MMm3) de gas para junio.

También hubo una participación muy activa de empresas generadoras de electricidad que, a partir de la reforma del mercado eléctrico impulsada por el gobierno, por primera vez pueden comprar gas por cuenta propia para abastecer sus centrales térmicas. En ese segmento sobresalió particularmente la presencia de Pampa Energía, que buscó asegurar suministro para centrales como Genelba y Ensenada Barragán, y en menor medida YPF Luz y Central Puerto.

Entre grandes industrias y generadoras adquirieron el equivalente a poco más de tres cargamentos de GNL.

Las distribuidoras de gas, sobre cuya participación también existían dudas porque el Estado todavía no había definido el pass-through tarifario del costo incremental del GNL, terminaron comprando en conjunto el volumen equivalente a un cargamento de GNL en la primera subasta realizada por Megsa.

Como adelantó EconoJournal, el gobierno acordó que el Tesoro financiará a las gasíferas durante seis meses el diferencial de precio asociado al mayor costo del GNL importado que consuman los hogares durante los meses de frío.

Desde esa óptica, la iniciativa del Ejecutivo de subastar el GNL importado por Enarsa en un contexto internacional signado por precios mucho más altos producto de la guerra en Medio Oriente terminó siendo exitosa, porque logró que una propuesta inédita —que privados compren por anticipado el gas por barco importado por la estatal— se convirtiera en una licitación competitiva con buena participación de los privados y fuentes cercanas al gobierno lo leyeron como un paso más hacia la normalización del mercado privado de gas natural.

Por su parte, Trafigura sorprendió al terminar adquiriendo el equivalente a los cinco cargamentos restantes.

En total, las subastas terminaron colocando nueve cargamentos de GNL para junio, con una fuerte participación privada.

La extraña matemática de Enarsa

La licitación dejó algunos elementos que sorprendieron dentro del mercado gasífero. El más llamativo fue la prima o tarifa que definió Enarsa, la empresa estatal que conduce Tristán Socas, un funcionario que responde políticamente al asesor presidencial Santiago Caputo, que deberán pagar las industrias, generadoras y comercializadoras por regasificar el GNL importado en la terminal de Escobar.

Enarsa fijó ese ítem en 5,16 dólares por millón de BTU. Ese valor incluye tanto los costos de regasificación y logística de la planta regasificadora de Escobar —que es propiedad en partes iguales de Enarsa e YPF— como también el fee o el premio cobrado por los proveedores internacionales de GNL sobre el precio del TTF —la referencia del GNL en el mercado de Rotterdam— para abastecer los nueve cargamentos licitados por Enarsa para junio, compulsa de la que el lunes participaron solamente tres empresas proveedoras: BP, Vitol y Trafigura.

Lo extraño del caso —y lo que incluso generó malestar hacia adentro del área energética del Ministerio de Economía, que conduce Luis ‘Toto’ Caputo— es que hace menos de tres semanas Enarsa había firmado un informe técnico enviado a la Secretaría de Energía donde sostenía que el costo de regasificación, logística y fee de provisión de GNL para mayo se ubicaba en torno a los 3,50 dólares por millón de BTU.

Ese informe técnico elaborado por el departamento de importación de gas natural de Enarsa —que en los últimos meses sufrió la salida de Jorge O’Donnell, histórico referente técnico del área— fue uno de los principales elementos que utilizó el gobierno para descartar la propuesta presentada por la española Naturgy para funcionar como agregador comercial de la importación y reventa de GNL durante el invierno.

Puesto en blanco sobre negro: una vez que Enarsa le informó por escrito a Economía que el costo de esa operatoria era de 3,50 dólares por millón de BTU, resultaba prácticamente imposible adjudicarle el proceso a Naturgy, cuya oferta era un dólar más cara (4,51 US$/MMBTU).

Lo sorprendente es que apenas 20 días después la misma Enarsa redefinió ese mismo costo en 5,16 dólares por millón de BTU. Es decir, un valor casi 15% superior al que había ofertado Naturgy para hacerse cargo integralmente de la gestión de importación y recomercialización de los cargamentos durante el invierno.

Para peor, según pudo reconstruir EconoJournal, funcionarios del Ministerio de Economía se enteraron de la prima definida por Enarsa apenas minutos antes de que la estatal le comunicara oficialmente a Megsa el precio que sería utilizado en la subasta, sin una coordinación previa consistente con la Secretaría de Energía.

No es la primera vez que Socas enfrenta problemas de interlocución interna con el Ministerio de Economía, donde si bien existe una valoración positiva sobre su capacidad profesional y descartan mala intención en su accionar, admiten que su dinámica excesivamente individual, cautelosa por demás y poco sistémica atenta contra la gestión del gobierno en materia de energía.

“Enarsa definió el costo de regasificación en 5,16 dólares porque es el número promedio que surge de las primas que recibió de los proveedores de los 9 cargamentos de GNL para junio. El problema es que no informó debidamente a la Secretaría de Energía y expuso una falta de coordinación porque hace 20 días hacía informado por escrito que el costo de regasificación era de 3,50 dólares. Su manejo no fue bueno”, indicó una fuente con acceso a los detalles de las subastas que llevó adelante ayer Megsa. EconoJournal intentó comunicarse con Socas, pero desde Enarsa declinaron realizar comentarios.

La jugada que sorprendió al mercado

El segundo dato relevante que dejó la jornada de ayer fue la sorprendente estrategia desplegada por Trafigura, uno de los mayores traders de commodities del planeta, que en la Argentina opera la marca Puma y que además cuenta con un management local considerado dentro del mercado como particularmente ágil y sofisticado en la toma de decisiones.

Trafigura, que desde hace un par de años actúa también como una comercializadora de gas natural (el año pasado empezó a importar gas de Bolivia en invierno para abastecer a generadoras del norte del país) y quiere crecer en ese segmento, presentó ofertas en la tercera subasta de Megsa para quedarse con los cinco cargamentos remanentes de GNL que quedaron disponibles luego de que distribuidoras, industrias y generadoras adquirieran los volúmenes correspondientes a las primeras rondas de la subasta.

Ni las distribuidoras ni los productores de gas habían anticipado una jugada tan agresiva por parte de Trafigura. Tampoco lo esperaban dentro del área energética del gobierno, donde daban por descontado que Cammesa terminaría comprando parte de esos cargamentos, dado que para el sistema eléctrico argentino resulta más conveniente generar electricidad con GNL antes que recurrir masivamente al gasoil importado.

La consecuencia inmediata de esa jugada es que ahora Trafigura funcionará como una especie de agregador comercial durante junio, que era precisamente el objetivo inicial que perseguía el gobierno cuando impulsó la licitación para contratar un privado que se hiciera cargo de importar y comercializar el GNL durante el invierno, proceso que finalmente no terminó adjudicándose a Naturgy.

Trafigura tendrá ahora la posibilidad de comercializar GNL con generadores que estén dispuestos a despachar su propio combustible para intentar capturar un margen mayor dentro de un esquema de precios que a partir de este año es más abierto que en el pasado.

Si bien el mercado eléctrico argentino todavía no funciona plenamente bajo un esquema marginalista —porque el gobierno definió un precio tope para la energía comercializada—, el nuevo diseño regulatorio que entró en vigencia en noviembre del año pasado sí empieza a habilitar que los privados puedan buscar márgenes adicionales a partir de decisiones comerciales propias.

Si, en cambio, ningún generador decide finalmente optar por comprar ese GNL, será Cammesa la que termine adquiriendo ese gas importado para despachar centrales operadas por empresas que no quieran asumir por su cuenta la compra del combustible.

Si junio registra temperaturas templadas, es probable que tanto las generadoras como la propia Cammesa no demanden grandes volúmenes de GNL o si lo hacen el precio del gas termine arbitrando contra opciones más económicas para el sistema como la importación de electricidad desde Brasil —se pueden importar hasta 2.000 MW—. En ese caso, las usinas podrán comprar también gas doméstico a precios de 3,50 dólares por millón de BTU surgidos de los contratos del Plan Gas o precios más caros —pero inferiores al GNL— comprados en el mercado spot.

En ese escenario, el riesgo para Trafigura será encontrar demandas de grandes usuarios industriales para colocar el GNL que le compró a Enarsa o eventualmente redireccionar esos volúmenes hacia otros mercados regionales.

Por el contrario, si junio termina siendo más frío de lo previsto y aumenta significativamente la demanda residencial, tanto las generadoras como Cammesa deberán recurrir a mayores volúmenes de GNL importado. Y en ese caso, el precio de ese combustible terminará arbitrando contra el costo del gasoil importado —más caro que el GNL importado— que utiliza el parque termoeléctrico cuando ya no queda gas natural disponible para generación.

Más allá de estas dinámicas novedosas que implica una mayor apertura del mercado entre privados, dentro del gobierno interpretan que el proceso es parte de una transformación de fondo orientada a reconstruir un esquema energético que durante los últimos 25 años estuvo, con distintos matices, fuertemente administrado por el Estado.

Ese proceso de transición, después de tantos años de intervención, inevitablemente genera tensiones, idas y vueltas, costos de empalmes regulatorios y nuevas dinámicas competitivas entre actores privados hasta ahora prácticamente desconocidas dentro del mercado energético argentino.

, Nicolas Gandini

El Clúster de Petróleo, Gas y Minería de Córdoba desembarcó en la Expo Internacional San Juan Minera con una participación récord: nueve empresas expositoras, once sponsors y un stand institucional propio, en una señal del crecimiento del ecosistema industrial cordobés y de su apuesta por integrarse cada vez más a la cadena de valor minera nacional.

La presencia cordobesa estuvo acompañada además por la visita del gobernador de Córdoba, Martín Llaryora, quien recorrió la isla de stands del Clúster durante la exposición y reforzó el posicionamiento de la provincia como un actor dispuesto a acompañar el desarrollo de la industria minera argentina. Durante su participación en San Juan, el mandatario destacó que Córdoba “apuesta al desarrollo de la industria minera” y remarcó la necesidad de construir una agenda federal que permita transformar los recursos naturales en empleo, desarrollo industrial e innovación tecnológica.

Socio estratégico de la minería

Desde el Clúster sostienen que la minería representa “una oportunidad histórica para la Argentina”, especialmente en un contexto global marcado por la creciente demanda de minerales críticos vinculados a la transición energética, como el cobre. El perfil de las empresas que integran el clúster combina una fuerte base industrial y metalmecánica con capacidades de ingeniería aplicada, automatización, montaje, logística, servicios especializados y desarrollo tecnológico.

Según la propia entidad, se trata de una red de empresas industriales que brindan soluciones para toda la cadena de valor de minería, con oferta en equipamiento y componentes, sistemas hidráulicos, piping, piezas mecanizadas, tanques, software de gestión, servicios de campo, calibración, ensayos, tratamiento de residuos y desarrollos a medida junto al cliente. La entidad cordobesa considera que la provincia tiene capacidades concretas para aportar a los grandes proyectos mineros que se desarrollan en regiones como Cuyo y el NOA.

Experiencia cordobesa

La experiencia acumulada por Córdoba en sectores como el automotriz, aeronáutico, ferroviario, energético y agroindustrial le permite ofrecer soluciones industriales, metalmecánicas, logísticas y de ingeniería con altos estándares de calidad y adaptación técnica. “Los grandes proyectos mineros van a requerir más proveedores calificados, mayor capacidad productiva y cadenas de valor más profundas”, remarcaron desde el Clúster, al advertir que la demanda futura del sector podría superar ampliamente la oferta actual de proveedores.

Además, desde la entidad remarcan una lógica de trabajo basada en la articulación y la cooperación industrial. “Las empresas pueden competir en mercados, pero también cooperar para abrir oportunidades, mejorar estándares, generar escala, compartir aprendizajes y construir una oferta más robusta”, señalaron, como parte de una visión orientada a fortalecer capacidades colectivas y potenciar el desarrollo de proveedores argentinos.

Cooperación entre provincias para apuntalar el desarrollo minero

Uno de los ejes centrales planteados por la institución fue la necesidad de avanzar hacia un esquema de cooperación entre provincias, evitando que las políticas de compre local se conviertan en barreras internas que limiten la capacidad argentina de responder a proyectos de escala global.

Desde Córdoba aseguran que la intención no es competir con las provincias mineras, sino complementar capacidades y construir una red industrial más robusta y federal. La magnitud de las inversiones proyectadas en Argentina refuerza esa visión. Proyectos como Josemaría, Filo del Sol, Los Azules, El Pachón, Altar y Mara representan inversiones multimillonarias que demandarán una red de proveedores mucho más amplia y sofisticada.

Con este escenario como telón de fondo, Córdoba busca consolidarse como un polo industrial complementario para el desarrollo minero argentino, apostando a la articulación entre empresas, universidades, centros tecnológicos y gobiernos provinciales para ampliar capacidades y generar soluciones integrales para una industria que promete cambiar la escala productiva del país.

, Redaccion EconoJournal

A partir de este jueves, YPF aplica un aumento del 1% en el precio de sus combustibles, una medida que surge tras un análisis de las condiciones de mercado y el comportamiento de la oferta y la demanda, explicó el presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín. A pesar del ajuste en los surtidores, el precio del gasoil premium, que en la Argentina aún no logró pleno abastecimiento, se mantiene por detrás del import parity y complica en particular a las refinadoras no integradas.

El incremento se da en un contexto global de alta volatilidad energética, marcado por la persistencia del conflicto en Oriente Medio, lo que presiona al alza la cotización internacional del crudo Brent. Sin embargo, los precios de los combustibles en el país se mantienen a tono con la región, por ejemplo, por detrás de Perú y Chile encabezaron la suba de la nafta con un 39% y 24%, respectivamente.

A pesar del ajuste, el precio del gasoil premium se mantiene por detrás de la paridad de importación, un escenario que afecta directamente el abastecimiento para sectores clave como el agro. Actualmente, el gasoil importado que consume el campo arrastra un atraso promedio de 27 centavos de dólar por litro, lo que implica que las empresas que importan para abastecer a ese segmento pierden unos 350 pesos por litro.

Esta brecha complica especialmente la ecuación de las refinadoras no integradas, como Raízen (Shell) y Trafigura (Puma), mientras que las integradas como YPF y Axion logran compensar la situación operando con un precio de crudo calculado en torno a los 90 dólares.

En ese mismo contexto, YPF se encuentra monitoreando día a día cómo responde la demanda, con el objetivo de evitar una caída en el consumo de gasoil. La cautela responde a que el excedente de este combustible no es de fácil exportación para la petrolera. Debido a que su gasoil posee una mayor proporción de partes por millón de azufre y suele sufrir descuentos en su precio de venta en los mercados internacionales, obliga a priorizar el sostenimiento del volumen de ventas en el mercado interno.

Una medida para sostener el consumo

Para mitigar el impacto directo en el bolsillo de los consumidores, la petrolera decidió extender por 45 días el mecanismo de amortiguación del impacto del crudo en el combustible local. Marín dijo que «el objetivo es continuar aplicando el sistema de ‘buffer de precios’ por hasta 45 días adicionales, con el propósito de no trasladar sobresaltos en el surtidor” ante la inestabilidad externa.

La estrategia busca que las variaciones abruptas del mercado internacional no lleguen de forma inmediata a las estaciones de servicio. En ese sentido, la conducción de la empresa ratificó que “desde YPF no trasladaremos a los consumidores el impacto de fluctuaciones bruscas en el precio internacional del petróleo (Brent)”, manteniendo estables el resto de los componentes que integran el precio final al público.

Este sistema contempla además una ingeniería financiera para garantizar la sostenibilidad de la petrolera de bandera. Marín detalló que se estableció una cuenta compensadora para que, una vez finalizado el periodo estipulado y concluido el conflicto bélico, la firma pueda “mantener constantes los precios de los combustibles para recuperar, durante el tiempo necesario, el ingreso diferido” generado por esta política de contención de precios.

Finalmente, la empresa continuará profundizando el uso de tecnología para la segmentación de sus valores de venta. Marín dijo que la petrolera aplicará su “sistema de micropricing que permite maximizar rentabilidades en función de la oferta y demanda, estableciendo precios diferenciales por franjas horarias, corredores y zonas geográficas”, en toda la Argentina.

YPF continúa el esquema de buffer

Tras la aplicación del ajuste, los nuevos valores promedio en las estaciones de servicio de YPF en la Ciudad de Buenos Aires pasan a ser de $2.037 para la nafta Súper y $2.242 para la variante premium Infinia. En cuanto a la línea de gasoil, el Diesel 500 se ubica ahora en $2.106, mientras que el producto de mayor calidad, Infinia Diesel, alcanza los $2.316 por litro.

Durante la reciente call con inversores tras la presentación de resultados, el presidente y CEO de YPF explicó que la volatilidad en el mercado externo obligó a un cambio de táctica a fines del primer trimestre. Marín señaló que, debido al fuerte aumento en los precios internacionales por el conflicto en Oriente Medio, «en marzo se pudo trasladar el incremento al surtidor, pero en la última semana de marzo, la demanda comenzó a mostrar signos de contracción por primera vez en un tiempo, particularmente en naftas”.

Ante este escenario de retracción del consumo, la compañía optó por una estrategia de contención temporal para no profundizar la caída de las ventas. El directivo precisó que “se decidió posponer temporalmente la repercusión de los aumentos de precios internacionales a los clientes durante 45 días”, funcionando este mecanismo como un amortiguador que permitirá reducir la brecha con los precios de importación mediante una compensación posterior en el valor de los combustibles.

En un mensaje explicito hacia el mercado financiero sobre la autonomía de la petrolera, Marín enfatizó que «esta decisión se tomó de forma proactiva, por iniciativa propia, tras analizar la oferta y la demanda a través de nuestro centro de inteligencia comercial en tiempo real, sin ninguna interferencia gubernamental, y posteriormente fue adoptada por todos los principales operadores del sector«.

, Redacción EconoJournal

En un evento que combinó compromiso social y visión de largo plazo, Naturgy Argentina llevó a cabo el encuentro de presentación de resultados de la edición 2025 de su programa “Emprendedores Sociales”. La jornada tuvo lugar en la Embajada de España en Argentina.

El encuentro contó con la presencia del Embajador de España, Joaquín María de Aristegui Laborde,  autoridades de Naturgy Argentina e invitados especiales entre los que se destacan representantes de CEADS (Consejo Empresario Argentino para el Desarrollo Sostenible), GDFE (Grupo de Fundaciones y Empresas), METROGAS, entre otros.

Programa de Emprendedores Sociales

Durante la apertura, Verónica Argañaraz, directora de Comunicación y Relaciones Institucionales de Naturgy Argentina, destacó: “Desde 2011, Emprendedores Sociales es un vehículo para vincularnos con las comunidades. Para nosotros, acompañar estos proyectos significa ayudar a transformar buenas ideas en soluciones reales y reafirmar que la energía del futuro debe ser humana, cercana y responsable”.

Además, subrayó el alcance federal del programa: “Detrás de cada proyecto hay personas comprometidas e historias de transformación. Este encuentro nos permite escuchar en primera persona a los protagonistas y conocer el impacto real generado en el territorio”.

Una de las características distintivas de esta iniciativa es que las propuestas son presentadas por los propios colaboradores de Naturgy y luego un jurado experto determina las organizaciones ganadoras. En la edición 2025, se recibieron 35 proyectos provenientes de las regiones de BAN, NOA y San Juan, cubriendo ejes fundamentales como el cuidado del medioambiente, la eficiencia energética, la inclusión sociolaboral, la educación y la salud.

Proyectos destacados en el encuentro

Durante el evento, se conocieron los testimonios y avances de alguna de las organizaciones beneficiadas por Emprendedores Sociales.

• Fundación Germinare: Oportunidades educativas en sectores vulnerables.
• Vivienda Digna: Proyecto “Suelo Firme” de construcción participativa en Derqui.
• Fundación Bomberos: Campaña “Ecoguardianes” para la prevención de incendios forestales.
• Fundación Reciduca: Capacitación ambiental y reciclaje en escuelas.
• Fundación Todavía es Tiempo: Fortalecimiento del taller de cerámica en Paso del Rey.
• Asociación Civil Despuntado: Inclusión laboral de adultos con discapacidad intelectual como preceptores de arte.
• PANAACEA: Herramientas para familias y cuidadores de niños con autismo.

Con este encuentro, Naturgy reafirma su estrategia de Sostenibilidad a nivel local, celebrando 15 años de una iniciativa que pone en valor el compromiso social de las organizaciones sociales que impactan positivamente en sus comunidades.

, Redaccion EconoJournal

Socotherm, una compañía de capitales argentinos especializada en tecnologías de revestimiento para tuberías de acero, anunció la reapertura de su planta industrial en Venezuela, destinada a la producción de productos para la industria petrolera. La instalación retoma su actividad luego de ocho años sin operaciones y vuelve a abastecer proyectos vinculados a los yacimientos de la Faja del Orinoco.

La planta fue puesta en marcha originalmente en 1997, cuando Socotherm, junto con su socio local Atlántida, constituyó Atlántida Socotherm con el objetivo de brindar soporte a los desarrollos de crudo pesado de la cuenca del Orinoco, una de las mayores reservas de petróleo del mundo.

Este reinicio de actividades es parte de un escenario de incipiente apertura económica tras el fin del ciclo de Nicolás Maduro, marcado por el levantamiento de las sanciones internacionales y la implementación de una nueva Ley de Hidrocarburos que incentiva la participación privada. En el mercado venezolano, la reconstrucción de la infraestructura energética se convirtió en la prioridad para el nuevo gobierno de transición.

Socotherm fue constituida en 1989 por una sociedad entre el holding italiano Soave, y Revestimientos Industriales del Litoral (RIL), integrada por un grupo de empresarios locales, entre los que se encontraba Gian Franco Andreani, quien en el 2005 vendió sus acciones y salió de la compañía al holding canadiense Shawcor. En 2023, el ejecutivo argentino volvió a quedarse con la filial local a través de Patagonia Shale Services (PSS), una firma de la que participa junto al empresario Guillermo Noriega.

Atlántida Socotherm, a lo largo de su trayectoria, participó en numerosos proyectos energéticos de relevancia en Venezuela, trabajando para compañías y consorcios como Mobil/PDVSA, Conoco/PDVSA, TotalFina/PDVSA, Lasmo, Phillips Petroleum, Inelectra-Parsons, Pérez Companc y Repsol-YPF, entre otros.

Las obras de Socotherm en Venezuela

Entre las obras de mayor envergadura se destaca el proyecto Proyecto Venezolano de Petróleo Extra Pesado (VEHOP) de Petrozuata, desarrollado por el consorcio PDVSA-Conoco. En ese caso, se aplicaron revestimientos sobre 200 kilómetros de tubería de 20 pulgadas con sistema epoxi-polietileno tricapa, y sobre 175 kilómetros de tubería de 36 pulgadas con sistema epoxi-polipropileno tricapa. También participó del revestimiento con concreto del gasoducto submarino que conecta el continente con Isla Margarita.

En 2018, el contexto político y económico venezolano derivó en la paralización de la actividad industrial y el cierre de la planta. Dos semanas atrás, las instalaciones reiniciaron formalmente su producción para fabricar nuevamente revestimientos de alta prestación destinados a distintos desarrollos petroleros de la región.

Andreani, presidente de Socotherm, expresó que “la reapertura de la planta en Venezuela representa una gran satisfacción para toda la compañía. El personal de Atlántida Socotherm durante estos años preservó las instalaciones y mantuvo los equipos en condiciones para hacer posible este nuevo comienzo.”

La sociedad argentina está especializada en el desarrollo y aplicación de tecnologías de revestimiento para tuberías de acero destinadas al transporte de petróleo, gas, agua y otros fluidos industriales. La empresa brinda soluciones orientadas a la protección anticorrosiva, el aislamiento térmico y la optimización operativa de ductos utilizados en proyectos onshore y offshore.

La compañía cuenta con un sistema integrado de gestión certificado bajo normas ISO 9001, ISO 14001 e ISO 45001, otorgadas por DNV, que respaldan los procesos en materia de calidad, cuidado ambiental y seguridad ocupacional. En Argentina, opera plantas industriales en Escobar (Buenos Aires), Nueva Galia (San Luis) y Neuquén, desde donde acompaña los principales desarrollos energéticos del país y la región.

, Ignacio Ortiz

La integración gasífera regional requiere de un gas natural argentino que pueda ir de Vaca Muerta a los principales centros de consumo en Brasil a un precio competitivo, independientemente de las rutas por gasoducto que sean utilizadas.

La Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) evaluó las distintas variables que inciden en la competitividad del gas argentino como parte del Proyecto Regional de Integración Gasífera de los países del MERCOSUR y Chile, una iniciativa financiada por la CAF (Banco de desarrollo de América Latina y el Caribe), la única entidad multilateral que sigue financiando proyectos de gas natural.

El objetivo del proyecto es desarrollar un enfoque actualizado de la integración que brinde una base sólida para la toma de decisiones y la adecuación regulatoria. OLACDE realizará entre el 27 y 28 de mayo un taller en Río de Janeiro para presentar la evaluación de los distintos proyectos de integración gasífera regional y que podrían ser elegibles para recibir financiamiento de la CAF.

Gas natural de Vaca Muerta a Brasil a precio competitivo

El proyecto pone en foco la importancia de llegar al Brasil con un gas argentino a precio competitivo para abastecer a una demanda principalmente industrial. Las principales oportunidades en el mercado brasileño están en Río Grande del Sur y en la región centro-oeste de San Pablo.

El modelo realizado por OLACDE proyecta una demanda regional potencial de 250 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) para el 2030. En el caso del Brasil, la demanda actual es de 68 MMm3/d y la demanda proyectada al 2035 es de 101 MMm3/d. Por el lado de la oferta, la cuenca Neuquina será la protagonista, alcanzando un nivel de inyección en el sistema de transporte de entre 170 y 190 MMm3/día, a lo que se sumaría la producción de 130 MMm3/día para la exportación de GNL.

Sin embargo, la posibilidad de contractualizar volúmenes en firme y a largo plazo se ve dificultada por la naturaleza vólatil en la demanda brasileña de gas. Al menos 18 MMm3/d de la demanda incremental proyectada provendrían de la generación térmica, que en Brasil tiene un rol de respaldo en un sistema cuya base es primordialmente hidroeléctrica. En cambio, la demanda incremental más firme en el mercado brasileño puede provenir de los consumidores industriales.

OLACDE destaca que las oportunidades en Brasil están atadas a la competitividad del precio de colocación del gas en la frontera. «Las distancias y la sumatoria de rutas de transporte resulta en un precio de gas cuya competitividad en city gate de destino es muy ajustada. Esto en una condición del sistema de transporte que no permite exportaciones firmes», dice una presentación del organismo vista por EconoJournal.

Entre los factores que inciden en la competitividad del gas argentino se destacan las retenciones del 8% a las exportaciones. En el caso de la ruta a través de Bolivia, el peaje por tránsito que cobra la estatal YPFB es un factor también relevante. La petrolera estatal boliviana está aplicando una tarifa de US$1,90 por millón de BTU (MMBTU).

Fuentes del mercado señalan que la demanda industrial brasileña pretende un precio en frontera de US$7 por MMBTU. La cuestión de fondo es si la demanda firme es lo suficientemente grande y los precios son acordes en función de las inversiones requeridas en la malla de transporte de la Argentina para poder exportar más volúmenes de Vaca Muerta al Brasil.

«La disponibilidad actual de gas de Vaca Muerta en los principales mercados regionales, se encuentra sensiblemente limitada por la insuficiente infraestructura de transporte», dice OLACDE.

También se necesitan obras de infraestructura importantes en los principales mercados regionales para viabilizar la disponibilidad de transporte firme. «(Brasil) para recibir gas argentino en Porto Alegre debe construir Uruguaiana-Porto Alegre y revertir y ampliar los flujos desde Porto Alegre a San Pablo», destaca el organismo.

, Nicolás Deza

A Pablo Iuliano la etapa que atraviesa TanGo Energy Argentina, la compañía que creó para desembarcar en Vaca Muerta con su propio proyecto, lo retrotrae al año 2013, cuando como líder de la recién creada gerencia de No Convencionales de YPF empezó a diseñar los primeros pozos para desarrollar Loma Campana, el bloque que poco tiempo después abriría definitivamente la era del shale oil en la Argentina.

Sus sensaciones hoy al frente TanGo Energy son similares y remiten a un momento gestacional de la empresa que dirige. Su objetivo es claro: intentar extender la frontera productiva de Vaca Muerta hacia el este de la cuenca Neuquina en territorio rionegrino.

La compañía terminó de oficializar este martes la obtención de tres concesiones de explotación no convencional de hidrocarburos (CENCH) en la provincia gobernada por Alberto Weretilneck, donde llevará adelante un proyecto piloto con el objetivo de producir shale oil en áreas donde todavía no existe producción no convencional de hidrocarburos. Se trata de Entre Lomas, Jarilla Quemada y Charco del Palenque, ubicadas dentro de la ventana de petróleo de Vaca Muerta, que en conjunto superan los 150.000 acres. En esos bloques, Tango Energy tendrá el 50% de los derechos de explotación, mientras que el 50% restante quedará en manos de Vista Energy.

El plan inicial contempla la perforación de seis pozos durante la etapa piloto, con inversiones comprometidas por unos US$66 millones. El inicio de actividad está previsto para la primera mitad de 2027, pero el arranque de la perforación en Charco del Palenque podría adelantarse al segundo semestre de 2026. Ese campo es el que genera mayores expectativas dentro de la compañía. En paralelo, TanGo perforar dos pozos verticalizados en Entre Lomas y Jarilla Quemada a fin de obtener información geológica, geoquímica y petrofísica sobre el comportamiento de Vaca Muerta en esa zona de Río Negro. Luego, avanzará con la horizontalización de esos mismos pozos para testear la producción de shale oil.

El desembarco shale de Tango

Iuliano integra un grupo selecto de técnicos pioneros que desde YPF edificaron los primeros desarrollos en Vaca Muerta. Son una especie de arquitectos del play no convencional que en los últimos 15 años —Iuliano llegó a ser CEO de YPF en 2022 y antes ocupó lugares de conducción en Tecpetrol— aterrizaron cientos de pozos horizontales en Neuquén. 

El proyecto marca el debut formal de Tango Energy en el desarrollo no convencional de Vaca Muerta. La compañía —que tomó el control de parte de los activos de Aconcagua Energía luego del default financiero que atravesó la firma— busca consolidarse como un nuevo jugador independiente dentro del shale argentino.

El objetivo de mediano plazo es ambicioso: la empresa proyecta alcanzar una producción de 60.000 barriles diarios dentro de los próximos cinco años.

“Hemos trabajado con mucho profesionalismo junto a nuestros accionistas para diseñar un plan para el shale de Río Negro. Nos hemos preparado para el desafío y estamos listos para generar valor en la provincia, Vaca Muerta, la industria y el país”, señaló Iuliano.

El ejecutivo agregó además que “nuestra visión, modelo de negocios y la capacidad de nuestra gente, que ha liderado los proyectos más importantes de los últimos 20 años en Argentina, nos impulsan a seguir buscando oportunidades en Vaca Muerta”.

El acuerdo con Vista

La aprobación provincial quedó formalizada a través del Decreto 509/26 de Río Negro e incluyó tanto la reconversión de las áreas a concesiones no convencionales como la cesión de activos desde Vista hacia Tango Energy Argentina.

El acto administrativo guarda relación con una serie de acuerdos estratégicos celebrados entre Vista Argentina, Tango Energy SAU y Tango Energy Argentina que fueron informados oportunamente ante la Comisión Nacional de Valores (CNV) entre 2023 y 2026.

A partir de ese esquema, Tango Energy Argentina quedará como único titular y operador de las concesiones convencionales y no convencionales, mientras que la producción shale proveniente de las tres áreas se distribuirá en partes iguales entre Tango Energy SAU y Vista Energy.

, Nicolas Gandini

Los gobiernos del Paraguay y Taiwán (República de China) rubricaron un acuerdo para avanzar en un proyecto de desarrollo de inteligencia artificial que sería gestionado a través de una entidad binacional bautizada «Yguazú Digital». La iniciativa, que en su fase más ambiciosa contempla una demanda de potencia eléctrica de 1000 MW, fue anunciada durante una visita del presidente Santiago Peña a Taiwán que despertó una fuerte protesta diplomática de China.

El presidente paraguayo y su homólogo taiwanés, William Lai, firmaron un memorando de entendimiento (MoU) para la creación de un “Centro Soberano de Computación de Inteligencia Artificial” en el país vecino. El proyecto operará bajo un modelo binacional similar al de Itaipú, a través de la entidad binacional autónoma Yguazú Digital.

Proyecto de inteligencia artificial entre Paraguay y Taiwán

El acuerdo contempla un plan estructurado en tres etapas, desde un proyecto piloto de centro de datos y hasta llegar a una plataforma de infraestructura de IA competitiva a nivel mundial con una potencia de computación que requerirá 1000 MW eléctricos. Toda la infraestructura digital del proyecto gozaría de inmunidades y privilegios diplomáticos.

En una primera fase se realizará un proyecto piloto que implicará la construcción de un centro de datos que demandará una potencia de 10 MW. Se utilizará un diseño modular para validar la viabilidad técnica, operativa y comercial, incluyendo la fiabilidad del suministro eléctrico.

Una vez finalizado el piloto para evaluar la factibilidad del escalado, las partes tienen la intención de proceder con el desarrollo y la ejecución de un acuerdo bilateral de inversión para establecer el marco legal que regirá el proyecto.

El acuerdo de inversión dará pie a las fases dos y tres: abrirán la puerta a inversores privados a través de vehículos de propósito especial (SPV), con la nueva entidad binacional desempeñando un papel facilitador y catalizador en el apoyo a los inversores.

La segunda fase contempla una expansión hasta aproximadamente 100 MW de potencia para establecer una infraestructura escalable que atienda la demanda regional, con potencial de expansión internacional.

La tercera fase plantea el desarrollo de un Centro de Datos ecológico a hiperescala de hasta 1000 MW de potencia demandada, posicionandose como una plataforma de infraestructura de IA competitiva a nivel mundial.

El memorando además indica la posibilidad de otorgar a la entidad binacional la condición de “Embajada de Datos Digitales”, por la cual, tanto la YD como el proyecto, podrán gozar de inmunidades y privilegios diplomáticos comparables a los concedidos a la Embajada de Taiwán en Paraguay. Esto incluye los edificios e instalaciones del centro de computación de IA soberano, los servidores, los sistemas de respaldo en la nube y los datos digitales almacenados en ellos, entre otros.

La protesta diplomática de China

La visita del presidente paraguayo a Taiwán desencadenó una severa respuesta diplomática por parte de la República Popular China. El portavoz del Ministerio de Relaciones Exteriores, Guo Jiakun, calificó el viaje como una provocación y expresó una «condena de manera enérgica» hacia las acciones del Paraguay.

El vocero señaló que el establecimiento de relaciones diplomáticas con China es vital para los “intereses fundamentales y de largo plazo” de Paraguay y añadió que el gobierno de Peña está ignorando “la voluntad del pueblo”. También instó al gobierno paraguayo a “cambiar de rumbo cuanto antes” y situarse “del lado correcto de la historia”.

Peña visitó Taiwán entre el 7 y el 10 de mayo al frente de una delegación de más de cuarenta empresarios, en un viaje marcado por acuerdos en materia de tecnología avanzada, ciberseguridad e IA.

“Hoy Paraguay y Taiwán se unen con el liderazgo de Taiwán en la producción de semiconductores y nuestro potencial en generación de energía renovable y abundante”, expresó el mandatario en un comunicado, en el que dijo que se trata de un acuerdo entre “dos países hermanos”. Paraguay es el único país de Sudamérica y uno de los 12 del mundo que mantiene relaciones diplomáticas oficiales con Taiwán.

, Nicolás Deza

En un sector históricamente dominado por la ingeniería tradicional, la compañía Registros Mineros Argentinos S.A. (ReMASA) busca posicionarse como un actor relevante en la transformación tecnológica de la industria energética. Con casi dos décadas de experiencia, esta PyME argentina ha evolucionado desde el data management hacia un modelo integral que combina gestión de datos, inteligencia artificial, soluciones de TI y tecnologías aplicadas directamente a la producción.

Lejos de enfocarse en una única solución, ReMASA propone una visión integral: conectar la información, la tecnología y la operación para generar impacto real en los resultados del negocio. Esta capacidad se refleja en su porfolio de servicios, que abarca desde la gestión estratégica de datos hasta la optimización de la producción en campo.

Cadena de valor

En la actualidad, la compañía brinda soporte a operadores en toda la cadena de valor del upstream, con soluciones que incluyen la implementación de modelos de datos, automatización de procesos, analítica avanzada e integración de sistemas tecnológicos. A esto se suma su capacidad en inteligencia artificial, aplicada al análisis de grandes volúmenes de información en tiempo real y al desarrollo de modelos predictivos para la toma de decisiones operativas.

En este contexto, la innovación no se limita al mundo digital. Uno de los desarrollos más relevantes de la compañía surge a partir de su alianza estratégica con el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP): la implementación del Mejorador de Patrón de Flujo tipo Venturi (MPFV®), una tecnología orientada a optimizar la producción en pozos de gas y petróleo.

Optimizar la producción

Se trata de un dispositivo mecánico que se instala en el fondo del pozo y actúa directamente sobre el comportamiento del flujo, reduciendo la caída de presión en la tubería y estabilizando las fluctuaciones generadas por la presencia de líquidos. El resultado es una mejora significativa en la eficiencia del sistema productivo y en la gestión de la energía del yacimiento.

En términos operativos, su impacto es concreto:

• Incremento de la producción diaria
• Reducción del consumo energético
• Disminución de intervenciones operativas
• Extensión de la vida útil del pozo
•  

Esta tecnología ya fue implementada en Santa Cruz, en conjunto con la empresa CGC, obteniendo resultados destacados:

• +40% en producción en los pozos
• -15% en consumo energético
• Reducción drástica de intervenciones, especialmente críticas en invierno patagónico
• Menores costos operativos y mayor seguridad

«Buscamos generar valor para nuestros clientes a través de soluciones innovadoras que transformen la operación y potencien sus resultados», afirma María Isabel Pariani, gerente general de ReMASA.

La empresa destaca su enfoque multidisciplinario, ya que nuclea a profesionales de diversas áreas, incluyendo ciencia de datos, tecnología, geociencias e ingeniería, lo que le permite abordar los desafíos de la industria desde una perspectiva integral.

«Somos una compañía con personas de distintas nacionalidades y regiones del país, con talento en Mendoza, Mar del Plata, Neuquén, Comodoro y Buenos Aires», destaca Pariani.

La inversión en capital humano es otro pilar estratégico, como lo demuestra su programa interno de actualización tecnológica y su iniciativa de desarrollo de talento para nuevas generaciones.

 Además, la compañía participa activamente en espacios de articulación con la industria, como el Grupo Argentino de Proveedores Petroleros (GAPP), fortaleciendo su posicionamiento y capacidad de expansión regional.

En un contexto donde la eficiencia, la sostenibilidad y la digitalización marcan el rumbo del sector energético, ReMASA apuesta a estar a la vanguardia mediante la integración de tecnologías que impacten directamente en la operación. Desde la gestión inteligente de datos hasta la optimización de la producción en campo, la empresa demuestra que la innovación no es un concepto abstracto, sino una herramienta concreta para mejorar resultados.

Con la nueva etapa energética que se abre en Argentina, la compañía identifica oportunidades claras de crecimiento: «GAPP nos abre puertas técnicas y de compras. Estamos listos para aportar en Vaca Muerta y más allá», concluye Pariani.

, Redaccion EconoJournal

La Argentina sorprende cada mes con “récords” de producción de gas natural y petróleo. Al mismo tiempo las proyecciones moderadas prevén que se duplique la producción de gas y las optimistas apuntan a casi triplicarla. Muchos analistas estiman un superávit energético de 30.000 millones en el próximo quinquenio. ¿Por qué entonces el gas natural local no alcanza en invierno y debemos importar GNL entre mayo y septiembre?

La demanda residencial de gas tiene en Argentina un comportamiento de consumo “en punta”. Entre octubre y abril (primavera tardía / verano/otoño temprano) promedia 20 MMm3/día. En cambio, entre mayo y septiembre, triplica y a veces cuadruplica esa demanda, promediando los 60 MMm3 y llegando, algunas semanas, hasta 90 MMm3/día (Gráfico: SAESA con datos ENARGAS y SE).

La Argentina tiene un sistema de producción y transporte que entrega 120 MMm3/día promedio. En invierno se llega a 150 MMm3/día, pero aún así es insuficiente para cubrir los picos de consumo residencial más marcados.

Clientes prioritarios

Cuando no alcanza para todos, por ser el residencial un cliente “prioritario”, se “corta” a generación térmica, GNC, usuarios industriales, respetando un orden: primero interrumpibles, luego los firmes. Para compensar estos faltantes, se importó GNL desde 2008.

Estos faltantes de gas no fueron casuales. Se debieron al quiebre del Marco Regulatorio y contratos operado en Argentina desde 2002 y hasta 2024. Mientras las empresas que invertían en producir gas localmente se les reconocía una fracción del valor real del gas, a la importación se le pagaba precio pleno.

Inversiones en Vaca Muerta

Gracias a las inversiones en Vaca Muerta y la ampliación del sistema de transporte de gas, la producción local creció y se redujeron las importaciones de GNL. Proyecciones serias prevén para los próximos años aún menor dependencia de importaciones de energía, fortaleciendo la balanza energética y la creación de valor agregado en el país.

Una muestra más de lo relevante de no tomar atajos simplistas. El futuro es excelente, siempre que conservemos un respeto irrestricto a contratos y marco regulatorio, para que el sector siga desarrollando la producción de gas, conquistando nuevos mercados y abasteciendo la demanda local en condiciones competitivas y eficientes.

, Juan Bosch

Pacto Global Argentina te invita a participar del encuentro “Empresas Santafesinas por la Sostenibilidad”, que se realizará el próximo 14 de mayo, de 14 a 16:45 hs, en las oficinas de La Segunda (Juan Manuel de Rosas 957) en la ciudad de Rosario.

La actividad está dirigida a empresas interesadas en avanzar en la integración de la sostenibilidad en su estrategia de negocio, así como a aquellas que ya se encuentran trabajando la agenda ESG y buscan fortalecer sus prácticas mediante el intercambio con pares.

Encuentro de empresas santafesinas

En un contexto donde la sostenibilidad se consolida como un eje clave para la competitividad, el encuentro propone un espacio de diálogo para compartir experiencias, desafíos y oportunidades vinculadas a la gestión responsable, así como conocer herramientas concretas para avanzar en este camino.

La jornada incluirá una presentación sobre el rol de la sostenibilidad como motor de competitividad empresarial, a cargo de Flavio Fuertes, director ejecutivo de Pacto Global Argentina, y un panel con referentes de reconocidas empresas de la provincia que compartirán casos y aprendizajes desde la práctica: Gricel Di Bert por La Segunda, Bárbara Verino por Milicic y Natalia Diruscio por Banco Municipal de Rosario. Además, se presentarán las herramientas y programas de Pacto Global Argentina orientados a acompañar a las empresas en la definición de su estrategia de sostenibilidad y en el inicio y fortalecimiento de su gestión en esta materia.

La actividad cuenta con cupos limitados. Aquellos interesados en participar pueden inscribirse a través de este enlace.

, Redaccion EconoJournal

El Ministerio de Economía aprobó la adhesión al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) para el proyecto Ampliación del Tramo I del Gasoducto Perito Moreno (GPM) que presentó la empresa Transportadora Gas del Sur (TGS). La iniciativa contempla una inversión de US$550 millones para ampliar la capacidad de transporte de gas no convencional de Vaca Muerta desde Neuquén hasta Buenos Aires en 14 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) incrementales. La obra permitirá aumentar alrededor de un 60% la capacidad de transporte del ducto.

La adhesión del proyecto de TGS se oficializó a través de la resolución 676 publicada este jueves en el Boletín Oficial. Esta semana también se aprobó la adhesión al esquema del proyecto de oro y plata Diablillos. En total, son 15 proyectos aprobados de un total de 36 presentados.

Ampliación del Gasoducto Perito Moreno

El Gasoducto Perito Moreno (ex Gasoducto Néstor Kirchner) tiene una extensión de 563 kilómetros y 36 pulgadas de diámetro. Hasta el momento, cuenta con dos plantas compresoras. Fue inaugurado en 2023 y conecta las localidades de Tratayén en Neuquén con Salliqueló en Buenos Aires. El proyecto de TGS permitirá elevar la capacidad de transporte actual del ducto de 21 a 35 MMm³/d en el tramo Tratayén–Salliqueló.

Según los planes de TGS, la ampliación del GPM estará terminada para el invierno de 2027. La obra, que ya está en ejecución, permitirá superar las restricciones en el transporte del fluido que tiene la cuenca Neuquina y reemplazar gas importado por la producción de Vaca Muerta. Se estima que permitirá un ahorro anual de divisas de alrededor de US$700 millones por la sustitución de importaciones de GNL.

El proyecto de TGS fue la primera iniciativa privada tramitada bajo la actual administración nacional y fue declarada de interés público por el gobierno en noviembre de 2024. Luego, Energía Argentina (Enarsa) realizó una licitación para realizar la obra y la operación de la ampliación del gasoducto. En octubre del año pasado se adjudicó la licitación a TGS. Según la hoja de ruta de la transportadora, 12 MMm3/d tienen como destino el área del Gran Buenos Aires y los 2 MMm3/d restantes se orientan al polo de Bahía Blanca.

“La inversión marca un cambio de paradigma: después de más de 20 años, el sector privado vuelve a financiar, construir y vender capacidad de transporte de gas entre privados, sin intervención del Estado”, detalló en las redes sociales el Ministerio de Economía.

El proyecto de TGS

El proyecto de TGS prevé la instalación de tres nuevas plantas compresoras a lo largo de la traza del gasoducto, ubicadas en las localidades de Casa de Piedra, Doblas y Chacharamendi, todas ellas en la provincia de La Pampa. Además, comprende la instalación de un equipo compresor adicional en la planta existente en Tratayén (Neuquén), totalizando 90.000 HP de potencia.

TGS se encuentra desarrollando una obra de ampliación de capacidad adicional en su sistema transporte regulado, que consiste en la instalación de 20 km de gasoducto paralelo al troncal y 15.000 HP adicionales en el Gasoducto Neuba III, sobre el cual se realizarán, además, adecuaciones para operarlo a mayor presión, según detalla la compañía. Esto permitirá que el gas adicional recibido en Salliqueló pueda abastecer al Gran Buenos Aires y Norte del país.

La adhesión al RIGI

El proyecto adherido al RIGI consiste en la construcción, financiamiento y operación y mantenimiento (O&M) de la infraestructura de la ampliación del GPM. La fecha de adhesión al régimen es el 30 de abril de 2026 y el proyecto de TGS está enmarcado en el sector “Petróleo y Gas, subsector Transporte y Almacenamiento”.

La transportista de gas tendrá que acreditar haber invertido al menos un 40% como monto de inversión mínima al 31 de diciembre de 2026, según fija el artículo 2 y 3 de la resolución del Palacio de Hacienda.

En los hechos, TGS invertirá en el primer año US$ 393.617.489, según detalla la resolución del Ministerio de Economía, y en el segundo año sumará un desembolso de US$ 30.575.689. El plan de TGS estima 18 meses de obra entre el 1° de noviembre de 2025 y el 1° de abril de 2027, fecha estimada de inicio de operación de la ampliación del ducto.

Tal como estipula el RIGI, el proyecto de TGS tiene que cumplir con el compromiso de contratar proveedores locales, para la provisión de bienes y obras, en un porcentaje no menor al 20% de la totalidad del monto de inversión.

En los considerando de la resolución, el Ministerio de Economía aclara que “el BCRA concluyó que el impacto de la demanda de divisas informada por el Vehículos de Proyecto Único (VPU) no afecta la sostenibilidad del sector externo ni las reservas internacionales del Banco Central de la República Argentina, y que no considera que el proyecto pudiera afectar negativamente por sus efectos cambiarios los objetivos de desarrollo económico y estabilidad financiera”.

, Roberto Bellato

TGN (Transportadora de Gas del Norte) presentó su Reporte de Sustentabilidad 2025, el décimo octavo desde el inicio de este proceso, en un contexto de fuerte dinamismo del sector energético argentino impulsado por el desarrollo de Vaca Muerta y el fortalecimiento de las exportaciones de gas natural.

Durante 2025, TGN acompañó este escenario generando condiciones para el abastecimiento del mercado interno y la exportación de gas natural proveniente de Vaca Muerta. La compañía ejecutó obras intermedias de readecuación en cuatro plantas compresoras que permitieron invertir el flujo del Gasoducto Norte, mientras avanzan las obras de reversión definitiva a cargo del Estado Nacional. Con estas intervenciones, hasta noviembre pasado TGN transportó 3.870 millones de metros cúbicos (MMm³) de gas natural en sentido sur–norte.

Resultados de Sustentabilidad

En paralelo, la empresa sostuvo la disponibilidad y confiabilidad del sistema conforme a los estándares de la industria, priorizando la integridad de los gasoductos, el funcionamiento seguro de las plantas compresoras y el resguardo de las comunidades cercanas. El Programa de Gerenciamiento de Integridad abarcó inspecciones internas (sobre casi la totalidad del sistema), pruebas hidráulicas (63 km de cañerías), renovación de revestimientos de ductos y acciones de control de corrosión (sobre más de 300 equipos en funcionamiento).  

La incorporación de criterios ambientales, sociales y de gobernanza (ASG) en la operación y el desarrollo de proyectos permitió mejorar la eficiencia de los procesos, optimizar la calidad del servicio y consolidar la licencia social de la compañía. “Este reporte refleja cómo la gestión sustentable es parte integral de nuestra estrategia de negocio. En un año de alta exigencia operativa, trabajamos para asegurar la confiabilidad del sistema, acompañar el crecimiento del sector y sentar bases sólidas para una mayor integración energética regional”, señaló Iván Hansen, gerente de Asuntos Públicos de TGN.

Ejes de desempeño 2025

Ambiente

En línea con su objetivo de alcanzar emisiones netas cero en las operaciones de transporte de gas natural para 2050, TGN profundizó la gestión de sus emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) mediante el monitoreo sistemático de indicadores, la incorporación de tecnología y mejoras de proceso. Como resultado, en comparación con el año anterior, la empresa redujo un 25,4 % sus emisiones totales y un 26,5 % su huella de carbono operativa.

Asimismo, avanzó en iniciativas de captura y compensación de carbono, que incluyeron relevamientos forestales en plantas compresoras, el diseño de proyectos piloto de forestación y la evaluación de alternativas de uso de terrenos. En materia de recursos, el consumo total de agua se redujo un 21,8 %, con una disminución del 31,1 % en el uso de agua subterránea.

“La integración de criterios ESG en la gestión nos permite tomar mejores decisiones operativas, reducir impactos y fortalecer la sostenibilidad del negocio en el largo plazo”, afirmó Claudio Moreno, jefe de Responsabilidad Social Empresaria de TGN.

Social

La gestión de las personas se enfocó en atraer, desarrollar y retener talento, con incorporaciones en áreas operativas, y el fortalecimiento de programas de formación, pasantías e iniciativas educativas.

En seguridad y salud en el trabajo, se consolidó la cultura de prevención mediante comités, capacitaciones y programas dirigidos también a contratistas. El vínculo con las comunidades se sostuvo a través de programas educativos y de prevención que alcanzaron a más de 6.300 estudiantes y docentes en 13 provincias.

Gobernanza

En materia de ética y transparencia, se actualizaron políticas y procedimientos, se amplió la capacitación en el Programa de Integridad y se fortaleció la Línea Transparente TGN con nuevos canales y la gestión de un tercero independiente.

, Redaccion EconoJournal

El Gobierno financiará a las distribuidoras de gas natural en invierno para que puedan costear las compras de Gas Natural Licuado (GNL) destinadas a cubrir el pico de la demanda residencial durante los meses de frío. En concreto, el Ministerio de Economía, que dirige Luis ‘Toto’ Caputo, le informó a las empresas gasíferas —Metrogas, Naturgy, Camuzzi y EcoGas entre las principales— que el Estado solventará el costo del GNL que los hogares consuman en el semestre mayo-octubre y las distribuidoras recién empezarán a pagar efectivamente por el fluido a partir de noviembre en seis cuotas mensuales hasta abril de 2027. Así lo indicaron a EconoJournal fuentes privadas.

La operatoria implica que el Tesoro financiará a lo largo de casi un año un monto que oscilará entre los 150 y los 200 millones de dólares para evitar tener que trasladar ahora —justo en la antesala del punto de mayor demanda de los usuarios domiciliarios— el costo del GNL a las tarifas de gas natural. Es una forma de morigerar el salto de las facturas residenciales del fluido, evitando que el costo del gas importado —que se encareció como resultado de la guerra en Medio Oriente— se traslade a las tarifas reguladas.

Para poner en blanco algunos números: el Precio Anual Único (PAU) del gas natural cargado en las facturas residenciales de gas es US$3,80 por millón de BTU, mientras que el costo del GNL importado —esta semana se definirá cuántos cargamentos importará Enarsa en junio para cubrir el aumento de la demanda residencial— puede trepar hasta los US$20 por el impacto del conflicto bélico en Irán.

Si la Secretaría de Energía ordenaba el traspaso de ese valor a las tarifas de gas, el aumento sería mayor, impactando también sobre la evolución de la inflación, que Economía quiere desacelerar en los próximos meses. Por eso, se optó por financiar con fondos públicos a las empresas —que no tienen caja ni el flujo de fondos necesario para afrontar el costo financiero que implica la importación de gas— y a los hogares para que puedan pagar en cuotas el costo del GNL recién cuando pase el invierno y las boletas de gas bajen por la caída del consumo. Es una manera también de aplanar las facturas para evitar saltos discretos a lo largo del año.

Cambio de modelo

La Secretaría de Energía transmitió en paralelo una señal de firmeza al sector industrial: las empresas que no adquieran GNL en las licitaciones de esta semana podrían enfrentar cortes físicos de suministro en junio. El sistema operativo requiere una previsión mínima de 45 días para la llegada de los buques metaneros, por lo que las decisiones tomadas en estos días definirán la disponibilidad real del recurso para los meses de mayor consumo.

El cambio de paradigma implica un retorno a las condiciones operativas de la Ley de Gas de la década del 90, donde el Estado deja de ser el único garante del gas para la industria. Mientras la demanda prioritaria -hogares y comercios- queda protegida por las proyecciones de las distribuidoras, el sector industrial debe procurarse su propio combustible en el mercado libre, asumiendo que los excedentes no cubiertos por el Plan Gas tendrán precios superiores de mercado spot.

Las distribuidoras están obligadas a presentar sus proyecciones de demanda y disponibilidad de gas de cuenca. Ante la insuficiencia de los volúmenes del Plan Gas para cubrir el pico invernal, el recurso al GNL se vuelve indispensable. No obstante, cualquier traslado a tarifa de estos sobrecostos deberá contar con la validación previa del Enargas para asegurar que los precios de compra no resulten abusivos.

La preocupación del Gobierno y de los actores del mercado es la logística y la capacidad de reacción del sistema ante las bajas temperaturas. La cantidad de barcos para junio se define bajo condiciones de estricta rigidez comercial; si la industria no participa activamente en las subastas, las distribuidoras tendrán la facultad -y la instrucción- de proceder al corte del suministro industrial para priorizar el consumo residencial en los momentos de mayor tensión del sistema.

Las subastas de GNL

Energía desistió hace 20 días de contratar un agregador comercial de GNL y decidió que Enarsa siga a cargo de la importación de gas en invierno tal como viene ocurriendo hace casi 20 años. La medida se tomó debido al escenario de precios elevados e inestables, tanto del crudo como del GNL, derivado de la guerra en Medio Oriente y se suma un cuadro económico doméstico complejo, marcado por la aceleración de la inflación.

Poco días después, la Secretaría impulsó una primera licitación a través del Megsa para la compra de GNL, un intento en el que industrias y distribuidoras no convalidaron los precios oficiales de subasta, que quintuplican los valores locales. Esos actores no estuvieron dispuestos a pagar US$19,76 por millón de BTU para asegurar el suministro de gas durante la segunda quincena de mayo, pero si tuvo eco en las generadoras eléctricas a las cuales les resultaba más económico que el costo de combustibles líquidos como el gasoil o fuel oil.

De fondo, el gobierno quiere dejar de subsidiar a las industrias. Por lo tanto, si bien Enarsa ya licitó 9 cargamentos para junio, luego de haber recibido este lunes las ofertas proveedores, su plan es darse vuelta y subastar el miércoles el gas equivalente a esos nueve cargamentos a través del MEGSA entre todos aquellos que quieran asegurarse el gas, fundamentalmente industrias.

Es decir, la Secretaría de Energía sostiene que, a partir de este año, las grandes industrias que no confirmen esta semana los volúmenes de GNL que necesitarán para abastecerse durante los días de junio de bajas temperaturas se quedarán sin gas natural ‘físico’ cuando llegue el frío. Es un cambio radical que implica una pulseada con final abierto para que las industrias compren por adelantado el gas importado, cuyo costo es mucho más caro que el gas local.

La subasta del mismo 29 de abril dedicada a las distribuidoras de gas, no logró traccionar demanda. De los 11 millones de metros cúbicos diarios ofrecidos para la segunda quincena de mayo, apenas se colocaron unos 50.000 metros cúbicos, es decir, un volumen marginal.

El motivo es similar al observado en el segmento industrial: ninguna distribuidora estaba dispuesta a convalidar precios de GNL cercanos a los US$20 por millón de BTU si no existe certeza de que el Gobierno habilitará el pass-through de ese costo a las tarifas finales. Sin esa garantía, la compra implica asumir un riesgo financiero significativo, en un esquema tarifario aún sujeto a definiciones regulatorias.

, Ignacio Ortiz y Nicolás Gandini

La central nuclear Atucha II reingresó a la red eléctrica nacional tras la finalización de la parada programa de mantenimiento. Mientras tanto, avanzan las obras de construcción del nuevo almacenamiento de combustibles gastados que permitirá la operación del reactor a largo plazo.

Nucleoeléctrica Argentina, la empresa estatal operadora de las centrales nucleares, reactivó la central nuclear este martes. Se trata de la unidad generadora de electricidad más grande del país, con una potencia de 745 MW (brutos).

Finalizó la parada programa en Atucha II

El reactor salió de servicio el sábado 14 de marzo para una parada de nueve semanas. Las paradas programadas son instancias en el ciclo habitual de operación de una central nuclear para intervenir con profundidad sobre la instalación.

En estas instancias se concentran tareas que no pueden realizarse durante la operación a potencia, con el objetivo de reforzar las condiciones de seguridad y confiabilidad. La parada involucró el trabajo coordinado de alrededor de 1700 personas, que ejecutaron más de 5500 tareas sobre distintos sistemas y componentes de la planta.

Durante toda la parada, la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN) mantiene su presencia en la planta a través de inspectores especializados, quienes supervisan la correcta ejecución de las tareas y verifican el cumplimiento de los requisitos establecidos en la Licencia de Operación.

Antes de esta parada, la ARN en enero había autorizado a Nucleoeléctrica a elevar la potencia en Atucha II al 100%. Hacía por lo menos siete años que la central no estaba autorizada a operar al 100% de forma continúa debido a un inconveniente que los profesionales y técnicos de la empresa fueron corrigiendo y monitoreando a lo largo del tiempo.

En lo que respecta al resto del parque nuclear argentino, la central de Embalse (656 MW) opera a plena potencia, mientras que Atucha I (362 MW) se encuentra en parada por el proyecto de extensión de vida. Atucha I está programada para volver entre agosto y septiembre de 2027.

Avanzan las obras en el almacenamiento de combustibles gastados

En paralelo, la empresa prosigue con el proyecto Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados para Atucha II (ASECG II), habiendo concluido la verticalización de la grúa pórtico, un componente central del futuro sistema.

El proyecto ASECG II es indispensable para garantizar la continuidad de operación de Atucha II luego del 2027. Durante su vida útil, las centrales almacenan los elementos combustibles gastados en piletas de decaimiento que tienen una capacidad limitada.

Por ello, el estándar internacional actual es el almacenamiento en seco. En Atucha II se estima que la capacidad de las piletas se alcanzará hacia diciembre de 2027, lo que refuerza la importancia de avanzar en tiempo y forma con este proyecto.

La grúa, construida por IMPSA, será utilizada para la manipulación de los elementos combustibles durante su traslado hacia los silos de almacenamiento.

Se trata de la segunda grúa de este tipo en el país y representa un avance significativo en el desarrollo del proyecto. Con una capacidad de carga de 80 toneladas y un peso total de 150 toneladas, es un equipo de gran porte diseñado para operar con altos niveles de precisión.

Cuenta con operación mediante radiocontrol y un sistema de seguridad que, ante cualquier falla, la lleva automáticamente a una condición segura. Además, incorpora una herramienta especial que permitirá ubicar los elementos combustibles dentro de los silos con precisión.

, Nicolás Deza

Europa se encamina a flexibilizar la aplicación de la regulación sobre las emisiones de metano que comenzará a regir en 2027. La decisión es en respuesta al aumento de los precios del GNL debido a la guerra en Medio Oriente y a las presiones de los Estados Unidos y productores árabes contra las regulaciones al metano, un tema que es seguido de cerca por las operadoras en Vaca Muerta.

Concretamente, la Comisión Europea evalúa permitir que las compañías que importan energía en la Unión Europea puedan evitar ser penalizadas por infringir la regulación sobre las emisiones de metano (EUMR por sus siglas en inglés), según el borrador de una propuesta que realizará el poder ejecutivo europeo.

La Comisión Europea propondrá que los países puedan optar por no sancionar a las compañías por incumplir esa normativa durante una crisis de suministro energético. «Las sanciones deberían posponerse hasta que la situación se estabilice y reanudarse si la infracción persiste y el riesgo para la seguridad del suministro ya no existe», señala el documento visto por Político y Reuters.

La Unión Europea introdujo en 2024 la regulación EURM y la directiva de diligencia debida en materia de sostenibilidad corporativa (directiva CSDDD). Según la nueva propuesta de la Comisión, la EUMR no será modificada, aunque ahora habilitarían a los Estados miembros a flexibilizar su aplicación.

Importaciones de GNL y metano

EE.UU. y Qatar llevan tiempo presionando a las autoridades europeas para que modifiquen el alcance de las políticas para controlar y reducir las emisiones de metano, uno de los gases de efecto invernadero más potentes.

La regulación EUMR establece las normas para medir, supervisar, informar y reducir con precisión las emisiones de metano en el sector energético. Introduce obligaciones relativas a la cuantificación de esas emisiones, la detección y subsanación de fugas, el venteo de metano a la atmósfera, la ​​quema controlada de metano, y la ​​información brindada por los países y empresas que exportan a la UE.

Estas normas tendrán un alcance extraterritorial, al ser aplicables sobre las emisiones de metano que se producen fuera de la UE. Los importadores y comercializadores de carbón, petróleo y crudo y gas natural deberán reportar esa información. Las sanciones sobre las compañías por incumplir con la regulación incluyen multas de hasta el 20% de los ingresos anuales en casos extremos.

En paralelo a la EUMR, la directiva CSDDD introdujo requisitos obligatorios de diligencia debida medioambiental y en materia de derechos humanos para las grandes empresas de la UE y de fuera de la unión que operan en el mercado europeo. Su incumplimiento también incluye penalidades económicas.

Uno de los requisitos de esta directiva es la medición y/o notificación de las emisiones de alcance 3, una categoría de emisiones de GEI originadas en operaciones comerciales por fuentes que no son propiedad directa de una organización o que no están bajo su control.

Los gobiernos de EE.UU. y Qatar expresaron su preocupación sobre la CSDDD en una carta conjunta remitida en octubre a las autoridades europeas. «La CSDDD, tal como está redactada hoy, supone un riesgo significativo para la asequibilidad y fiabilidad de los suministros energéticos críticos para los hogares y las empresas en toda Europa y una amenaza existencial para el crecimiento futuro, la competitividad y la resiliencia de la economía industrial de la UE», dice la carta.

El metano es uno de los tres gases de efecto invernadero más potentes en circulación en la atmósfera junto al dióxido de carbono (CO2) y al óxido nitroso. Si bien hay 200 veces menos metano que dióxido de carbono en la atmósfera, el metano es varias veces más potente que el CO2.

Emisiones de metano en Vaca Muerta

La reducción de las emisiones es una agenda que las operadoras en Vaca Muerta y la provincia de Neuquén vienen asumiendo para poder exportar energía al viejo continente y otros mercados.

Justamente, la gobernación de Neuquén el mes pasado presentó el Procedimiento de Reporte de Gases de Efecto Invernadero (GEI) para la medición de emisiones en el sector hidrocarburífero, junto con un plan a 2030 que apunta a reducir la huella de metano y otros gases en la actividad.

La nueva metodología se aplicará en una primera fase al upstream (producción) y fija una meta de disminución del 16% de la intensidad de gases para los próximos 20 años, contemplando un fuerte crecimiento de la producción.

El procedimiento oficializado por la provincia fue generado tras una prueba piloto hecha en 2025 en conjunto con la Comisión de Emisiones del Instituto Argentino de Gas y Petróleo (IAPG) y alcanzó a todas las operadoras de la cuenca.

Santiago Nogueira, subsecretario de Cambio Climático, comentó a EconoJournal que “durante este año desarrollamos un diagnóstico para construir un procedimiento unificado y homogéneo para las empresas del sector. La realidad es que nos encontramos con un panorama muy heterogéneo, con algunas compañías que hacían mediciones, otras que no y criterios muy diversos entre las que sí las hacían”.

, Nicolás Deza

Milicic se incorporó como socio al Instituto Vaca Muerta (IVM), una propuesta educativa desarrollada por y para la industria del Oil & Gas, orientada a la formación técnica de alta especialización en uno de los mayores reservorios de hidrocarburos no convencionales del mundo.

Uno de los ejes de la formación es la seguridad operativa. En este sentido, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín afirmó: “El Instituto Vaca Muerta es una pieza estratégica para el futuro energético del país. Necesitamos formar a los nuevos profesionales que la industria va a demandar, porque solo así vamos a garantizar una actividad más segura y eficiente”.

Instituto Vaca Muerta

El IVM representa un proyecto colaborativo impulsado por la industria energética, consolidando un modelo de cooperación entre compañías para acompañar el crecimiento de la actividad. Fue inaugurado el pasado mes de marzo y brinda una propuesta formativa gratuita, intensiva y práctica, con simuladores, laboratorios y entornos a escala real que reproducen las condiciones del campo.

Inversión social

La participación de Milicic en esta iniciativa, que proyecta capacitar entre 2.000 y 3.000 personas por año, está alineada con su estrategia de sostenibilidad, la generación de empleo y el desarrollo de la mano de obra local, contribuyendo al fortalecimiento de la cadena de valor.

Durante el acto de inauguración del Instituto Vaca Muerta, Marian Milicic, gerenta general de Milicic, subrayó el rol que la inversión social privada tiene en el desarrollo de las comunidades y destacó la experiencia de la compañía en formación para el trabajo:

“Entendemos que esta propuesta educativa como inversión social. En Milicic Minería, por ejemplo, impulsamos la Escuela de Geosintéticos, una iniciativa que nos permitió formar personal especializado, promoviendo estándares de calidad, seguridad y una sólida aplicación práctica en campo. Creemos que estas decisiones generan oportunidades concretas y sostenibles para las comunidades donde operamos”.

La inauguración del Instituto Vaca Muerta refirma la importancia de la formación técnica como motor de desarrollo, consolidando el vínculo entre educación, empleo y el desarrollo productivo sostenible en la región.

Nueva convocatoria

En la actualidad, se encuentran abiertas las inscripciones a capacitaciones de cuatro meses en Operador de Perforación, Fractura, Instrumentación, Mantenimiento Mecánico, Mantenimiento Eléctrico, Producción o de Plantas de Crudo y Agua, en un entorno pensado para responder a las necesidades reales de la industria. Además, se abren cinco cursos de Seguridad Operativa en Yacimiento, con duración de un mes.

Las capacitaciones son gratuitas y representan una oportunidad para dar el primer paso en la industria energética. Las inscripciones estarán abiertas hasta el 20 de mayo a través de la página web del Instituto Vaca Muerta. Más Información: www.ivm.ar.

, Redaccion EconoJournal

El Gobierno nacional dio el paso definitivo en la privatización del 50% de las acciones de la Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica (Citelec), controlante de Transener. Tras el proceso de licitación, se confirmó que el consorcio integrado por las firmas Edison Transmisión S.A. y Genneia S.A. resultó adjudicatario de la participación del 50% del paquete accionario que poseía Energía Argentina (Enarsa).

El grupo ganador se convierte en el nuevo co-controlante de la red troncal, donde el otro 50% de la compañía permanece en manos de Pampa Energía, holding liderado por Marcelo Mindlin.

La formalización de la medida se concretó mediante la Resolución 673/2026 del Ministerio de Economía, publicada este lunes en el Boletín Oficial. El documento, con la firma del ministro Luis Caputo, ratifica lo actuado en las distintas etapas del concurso público nacional e internacional y establece el marco legal para el traspaso de los activos que el Estado mantenía bajo su órbita en la sociedad Citelec S.A.

De acuerdo con el texto oficial, la oferta ganadora ascendió a un monto total de US$356.174.811,78. Esta cifra fue validada por la Comisión Evaluadora al considerarla «razonable» frente a las tasaciones previas y superior al precio base estipulado para la venta de la participación estatal. De esta manera, el consorcio logró imponerse en una compulsa que incluyó el análisis de antecedentes técnicos y solvencia económica.

En los considerandos de la resolución, se detalla el orden de mérito de los oferentes que llegaron a la instancia final. La firma Central Puerto S.A. quedó ubicada en el segundo lugar con una propuesta de US$301.000.000, mientras que Edenor S.A. ocupó el tercer puesto con una oferta de US$230.000.000.

Los activos de la mayor operadora de alta tensión

La operación comprende el control de Transener en la Argentina y también otorga al nuevo consorcio la titularidad indirecta sobre activos vinculados en la región. Entre ellos se encuentran la firma Transener Internacional Ltda., con operaciones en el mercado eléctrico de la República Federativa de Brasil, y la empresa Transba S.A., responsable del transporte por distribución troncal en la provincia de Buenos Aires.

Tras la firma del documento, los plazos para concretar el traspaso administrativo quedaron en marcha. El artículo 4 de la medida establece un término de «quince (15) días hábiles» para la suscripción del Contrato de Compraventa de Acciones. Este período administrativo comenzará a correr de forma inmediata, permitiendo que la nueva gestión tome posesión efectiva de sus funciones operativas en el corto plazo.

La resolución concluye destacando que el proceso contó con la supervisión de la Sindicatura General de la Nación y la Agencia de Transformación de Empresas Públicas. Con esta adjudicación, se cierra una etapa en la reconfiguración del sistema eléctrico nacional, donde el Estado nacional delega la operación de la mayor parte de líneas de alta tensión en manos de la inversión privada.

En efecto, administra más de 12.600 kilómetros de líneas en 500 kV que recorren el país desde Jujuy hasta Santa Cruz. La venta de sus activos resultó una de las prioridades del programa de privatizaciones del Gobierno no solo desde lo estructural, sino además, desde lo financiero ya que de acuerdo con los últimos balances, la compañía presenta utilidades anuales superiores a los US$200 millones.

A pesar de las expectativas de la administración de Javier Milei, el atractivo de Transener no fue suficiente como para que en el proceso se sumaran capitales de inversión extranjeros.  El resto de la participación accionaria de Transener se reparte entre la Anses (19,57%) y el capital que cotiza en la Bolsa porteña (27,79%). 

, Redacción EconoJournal

El Parque Arauco, un complejo de generación de energía renovable ubicado en la provincia de La Rioja, que cuenta con más de 100 aerogeneradores instalados, inauguró este viernes su primer proyecto solar de 64 MW y se convirtió, de este modo, en el parque híbrido eólico-solar más grande del país. Al mismo tiempo, la empresa provincial Parque Arauco lanzó un nuevo proyecto solar de 160 MW que podría comenzar a construirse en los próximos meses y estar operativo a fines de 2027.

El Parque Solar Arauco 1 está ubicado a 90 kilómetros de la capital provincial y cubre una superficie más de 100 hectáreas. Sumando los 281 MW eólicos que ya tenía operativos, el complejo alcanzó un total de 345 MW de potencia instalada y es uno de los parques de generación renovable más grande del país.

En diálogo con EconoJournal, Emanuel Rejal, director de Parque Arauco, señaló que “tenemos disponibles 17.000 hectáreas y nuestra idea es tratar de hibridizar al máximo posible todas las instalaciones de despacho que tenemos en Arauco para poder producir la mayor cantidad de energía renovable”.

“Si bien el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) está saturado, en nuestro caso disponemos de capacidad de transporte de electricidad al convertir a Arauco en un proyecto híbrido, porque las curvas de generación eólica y solar se complementan prácticamente a la perfección: cuando tenemos recurso eólico es generalmente por la noche, mientras que los parques solares generan, por supuesto, de día”, añadió.

“Esto nos permite maximizar los recursos para tener una capacidad de despacho lo más cercana al factor uno”, explicó Rejal, en referencia al máximo uso de la potencia nominal al que quieren llegar en Arauco.

Lo que buscan en el futuro en el Parque Arauco es tener una planta de generación de energía renovable suficientemente grande para, aprovechando los recursos del viento y del sol, despachar durante todo el día entre 400 y 450 MW de base, que es la capacidad máxima posible de evacuación en el sistema interconectado que tienen el complejo.

Para alcanzar esto, necesita construir parques hasta llegar a una potencia total de alrededor de 550 MW. Además, en Arauco no descartan presentar un proyecto en la licitación de almacenamiento de energía en baterías AlmaSADI, que lanzó el gobierno este año.

Para cumplir el objetivo de construir el parque solar, Rejal contó que “rápidamente todo el equipo de Arauco tuvo que dejar por un momento la energía eólica y ponerse a estudiar lo que implica la instalación de grandes centrales solares. Esto fue un desafío enorme para todos”. “También significó un desafío técnico importante porque en un mismo punto de interconexión estamos inyectando energía eólica y solar”, añadió.

Cómo es el nuevo parque solar de Arauco

El nuevo Parque Solar Arauco 1 cuenta con un total de 89.088 paneles fotovoltaicos instalados en una superficie de 100 hectáreas en medio de los aerogeneradores eólicos. Los paneles solares tienen una potencia unitaria de entre 710 y 720 vatios (denominados de “ultra extra potencia”) y fueron producidos por la firma china Trina Solar, uno de los fabricantes de módulos solares más grandes del mundo. Los 64 MW estarán contractualizados a partir del Mercado a Término de Energías Renovables (Mater).

Los módulos están montados sobre 1.536 trackers (estructura motorizada que se orienta siguiendo al sol). Todos los paneles se importaron desde China y utilizan tecnología de Trina Solar y de la compañía Huawei.

El parque cuenta con 198 inversores de corriente continua a corriente alterna que están conectados a nueve subestaciones transformadoras. Todo el parque solar implicó la instalación de más de dos millones de piezas. La construcción del parque demandó el traslado de 300 contenedores desde China a la provincia de La Rioja.

Los hitos de Arauco desde 2009

Arauco comenzó a instalar los primeros aerogeneradores en 2009, pero en 2011 inició su operación comercial. Fue el primer parque en conectarse al SADI. Luego se fue ampliando el parque eólico en distintas etapas.

A partir de la primera licitación del Programa RenovAr de 2016, la empresa provincial amplió en 100 MW desarrollando la Etapa II del proyecto. En 2022, Pampa Energía adquirió esta ampliación al Parque Eólico Arauco S.A.P.E.M. En junio del año pasado, Arauco inauguró la Etapa III también sumando más generación eólica al complejo.

En 2025, el 75% de la demanda de energía de la provincia de La Rioja se cubrió a partir de generación renovable, teniendo en cuenta a todos los proyectos, aunque el Parque Arauco representa la parte mayoritaria. El parque solar nuevo de Arauco elevará en 2026 a un cubrimiento de la demanda del 83% a partir de fuentes renovables.

, Roberto Bellato

Tras completar formalmente la semana pasada la adquisición de las participaciones de Equinor en Vaca Muerta en los bloques Bandurria Sur y Bajo del Toro, Vista Energy anunció inversiones por US$ 5.600 millones entre 2026 y 2028 —un 17% más que lo proyectado en noviembre del 2025— con el objetivo de alcanzar una producción de 208.000 barriles diarios de petróleo equivalente en 2028. A la fecha, la compañía presidida por Miguel Galuccio ya lleva invertidos más de US$ 6.500 millones en la Argentina. 

A partir de la consolidación de los activos adquiridos a Equinor, Vista actualizó su visión de largo plazo y proyecta alcanzar una producción de 250.000 barriles equivalentes diarios hacia 2030, un 25% superior a los 200.000 barriles diarios contempladas en las proyecciones anunciadas en noviembre de 2025.

La actualización también prevé una mejora significativa en la generación de caja. Vista estima alcanzar un free cash acumulado entre 2026 y 2028 de US$ 2.800 millones, un 87% más que los US$ 1.500 millones informados en la presentación a inversores de noviembre de 2025. 

Plan consolidado

Con la incorporación de las participaciones de Equinor en Vaca Muerta, Vista sumará 22.000 barriles diarios de petróleo equivalente (boe/d), llevando su producción total a más de 160.000 boe/d. Los números posicionan a la empresa como la principal productora independiente de petróleo de la Argentina. 

«La reciente incorporación de activos le ha dado a Vista una mayor escala: nos permite dar un salto significativo en producción, exportaciones y capacidad de desarrollo en Vaca Muerta. En apenas ocho años pasamos de ser un startup petrolero a convertirnos en el principal productor independiente de petróleo de la Argentina y en el mayor exportador de crudo del país. Esta nueva fase, además, profundiza nuestro posicionamiento como una plataforma de crecimiento de largo plazo, y acompaña el protagonismo que está teniendo la Argentina en el mapa energético global”, afirmó Galuccio, presidente y CEO de Vista Energy⁠. 

La compañía anunció que invertirá este año US$ 1.800 millones, un 12.5% más que lo anunciado en noviembre del año pasado. Vista proyecta, además, un EBITDA ajustado de US$ 3.000 millones en 2026, un 58% superior a los US$ 1.900 millones estimados para 2026 y presentados a fines del año pasado. 

La compañía también anunció que planea utilizar parte del flujo de caja para reducir la deuda financiera y robustecer su balance, acelerando su objetivo de reducir el índice de apalancamiento neto a 1.0x para fines de 2026, es decir dos años antes que su objetivo anterior. 

La empresa estima además generar un free cash flow recurrente de USD 2.000 millones por año hacia 2030, un 33% superior a los USD 1.500 millones proyectados anteriormente.

, Redaccion EconoJournal

La genealogía del rumbo macroeconómico de la Argentina durante el gobierno de Javier Milei mixtura sectores de fuerte dinamismo y crecimiento —como el Oil&Gas apalancado por el desarrollo de Vaca Muerta y, mirando hacia adelante, la minería de cobre en la precordillera del norte del país— con otros entramados industriales y segmentos pyme que atraviesan un escenario de marcada recesión y complejidad productiva.

Esa coexistencia de velocidades distintas dentro de la economía argentina explica buena parte del debate que hoy atraviesa a empresarios, economistas, dirigentes políticos y actores sindicales respecto de cuál será la nueva matriz productiva del país.

Mientras algunos sectores vinculados a los recursos naturales muestran perspectivas de expansión acelerada, otros segmentos manufactureros enfrentan dificultades derivadas de la caída de la actividad, la apertura comercial y la redefinición del esquema macroeconómico.

En ese contexto, cobra relevancia la discusión sobre de qué manera el crecimiento de industrias extractivas como el Oil&Gas, la minería y el sector energético en general puede transformarse en una plataforma para potenciar el desarrollo de proveedores locales, cadenas industriales competitivas y nuevos servicios asociados.

Pensarse en la intersección entre la agenda energética y minera con la agenda industrial y de servicios es justamente el punto de partida de Aguas Arriba, un nuevo ciclo de streaming lanzado por EconoJournal que buscará aportar conocimiento, información y reflexión sobre esos desafíos.

Una discusión necesaria

El programa se emitirá dos veces por mes a través del canal de YouTube de EconoJournal con la conducción de Florencia Barragán y apuntará a generar conversaciones entre actores públicos y privados con participación directa en esas cadenas de valor.

“¿Puede la inversión para escalar la extracción de recursos naturales convertirse en el motor de un desarrollo industrial más amplio? ¿O en este momento del país lo conveniente es priorizar el crecimiento lo más rápido posible de las exportaciones de commodities en lugar de detenerse en apalancar también capacidades industriales y de servicios? Desde EconoJournal entendemos que aunque las respuestas a esas preguntas no estén claras o sean materia de opinión, es necesario adentrarse en ese debate con la intención de buscar consensos o, de mínima, aportar algún tipo de conocimiento sobre estos temas.

El desafío de generar valor

La experiencia internacional muestra que los países que lograron consolidar ecosistemas competitivos alrededor de industrias extractivas fueron aquellos que consiguieron desarrollar proveedores locales, formación técnica, infraestructura y algún tipo de coordinación público-privada.

La propuesta de Aguas Arriba, que contará con la co-producción de Trossero&Co buscará poner el foco no sólo en los grandes proyectos de inversión vinculados a Vaca Muerta, minería de cobre, litio o infraestructura energética, sino también en las oportunidades que esos desarrollos pueden habilitar para empresas proveedoras de bienes industriales, servicios tecnológicos, metalurgia, metalmecánica, logística e innovación aplicada.

Aguas Arriba buscará funcionar como un espacio donde convivan empresas industriales, operadoras energéticas, proveedores de servicios, especialistas académicos, economistas, funcionarios y referentes académicos que permitan enriquecer el debate.

, Nicolas Gandini

El Ministerio de Economía aprobó la adhesión al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI) del proyecto de oro y plata Diablillos por una inversión total de US$481,7 millones. En los primeros dos años deberá desembolsar un monto mínimo de US$352,4 millones. El proyecto está ubicado en el límite entre Salta y Catamarca y lo lleva adelante AbraSilver, la empresa controlada por la generadora eléctrica Central Puerto. El inicio de la operación del proyecto minero está estimado para julio de 2029.

La adhesión al régimen de beneficios fiscales, impositivos y cambiarios se publicó este lunes en el Boletín Oficial a través de la resolución 562 del Palacio de Hacienda. El proyecto “consiste en las actividades destinadas a la factibilidad del yacimiento minero Diablillos, en la construcción de una planta de procesamiento de oro y plata con una capacidad nominal de 3.150.000 toneladas por año (tpa) y en el desarrollo del sitio e infraestructura necesaria para su ejecución y operación”, destaca la resolución.

Diablillos está en etapa de exploración avanzada y es uno de los desarrollos más relevantes de oro y plata de la Argentina. Está ubicado a 150 km de la capital salteña, en los departamentos de Los Andes (Salta) y Antofagasta de la Sierra (Catamarca) y cuenta con recursos estimados de 166 millones de onzas de plata y 1,1 millones de onzas de oro.

En rigor, la aprobación al RIGI es para la firma Pacific Rim, una subsidiaria de AbraSilver, la minera de origen canadiense que en 2025 pasó a ser controlada por Central Puerto (a través de su subsidiaria Proener), la mayor generadora eléctrica de la Argentina. Además de Diablillos, AbraSilver cuenta con el proyecto de cobre en etapa de exploración La Coipita, en San Juan.

Central Puerto cuenta con 14 plantas de generación de energía de diversas tecnologías en el país y, con una capacidad instalada de 6.703 MW, cubre alrededor del 20% del mercado. La generadora había ingresado al sector minero en 2024 con la adquisición de una parte menor del proyecto Diablillos. También tiene una participación en el negocio del litio en el proyecto Tres Cruces (3C) en Catamarca.

RIGI

Hasta el momento se presentaron formalmente 36 solicitudes de adhesión al RIGI por US$97.000 millones. Lograron adherirse al esquema de inventivos por 30 años un total de 15 proyectos por US$28.500 millones (sumando al proyecto Diablillos). Todavía hay 21 iniciativas de inversión presentadas por US$68.000 millones que esperan la sanción del Palacio de Hacienda.

El ministro de Economía, Luis Caputo, presentó el viernes pasado el nuevo esquema de incentivos llamado “Súper RIGI” y, además, señaló que en los próximos 30 días van a acelerar más adhesiones al RIGI y que el gobierno espera que se presenten más proyectos por montos adicionales que van de 30 a 40 mil millones de dólares.

La adhesión al RIGI para Diablillos

La resolución del Palacio de Hacienda aclara que la fecha de adhesión al RIGI de Diablillos el día 26 de febrero de 2026. También establece que durante el primer y segundo año el Vehículo de Proyecto Único (VPU) adherido deberá acreditar haber completado una inversión en activos computables igual o superior al 40% del monto de inversión mínima.

Según la adhesión que presentó Diablillos, y que detalla la resolución del Ministerio de Economía, en el primer año deberá realizar una inversión de US$98,5 millones y en el segundo año US$253,9 millones. En total, el proyecto de oro y plata realizará un desembolso de US$352,4 millones, “superando el monto mínimo de inversión de 40%”. La fecha límite para el cumplimiento del monto de inversión mínima es el día 30 de noviembre de 2027.

La presentación al RIGI del proyecto contempla, además, que el 55% de la totalidad del monto de inversión destinado al pago de proveedores, bienes y obras de infraestructura durante las etapas de construcción y operación corresponde a proveedores locales. El monto excede el 20% exigido por el régimen de incentivos, subraya la resolución de Hacienda.

, Roberto Bellato

El gobierno buscará que las mayores industrias del país se comprometan la semana entrante a comprar parte del Gas Natural Licuado (GNL) que se importará en junio para abastecer el pico invernal de consumo. En las últimas dos décadas, siempre fue el Estado el encargado de costear la importación del gas importado a través de la empresa Enarsa, subsidiando parcialmente el precio real del fluido para grandes industrias y distribuidoras y asumiendo además el riesgo financiero de esas operaciones. Esa dinámica —que implicaba una posición deficitaria tácita del Estado— cambiará a partir de este año. Al menos eso es lo que apunta la Secretaría de Energía.

Cerca de la cartera que dirige María Tettamanti explican que a partir de este invierno las grandes industrias —entre las que figuran empresas siderúrgicas, alimenticias, cementeras y petroquímicas, entre otras— que no confirmen por adelantado qué volúmenes de GNL necesitarán para abastecerse durante el pico de consumo se quedarán sin gas cuando se registren jornadas de bajas temperaturas.

Es un cambio copernicano que implica una pulseada con final abierto para que las industrias —y en menor medida las distribuidoras y generadoras— compren por adelantado el gas importado, cuyo costo puede trepar hasta casi los US$ 20 por millón de BTU, cinco veces más caro que el gas local. “Puede parecer una pulseada, pero en realidad es volver a aplicar los marcos regulatorios que estableció la Ley del Gas. Lo que pasa es que desde hace 25 años que vivimos alejados de la Ley e incluso los actores privados se olvidaron de cómo debe funcionar el mercado”, explicaron allegados al área energética del gobierno.

Cambio de raíz

El éxito de la jugada oficial dependerá de cuán convincente resulte la amenaza de que las industrias que no estén dispuestas a pagar el costo real del GNL se quedarán sin gas ‘físico’ durante los 40 o 50 días de bajas temperaturas del invierno. Si las industrias creen que el gobierno es efectivamente capaz de cortarles el gas durante esas jornadas, con el costo político que eso conlleva, es probable que varias empresas se comprometan esta semana a comprar el GNL a Enarsa o alguna compañía comercializadora.

Si, en cambio, creen que el gobierno no se va a animar a ir a fondo y finalmente Enarsa terminará comprando por su cuenta el gas necesario para cubrir toda la demanda proyectado en el trimestre junio-julio-agosto, lo más probable es que la mayoría de las industrias no estén dispuestas a comprar por adelantado el GNL.

Es como un juego de cartas donde las grandes industrias nucleadas en Acigra —entre las que figuran Tenaris, Arcor, Aluar, Acindar, Loma Negra y Cementos Avellaneda— e industrias de menor tamaño que reciben el gas de las distribuidoras —conocidos en la jerga como GUDI’s— deberán decidir si se van al mazo o cantan retruco para ver qué tiene el gobierno y hasta dónde está dispuesto a llegar.

Pregunta abierta

El interrogante empezará a despejarse este miércoles, cuando Enarsa realice una serie de subastas en el Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) para intentar colocar entre distribuidoras, generadoras, comercializadoras e industrias el GNL que importará durante junio para cubrir la demanda de gas durante los días de frío que se registren en el mes. La gran duda es qué harán las industrias. Enarsa realizó una primera ronda de subastas hace dos semanas para ofrecer el GNL importado para la segunda quincena de mayo y ninguna industria participó de la compulsa.

Fuentes cercanas a Acigra explicaron que el escaso tiempo de antelación con que el gobierno anunció esa subasta y las condiciones comerciales del pliego —los precios de venta del GNL se conocieron minutos antes de la convocatoria— atentaron contra la participación de las industrias. Habrá que ver qué sucede el miércoles. Allegados a Energía indicaron pulieron la redacción del pliego de la compulsa —sobre todo las condiciones de take or pay (TOP) que deben asumir los compradores— para incentivar la anuencia de los privados. También se buscará que las industrias sin estructura comercial propia puedan comprar gas a través de firmas comercializadoras.

“Somos optimistas. Lo importante es que las industrias, tanto las grandes que compran en el mercado mayorista como los GUDI’s, entiendan que tienen que pagar el costo real del GNL. Se terminó la etapa en que el gobierno subsidiaba el gas de invierno. Además, las industrias se beneficiaron por la baja del costo promedio del gas que generó el desarrollo de Vaca Muerta. Tienen margen para pagar el costo real del gas durante los meses de invierno”, insistieron desde el Ministerio de Economía.

Cómo solía funcionar el mercado en los picos de demanda

Durante los días de frío, la demanda residencial —considerada ‘prioritaria’ por la regulación—  suele acaparar todo el gas “de base” del sistema contractualizado bajo el paraguas del Plan Gas, que es más barato que el gas de la ventana de gas seco de Vaca Muerta o el que se importa por barco (GNL) a un costo mucho mayor. Cuando eso ocurre, las industrias deben reducir su consumo o salir a buscar gas importado y pagarlo a un precio mayor.

Ese gas importado no se puede comprar de un día para el otro. Por lo tanto, es el Estado quien proyecta cuál va a ser la demanda potencial del sistema y desde 2008 hasta el año pasado compraba los buques de GNL necesarios para cubrir todo los picos de demanda y luego los revendía ex post a los distintos usuarios del sistema (industrias, generadoras, comercializadoras, comercializadas). Es decir, bajo el esquema que se aplicó en los últimos 15 años, quienes tomaban GNL en el mercado spot, le pagaban a Enarsa un precio inferior al que realmente abonaba la empresa estatal.

Lo que terminaba pasando en todos los inviernos es que, aprovechando la condición ‘fungible’ del gas, tanto las grandes industrias como las comercializadoras y distribuidoras demandaban los días de frío el GNL inyectado por Enarsa desde la terminal regasificadora de Escobar —por más que no tuviesen contratos que nominaban ese gas a su favor—, provocando un desbalance comercial en el sistema, porque consumían volúmenes de gas que en realidad le pertenecía a otro usuario. Ese desbalance se saldaba, en el caso de las industrias, abonándole a Enarsa como si fuese un proveedor de Gas de Última Instancia (GUI), pero le pagaban un valor inferior al del GNL importado.

En los hechos, los usuarios privados del sistema se aprovechaban de que Enarsa ya había comprado los cargamentos de GNL y estaba obligado a regasificarlos e inyectarlo desde la terminal regasificadora de Escobar (porque no existe capacidad de almacenamiento de grandes volúmenes de GNL).

En concreto, si esta semana Enarsa termina confirmando la compra de los 9 cargamentos de GNL que licitó para junio (las ofertas se presentarán este lunes) tendrá que descargarlos y regasificarlos obligatoriamente durante el mes que viene a medida que vayan llegando para liberar capacidad de la terminal de Escobar a fin de que el barco siguiente pueda ser descargado y regasificado. Esa restricción física es una debilidad del Estado.

Qué quiere hacer el gobierno ahora 

De fondo, el gobierno quiere dejar de subsidiar a las industrias. Por lo tanto, si bien Enarsa ya licitó 9 cargamentos para junio, una vez que este lunes reciba las ofertas proveedores como BP, TotalEnergies, Trafigura, Vitol y Glencore, entre otros, su plan es darse vuelta y subastar el miércoles el gas equivalente a esos nueve cargamentos a través del Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) entre todos aquellos que quieran asegurarse el gas, fundamentalmente industrias.

¿Qué pasa si esa subasta vuelve a quedar desierta cómo ocurrió hace dos semanas? En el gobierno aseguran que en ese caso no van a terminar comprando los nueve buques de GNL. Si no calzan esa oferta contra una demanda industrial o de generadoras, van a adjudicar menos cargamentos de los que licitaron y las industrias que no se aseguraron gas en la subasta de MEGSA deberán recurrir a alternativas como el uso de combustibles líquidos o reprogramar su actividad productiva en función de la disponibilidad de gas.

Allegados a Asociación de Consumidores Industriales de Gas de la República Argentina (ACIGRA), las grandes industrias que compran unos 15 millones de m3 de gas por día (MMm3/día) en el mercado mayorista, dejaron trascender que están dispuestas a pagar el gas importado lo que realmente vale, pero afirman que solo por el volumen que efectivamente consuman. Por lo tanto, se resisten a adquirir por adelantado algo que necesariamente no van a utilizar.

El gobierno prevé también que las empresas comercializadoras puedan tener un rol importante facilitando alternativas para que las industrias —fundamentalmente los GUDI’s— puedan acceder a GNL en los días de mucho frio sin que tengan que contratarlo por su cuenta. ¿Qué va a pasar con las industrias que incurran en desbalances y tomen gas que no les correspondan? El gobierno afirma que el nuevo ente regulador va a cortarles el suministro. Sería la primera vez que pase en más de 20 años Las distribuidoras —Metrogas, Naturgy y Camuzzi— deberían ir una cuadrilla, por ejemplo, a cortarles el servicio. La Secretaria de Energía ya instruyó a todas las distribuidoras para que tengan preparadas los equipos en caso de que se llegue a esa situación.

Habrá que ver qué sucede esta semana con las subastas de MEGSA para saber si las industrias terminan comprando el gas como quiere el gobierno o deciden redoblar la apuesta y cantar retruco para ver qué cartas tiene el gobierno. Es una pulseada con final abierto en la antesala del período de mayor consumo de gas en la Argentina.

, Redaccion EconoJournal

SAN JUAN (Enviada especial).- El acto central por el Día Nacional de la Minería en San Juan se celebró bajo condiciones extremas. Ráfagas de viento de hasta 70 kilómetros por hora, calor agobiante y nubes de polvo recibieron a la comitiva presidencial encabezada por la Secretaria General de la Presidencia, Karina Milei.

Realizado en el Velódromo Vicente Alejo Chancay y en el marco de la Expo Internacional San Juan Minera, el acto sirvió para que el gobierno nacional enviara una clara señal de respaldo al sector minero con la presencia del ministro del Interior, Diego Santilli; el ministro de Justicia, Juan Bautista Mahiques; el presidente de la Cámara de Diputados, Martín Menem; y el subsecretario de Gestión Institucional, Eduardo ‘Lule’ Menem.

“El Presidente Milei tomó la decisión de ubicar a la minería en el centro de la agenda política. Lo que estamos viviendo no tiene precedentes. Hubo transformaciones concretas”, afirmó el secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero frente a empresarios, gobernadores y funcionarios del sector.

«Las reservas de cobre van a llevar a nuestro país a dimensiones aún desconocidas. La Argentina ha transitado un cambio de época en estos dos años”, continuó. Y apenas horas después de que el presidente Javier Milei anunciara a través de la red X el envío de una ley de «Súper RIGI», el funcionario destacó el impacto del Regimen de Incentivo para Grandes Inversiones sobre la actividad minera.

“Con el RIGI tenemos siete proyectos aprobados y 50.000 millones de dólares de inversiones comprometidos en total. Los proyectos mineros representan el 54% de las inversiones comprometidas en el RIGI”, señaló.

Exportaciones y minería

Lucero también hizo foco en la reciente modificación de la Ley de Glaciares, uno de los principales reclamos históricos de la industria minera. “La modificación a la Ley de Glaciares era la gran deuda pendiente. Ahora contamos con un marco claro y se logró gracias al trabajo de las provincias y el gobierno. Lo que era imposible se hace posible”, aseveró.

El gobernador de San Juan, Marcelo Orrego, reivindicó el rol histórico de la minería en la provincia y aseguró que el actual contexto internacional abre una oportunidad inédita para el desarrollo del cobre argentino. “La minería nos define. Más del 80% de nuestras exportaciones tiene que ver con la minería”, sostuvo Orrego, quien además destacó el trabajo conjunto entre las provincias mineras en la denominada mesa del litio y del cobre.

“El presidente Milei tomó la decisión de mejorar la macro y empezó a haber estabilidad fiscal y seguridad jurídica. Avanzamos con el RIGI, la eliminación del cepo y llegamos a la modificación de la Ley de Glaciares”, aseveró el mandatario provincial.

Finalmente, y en línea con el discurso del gobierno nacional, Orrego remarcó que la transición energética mundial posiciona a San Juan y a la Argentina en un lugar estratégico por sus recursos cupríferos. “Las energías limpias nos dan oportunidades de desarrollo. Y tenemos oportunidades con el cobre. El mundo va hacia ahí”, señaló. Y concluyó con un mensaje directo a los inversores presentes en la feria: “El momento de invertir es ahora”.

, Loana Tejero

El ministro de Economía, Luis Caputo, brindó este viernes detalles sobre el «Súper RIGI», un nuevo esquema de incentivos destinado a las grandes inversiones en sectores sin desarrollo previo en la economía argentina. La iniciativa busca en buena medida apuntalar la industrialización y agregación de valor de la producción energética y minera nacional, un tema que el presidente Javier Milei había deslizado en su discurso de apertura del Congreso de la Nación en marzo.

A diferencia del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), que ya suma 36 proyectos presentados por US$95.000 millones centralmente en sectores tradicionales como hidrocarburos y minería, el nuevo esquema incentivará el arribo de nuevas actividades al país mediante beneficios sustancialmente mayores.

Entre las sectores que podrían beneficiarse, Caputo mencionó el refinamiento y laminado de cobre, la fabricación de baterías de litio, autos eléctricos, paneles solares, turbinas eólicas y fertilizantes de potasio y fósforo.

“Vamos a estar incentivando la industrialización de nuestros recursos naturales. También la instalación de datacenters y negocios vinculados al agro, la pesca y la agroforestación”, afirmó en una conferencia de prensa conjunta con el Jefe de Gabinete, Manuel Adorni, y la ministra de Seguridad, Alejandra Monteoliva.

Los incentivos del Súper Rigi

El ministro de Economía explicó que el Súper RIGI a pesar de ofrecer mayores beneficios que el régimen de incentivos existente no tendrá costo fiscal porque busca el desarrollo de nuevos sectores en el país. «Vamos a tener una mayor recaudación fiscal porque, si bien hay reducciones impositivas, vamos a estar cobrando más debido a que son industrias que hoy no existen”, sostuvo Caputo.

La principal diferencia con el RIGI será la reducción de la alícuota del impuesto a las ganancias para las empresas, que pasará del 25% al 15%. Además, describió un proceso de amortización acelerada en donde se podrá deducir el 60% de la inversión en el primer año, el 20% en el segundo y el 20% restante en el tercer año.

Esto permitirá a las empresas recuperar la inversión a efectos fiscales en un plazo considerablemente más corto, con lo que se busca mejorar el flujo de fondos en las etapas iniciales de los proyectos.

Otro punto sustancial será la exención de aranceles a la importación para todo lo vinculado a la producción de bienes incluidos en el régimen. “Hoy en el RIGI estas excepciones básicamente son para los bienes de capital, pero hay algunos bienes de capital que tienen diferente nomenclatura. Entonces, a veces hay alguna zona gris que tenemos que debatir”, explicó Caputo. De esta forma, la iniciativa busca apuntalar la industrialización de la energía y minería para sumarles valor agregado de exportación.

En la apertura de sesiones del Congreso de este año, Milei había dicho que la producción y disponibilidad de energía barata constituían una condición necesaria para la industrialización. «Este boom no es solo una noticia para el sector energético, es la base de una industrialización nunca antes vista«, dijo el presidente. «Veremos crecer la petroquímica, la siderurgia, el aluminio, pero no el del tongo, la producción de hidrógeno, el procesamiento de litio y minerales críticos«, resaltó.

Proyectos sancionados en el RIGI

De los 36 proyectos presentados al RIGI hasta el momento, el gobierno solo sancionó 15 por unos 28.000 millones de dólares, cerca de un tercio del valor sumado entre todos los proyectos presentados.

El último proyecto sancionado fue el de Transportadora Gas del Sur (TGS) para la ampliación del gasoducto Perito Moreno por US$700 millones. Caputo esta semana anunció que Chevron presentará un proyecto al RIGI por US$10.000 millones, aunque todavía no hubo precisiones por parte del petrolera estadounidense.

El proyecto de Chevron revelado por el ministro de Economía haría sobrepasar la barrera de los US$100.000 millones en montos acumulados por proyectos presentados, lo que equivale a cerca de una sexta parte del PBI argentino.

, Nicolás Deza

El barril de petróleo Brent aumentó un 43,1% entre el 1 de marzo y el 27 de abril —de US$ 77,7 a US$111— debido a la Guerra en Medio Oriente, con un impacto radicalmente distinto en los surtidores de América Latina, de acuerdo a un ranking elaborado por EconoJournal a partir de datos de GlobalPetrolPrices. También se incluyen cifras de otros países del mundo a partir de un informe de Economía y Energía.

Perú y Chile encabezaron la suba de la nafta en la región con un 39% y 24%, respectivamente. Argentina se ubicó en tercer lugar, con un traslado del 16% a los surtidores. En Brasil el alza fue de 7%, en Uruguay del 6%, en Colombia poco más del 2% y Bolivia no registró movimientos en el precio durante el período señalado, que es el que se tomó como referencia en todos los casos.  

¿Por qué el mismo evento geopolítico se tradujo de forma tan dispar en el bolsillo de los conductores de la región? “El desenlace depende de dos factores específicos: el balance neto de petróleo y la gestión gubernamental de los precios de los combustibles”, explica un informe de los estrategas de J.P. Morgan Private Bank Nur Cristiani, Federico Cuevas y Mary Sangurima.

El primero tiene que ver con la posición de cada país frente al mercado internacional. Los exportadores netos, como Brasil y Colombia, tienen un mayor margen para financiar subsidios o rebajas impositivas porque el aumento del precio del crudo les genera ingresos adicionales. Para los países importadores, como Chile y Perú, el efecto es negativo.

El segundo factor se trata de la decisión política, de cuánto de ese costo el gobierno absorbe para evitar que se traslade al consumidor y a través de qué mecanismos.

¿Por qué Perú y Chile encabezan el ranking?

Perú y Chile, importadores netos de petróleo, registran el mayor traslado de precios a los surtidores.

En Perú, el aumento de 39,76% del precio de las naftas desde el inicio de la guerra responde a una combinación de los dos factores señalados por J.P. Morgan. Por un lado, la dependencia de la importación de combustibles. Por otro, el modelo de libre mercado —en el que, por ley, los precios se determinan en función de la oferta y la demanda, tomando como referencia los precios internacionales, así como el tipo de cambio y los costos logísticos— no brinda herramientas para contener esa suba. Perú tuvo un agravante adicional: a principios de marzo explotó un tramo del gasoducto de Megantoni, en Cusco, que presionó más la demanda hacia combustibles líquidos en un contexto de escasez de oferta.

En Chile se registró un alza de 23,8% en el periodo hasta llegar a US$1,655 el litro a fines de abril. El gobierno contuvo parcialmente el impacto de la suba que le genera ser un importador neto de petróleo con el Mecanismo de Estabilización del Precio de los Combustibles (MEPCO), que actúa como estabilizador de alzas bruscas de estos productos a través de la suba o quita de impuestos.

El mecanismo, sin embargo, no fue del todo efectivo. El gobierno de José Antonio Kast reconoció que el costo acumulado del MEPCO al 25 de marzo fue de US$220 millones. «El mundo está en una crisis. Chile está en una crisis fiscal, se deben tomar decisiones y optar. Le va a aumentar el precio del combustible, pero le vamos a mantener el precio del transporte público, le vamos a mantener el precio de la calefacción”, resumió el presidente Kast.

Con ese diagnóstico, el gobierno chileno modificó el MEPCO vía decreto el 23 de marzo ampliando de dos a cuatro semanas la ventana para calcular el precio de paridad de importación. Cuanto más larga esa ventana, más suavizado queda el número y menos refleja el precio real del petróleo en el mercado internacional. Desde entonces, hay un debate político entre restablecer el mecanismo a su forma original, o mantenerlo en su nueva versión.

Argentina, con amortiguador parcial

El caso argentino es uno de los más complejos del ranking porque es uno de los países con mayor traslado a surtidores, a pesar de contar con producción propia y con YPF, principal jugadora del mercado, como amortiguadora de la suba.

Tras un aumento inicial de más del 15% hasta fines de marzo según la consultora Romano Group, YPF aplicó esquema de compensación articulado entre privados que, en los hechos, operó como un congelamiento de precios durante 45 días. “La apuesta fue ganar tiempo, esperando que la tensión geopolítica en Medio Oriente se moderara y que el precio internacional del crudo retrocediera, permitiendo así absorber parte de la suba no trasladada al consumidor final”, explica a este medio Carlos Mendizábal, co-Director del Instituto de Energía de la Universidad Austral.

El buffer duró 27 días. El 28 de abril, con el Brent escalando nuevamente por encima de los US$120, YPF actualizó levemente sus precios pese al compromiso asumido. La razón oficial fue la actualización de impuestos dispuesta por el gobierno mediante el Decreto 302/2026, publicado en el Boletín Oficial el 30 de abril, que estableció una suba del 0,5% en los tributos a los combustibles a partir del 1° de mayo.

Brasil y México contuvieron el impacto

Brasil y México, los dos gigantes de la región, cuentan con una ventaja estructural que fue acompañada por decisión política, y el resultado quedó reflejado en el 7% y 10% de suba de precios de la nafta, respectivamente.

Brasil es el mayor exportador neto de crudo de la región, con alrededor de 500.000 barriles diarios. A esa ventaja la acompañó con política de reducción de impuestos federales sobre los combustibles y un subsidio al diésel financiado con gravámenes temporales a las exportaciones de crudo y diesel. “El efecto sobre las cuentas fiscales ha sido prácticamente neutro y el impacto directo sobre el Índice de Precios al Consumidor (IPC) limitado”, asegura J.P. Morgan.

El aumento de la nafta en México, otro de los principales productores de crudo de América Latina, fue mayor al de Brasil, dada su poca capacidad de refinación: “La refinación no ha avanzado al mismo ritmo que la producción, por lo que incluso las mayores economías de la región siguen dependiendo de importaciones de gasolina, diésel y combustible para aviones», explica J.P. Morgan.

Es decir que, aunque el país exporte crudo, si no puede refinarlo localmente, igual necesita importar los derivados que usan los consumidores. Más allá de la condición estructural, hubo una intervención del Ministerio de Hacienda, a través de la reducción del Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) y la aplicación de estímulos fiscales con énfasis en el gasoil, dado su impacto en el transporte de carga y pasajeros.

Uruguay: estabilidad administrada, con la nafta ya cara

Uruguay no figura entre los países con mayor traslado (6%), dado que el gobierno de Yamandú Orsi moderó el pass-through del aumento internacional mediante un ajuste bimensual con tope del 7%, por debajo del incremento que hubiera resultado de la paridad de importación, según detalló en su último informe la consultora Economía y Energía, que dirige Nicolás Arceo, la cual relevó las medidas instrumentadas en distintos países ante la subida del precio del petróleo. “La estrategia se complementó con subsidios al transporte público y medidas para sostener los precios de energéticos residenciales como el supergas”, agrega la consultora.

Lo cierto es que Uruguay era, antes del conflicto, uno de los países con la nafta más cara de la región, US$ 2,03, lo que le dio más margen para absorber el shock sin grandes ajustes.

Colombia: la protección del subsidio y la renta petrolera

En Colombia, el traslado fue el más acotado de la región, de apenas 2,49%. El país se beneficia de su condición de exportador neto con un saldo positivo de alrededor de 450.000 barriles diarios, que le genera ingresos adicionales cuando el crudo sube.

Asimismo, el gobierno mantiene precios regulados que ajusta gradualmente y con rezago, lo que evita que los saltos internacionales lleguen de golpe al surtidor. El mecanismo que utiliza es el Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles (FEPC), que cubre la brecha entre el precio de paridad de importación y el precio interno regulado.

Sin embargo, esa protección tiene sus límites, según el análisis de los estrategas de J.P. Morgan. “Los mecanismos de transferencias fiscales neutralizan buena parte del efecto positivo que genera la mejora en los términos de intercambio, mientras que el ajuste de los precios regulados y las necesidades fiscales reducen el margen de maniobra del gobierno”, dice el informe.

Bolivia: el caso extremo

Al final de la lista aparece Bolivia, que mantuvo congelado el valor en el surtidor a pesar de que el país importa casi el 90% del diésel que consume y el 50% de la nafta.

La brecha entre el precio subsidiado y el internacional, que normalmente absorbe el fisco, fue tan grande que generó una escasez de combustible por la incapacidad de comprar.  En marzo y abril hubo desabastecimiento en varias regiones y, el 5 de mayo, una huelga de transportistas con bloqueos en las rutas troncales hacia Argentina, Chile y Perú. El vicepresidente de Operaciones de YPFB, Sebastián Daroca, anunció que en junio se revisarán los precios, y que en la medida en que suba el precio del crudo, aumentarán los precios de todos los combustibles.

El impacto en el resto del mundo

La respuesta global fue uniforme en su objetivo de evitar el traslado pleno al consumidor, pero muy distinta en los instrumentos. Por fuera de Latinoamérica, Economía y Energía relevó también la batería de medidas a las que apelaron Estados Unidos, China, Alemania y Reino Unido, entre otros países.  

Estados Unidos acordó liberar 172 millones de barriles de su Reserva Estratégica de Petróleo, suspendió por 60 días la Ley Jones —que obliga a que el transporte entre puertos del país se realice en buques de bandera estadounidense— para reducir costos logísticos, y flexibilizó regulaciones ambientales sobre las mezclas de naftas. Con todo, no escapó al shock: la nafta subió 46% y el gasoil 58% entre el 26 de febrero y el 27 de abril de este año.

En China, el aumento de la nafta en surtidores fue de 22%. El gigante asiático revisa sus precios minoristas cada diez días hábiles a través de la Comisión Nacional de Desarrollo y Reforma. En el contexto actual, la agencia trasladó solo alrededor de la mitad del incremento que surgiría del mecanismo automático, absorbiendo el resto. Al mismo tiempo, instruyó a las principales petroleras nacionales a priorizar el abastecimiento interno, lo que redujo la oferta de refinados disponible para el resto de Asia.

Japón liberó reservas estatales y privadas, amplió por un año la generación a carbón ante las restricciones en el suministro de GNL, y aplicó subsidios a las petroleras para mantener el precio de las naftas en torno a US$1,07 por litro. El aumento fue de 10%.

En Alemania el aumento fue de 18%, a pesar de que redujo impuestos a naftas y gasoil por dos meses y limitó los aumentos en estaciones de servicio a una sola vez por día.

Reino Unido, con aumentos de 19% en surtidor, mantuvo el recorte del impuesto a los combustibles vigente desde 2022 y focalizó asistencia en hogares que usan derivados del petróleo para calefacción.

, Natalí Risso

HOUSTON (enviada especial) El líder del Sindicato de Petroleros Privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa, Marcelo Rucci, aseguró que “el desarrollo de los últimos diez años en Vaca Muerta lo hicieron trabajadores de la zona que pasaron del convencional al no convencional», en el marco de la Offshore Technology Conference (OTC) en Houston.

Rucci se mostró junto a autoridades del gobierno de Neuquén y empresas petroleras y aseguró que su presencia estuvo vinculada con mostrar la importancia de Vaca Muerta en el contexto global y el rol de los trabajadores en los logros alcanzados.

“Es algo importante estar acá. Hemos logrado empezar a trabajar entre todos, respetándonos y entendiendo el crecimiento que está teniendo la industria”, sostuvo Rucci durante una entrevista brindada a EconoJournal desde el interior del stand que Argentina desplegó en el mítico NRG Center.

El dirigente sindical destacó en la OTC especialmente el rol de los trabajadores en el desarrollo de los no convencionales y planteó que el momento actual exige una coordinación más estrecha entre todos los actores del sector: “La participación de los trabajadores es fundamental en todo esto”, afirmó, y agregó que “si empujamos el carro entre todos va a ser más fácil cumplir este sueño que es Vaca Muerta para los argentinos y los neuquinos”.

La presencia de Rucci en Houston se dio además en un contexto en el que Neuquén buscó posicionarse como proveedor global de shale oil y avanzar en proyectos estratégicos como el desarrollo de gas natural licuado (GNL), que requerirán miles de nuevos trabajadores con mayores niveles de capacitación.

Migración hacia Vaca Muerta y el futuro de los trabajadores del convencional

En ese escenario, el sindicalista reconoció a este medio que existe preocupación por la creciente migración hacia la Cuenca Neuquina impulsada por los anuncios de inversión y expansión de las compañías petroleras. “Muchos llegan pensando que las oportunidades son ilimitadas y después encuentran otra realidad”, advirtió.

En este contexto, aseguró que la región cuenta con la mano de obra preparada para sostener el crecimiento que necesita Vaca Muerta y se mostró despreocupado por el futuro de los trabajadores de la actividad convencional, ya que afirmó que “podrán ser reubicados rápidamente”.

“El desarrollo de los últimos diez años en Vaca Muerta lo hicieron trabajadores de la zona que pasaron del convencional al no convencional”, argumentó.

Consultado sobre la situación de los trabajadores de las áreas de Puesto Hernández y Chihuido de la Sierra Negra, donde YPF ya presentó un plan de abandono de 2.000 pozos Rucci afirmó que las empresas ya están reconvirtiendo al personal. Este proceso, que se convertirá en un leading case para Neuquén, demandará varios años para completar la remediación de los pasivos ambientales y el desmantelamiento de instalaciones y baterías.

“Los trabajadores petroleros no sobran. La industria tiene claro todo lo que puso la gente para llegar hasta acá”, sostuvo. En esa línea, planteó que el objetivo es garantizar previsibilidad laboral en una etapa de transformación acelerada del sector energético argentino. Además, señaló que eso incluirá acuerdos con los gobiernos de Neuquén y Río Negro para impulsar capacitaciones orientadas a preparar trabajadores frente a la nueva etapa de expansión de la industria. “Hay interés de las empresas, del gobierno y del sindicato para trabajar esto juntos”, concluyó.

, Laura Hevia

El CEO de Glencore Argentina, Martín Pérez de Solay, presentó la estrategia operativa de la compañía para el sector cuprífero en la Argentina, con un esquema que prioriza la reactivación de Alumbrera y el desarrollo secuencial de Pachón. Durante su presentación en la Exposición Internacional San Juan Minera, el directivo estableció como meta colocar ese cobre en el mercado hacia 2028 y como desafío sectorial planteó que «en 10 años queremos hacer el 40% de lo que Chile logró en 100”.

La hoja de ruta técnica de Glencore contempla la reapertura de la mina Alumbrera como un paso estratégico inicial. Según el ejecutivo, esta operación funcionará como una instancia productiva que permitirá reinsertar al país en el mercado global de metales básicos en el corto plazo. “Acabamos de anunciar el objetivo de reiniciar Alumbrera, queremos poner cobre argentino en el mercado en 2028”, precisó Pérez de Solay respecto a los plazos estimados.

El plan utiliza la infraestructura existente en Alumbrera para facilitar la transición hacia proyectos de mayor escala, como Agua Rica y, posteriormente, Pachón. El directivo enfatizó, en el encuentro sectorial organizado por Panorama Minero, la importancia de un crecimiento estructurado y el diálogo permanente con las autoridades para garantizar la viabilidad de las inversiones. “Tomamos la decisión hace un año de ir por todo y armar un programa de crecimiento ordenado”, señaló.

Respecto a Pachón, el ejecutivo brindó detalles sobre la magnitud del reservorio y su longevidad operativa, proyectando una actividad que superaría las siete décadas. “Es un proyecto que se va a desarrollar a su máxima capacidad”, afirmó sobre el yacimiento, que cuenta con reservas de seis millones de toneladas de cobre. La primera fase de procesamiento alcanzaría las 185.000 toneladas diarias de mineral.

La flexibilidad del desarrollo permite, de acuerdo con la visión de la empresa, adaptar la producción a las condiciones del mercado de manera constante. “Nadie planea una mina a 70 años”, observó el directivo, al tiempo que remarcó que las sucesivas etapas de expansión aseguran la rentabilidad del activo. Al respecto, añadió: “Siempre es viable poner producción. Esa es la belleza de este proyecto”.

Preocupación por el empleo y la infraestructura

En el ámbito social, Pérez de Solay identificó al empleo como una de las demandas principales de las comunidades locales ante la falta histórica de desembolsos de capital. “Hay en la Argentina una gran preocupación por el trabajo, apoyada en muchos años en los que no ha habido inversión. La minería se proyecta como un sector que puede generar empleo”, explicó el CEO en el encuentro sectorial.

La gestión del recurso hídrico fue otro de los ejes centrales, donde se planteó la necesidad de aplicar tecnología para optimizar el consumo en zonas con estrés hídrico. El ejecutivo propuso el diseño de estrategias de compensación entre regiones para mitigar el impacto ambiental. “Tenemos que empezar a pensar de manera inteligente”, subrayó respecto a la eficiencia técnica necesaria en los procesos industriales.

En relación con la infraestructura, la postura de la compañía es que las mineras no deben actuar como financistas directos de las obras civiles, debido a la disparidad en los retornos de inversión. “Los retornos de la infraestructura son más bajos que los de la minería. Usar capital con riesgo minero en infraestructura es mal uso del capital”, argumentó, sugiriendo que las empresas deben aportar la demanda contractual para que especialistas ejecuten las obras.

Pérez de Solay concluyó que la especialización técnica es clave para la competitividad del sector y que la responsabilidad de las operadoras debe centrarse en su núcleo de negocio. “Nosotros nos especializamos en lo que sabemos hacer”, sentenció, diferenciando el rol de las mineras frente a los desarrolladores de infraestructura básica y logística.

Finalmente, el directivo reconoció la magnitud de los objetivos planteados para la próxima década, aunque destacó un cambio de tendencia en las condiciones para la inversión minera en la Argentina. “Me asusta el tamaño de las cifras que tenemos por delante”, admitió, pero cerró su intervención con una perspectiva favorable sobre el escenario actual: “Todo lo que tenemos que hacer para que pase está pasando. Esta vez es distinto”.

, Ignacio Ortiz

TGN, operadora regional de ductos y proveedora de soluciones para el desarrollo de proyectos energéticos, lanza una nueva edición de su programa Jóvenes Profesionales TGN (JP26), una iniciativa orientada a acompañar a jóvenes profesionales —los rookies— en sus primeros desafíos dentro de la industria energética.

La campaña de JP26 se inspira en el alto desempeño y la preparación profesional e invita a jóvenes talentos de ingeniería a iniciar un recorrido de desarrollo basado en el conocimiento técnico, el entrenamiento continuo y la coordinación entre equipos. El automovilismo se toma como referencia por su afinidad con el perfil ingenieril, al representar valores compartidos con la industria energética como la precisión técnica, la preparación constante y la colaboración profesional. En ese marco, JP26 propone una experiencia de formación y aprendizaje en contexto reales, con participación temprana en proyectos y operaciones clave del sistema del transporte de gas natural del país.

Desarrollo de jóvenes

“JP26 está pensado para atraer y desarrollar a los rookies que van a liderar el futuro de la energía, con formación, acompañamiento y desafíos reales desde el inicio”, señaló Alejandro Pacini, director de Recursos Humanos de TGN.

La convocatoria está orientada a jóvenes de hasta 29 años, graduados/as de las carreras de Ingeniería Eléctrica, Electromecánica, Electrónica, Industrial, Mecánica y Química con hasta tres años de recibidos; y estudiantes avanzados/as que adeuden como máximo tres finales y la tesis. Se valorará la disponibilidad para relocalizarse en distintas regiones del país. El manejo del idioma inglés no es excluyente.

Como operadora de un sistema de gasoductos que atraviesa 17 provincias y supera los 11.300 kilómetros de extensión, TGN ofrece a estos jóvenes profesionales la posibilidad de construir su carrera en un entorno federal y de alta exigencia técnica, participando en operaciones y proyectos críticos para el abastecimiento energético de la Argentina.

“Para quienes estudian ingeniería y buscan desafíos de precisión con impacto real, este es el entorno donde el trabajo técnico se transforma en energía que mueve al país”, afirmó Carlos Ranzani, director de Operaciones de la compañía.

El programa JP26

• Rotación por áreas clave del negocio, con alcance federal.
• Acompañamiento permanente mediante tutorías y referentes técnicos.
• Plan de capacitación técnica y de gestión.
• Participación activa en proyectos core de la compañía.
• Asignación efectiva a vacantes al finalizar el programa.

TGN cuenta con una sólida política de Diversidad & Inclusión, y en sus convocatorias de jóvenes profesionales alcanza un 37% de participación femenina, promoviendo un entorno profesional equitativo y de desarrollo.

Resultados recientes

Durante 2024, el programa de Jóvenes Profesionales de TGN contó con 11 egresados, que completaron un recorrido de formación intensiva y participación en proyectos estratégicos de la compañía, consolidando a JP como una cantera clave de talento técnico para el desarrollo del negocio. Este año se espera que 10 talentos formen parte de este programa.

Condiciones y plazos de la convocatoria

La inscripción al programa JP26 estará abierta hasta el 29 de mayo de 2026.

Link para para aplicar: https://postulacion.typeform.com/to/ymxGpyD3

Video lanzamiento: https://www.youtube.com/watch?v=zxFjt76n_lY

Más Info: www.tgn.com.ar

, Redaccion EconoJournal

La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) «atraviesa una situación crítica cuyo núcleo más sensible es la pérdida de recursos humanos«. La descripción es compartida por más de veinte referentes del sector nuclear argentino que fueron convocados por la Fundación Balseiro a reflexionar sobre el presente y futuro del organismo científico.

La fundación organizó el 24 y 25 de abril en Bariloche una actividad con un grupo reducido de personalidades de reconocida trayectoria en el área, quienes compartieron sus visiones sobre cuestiones estratégicas, controversiales y de proyección futura. EconoJournal accedió al documento final del evento, que incluye los artículos escritos por los expositores y sintetiza las coincidencias y diferencias.

Entre los expositores figuran Conrado Varotto (miembro fundador de INVAP), Alfredo Caro (ex director del Instituto Balseiro y del Centro Atómico Bariloche), Germán Guido Lavalle (ex presidente de CNEA), Julián Gadano (ex subsecretario de Energía Nuclear de la Nación) y Diego Hurtado (ex vicepresidente de CNEA).

«Todos coinciden en un punto central: la CNEA es una institución estratégica para el desarrollo de nuestro país que atraviesa una etapa crítica y que requiere una redefinición profunda de su misión, su gobernanza, sus instrumentos de gestión y su relación con el ecosistema nuclear y científico-tecnológico nacional», dice el documento.

Dicha redefinición es estructural y va más allá de la coyuntura actual, marcada por reclamos salariales y presupuestarios. Cerca de 100 jefes y jefas de 11 de las 12 gerencias de la institución a mediados de abril elevaron una carta a las autoridades expresando su preocupación por la situación salarial, contractual y presupuestaria, en la que señalaron la «imposibilidad de sostener grupos de trabajo».

El secretario de Asuntos Nucleares, Federico Ramos Napoli, respondió que el gobierno trabaja en una reestructuración integral de la CNEA para que sea un organismo de investigación y desarrollo con capacidad de generar sus propios ingresos. «La inercia institucional que premió la expansión permanente nunca exigió resultados. Pedir más presupuesto sin cambiar la estructura es pedirle al Tesoro que financie indefinidamente un modelo que no cierra«, apuntó en un posteo en X.

CNEA: coincidencias y diferencias sobre el presente y futuro del organismo

Según la síntesis, los referentes coincidieron en que la CNEA enfrenta al menos cuatro desafíos: el fortalecimiento del organismo, la reforma de su gobernanza, la formación y retención de los recursos humanos, y la compensación adecuada de sus aportes al resto del ecosistema nuclear argentino. El diagnóstico común es que «la forma actual es inadecuada», aunque existen distintas miradas sobre cómo debería reorganizarse.

La expresión visible de la crisis esta en la dificultad del organismo para formar y retener el talento, su «activo más valioso». «El conocimiento nuclear profundo —el que permite diseñar, licenciar, operar, reparar, evaluar, innovar y formar— es conocimiento encarnado en comunidades técnicas. Se transmite entre generaciones mediante trabajo conjunto, dirección de tesis, participación en proyectos, operación de instalaciones y resolución de problemas reales. Una interrupción de esa cadena puede ser irreversible«, dice el documento.

Una buena parte de los problemas para retener el talento tienen origen en los problemas presupuestarios y salariales y en la relación institucionalmente desordenada con las empresas del ecosistema. «La síntesis posible es que la CNEA no debe competir innecesariamente con empresas, pero tampoco debe quedar subordinada a ellas ni transformarse en una cantera gratuita de talento y conocimiento«, advierten.

Sin embargo, en el documento se reconoce que existen diferencias sobre la manera en la que se deben abordar estos desafíos. Puntualmente, se mencionan diferencias vinculadas al peso relativo del Estado y del sector privado en el ecosistema y respecto de los grandes proyectos, como el CAREM o los reactores grandes como los diseños CANDU.

«Hay divergencias sobre la forma institucional concreta: autonomía de centros, estructura matricial, directorios, fondos fiduciarios, gestión de activos, laboratorios nacionales o reestructuración interna», señalan.

Aportes de los participantes

La síntesis anterior fue elaborada por el comité redactor en base a los textos escritos por los participantes, de los cuales emergen algunos conceptos que dan cuenta de los debates en curso dentro del sector.

El doctor en Física y ex director del Instituto Balseiro, Alfredo Caro, describió una serie de problemas en CNEA como la consolidación de áreas de poder ligadas a proyectos prolongados, la captura de recursos humanos e infraestructura por estructuras cerradas sobre sí mismas, la subutilización de equipamiento de alto valor, la endogamia en la formación y la hipertrofia de funciones jerárquicas como compensación salarial.

La propuesta de Caro es transformar a la CNEA en un Laboratorio Nacional moderno y que parte del financiamiento para sus proyectos de I+D provenga de la generación nucleoeléctrica a partir de su participación accionaria en Nucleoeléctrica Argentina. «Esto permite un cambio cultural: la CNEA dejaría de verse como un área dependiente sólo de fondos públicos para ser vista como una productora de recursos estratégicos de innovación«, explica Caro.

El ex subsecretario de Energía Nuclear, Julián Gadano, coincide en el valor que tiene el modelo de Laboratorios Nacionales del Departamento de Energía de los EE.UU. como ejemplo a replicar en el país. «El Estado hoy debe retirarse de las actividades productivas para que el sistema crezca, pero tiene un lugar irrenunciable en tres dimensiones: generación de incentivos correctos, regulación y licenciamiento, e I+D+I lo más en la punta que nuestras capacidades permitan», explicó.

El ingeniero nuclear ingeniero y actual miembro del directorio de INVAP, Juan Pablo Ordóñez, se expresó en una línea similar sobre la misión de la futura CNEA, la cual debería limitarse a la producción de bienes públicos. «Las actividades que no cumplan con la definición de ser bienes públicos, deberían ser transferidas a nuevas empresas que se creen para los fines específicos, o, en caso de ser viable, a las empresas existentes en el sector nuclear», analizó.

El físico-tecnólogo y ex presidente de Nucleoeléctrica, Alberto Lamagna, consideró que el organismo debería orientarse decididamente a la transferencia tecnológica y a la asociación con empresas de alta tecnología, tanto en el sector nuclear como en otras tecnologías sensibles y estratégicas.

«Esta redefinición del rol de la CNEA no implica que deje de participar en grandes proyectos futuros, como fueron el RA-10 o el CAREM. Significa que, para no desvirtuar su misión, la gestión de hitos, cronogramas y financiamiento debería recaer en otra instancia de gobierno o en un consorcio público-privado creado específicamente para ese fin», apuntó.

El doctor en Física y ex vicepresidente de la CNEA, Diego Hurtado, consideró que el sector nuclear, en tanto sector económicamente estratégico, es compatible con los gobiernos que impulsan políticas industriales, energéticas y de I+D convergentes y de escala nacional.

En ese sentido, criticó las decisiones de cancelar proyectos como las centrales nucleares de tipo CANDU y Hualong One que China había ofrecido financiar. «Las centrales nucleares de potencia son la columna vertebral y el principio ordenador del sector nuclear argentino que garantiza la articulación de la trama institucional-empresarial y la convergencia de agendas institucionales y empresarias», evaluó.

, Nicolás Deza

La duodécima edición del Latam Economic Forum se realizará el jueves 28 de mayo en el Goldencenter de Parque Norte, en la Ciudad de Buenos Aires. El evento, que desde 2013 convoca a figuras clave del ámbito público y privado, se consolidó como un espacio de referencia para el debate económico con impacto social.

La propuesta combina análisis económico, actualidad política y compromiso con el desarrollo social, con la premisa de reunir voces diversas para interpretar el contexto nacional y global. Según los organizadores, el objetivo es anticipar los desafíos que enfrentan la Argentina y la región en un escenario marcado por transformaciones económicas y redefiniciones políticas a nivel mundial.

Desde su primera edición en 2013, el foro, organizado por el analista financiero Darío Epstein y su equipo de Research for Traders, reunió a más de 8.000 asistentes a lo largo de los años. Los debates incluyen miradas desde la gestión pública, el sector privado y el análisis económico, con la participación de protagonistas que inciden directamente en la agenda.

Para la 12° edición está prevista la participación del presidente de la Nación, Javier Milei, junto al canciller Pablo Quirno; el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; el titular de Pampa Energía y Grupo Emes, Marcelo Mindlin; el politólogo Fabián Calle; y el presidente de Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA), Claudio Zuchovicki. La jornada comenzará a las 8:30 con la acreditación y un desayuno, seguida de la apertura institucional y el cierre estará a cargo de Milei.

Además de la relevancia de sus expositores, cuya participación es totalmente ad honorem, el foro se distingue por su modelo: el 100% de lo recaudado a través de entradas y sponsors se destina a programas sociales. Este año será nuevamente a beneficio de La Fundación de Acción Social de Jabad y laAsociación Cooperadora del Hospital de Niños Dr. Ricardo Gutiérrez. Otras instituciones apoyadas en ediciones anteriores han sido la Fundación Sí, dedicada a la inclusión social y educativa de jóvenes; MACMA, enfocada en la prevención del cáncer de mama; y Leoncito Dan, que impulsa acciones solidarias para el acompañamiento de niños y familias.

El impacto solidario constituye uno de los pilares del foro y uno de sus principales diferenciales. Lo recaudado entre entradas y sponsors del último foro permitió financiar tanto programas estructurales de asistencia social como intervenciones concretas en salud y condiciones de vida de sectores vulnerables.

Nueva edición del Latam Economic Forum

Para la 12° edición está prevista la participación del presidente de la Nación,Javier Milei, junto al canciller Pablo Quirno; el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín; el titular de Pampa Energía y Grupo Emes, Marcelo Mindlin; el politólogo Fabián Calle; y el presidente de Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA), Claudio Zuchovicki. La jornada comenzará a las 8:30 con la acreditación y un desayuno, seguida de la apertura institucional y el cierre estará a cargo de Milei.

Además de la relevancia de sus expositores, cuya participación es totalmente ad honorem, el foro se distingue por su modelo: el 100% de lo recaudado a través de entradas y sponsors se destina a programas sociales. Este año será nuevamente a beneficio de La Fundación de Acción Social de Jabad y laAsociación Cooperadora del Hospital de Niños Dr. Ricardo Gutiérrez. Otras instituciones apoyadas en ediciones anteriores han sido la Fundación Sí, dedicada a la inclusión social y educativa de jóvenes; MACMA, enfocada en la prevención del cáncer de mama; y Leoncito Dan, que impulsa acciones solidarias para el acompañamiento de niños y familias.

El impacto solidario constituye uno de los pilares del foro y uno de sus principales diferenciales. Lo recaudado entre entradas y sponsors del último foro permitió financiar tanto programas estructurales de asistencia social como intervenciones concretas en salud y condiciones de vida de sectores vulnerables.

A través de la Fundación de Acción Social de Jabad, se sostuvo una red de contención que alcanza a unas 3.000 personas, mediante programas de niñez, fortalecimiento familiar y asistencia directa a más de 700 familias. Coorganizadora del evento y activa desde 1989, también impulsa centros de día, hogares convivenciales, una clínica odontológica y espacios de inclusión para adultos mayores, además de iniciativas destinadas a jóvenes en situación de vulnerabilidad que combinan asistencia con generación de oportunidades laborales.

Parte de los recursos se canalizó hacia la Asociación Cooperadora del Hospital de Niños Ricardo Gutiérrez, organización sin fines de lucro que, desde 1956, financia equipamiento, infraestructura y acompaña a familias durante tratamientos médicos de niñas, niños y adolescentes de todo el país. En ese sentido, gracias a lo recaudado en el evento se adquirió un ecógrafo con transductor lineal y un electrocardiógrafo móvil de doce derivaciones, equipamiento clave para el área de cirugía cardiovascular infantil.

El bono contribución para asistir al evento es de $100.000 en preventa y $120.000 en la modalidad general. La inscripción se realiza a través de la plataforma Eventbrite.

, Redaccion EconoJournal

El déficit global en la oferta de petróleo y combustibles se agravará en las próximas semanas si el comercio energético por el estrecho de Ormuz no es restablecido en lo inmediato. Solo en petróleo crudo, el déficit llegó en abril a casi 4 millones de barriles por día, contenido en parte por inventarios que se van agotando. Los traders y líderes de las principales petroleras de EE.UU. ya anticipan mayores precios del crudo y escenarios de destrucción de demanda.

Dentro de este escenario, la Argentina emerge en Latinoamérica como un mercado menos expuesto a potenciales problemas de suministro por los cambios en los flujos energéticos generados por la guerra y con una gran coyuntura para la exportación gracias a Vaca Muerta.

Vaca Muerta: desempeño excepcional del Medanito y saldos exportables en destilados

Argus, empresa líder en servicios de cotización de materias primas, destaca el comportamiento excepcional de los precios del crudo Medanito en el mercado internacional y las oportunidades que la creciente sustitución del gasoil por gas natural en generación eléctrica está generando en materia de exportación de combustibles en una región históricamente deficitaria en naftas y gasoil (diesel).

El barril de Medanito pasó de un descuento general de US$5 respecto al precio del barril Brent ICE antes de la guerra a tener un premio de US$5, con un pico de US$8 a comienzos de abril. “Se mantiene la tendencia del año pasado, la Costa Oeste de Estados Unidos enamorada del crudo Medanito, con valorizaciones a partir de producto de US$160 por barril”, subrayó el Senior Business Development Manager de Argus, Nazareno Ferrero.

En materia de combustibles, el aumento en la producción doméstica y disponibilidad de gas para la generación eléctrica no solo que está reduciendo la utilización de gasoil por parte de CAMMESA sino que está generando saldos exportables estructurales de este combustible y otros destilados a los países vecinos.

“El cono sur de Sudamérica es netamente importador de diésel. Argentina es la excepción, hoy está en una situación que no hemos visto en los últimos 20 años, está larga en diésel”, explicó Ferrero en una presentación para el Instituto Argentino de Gas y Petróleo (IAPG).

Destrucción de demanda de combustibles en el mundo

La guerra en Medio Oriente acaba de cumplir dos meses. La relativa tregua abierta por las negociaciones de paz entre Estados Unidos e Irán, con Pakistán como principal mediador, no dio paso a una verdadera normalización del tráfico por Ormuz, que se mantiene en aproximadamente un 5% con respecto al nivel promedio anterior a la guerra.

De no haber un cambio radical en el escenario, la oferta de petróleo empeorará y empujará a una mayor destrucción de demanda de combustibles en mayo, especialmente en Asia, la región que más depende del suministro energético de Medio Oriente.

Argus señala que en abril el balance global en petróleo crudo fue deficitario en 3,8 millones de bpd, lo que empujó a una caída de 10% en la refinación global. En la región Asia-Pacífico, las refinerías durante marzo y abril recortaron producción por 4,1 millones de bpd, contra una capacidad instalada de refino de 30,7 millones diarios.

Por Ormuz se perdió una oferta de crudo de 12,4 millones de bpd, mientras que el mercado respondió con suministros alternativos que totalizaron 9,2 millones de bpd. Sin embargo, una parte de esa oferta alternativa provino de los menguantes inventarios de petróleo crudo, que en abril aportaron 3,3 millones de bpd.

En consecuencia, la demanda deberá ajustarse a una oferta de combustibles que empeorará. Argus señala que los productos más afectados serán las naftas y el GLP.

En el caso del GLP, el mercado global pasó de una situación de ligero déficit a un severo déficit al perder 30% de la oferta. Asia es el mercado más afectado: los precios del butano y propano AFEI, el índice de referencia para estos productos en los mercados asiáticos, saltaron de US$ 600 a US$ 1200 por tonelada.

«Es uno de los mercados que más destrucción de demanda se verá. Se dejará de cocinar con GLP y se utilizará leña. Se dejará de consumir para los crackers y estos se detendrán», explicó Ferrero.

La visión de las petroleras y los traders

Las principales petroleras de EE.UU. que cotizan en bolsa presentaron la semana pasada sus resultados del primer trimestre del año. Los CEOs ya anticipan mayores precios del petróleo crudo si la navegación por Ormuz no se restablece.

El CEO de Exxon Mobil, Darren Woods, considera que el mercado todavía no sintió el impacto real por el lado de los precios. “Cuando se alcanzan los niveles mínimos de inventario necesarios para operar comercialmente, se pierde una de estas fuentes de suministro”, dijo en una call con inversores. “Prevemos que, mientras el estrecho permanezca cerrado, continuaremos viendo un aumento en los precios del mercado”, vaticinó.

Para el director financiero de ConocoPhillips, Andy O’Brien, los mercados de crudo han estado en un “periodo de gracia” desde finales de febrero hasta ahora, ya que los barcos cargados antes de la guerra tardan semanas en completar sus viajes. “Ahora, todos esos cargamentos han llegado a su destino”, afirmó.

“Comenzaremos a ver que algunos países dependientes de las importaciones podrían empezar a enfrentar una escasez crítica a medida que nos adentramos en el periodo de junio a julio”, concluyó O’Brien.

La destrucción de demanda también podría llegar a los mercados desarrollados según el banco JPMorgan Chase. Los inventarios comerciales en esos mercados están en camino de alcanzar niveles de estrés operativo a principios de junio y llegar a mínimos en septiembre si el estrecho permanece cerrado.

Los principales traders de energía del mundo como Trafigura y Vitol también están anticipando una profundización en la destrucción de demanda de combustibles en las próximas semanas.

“La destrucción de la demanda se está produciendo en lugares que no son centros de precios visibles”, declaró Saad Rahim, economista jefe de Trafigura, en un evento organizado a fines de abril por Financial Times. “Ese ajuste ya se está produciendo, pero si continúa, se agravará cada vez más. Nos encontramos en un punto de inflexión crítico”, agregó.

El CEO de Vitol, Russell Hardy, afirmó que la recuperación de toda la cadena de suministro llevará tiempo aunque las exportaciones de petróleo se reanuden pronto. «La reactivación de la producción, la reactivación de las refinerías… hay muchísima infraestructura que ha estado paralizada… se necesita tiempo para volver a poner todo en marcha», dijo.

Los precios del petróleo desde el comienzo de la guerra se han visto impulsados ​​por la preocupación sobre la disponibilidad de suministro físico a corto plazo. «La evolución de los precios se centra en el petróleo físico«, evaluó el líder de Vitol.

«Lo que ocurra del tercer trimestre en adelante es menos relevante, porque si el estrecho se abre en diez días, la recuperación llevará tiempo, pero el petróleo fluirá y los clientes en el Este contarán con un mejor suministro para junio y julio», concluyó.

, Nicolás Deza

El informe mensual elaborado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) sobre el panorama sectorial evidenció que marzo de 2026 presentó una mejora en el nivel de actividad, con una recuperación en producción y ventas locales, en un contexto de comportamiento más moderado en las exportaciones.

Los datos relevados por la Cámara destacaron que la producción mostró un crecimiento del 20% respecto de febrero, impulsado principalmente por los agroquímicos, intermedios y los básicos orgánicos. En la comparación interanual, la producción registró una suba del 2%, mientras que el acumulado del primer trimestre se mantuvo prácticamente estable.

Ventas locales

Por su parte, las ventas locales exhibieron una mejora significativa del 45% en términos mensuales, reflejando una recomposición en la demanda en los agroquímicos, seguidos por los básicos orgánicos, los intermedios y los finales termoplásticos. A su vez, en la comparación interanual se observó una suba del 7%, mientras que el acumulado del año evidenció un leve descenso. Entre las empresas participantes del relevamiento mensual destacan que esta recuperación se debe a subas vinculadas, tanto a condiciones de mercado más firmes como al encarecimiento de materias primas, este último asociado al conflicto en Medio Oriente, que impactó tanto en las ventas locales como en las externas; un aumento tanto en volúmenes de venta como en precios, impulsados por una mayor demanda interna y una mejor colocación de stock en el mercado local.

El Informe de la CIQyP® indicó también que las exportaciones registraron una baja mensual del 3% y una caída interanual del 6%, aunque el acumulado del trimestre mostró un crecimiento del 24%. Este desempeño responde a una normalización luego de meses previos con niveles elevados de colocaciones externas.

Pequeña y Mediana Industria Química

En el segmento de la PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), la evolución fue heterogénea. La producción mostró una disminución mensual del 14% y una caída interanual del 9%, con un acumulado levemente negativo. En el mercado local, las ventas crecieron un 11% mensual y un 10% interanual, con una variación acumulada del 6%, evidenciando una mejora en la actividad. En tanto, las exportaciones del segmento registraron un incremento del 19% mensual y un 77% interanual, consolidando su perfil exportador, con un acumulado positivo del 70%.

Durante marzo de 2026, las importaciones del sector mostraron una dinámica alineada con la recuperación de la actividad con una variación interanual positiva del 15%, mientras que las exportaciones evidenciaron un favorable 83%, ambas medidas en dólares. Como resultado, el déficit de balanza comercial de marzo se redujo en un 34% en términos interanuales.

Por su parte, la capacidad instalada de las industrias mostro niveles del 66% para los productos básicos e intermedios y de 94% para los productos petroquímicos, debido a demandas heterogéneas e ingreso de insumos importados.

Ventas totales

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 de 2026, fueron de 308 millones de dólares, acumulando un total de USD 819 millones en el primer trimestre del año.

“Los resultados de marzo en producción y ventas son muy alentadores, siguiendo algunos parámetros generales de la economía doméstica. Las exportaciones muestran un comportamiento moderado. Seguimos confiados en la recuperación de la demanda tanto interna como externa, esta última con un condimento temporal por el conflicto en medio oriente”, señaló Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).

Conclusiones generales del sector

El mes de marzo mostró señales positivas para el sector petroquímico y químico, con una recuperación generalizada tanto en producción como en ventas locales respecto a los bajos niveles registrados en febrero. Los agroquímicos fueron el principal motor de esta mejora, seguidos por los intermedios y los básicos orgánicos, en un contexto de mayor demanda interna y reactivación de la actividad industrial.

Las ventas locales lideraron la recuperación, impulsadas por condiciones de mercado más firmes, una mejor colocación de stock y el encarecimiento de materias primas asociado al conflicto en Medio Oriente. Las ventas externas, en cambio, se mantuvieron prácticamente estables, reflejando un entorno exportador aún desafiante.

No obstante, si bien la recuperación de marzo es alentadora, los niveles de actividad aún se encuentran por debajo de los promedios observados durante el segundo semestre de 2025, lo que sugiere que el sector continúa en una fase de consolidación y que será necesario sostener esta tendencia en los próximos meses para confirmar una recuperación estructural.

, Redaccion EconoJournal

SAN JUAN (Enviada especial).- El ministro de Minería de San Juan, Juan Pablo Perea, presionó públicamente a las mineras para que comiencen a desarrollar sus proyectos de cobre. La provincia hizo su parte: generó condiciones, mejoró procesos y brindó seguridad jurídica. Ahora necesitamos que las empresas avancen en sus decisiones finales. Es momento de que los proyectos se concreten, que se genere empleo y que el desarrollo se materialice”, planteó en la Expo Internacional San Juan Minera.

Avance de proyectos mineros en San Juan

Perea destacó el avance de proyectos clave que marcan la minería sanjuanina. “Hoy tenemos iniciativas que ya están produciendo y otras que avanzan en etapas decisivas. Hualilán está en operación, Veladero obtuvo la aprobación dentro del RIGI, Vicuña presentó la iniciativa más grande dentro de ese régimen y Los Azules fue el primero en obtener la aprobación. Estamos hablando de cuatro proyectos de escala global concentrados en la provincia”, detalló.

El funcionario aseguró que San Juan concentra la mayor parte de las inversiones cupríferas del país. “Alrededor del 80% de las inversiones en cobre de la Argentina se van a desarrollar aquí. Eso nos posiciona como un actor central en el nuevo mapa minero nacional”, afirmó.

Normativa minera

El ministro también subrayó avances en materia normativa y de gestión y destacó la reciente reforma de la Ley de Glaciares como un factor relevante para el sector. “Se trata de un paso importante que reconoce el rol de las provincias y fortalece el federalismo. Pero estos logros no son aislados: responden a un trabajo sostenido para hacer de San Juan un destino competitivo”, explicó.

Modernización del Estado

Uno de los ejes centrales de su exposición fue la modernización del Estado provincial y la agilización de procesos administrativos. “Hemos simplificado trámites, digitalizado el catastro minero y reducido significativamente los tiempos de gestión. Lo que antes demoraba hasta seis meses hoy puede resolverse en aproximadamente 30 días. Esto no implica menos controles, sino controles más eficientes”, indicó.

Perea también aportó datos sobre la actividad reciente en materia ambiental y de fiscalización. “Durante 2025 se aprobaron 45 declaraciones de impacto ambiental, lo que representa un incremento significativo respecto al año anterior. Además, realizamos inspecciones a través de la policía minera. Estamos trabajando con estándares internacionales y con un sistema de información abierto y transparente, porque la transparencia es clave para atraer inversiones”, afirmó.

Impacto de la actividad minera

El funcionario puso énfasis en la dimensión social del desarrollo minero y su impacto en el territorio. “Queremos que el crecimiento se refleje en cada uno de los departamentos mineros. Hoy ya hay cientos de jóvenes formándose en carreras vinculadas al sector y estamos ampliando la infraestructura educativa con nuevas aulas híbridas. La minería tiene que traducirse en oportunidades concretas para las familias sanjuaninas”, expresó.

El ministro también destacó el trabajo de promoción internacional que viene realizando la provincia. “Salimos a mostrar lo que San Juan tiene para ofrecer en los principales escenarios del mundo. Vamos a seguir haciéndolo porque es fundamental para atraer inversiones y consolidar relaciones de largo plazo”, señaló.

Finalmente, el funcionario dejó un mensaje sobre el rol estratégico de la actividad. “La minería no es un fin en sí mismo, sino una herramienta para generar trabajo y mejorar la calidad de vida. Es una política de Estado que debe sostenerse en el tiempo, con diálogo, aprendizaje y visión de largo plazo. Estamos entrando en una nueva etapa de la minería en San Juan, y creemos que será aún más grande con el acompañamiento de todo el sector”, aseveró.

, Loana Tejero

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El Grupo Techint, el principal holding industrial del país y uno de los grandes players energéticos de Vaca Muerta, dio un paso relevante de cara a avanzar con el recambio de su top management a nivel global. El grupo anunció este miércoles a última hora que Paolo Rocca, líder y principal referente del holding, dejará de ser el CEO de Tenaris, la empresa que fabrica tubos para el sector industrial de Oil&Gas y nave insignia industrial de Techint.

Su reemplazante será Gabriel Podskubka, un ingeniero argentino que desde hace dos años se desempeñaba como Director Global de Operaciones (COO, por sus siglas en inglés) de Tenaris, reportando directamente a Rocca. Fuentes cercanas a Techint indicaron que la transición en la conducción de Tenaris forma parte de un proceso lanzado desde hace tiempo y que no tiene relación con las descalificaciones públicas que sufrió Rocca en los últimos meses por parte del presidente Javier Milei. De hecho, Rocca continuará ejerciendo como presidente del Grupo Techint y como Chairman de Tenaris.

«El nombramiento de Gabriel Podskubka refleja la culminación de un proceso de planificación de liderazgo a largo plazo. Desde incluso antes de que Tenaris se convirtiera en una empresa pública en 2002, Paolo ha mostrado una visión extraordinaria al crear una empresa unificada que ofrece productos y servicios críticos y singularmente diferenciados a los clientes de la industria energética. Ha sido el arquitecto del crecimiento continuo de la empresa durante los últimos 25 años, durante los cuales ha reforzado los sólidos valores industriales que son la base de su éxito», explicó Tenaris a través de un comunicado emitido ayer.

Tenaris es líder mundial en tubos y servicios afines para la industria mundial de la energía. En el 2025 tuvo ventas anuales por 12 mil millones de dólares, cuenta con plantas industriales en 17 países, 25.000 empleados, 4 centros de I+D (uno de ellos en Campana, pcia de Buenos Aires) y cotiza en Nueva York, Italia y México.

Nuevo CEO 

Gabriel Podskubka, nuevo CEO de Tenaris, se desempeñaba como Chief Operating Officer(COO) con la responsabilidad de coordinar las áreas comerciales y de marketing de la compañía, las operaciones productivas y de abastecimiento, así como el desarrollo de productos y servicios, puesto que ocupó desde abril de 2023.

Tras incorporarse en 1995 a Siderca, la planta de tubos sin costura de Tenaris en Argentina, Podskubka ocupó diversos cargos en las áreas de marketing, comercial e industrial de Tenaris, hasta ser nombrado responsable de las operaciones de Tenaris en Europa del Este en 2009, y posteriormente Presidente de las operaciones de Medio Oriente en 2013.

«A lo largo de su carrera, ha desarrollado una amplia experiencia internacional. Ha vivido y trabajado en Argentina, Estados Unidos, Italia, Rumania y los Emiratos Árabes Unidos. Es egresado del Instituto Tecnológico de Buenos Aires, donde estudió Ingeniería Industrial. Posteriormente obtuvo un MBA en Harvard Business School. Gabriel está casado y tiene tres hijos», difundieron desde Tenaris.

, Redaccion EconoJournal

YPF realizó el lanzamiento de Diesel 10 Minero, un nuevo combustible diseñado específicamente para responder a las exigencias de la industria minera. La presentación tuvo lugar en el marco de la Expo San Juan Minera 2026, consolidando la posición de la compañía como el principal proveedor energético del sector.

Este producto surge como una evolución tecnológica orientada a mejorar la eficiencia operativa en contextos geográficos complejos. El nuevo combustible destaca por su ultra bajo contenido de azufre, con menos de 10 partes por millón, y la ausencia total de biocomponentes en su fórmula.

Estas características técnicas permiten que el fluido sea compatible con las motorizaciones más modernas, como las tecnologías Euro 5 y Tier 4. Al ser apto para sistemas de postratamiento de gases, el producto contribuye a la reducción de emisiones de efecto invernadero en las operaciones mineras.

Un combustible para condiciones extemas

Una de las ventajas competitivas de este lanzamiento es su capacidad para resistir temperaturas extremadamente bajas, que pueden alcanzar los 35 grados bajo cero en zonas de alta montaña. Esta resistencia resulta crítica no solo para la movilidad de la maquinaria pesada, sino también para la generación de energía eléctrica en los yacimientos.

La falta de suministro energético en condiciones climáticas hostiles podría forzar evacuaciones de personal, otorgando al combustible un rol vital para la seguridad humana.

La producción del Diesel 10 Minero se centralizará en la refinería de Luján de Cuyo, tras un proceso de desarrollo conjunto entre los equipos de servicios técnicos y especialistas de la planta. Según las proyecciones de la empresa, el producto comenzará a distribuirse a partir del próximo agosto.

La compañía lidera actualmente el mercado minero en la Argentina, con una participación superior al 90%. Esta hegemonía implica que nueve de cada diez litros de combustible utilizados por la industria son suministrados de forma directa por YPF. La cartera de clientes abarca desde pequeños proyectos de exploración hasta las grandes explotaciones de litio y metales en fase de producción plena.

La complejidad de la distribución se evidencia en operativos diarios, como los realizados en la provincia de San Juan, donde se movilizan múltiples camiones hacia altitudes que superan los 5.000 metros.

Estos procedimientos se ejecutan bajo normas de seguridad co-creadas con las empresas mineras, que suelen ser grandes corporaciones multinacionales con estándares internacionales. La logística dedicada garantiza que el suministro no sufra interrupciones, factor clave para la continuidad de los proyectos.

, Redacción EconoJournal

La brasileña Raízen, la empresa que en la Argentina controla la refinería de Dock Sud y la red de estaciones de servicio Shell, está cerca de cerrar la venta de su portafolio de activos en el país a un consorcio integrado por la suiza Mercuria Energy —uno de los mayores traders de materias primas del planeta— e Integra Capital, el holding que encabeza José Luis Manzano.

La operación, valuada en torno a los US$ 1.200 millones, se cerraría antes de mediados de junio, según indicaron a EconoJournal fuentes directamente vinculadas con el proceso. Las negociaciones ingresaron en la etapa final luego de más de cinco meses de conversaciones y due diligence cruzadas entre las partes. Para Raízen, un consorcio en partes iguales entre el grupo Cosán y Shell, el deal es clave a fin de conseguir liquidez para avanzar con la reestructuración de su deuda con acreedores por más de R$ 65.000 millones (unos 13.000 millones de dólares).

El paquete incluye la refinería de Dock Sud, una de las plantas con mayor capacidad de conversión del país, y una red de más de 800 estaciones de servicio Shell distribuidas en todo el mercado local.

Uno de los puntos que demoró el closing de la operación fue la cesión de la licencia de la marca Shell a la nueva sociedad controlada por Mercuria e Integra. Ese proceso ya quedó cerrado y cuenta con el aval de la casa matriz de Shell en Londres. El acuerdo contempla un esquema de royalties —regalías— que los nuevos dueños le abonarán a la compañía anglo-holandesa hasta mediados de la década próxima.

Las sinergias con Edenor

Uno de los aspectos más novedosos de la operación es el eventual rol que podría asumir Edenor, la mayor distribuidora eléctrica del país, controlada por una sociedad integrada por Manzano, Daniel Vila, su histórico socio en el sector de medios de comunicación y Mauricio Filiberti, dueño de Transclor, el principal productor de cloro de la Argentina. Edenor podría obtener una participación accionaria en la sociedad que termine controlando los activos de Raízen en el país.

La participación de la distribuidora eléctrica no responde solamente a su espalda financiera —Edenor cotiza además en Wall Street y registró en 2025 un EBITDA superior a los US$ 240 millones— sino fundamentalmente a la posibilidad de desarrollar sinergias operativas entre el negocio eléctrico y la red de estaciones de servicio Shell. La novedad había sido adelantada días atrás por el medio Energy News Today y fue luego confirmada a EconoJournal por fuentes involucradas directamente en las conversaciones.

Una de las iniciativas que se evalúan es avanzar con la instalación masiva de cargadores eléctricos en estaciones de servicio Shell, integrando la red de distribución eléctrica del AMBA con la infraestructura comercial de la petrolera.

Pero las sinergias potenciales van más allá de la electromovilidad. El proyecto también contempla desarrollar soluciones de generación distribuida bajo esquemas de solar roof, con instalación de unidades fotovoltaicas tanto en estaciones de servicio como en edificios aledaños. En esa lógica, Edenor podría transformarse en un abastecedor de energía para futuros desarrollos de data centers, un segmento que empieza a ganar relevancia en el mercado energético argentino por la creciente demanda eléctrica que implicará la expansión de infraestructura digital e inteligencia artificial y el potencial que tiene la Argentina como productor de gas natural en Vaca Muerta a precios muy competitivos.

Una apuesta de largo plazo

Hoy el mercado de electromovilidad en la Argentina todavía es incipiente. La combinación entre restricciones históricas a la importación, ausencia de incentivos específicos y los problemas estructurales del sistema eléctrico —atravesado durante dos décadas por congelamientos tarifarios que limitaron inversiones en redes y modernización tecnológica— demoró el desarrollo de infraestructura asociada a vehículos eléctricos.

Sin embargo, si se mantiene la normalización tarifaria del segmento regulado de distribución eléctrica, ese mercado tenderá a crecer gradualmente durante los próximos años. Desde esa óptica, Edenor, que abastece actualmente a más de 3 millones de usuarios en el área metropolitana de Buenos Aires, aparece en una posición privilegiada para capturar una porción relevante de ese eventual negocio y más si se suma a la sociedad que adquiera los activos de Raízen.

La eventual incorporación de Edenor podría convertir esta transacción en uno de los primeros movimientos corporativos de integración entre infraestructura eléctrica, downstream petrolero y nuevos negocios energéticos vinculados a electromovilidad, generación distribuida y data centers en la Argentina. Aunque, sin embargo, allegados a Edenor indicaron que su participación en la operación aún no está totalmente cerrada.

La mayor distribuidora eléctrica del país modificó en 2024 su estatuto a fin de poder incursionar de forma directa en negocios no regulados, como sucede con el segmento de utilities en algunos países de Europa y en EE.UU. El ente regulador (ENRE) aprobó esa modificación durante la gestión de Eduardo Rodríguez Chirilo, primer secretario de Energía de la gestión de Javier Milei.

Mercuria, Integra y el armado energético

Para Mercuria, la adquisición de Raízen implicaría consolidar una posición estratégica en el downstream argentino. La compañía ya tiene presencia en el país a partir del control del 95% de Phoenix Global Resources, mientras que Integra Capital posee el 5% restante. Phoenix opera activos en Neuquén y Río Negro y actualmente produce más de 20.000 barriles diarios de petróleo.

Phoenix es uno de los jugadores que expandió la frontera shale de Vaca Muerta a partir del desarrollo de áreas como Confluencia y Mata Mora, en Río Negro, donde logró perforar pozos no convencionales con productividades superiores a los 600 barriles diarios de crudo no convencional.

Integra Capital, por su parte, viene ampliando progresivamente su presencia en el sector energético. Además de controlar Edenor, también posee participación accionaria minoritaria en Metrogas.

, Nicolas Gandini

SAN JUAN (Enviada especial)-. El CEO de Los Azules, Mike Meding, explicó que la compañía se encuentra en plena etapa de estructuración financiera del proyecto cuprífero, con el objetivo de reunir un volumen de capital significativo para avanzar hacia la decisión final de inversión. “Estamos trabajando en un primer esquema que contempla unos 4.000 millones de dólares de inversión total, con un componente importante de deuda. Es un proceso que requiere construir relaciones, presentar el proyecto en detalle y generar confianza en los mercados”, señaló en la Expo Internacional San Juan Minera

Meding destacó que ya existe interés concreto por parte de distintos actores internacionales. “Hemos recibido múltiples propuestas de financiamiento, lo que nos permite ver el panorama con optimismo. Hay interés de inversores europeos y asiáticos, y también estamos en conversaciones con organismos multilaterales”, afirmó.

Financiamiento para el proyecto de cobre Los Azules

El ejecutivo de Los Azules explicó que parte del financiamiento estará destinado  a la provisión de equipos. “Alrededor del 85% de la maquinaria representa una porción muy relevante del capital requerido. El resto se estructurará a través de project finance, con la participación de bancos y entidades de desarrollo”, indicó. En ese sentido, mencionó el trabajo con el Banco Mundial, que se encuentra realizando evaluaciones para garantizar el cumplimiento de estándares sociales y ambientales.

Consultado sobre el contexto financiero argentino, Meding reconoció que el acceso al crédito sigue siendo un desafío. “Sabemos que el financiamiento es costoso y que hay que hacer esfuerzos adicionales. Los bancos operan bajo lógicas de negocio y muchas veces responden a vínculos comerciales entre países. Por eso también es clave el rol de organismos como el CAF, que pueden aportar montos significativos”, explicó.

Dinámica positiva de San Juan

A pesar de ese escenario, el ejecutivo destacó una dinámica positiva en la provincia. “Estamos viendo un creciente interés por San Juan y por sus proyectos de cobre. Hay una percepción de oportunidad que se está consolidando”, sostuvo.

Cuellos de botella

En cuanto a los factores pendientes para avanzar hacia la construcción, Meding fue claro en señalar la infraestructura como uno de los principales cuellos de botella. “La disponibilidad de energía eléctrica es un punto crítico. Necesitamos desarrollar capacidad de transporte y generación. En ese sentido, presentamos iniciativas para líneas eléctricas que no solo benefician a Los Azules, sino también a otros proyectos como Vicuña”, detalló.

El CEO planteó que el desarrollo de infraestructura debe ser encarado de manera coordinada entre el sector público y privado. “Es lógico que la provincia y la Nación no puedan afrontar solas estas inversiones. Tiene sentido que las empresas participen, porque no se trata de obras que benefician únicamente a la minería, sino al conjunto de la economía”, aseveró.

Desde su perspectiva, la clave está en la articulación entre proyectos. “Deberíamos ser capaces de ponernos de acuerdo entre todos los actores para avanzar en soluciones comunes. Si eso ocurre, estamos frente a una oportunidad única. Estamos cerca de ver una marea alta en San Juan que va a elevar a todos los proyectos”, sostuvo.

Modificación a la Ley de Glaciares

Respecto al impacto de la reciente reforma de la Ley de Glaciares, Meding indicó que no tiene efectos directos sobre Los Azules, aunque sí contribuye a mejorar el clima de negocios. “Para un proyecto con horizonte de varias décadas, cualquier señal de mayor previsibilidad es positiva. Refuerza la confianza de los inversores”, explicó.

El ejecutivo también puso en valor el capital humano de la provincia, al que consideró un activo diferencial. “San Juan ha formado profesionales que hoy trabajan en distintos proyectos del país. Es un verdadero polo de conocimiento minero. Cuando se invierte en la gente, los resultados se ven en el desarrollo de la actividad”, destacó.

Meding remarcó la importancia de consolidar un marco macroeconómico y regulatorio estable. “Hay señales de que se busca simplificar normas y reducir burocracia. Ese es el camino. Argentina necesita reconstruir su credibilidad, volver a integrarse a los mercados internacionales y recuperar acceso al crédito. Si eso se logra, el potencial de proyectos como Los Azules puede materializarse plenamente”, concluyó.

, Loana Tejero

HOUSTON (enviada especial). El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, confirmó el interés de nuevas empresas de servicio estadounidenses en Vaca Muerta y opinó que la entrada de Continental Resources fue clave para potenciar el atractivo de la formación. Además, defendió la implementación del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) en el upstream y afirmó que le generará a la provincia ingresos por US$10.000 millones en cuatro años.

En la Offshore Technology Conference (OTC) que se realiza desde el 4 al 7 de mayo en en el NRG Center de la ciudad texana de Houston, el gobernador neuquino conversó con EconoJournal acerca de esta nueva misión que encabezó junto a integrantes de su gabinete para acercar nuevas empresas a la Cuenca Neuquina. Durante su visita al stand que Argentina tiene en la feria, aseguró que al menos ocho empresas de servicios ya manifestaron interés en ingresar a Vaca Muerta, en un contexto de creciente atención internacional sobre la formación.

“Ya vimos alrededor de ocho empresas de servicios interesadas en poder ir a competir en Vaca Muerta”, afirmó el mandatario, quien vinculó ese movimiento con el mayor posicionamiento global de la cuenca y con la estrategia provincial de promoción de áreas hidrocarburíferas. “Es el primer año que vemos que la expectativa de conocer lo que estamos haciendo ha subido mucho”, agregó.

Según explicó, el interés se da en paralelo al proceso de licitación de 15 nuevas áreas en la provincia, cuya apertura de sobres está prevista para el 19 de agosto. El gobernador oficializó durante esta misma gira cuáles serán éstas áreas en un evento organizado por la Argentina-Texas Chamber of Commerce (ATCC).

Consultado por este medio, comentó que estos nuevos 15 bloques que Neuquén licitará a través de GyP son “áreas ubicadas en las ventanas de petróleo, de gas húmedo y de gas más seco. Hay oportunidades para distintos tamaños de empresas”, detalló.

El efecto de Continental Resources

Figueroa también aseguró que la llegada de Continental Resources, la empresa creada por el magnate Harold Hamm, fue clave para potenciar el atractivo por la formación no convencional neuquina: “Es una empresa muy prestigiosa, que se ha ganado el respeto de toda la industria en Estados Unidos. Que haya puesto el foco en Vaca Muerta genera interés y nos abre muchas puertas para que lleguen nuevos inversores”, sostuvo.

Las declaraciones del gobernador fueron en línea con lo comentado por muchas empresas del sector durante esta edición de la OTC 2026 ya que, no solo la entrada de Continental llamó la atención de empresas independientes de Estados Unidos, sino que las declaraciones hechas por sus directivos empujaron a esas compañías a hacerse presentes durante las eventos y reuniones encabezadas por el gobierno neuquino y empresas argentinas.

En esa línea, el gobernador consideró que la presencia de compañías de este calibre mejora la competitividad del play y acelera decisiones de inversión. “La gente de la industria entiende por qué queremos monetizar rápidamente todo esto: porque el mundo en 30 o 40 años no va a demandar más ni gas ni petróleo, con lo cual, si no extraemos lo que tenemos, lo vamos a perder. Las inversiones de capitales argentinos están agotadas, por eso están buscando financiamiento afuera. Nosotros como gobierno también tenemos que buscar otras empresas para que colaboren en monetizar el subsuelo”, agregó.

El RIGI para el upstream

El gobernador volvió a respaldar el RIGI para el sector del upstream de petróleo, al que definió como una herramienta clave para viabilizar proyectos de gran escala.

Figueroa criticó a quienes llamó “los detractores del RIGI” y añadió que la implementación del régimen le implica a la provincia resignar alrededor de US$3.500 millones en cuatro años en términos de coparticipación, pero dijo que ese costo se compensa con el ingreso de inversiones que rondarían los US$10.000 millones.

“Si a eso le sumamos regalías y la actividad económica asociada, el impacto es claramente positivo”, señaló. El funcionario recalcó que, de ese monto estimado, un 76% son regalías “y el resto es la movilidad que nos genera la propia economía”.

A su vez, sostuvo que de las tres compañías que presentaron proyectos para el RIGI (Pluspetrol, Tecpetrol y Pampa Energía), las dos primeras lo harán en sociedad con la petrolera neuquina GyP. “Ahí también tenemos 300 millones de dólares. Ha sido una medida muy acertada, planificada y proyectada para que podamos generar este desarrollo. Creo que todo el ecosistema se armó junto con todos los actores dispuestos a desarrollar este potencial y eso se ha visto acá en Houston”, finalizó.

, Laura Hevia

RÍO GRANDE (enviado especial). Un proyecto único liderado por TotalEnergies vuelve a ratificar el compromiso histórico de la empresa francesa con el desarrollo del negocio energético en Tierra del Fuego. La segunda operadora de gas natural en el país puso en marcha la producción del parque eólico más austral del mundo. Se trata de una solución híbrida pionera para el sector que brindará energía limpia a las operaciones offshore para producir gas natural, las más importantes en el país por fuera de Vaca Muerta.

TotalEnergies junto a sus socios Harbour Energy (ex Wintershall DEA) y Pan American Energy inauguraron este martes un proyecto híbrido de energía eólica con baterías que logrará reducir las emisiones vinculadas a la generación eléctrica necesaria para el funcionamiento de sus instalaciones de tratamiento del gas en más de un 55 por ciento.

El director general de TotalEnergies en la Argentina, Sergio Mengoni, destacó en el evento de inauguración que el proyecto es pionero para el sector de hidrocarburos en el país y a nivel internacional. “Es el único sistema en el mundo de este tipo para una planta de Oil & Gas que no esta conectada a la red”, explicó Mengoni consultado por EconoJournal.

La petrolera internacional integra con Harbour Energy y PAE el consorcio que tiene la concesión sobre Cuenca Marina Austral 1 (CMA-1). Las operaciones están a cargo de su filial Total Austral, que incluyen principalmente la producción hidrocarburífera en las plataformas marítimas y luego su tratamiento onshore en las plantas en Río Cullen y Cañadón Alfa.

El consorcio en 2024 puso a plena producción el proyecto Fénix, un nuevo campo dentro de CMA-1 que esta generando hasta 10 millones de metros cúbicos de gas por día (MMm3/d). El desarrollo de Fénix requirió de una inversión de más US$ 700 millones.

Parque eólico con baterías en Tierra del Fuego

El proyecto híbrido permitirá reducir el consumo de gas natural en los compresores empleados en las plantas que separan y tratan el gas natural, el petróleo crudo y los líquidos provenientes desde las plataformas marítimas. Solo en gas la planta en Río Cullen tiene una capacidad nominal para tratar hasta 23 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d), lo que supone cerca de 20% del suministro nacional de gas.

TotalEnergies estima que el proyecto generará un ahorro de 22 millones de metros cúbicos de gas por año, que ahora podrá volcar al gasoducto San Martín. Se estima que la inversión en el proyecto ascendió a unos US$ 60 millones.

El parque eólico cuenta con dos aerogeneradores de la firma Goldwind, con una potencia instalada de 9 MW de generación eléctrica. Las unidades están ubicadas aledañas a la planta de tratamiento en Río Cullen, en una zona que se caracteriza por su gran potencial eólico.

El sistema se completa con baterías de la firma Saft, una subsidiaria de TotalEnergies, y un tendido eléctrico de 27 km para llevar energía también hasta la planta en Cañadón Alfa.

La construcción del proyecto llevó poco más de un año y contó con la participación de Siemens y Schneider Electric en la provisión de sistemas eléctricos. En la integración y construcción del proyecto intervino la constructora Dreicon.

La ejecución fue desafiante en cuanto a la logística y la naturaleza de algunas tareas. «En el pico de obra empleamos a 156 trabajadores, casi todos de Río Grande, para cavar 1500 metros cúbicos de zanja a mano, no podíamos hacerlo con máquinas porque había riesgos. Al principio tuvimos lesionados, pero contratamos a un entrenador y durante los cuatro meses de obra no tuvimos más lesionados», contó el CEO de Dreicon, Alejandro Bellorini.

Para TotalEnergies el proyecto expresa uno de sus pilares en su estrategia global, que es generar más energía y con menos emisiones. También es un ejemplo de la cultura de seguridad laboral que la compañía demanda en sus proyectos y operaciones.

Justamente, TotalEnergies el lunes celebró el día internacional de la seguridad, una jornada que realiza todos los años en sus operaciones en todo el mundo para capacitar y concientizar sobre la seguridad laboral. Mengoni participó de las actividades que se realizaron al respecto en la planta en Río Cullen.

TotalEnergies evalúa proyectos en Tierra del Fuego y Vaca Muerta

La empresa en este momento esta evaluando proyectos tanto en la cuenca neuquina como en Tierra del Fuego. Mengoni puntualizó que Vaca Muerta corre con cierta ventaja para anuncios de inversión y que se analizan proyectos de petróleo para calificar al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).

«Un proyecto no convencional es mucho más rápido cuando ya tenés las instalaciones. Un proyecto en el offshore te lleva más tiempo y una inversión más grande», dijo el líder de TotalEnergies en la Argentina.

«Estamos equilibrados, tanto en Vaca Muerta, donde tenemos gas y ahora estamos viendo proyectos de petróleo a través del RIGI, y aquí en Tierra del Fuego tenemos un muy buen complemento para nuestro portafolio global», añadió durante una ronda con periodistas.

Aguada Pichana Este es el principal activo de gas que la empresa opera en Vaca Muerta, con una producción de 9,5 MMm3/d. En esta área tiene como socios a YPF, PAE y Harbour Energy.

En lo que respecta a Tierra del Fuego, TotalEnergies al día de hoy produce en los yacimientos Hidra, Kaus, Ara-Cañadón Alfa, Carina, Aries, Vega Pléyade y Fénix. La mayoría de estos son campos maduros.

El gobierno nacional modificó este año el régimen de cobro de retenciones a las exportaciones de petróleo convencional. Consultado por EconoJournal, Mengoni destacó esa iniciativa y consideró que la producción offshore también necesita de incentivos.

«En el offshore convencional hay que seguir bajando las cargas porque el valor agregado que viene de toda producción adicional es mucho más importante que la mejora fiscal», dijo.

Además de los negocios en hidrocarburos, la empresa también ha invertido y explora opciones en generación con renovables. TotalEnergies tiene una portfolio de 300 MW de renovables en el país y con dos flamantes parques solares en Chaco que entrarán en operación en junio.

, Nicolás Deza (desde Tierra del Fuego)

La compañía Austral Gold comunicó este martes la reapertura de la mina Casposo, ubicada en el departamento de Calingasta, provincia de San Juan, retomando la producción del relevante proyecto minero de la región. Adquirida en 2016, la mina vuelve a operar luego de un período de cuidado y mantenimiento, tras una inversión superior a US$15 millones destinada a exploración y reacondicionamiento de planta.

El anuncio tuvo lugar durante un acto en el que participaron el gobernador Marcelo Orrego, el Secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero, Eduardo Elsztain, presidente de la compañía, Stabro Kasaneva, CEO, y Rubén Femenía, gerente de Casposo. La mina cuenta con una vida útil estimada de entre 6 y 7 años y una producción proyectada cercana a las 120.000 onzas de oro equivalente.

El modelo operativo de Casposo combina producción propia con el procesamiento de mineral de terceros, convirtiéndose en un hub regional. La compañía mantiene presencia en San Juan con una estrategia de inversión de largo plazo en articulación con actores locales.

En tanto, para 2026, Austral Gold proyecta exportaciones por aproximadamente US$60 millones, consolidando su aporte a la generación de divisas. Actualmente, la operación genera más de 300 empleos entre directos e indirectos, con un 99% de trabajadores sanjuaninos, y un impacto en la economía del departamento de Calingasta y sus proveedores locales.

Orrego dijo que “la minería tiene que ver con mejorar la vida de la comunidad. Argentina es un país rico en recursos humanos y minerales, pero la ganancia de un gobierno es que haya más empleo, más valor agregado, que la gente elija vivir acá«.

La visión a largo plazo como eje de la reapertura de Casposo

“Este es un proyecto en el que trabajamos durante más de diez años. Haber llegado hasta acá demuestra que la visión de largo plazo vale la pena”, señaló Elsztain, presidente de la compañía. “Además del impacto local, este proyecto va a generar exportaciones por alrededor de US$60 millones de solo en 2026, contribuyendo al desarrollo productivo del país”, agregó.

Femenía destacó que «la reapertura de Casposo es el resultado de años de trabajo, aprendizaje y compromiso de todo el equipo. Hoy no solo volvemos a producir, sino que lo hacemos con una visión clara: consolidar a Casposo como un centro de procesamiento que permita sostener el empleo y el desarrollo en la región.”

“La minería moderna exige cada vez más responsabilidad -agregó el directivo-. Este proyecto refleja ese enfoque, con estándares ambientales, de seguridad y de trabajo con la comunidad que son centrales para nuestra forma de operar”.

La reactivación de Casposo se da en un contexto internacional favorable para los metales tanto por el alza sostenida de precios como por la demanda global de minerales que son clave para el proceso de electrificación de distintas actividades como parte de la transición energética.

, Ignacio Ortiz

El gobierno ingresó este martes en la Cámara de Diputados un proyecto de Ley para acotar el alcance del beneficio del Régimen de Zona Fría, un esquema de subsidios a hogares que viven en regiones de bajas temperaturas. El régimen se desmadró en 2021 a partir de una importante ampliación de los usuarios beneficiados, que pasaron de 800.000 a más de 4 millones por una modificación impulsada por el cristinismo en el Congreso. La operatoria del sistema de Zona Fría requiere hoy de subsidios del Tesoro Nacional por más de US$ 400 millones al año, una cifra que ahora el gobierno apunta a limar con un nuevo intento de acotar el restringir la cobertura del régimen en el Congreso.

En concreto, el proyecto presentado hoy prevé que los beneficios previstos en el régimen de Zona Fría —que prevé que los hogares alcanzadas reciben bonificaciones por entre un 30% y un 50% de sus facturas de gas— se aplique como tal únicamente en las provincias de la Patagonia, el Departamento de Malargüe (Mendoza) y la Puna, que eran las regiones incluidas en la versión original del esquema al momento de su creación en 2002.

El texto aclara, sin embargo, que el resto de los 3,2 millones de usuarios que hoy están alcanzados podrían seguir recibiendo algún tipo de beneficio porque el proyecto habilita al Ejecutivo a incluir “una bonificación adicional” para determinadas subzonas climáticas de las provincias que se incorporaron en 2021.

Además, el proyecto que presentó el Poder Ejecutivo incluye otros temas del sector energético como la eliminación del decreto 929 de 2013, conocido como “decreto Chevron”, que estableció un régimen de promoción a las inversiones hidrocarburíferas en Vaca Muerta. El texto también fija nuevas condiciones para cancelar obligaciones de las transportistas y distribuidoras con Cammesa. Además, propone prorrogar el Régimen de Promoción para las Energías Renovables de la Ley 27.191, que concluyó el 31 de diciembre de 2025, hasta 2045.

Qué dice el proyecto del gobierno

El inciso a) del artículo 1 del primer capítulo del proyecto oficial modifica el apartado 75 la Ley 25.565 de 2002, donde se enumeran las zonas de alcance del subsidios al consumo de gas por zona fría.

En rigor, el texto afirma que el Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos de Gas (creado por la Ley 25.565 para financiar el esquema) financiará “las compensaciones a percibir por las empresas proveedoras por las ventas de gas natural y gas licuado de petróleo que efectúen a las distribuidoras y subdistribuidoras para los consumos de la Región Patagónica, Departamento de Malargüe (Mendoza) y de la región conocida como Puna, por la aplicación de una bonificación sobre el precio del gas natural y del gas propano indiluido por redes que comercialicen los productores de gas”, señala el texto.

El inciso b) aclara que el fondo fiduciario continuará financiando “una bonificación adicional por Zona Fría a la establecida por el régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF)” para las subzonas IIIa, IVa, IVb, IVc, IVd, V y VI, de las zonas bio-ambientales que determinó la ley que amplió el régimen en 2021, que incluye a gran parte de la provincia de Buenos Aires, centro y sur de Córdoba, sur de Santa Fe, Mendoza y casi la totalidad de San Luis.

Estas zonas se caracterizan por tener climas templados e importantes niveles de actividad económica. El texto no aclara cuál será la bonificación que fijará la Secretaría de Energía para los 3,2 millones de hogares incorporados por la Ley 27.637.

El mismo artículo también incluye dentro del Régimen de Zona Fría la financiación “a la venta de cilindros, garrafas o gas licuado de petróleo, gas propano comercializado a granel y otros, en la Patagónica, Malargüe y la Puna”.

Recargo en las facturas

El Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos de Gas que solventa el Régimen de Zona Fría continuará siendo financiado por el recargo de 7,5% en las facturas finales aplicado sobre “el precio del gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte, por cada metro cúbico (M³) de 9300 kilocalorías (Kc), que se aplicará a la totalidad de los metros cúbicos que se consuman y/o comercialicen para su consumo, por redes o ductos”. El texto aclara que queda excluido el gas destinados a la exportación o de GNL (para exportación y el importado).

El recargo en las facturas que reciben todos los hogares del país para financiar el esquema de subsidio podrá incrementarse o reducirse hasta un 50%, es decir, el gobierno podrá llevarlo hasta 11,25%. Además, el proyecto propone que el régimen tenga vigencia hasta el 31 de diciembre de 2031.

Ampliación del Régimen de Zona Fría

La ampliación del Régimen de Zona Fría fue impulsada por el kirchnerismo en 2021, durante el gobierno de Alberto Fernández. Al incorporar hasta casi la mitad de los usuarios de gas de todo el país, la ampliación desvirtuó el espíritu original del esquema de subsidios por zonas frías, que tenía la intención de beneficiar el alto consumo de los hogares ubicados en zonas de bajas temperaturas.

El Poder Ejecutivo había intentado a fin de 2025 eliminar la ampliación a través de un apartado incluido en el proyecto de Ley de Presupuesto, pero finalmente fue rechazado por la Cámara de Diputados en diciembre.

Decreto 929 y regulación del gas

El proyecto que presentó el gobierno también propone la eliminación del decreto 929, que fijó un régimen de promoción para Vaca Muerta que permitió a las petroleras exportar libremente el 20% de la producción a partir de inversiones de US$ 250 millones. El decreto 929 fue impulsado por el gobierno de Cristina Fernández en 2013 para impulsar inversiones en el desarrollo no convencional de Chevron en sociedad con YPF.

Además, el proyecto del gobierno incluye una modificación a la ley 24.076 que regula el transporte y la distribución del gas natural. El punto 8 del proyecto sustituye el inciso c) del artículo 38 de la Ley 24.076 por el siguiente: “El precio de venta del gas por parte de los distribuidores a los consumidores incluirá los costos de su adquisición. El Ente deberá garantizar el traslado automático a las tarifas de los distribuidores del referido costo de adquisición que resulte de procesos competitivos conforme la reglamentación a dictar por el Poder Ejecutivo Nacional sobre las condiciones de contratación”.

, Roberto Bellato

HOUSTON (enviada especial). “Vaca Muerta era como una Fórmula 1 con autos viejos. Ahora vemos mejoras, pero necesitamos que toda la operación funcione con precisión, rapidez y equipos altamente coordinados”, sostuvo Nicolás Ziperovich, CEO de San Antonio International (SAI), durante su participación en Bilateral Energy Summit, organizado por la Argentina Texas Chamber of Commerce (ATCC)

Ziperovich participó del panel “Desde el campo: Operadoras y empresas de servicios escalando en Vaca Muerta”, junto a Patricio Whitney, Managing Director de SLB, y Javier Iguacel, CEO de Bentia Energy, donde puso en relieve algunas de las tensiones que presenta la expansión de Vaca Muerta.

En efecto, los ejecutivos del sector coincidieron en que el shale argentino entró en una nueva etapa en la que el desafío ya no es solo geológico, sino operativo. En este contexto, afirmaron que, para escalar la producción, Vaca Muerta deberá mejorar la eficiencia en la perforación, la logística y la tecnología.

Uno de los ejes centrales que abordó el panel de expertos fue la necesidad de mejorar la eficiencia operativa. Desde el sector de servicios advirtieron que todavía existen desvíos significativos en la utilización de recursos: “En un equipo de perforación estaba el 20% del personal y eso no es eficiente”, señaló Ziperovich. “Había mucha gente que no sabía qué hacer y lo que necesitamos es lograr consistencia para que la operación sea de clase mundial, como la Fórmula 1”.

El desafío de las empresas de servicios

El CEO de SAI expuso que el crecimiento de la actividad empezó a tensionar la capacidad del ecosistema de servicios y, en este contexto, afirmó también que será necesario facilitar la llegada de nuevos jugadores y fortalecer a los proveedores locales. “Si traés empresas de servicios, hay que ayudarlas a entender los desafíos y encarrilarlas para que trabajen bien”, planteó.

Por otro lado, Ziperovich llamó la atención sobre la disponibilidad de equipos de perforación para Vaca Muerta, en un contexto de alta demanda internacional: “La Cuenca Pérmica está aumentando la actividad y va a ser difícil conseguir equipos para Argentina”, advirtió.

Por su parte, Iguacel coincidió en que es necesario acompañar a las nuevas empresas de servicios y sostuvo que el foco debe estar puesto en la ejecución y los resultados. En ese marco, destacó la importancia de incorporar innovación tecnológica, especialmente en el uso de la sísmica.

“Hay que saber usarla e interpretarla correctamente. Sabemos dónde están las formaciones, pero hay bloques cercanos a volcanes o acuíferos. Existen riesgos y por eso es clave entender la geología. Ese proceso puede llevar entre tres y cuatro años hasta definir dónde perforar y obtener recursos”, explicó.

Datos, tecnología e Inteligencia Artificial

Por su parte, Whitney afirmó que entre los principales retos de las empresas de servicios está mejorar la curva de aprendizaje y generar mayor innovación.“Estos son los desafíos que nos impulsan a mejorar. Estamos evaluando qué necesita Vaca Muerta y buscamos acelerar la curva de aprendizaje, porque de eso se trata”, aseguró.

En este punto, el Managing Director de SLB señaló que es necesario impulsar la innovación para lograr mayor consistencia y predictibilidad en las operaciones.

“Antes de pensar en Inteligencia Artificial, el primer paso es construir bases de datos confiables”, añadió. También advirtió que la ciberseguridad debe formar parte de la agenda del sector: “Si no protegés los datos, no podés coordinar bien la operación”, concluyó.

, Laura Hevia

Andreani, la plataforma dedicada a las soluciones logísticas, presentó una transformación tecnológica con la automatización integral e inteligente de su planta de Pacheco. Se trata de una inversión de US$30 millones que incorpora tecnología de última generación orientada a mejorar la experiencia de consumidores, emprendedores y empresas en todo el país.

El desarrollo incluye inteligencia artificial, sistemas avanzados de clasificación y procesos de presorting que permiten tener una mayor eficiencia en la gestión del flujo logístico y alcanzar una capacidad de procesamiento de hasta 26.000 paquetes por hora, indicaron desde la empresa.

Planta de Pacheco

El hub Pacheco, con una superficie total de 70.000 m², representa un salto significativo en capacidad y eficiencia operativa, ya que permite procesar hasta 520.000 envíos diarios, optimizando de manera sustancial los tiempos de clasificación y despacho, según destacaron.

Junto a la Central Inteligente de Transferencias (Tigre), con una capacidad de procesamiento de 8.000 paquetes por hora, y las automatizaciones implementadas en las plantas del AMBA y Córdoba, Andreani alcanza una capacidad total de procesamiento de hasta 928.000 productos por día en su red operativa.

Incorporación de inteligencia logística

“En Andreani tenemos una decisión empresaria muy clara: sostener un modelo de inversión y desarrollo de capacidades con foco en nuestros clientes y con una mirada de largo plazo. Esta inversión incrementó de manera sustancial nuestra capacidad de procesamiento y prepara a la compañía para absorber mayores volúmenes”, destaca Oscar Andreani.

En términos de capacidad, la automatización instalada permite absorber picos de demanda, escalar las operaciones y garantizar eficiencia, velocidad y confiabilidad en la recepción y despacho de mercadería. Esta combinación de volumen, diversidad y capacidad operativa posiciona a la planta como un socio logístico preparado para acompañar distintas industrias clave de la economía local como indumentaria; alimentos y bebidas; salud y farmacéutica; tecnología; retail; e‑commerce; industria; energía y automotriz, entre otras. “La logística es un sector ultra competitivo, por eso la adopción de tecnología, automatización y hoy de inteligencia artificial no son una opción, sino una condición indispensable para ser competitivos”, destaca Carlos Cirimelo, CEO de Andreani.

Automatización

“En un contexto en donde la automatización ya es estándar; lo que aporta un valor agregado a nuestras operaciones es la inteligencia aplicada. La ventaja competitiva ya no está en automatizar, sino en hacer que la tecnología piense la operación”, explica Cirimelo.

El sistema del Hub Pacheco analiza datos operativos, anticipa necesidades y actúa según las prioridades del negocio, lo que permite reducir errores, mejorar la eficiencia y sostener la coherencia operativa en momentos críticos. En rigor, a través de un sistema de clasificación inteligente que analiza variables como tamaño, peso y destino, se minimizan los desvíos y las demoras asociadas. Esta evolución tecnológica también impacta directamente en el crecimiento de los comercios online. Al contar con una logística más eficiente y escalable, empresas, PyMEs y emprendedores pueden ampliar su oferta, gestionar picos de demanda —como Hot Sale o CyberMonday— y mejorar sus condiciones de venta.

Análisis de datos

A través del análisis de datos operativos y la toma de decisiones en tiempo real, la plataforma permite sostener la estabilidad del sistema incluso en momentos críticos. La planta de Pacheco cuenta además con un centro de almacenamiento dedicado al servicio de Fulfillment, una solución pensada para acompañar a pymes y emprendedores en todo su proceso de venta. Integrado con los servicios de Paquetería ecommerce y Llega Hoy, permite llegar rápidamente a compradores de todo el país.

Los productos se reciben y controlan en el warehouse de la planta, quedan disponibles para la venta y el cliente puede monitorear su stock online y en tiempo real. Una vez concretada la operación, Andreani se encarga del picking, el embalaje y la distribución a cualquier punto del país.

«Con esta inversión, la compañía reafirma su apuesta por la innovación, la tecnología y el desarrollo de soluciones logísticas que acompañen el crecimiento del país y generen un impacto positivo en toda la cadena de valor», concluyeron desde la firma.

, Redaccion EconoJournal

El presidente Javier Milei firmó este lunes el decreto 318 que designa al directorio del nuevo Ente Nacional del Gas y la Electricidad (ENRGE), el cual saldrá publicado en las próximas horas en el Boletín Oficial. La creación del organismo estaba prevista en la Ley de Bases de julio de 2024, pero su constitución se fue demorando y recién quedará operativo cuando asuman las nuevas autoridades. De este modo, desaparecerán en Enargas y el ENRE y deberá encararse un complejo proceso de fusión entre las dos estructuras.

La presidencia del nuevo ente quedará a cargo del doctor Néstor Marcelo Lamboglia, actual interventor del ENRE, quien ocupará el cargo por un período de 5 años. En la vicepresidencia designaron a Vicente Serra por 4 años, mientras que el directorio se completa con tres vocales. El economista Marcelo Alejandro Nachon, interventor actual de Enargas, será primer vocal por 3 años, la doctora Griselda Lambertini será segunda vocal por 2 años y el ingeniero Sergio Falzone tercer vocal por 1 año.  

Los cinco especialistas surgieron de un proceso de selección que comenzó en octubre con una convocatoria abierta a integrar el directorio. El comité evaluador se oficializó el 19 de noviembre a través de la resolución 479/25 que designó a Osvaldo Rolando, ex directivo de Edesur, ex subsecretario de Energía Eléctrica e interventor del ENRE hasta julio del año pasado; Marita Crespo, abogada con larga trayectoria en la Secretaría de Energía que actualmente asesora a la Agencia de Transformación; y Santiago Urbiztondo, economista de FIEL.

Esos tres especialistas seleccionaron a tres personas para cada puesto y elevaron la lista a la secretaria de Energía, María Tettamanti. Entre Energía, Economía y Presidencia seleccionaron finalmente a los cinco candidatos. El gobierno elevó entonces su propuesta al Congreso y como no surgieron objeciones ahora procederá a su oficialización.

Diferencias entre los nuevos directores

La semana pasada se generó la primera polémica entre los futuros miembros del organismo por la renovación de 73 contratos en el Enargas. EconoJournal reveló que Lamboglia había sugerido el 8 de abril en una reunión informal no renovar ningún contrato, incorporar personal ni promover ascensos, hasta que el ENRGE estuviese en funciones, peroNachon, interventor del Enargas avanzó igual con las renovaciones de los contratos que vencían recién el 30 de junio.

Además, días antes había promovido el pasaje de planta transitoria a permanente de Marcela Paula Valdez, integrante del cuerpo asesor del ex interventor Carlos Casares.

Esa decisión provocó roces entre los miembros que volvieron a reunirse el lunes de la semana pasada en el ENRE para intentar limar asperezas. Varias de las personas a las que se le extendió el contrato integraban el cuerpo de asesores del ex interventor Casares. En la reunión del 8 de abril Lamboglia, quien no tiene cuerpo de asesores en el ENRE, se había manifestado en contra de la continuidad de un cuerpo de asesores en el ENRGE con el argumento de que esas tareas debían ser cumplidas por personal de línea del organismo. Nachón, en cambio, había dicho que creía conveniente su continuidad, adaptada al nuevo ente. Por lo tanto, pareciera que el principal foco de conflicto está puesto en ese cuerpo asesor. 

, Fernando Krakowiak

El presidente de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM), Roberto Cacciola, afirmó que el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) aceleró las decisiones de inversión de las compañías, pero reclamó que los proyectos beneficiados logren un equilibrio que contemple la competitividad de la industria nacional. La Mesa Federal Minera reunirá esta semana a los gobernadores de ocho provincias para coordinar el trabajo con las empresas y lograr una cadena de valor que genere empleo local.

“Que de afuera venga lo que sea imprescindible, pero que la industria nacional se fortalezca y para eso la mesa de gobernadores debe articular el trabajo con un coordinador del Gobierno nacional, que reúna a todos los actores”, afirmó Cacciola este lunes en un encuentro con la prensa por el Día de la Minería nacional. Ese encuentro está convocado para el jueves en la provincia de San Juan en ocasión de la Expo Internacional San Juan Minera que se realizará del miércoles al viernes de esta semana.

Para el directivo “la mesa federal es para mejorar la competitividad porque si no hace nada, se toma la letra del RIGI y que el 80% venga de afuera va a ser contraproducente para la actividad. Esto no es pedir modificar la ley sino que los gobernadores y las empresas trabajen en cómo hacer una industria más competitiva y que el gobierno facilite lo que se pueda abastecer localmente. Es tan malo el compre local indiscriminado como el que venga lo que quieran”.

Cacciola destacó la relevancia del RIGI al informar que ya existen 13 proyectos presentados y 7 aprobados bajo este esquema. Al respecto, el directivo consideró que “lo más lógico sería que el régimen no finalice el año próximo, sino que continúe para consolidar un proceso más ambicioso. Si el proceso se consolida, un RIGI más amplio que considere la ampliación de vida útil y cuestiones que tenemos a un costado por resolver. Esto debe continuar, acompañar procesos no invalida seguir reclamando lo que es justo», sostuvo.

El titular de la entidad empresaria hizo hincapié en que la sostenibilidad social de la minería depende del crecimiento de la cadena de valor doméstica. Al respecto, sostuvo que «la minería no va a ser aceptada si no hay un efecto de crecimiento que se vea en el país«, y remarcó el peso que tiene la industria en la generación de empleo. “Por cada puesto directo que hay en la mineria hay dos indirectos. Un proyecto en la primera etapa de producción demanda 800 empresas proveedoras y en operación 550 empresas proveedoras. Si van todos los proyectos adelante va a ser un generador de empleo importante”, aseguró.

El efecto precios y el crecimiento exportador de la minería

Cacciola comparó el volumen de divisas que genera el sector con el principal motor exportador de la economía nacional. «El campo va a exportar US$39.000 millones, la minería ya es un 20% de lo que es el campo con una posibilidad de proyección aun más interesante», detalló para graficar el peso estratégico de la actividad en la macroeconomía. Y este salto responde al crecimiento de la producción de litio en el país y el otro a una mejora sustancial del precio del oro y de la plata.

En cuanto a las proyecciones para los próximos meses, el presidente de CAEM destacó el potencial de crecimiento si los mercados acompañan. «Si comparamos lo exportado en 2025 con US$6.056 millones de ingresos de divisas, tuvimos un 30% más que 2024, y los US$9.000 millones previstos para 2026 es una cifra muy conservadora porque si los precios se mantienen ese valor puede subir más de US$1.000 millones«, indicó al esperar al menos un alza del 49% interanual.

Sin embargo, el directivo planteó una señal de alerta sobre la realidad de la minería metalífera convencional. Cacciola advirtió que «si hoy se mantuvieran los valores más bajos de 2022 prácticamente todas las minas de oro y plata en la Argentina no estarían operando, lo cual sigue siendo un tema para atender» debido a la falta de nuevos proyectos que reemplacen a los actuales. La contracara positiva se encuentra en el sector del litio, que impulsa las estadísticas de producción.

«Litio es la realidad del crecimiento de la minería en la Argentina. De 35.000 toneladas en 2022 a 116.000 en 2025 y se produce a pesar de una contrapartida enorme con la caida de precios; en 2026 con precios que se recuperan las exportaciones estarán por encima de US$2.400 millones porque la situación cambió muchísimo», subrayó el dirigente al señalar que durante la caída de cotización internacional varios proyectos ralentizaron su construcción pero no la detuvieron.

Sobre los problemas de infraestructura, el representante de las empresas mineras confió en que la inversión privada y estatal acompañará el ritmo de los yacimientos. «La infraestructura va a tener que correr de la mano con el desarrollo de proyectos. Habrá demoras seguramente pero no hay otra alternativa porque además es necesaria para muchas actividades, lo que hace un desafio a encarar con inteligencia no pensando en la coyunutura actual sino en una minería para los próximos 100 años», aseguró sobre los cuellos de botella en transporte y energía.

Cacciola también valoró la estabilidad que brindan los mandatarios de las provincias con recursos minerales frente a eventuales giros políticos. «Lo que tiene una fuerza impresionante y es una barrera para cualquier cambio son los gobernadores; no veo un problema importante que cambie la posición de política de Estado vinculada a los gobiernos provinciales», afirmó. No obstante a nivel nacional entendió que “hay temas básicos que todo el mundo reconoce de equiibrio fiscal, evitar subsidios, abrirse a la inversión, que tendrá que considerar cualquier gobierno que asuma porque hubo un cambio cultural en el país , aunque no suficientemente profundo”.

Finalmente, sobre las exigencias de cupo laboral en las provincias, Cacciola dijo que «cuando se habla de niveles globales y porcentajes de empleo hay que atender las realidades de cada lugar, el 90/10 es aspiracional y posible en una parte del escenario de contratación, pero cuando vamos a técnicos y profesionales hay provincias que no los tiene«, explicó el directivo. «No sirve una declamación global para todos, hay que trabajar en cada uno de los sectores y qué hacer para que mejore la cantidad de personal de las comunidades», concluyó.

, Ignacio Ortiz

HOUSTON (enviada especial). El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, participó este domingo de la Bilateral Energy Summit, el encuentro previo a la Offshore Technology Conference (OTC) que se realiza en Estados Unidos, donde presentó por primera vez el detalle de las 15 nuevas áreas hidrocarburíferas que la provincia de Neuquén licitará a través de la empresa estatal Gas y Petróleo del Neuquén (GyP).

«Queremos que el mundo nos mire, por eso estas licitaciones son muy importantes para que lleguen otras empresas . Creemos que la llegada de Continental Resources va a permitir desembarcar a nuevas compañías de servicios y también vamos a a ser más eficientes porque estamos trabajando y colaborando con la industria para que esto suceda», sostuvo el mandatario neuquino durante el panel que encabezó en Texas, Estados Unidos.

Con el objetivo de atraer a las empresas americanas que participan en el desarrollo del Permian, Figueroa señaló que los recursos de Vaca Muerta sixtuplican la capacidad de consumo de la Argentina por los próximos 20 años, pero también destacó el potencial de otras formaciones como Quintuco o Los Molles: «El camino que se ha trazado es el correcto. Se ha armado un sistema resiliente y estamos convencidos de que vamos a crecer mucho», agregó.

Bajo este contexto oficializó la convocatoria denominada Ronda 1/2026 que apunta a atraer inversiones para la exploración, desarrollo y eventual explotación de bloques ubicados dentro de la formación Vaca Muerta y otras ventanas geológicas de la provincia. Se trata de una licitación de carácter nacional e internacional que permitirá a empresas privadas asociarse con GyP bajo un esquema contractual en el que la petrolera provincial mantiene la titularidad de las áreas, pero comparte el desarrollo con operadores e inversores.

Las 15 áreas en licitación

Estos bloques están distribuidos en la zona norte y centro de la provincia y combinan áreas con distinto grado de madurez exploratoria, lo que permite ampliar el espectro de interesados, desde grandes operadores con experiencia en shale hasta compañías de perfil más exploratorio.

Según el pliego oficial, las áreas incluidas en esta primera ronda son:

Águila Mora Noreste, Cerro Avispa Norte, Cerro Avispa Sur, Cerro Partido Este, Chasquivil Sur, Corralera Noreste, Corralera Noroeste, Corralera Sur, Curamhuele, El Corte, La Hoya, La Tropilla I Pampa de las Yeguas NE, Santo Domingo II y Totoral Este.

Esquema regulatorio

El modelo licitatorio prevé que las empresas adjudicatarias se asocien con GyP, que conservará una participación de entre el 10% y el 20% en cada proyecto. A cambio, los privados asumirán el riesgo y el financiamiento completo de la etapa exploratoria. El proceso contempla un período inicial de exploración de hasta ocho años -dividido en dos etapas de 4 años y una eventual concesión de explotación por 35 años en caso de descubrimientos comerciales.

Las empresas interesadas podrán postularse hasta el 10 de agosto y las ofertas se conocerán el 19 de ese mismo mes.

Uno de los ejes centrales del esquema es el compromiso mínimo de inversión, que será clave en la evaluación de las ofertas, junto con variables como regalías, bono de acceso y plan de trabajos exploratorios para dar impulso a otros bloques con menor actividad.

, Laura Hevia

Milicic Minería invita a visitar su stand E541 | E557, ubicado en el Pabellón 2, donde compartirá sus principales experiencias y capacidades en el desarrollo de proyectos mineros. Con acceso libre y gratuito, los asistentes podrán conocer más sobre la experiencia de Milicic en el sector, su propuesta de valor y su compromiso con las comunidades en las que opera, según precisaron desde la empresa.

«Con más de 30 años de experiencia en los principales proyectos mineros del país, Milicic Minería viene trabajando en el desarrollo de capacidades para estar a la altura de las oportunidades del sector. Ello demanda inversión, capacidad de gestión de múltiples actores y sobre todo una cultura y orientación al servicio de las necesidades de los clientes», destacaron desde la firma.

“La experiencia de trabajar Perú desde hace tres años nos ha permitido una comprensión clara de lo que implica el desarrollo de la gran minería. Los estándares de este segmento de mercado exigen ser eficientes con el servicio, integrando a la propuesta de valor el trabajo con todo el ecosistema local y la sostenibilidad en la gestión”, destaca Marian Milicic, gerenta general.

Presencia en distintos puntos del país

Con una fuerte presencia en distintos puntos del país, Milicic Minería participa en la actualidad en proyectos vinculados a la minería metalífera y del litio, así como también en la industria de minería de cemento, acompañando el desarrollo de los sectores productivos más dinámicos.

En la provincia de San Juan, Milicic Minería desarrolla actualmente tareas para Minera Andina del Sol SRL, Barrick Mining Corporation & Shandong Gold Group en Veladero,donde se encuentra finalizando la fase 8A2 y 8B vinculadas a la construcción e impermeabilización del valle de lixiviación. En Santa Cruz, estuvimos trabajando recientemente en Cerro Negro para Oroplata SA y Newmont.

Proyectos

En el norte del país, la compañía avanza en proyectos vinculados al litio, con trabajos en el Salar del Rincón (Salta) para Rio Tinto; en el Proyecto Sal de Oro (Salta/Catamarca) para Posco Argentina SAU. Por otro lado, en la industria no metalífera, trabaja para Cementos Avellaneda en Olavarría, provincia de Buenos Aires y en La Calera, provincia de San Luis.

, Redaccion EconoJournal

DESDE HOUSTON.- Una misión argentina desembarcó este domingo 3 de mayo en la ciudad de Houston para participar de la Offshore Technology Conference (OTC) 2026 con el objetivo de posicionar al país como un socio capaz de convertirse en un proveedor protagónico en el mercado mundial.

La antesala del evento –reconocido como la mayor feria tecnológica del offshore– fue el Bilateral Energy Summit organizado por la Cámara de Comercio Argentina–Texas (ATCC) cuya meta fue mostrar nuevas oportunidades de inversión en Vaca Muerta, presentando a la formación neuquina ya no como un potencial sino como una realidad ineludible.

En efecto, en aquel evento se probó que Argentina ya no llega a Houston a contar lo que podría hacer sino a mostrar lo que está haciendo. Vaca Muerta se presenta en la OTC 2026 no como una promesa, sino como una realidad lista para conectarse con el mercado internacional.

Bilateral Energy Summit: la tradicional antesala de la OTC

El programa comenzó con la Bilateral Energy Summit, la tradicional cumbre que se realiza en el Houston Petroleum Club, un foro de alto nivel que reúne a autoridades gubernamentales, gobernadores, CEOs de las principales compañías energéticas de Argentina y Estados Unidos, e instituciones internacionales.

Allí se dieron lugar representantes de compañías como Continental Resources o San Antonio junto con el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, entre otros.

«El momento de invertir es ahora» y «Argentina y Texas son socios complementarios» fueron dos de los ejes principales del evento que funciona como antesala de la OTC. Con más de 400 participantes y la presencia de figuras como Ariel Masut (ATCC) y Diego Sucalesca (PromArgentina), el debate inició en la creación de una asociación estratégica entre la Cuenca Neuquina y Permian, el gigante de Texas.

Referentes de compañías como Pluspetrol, TotalEnergies, Geopark y Quintana Energy se enfocaron en los planes y desafíos de la Cuenca Neuquina. Mientras que operadores locales y las empresas de servicios, representadas por figuras como Javier Iguacel (Bentia Energy) y Nicolás Ziperovich (San Antonio Internacional), profundizaron acerca de cómo captar la tecnología y el capital necesarios para dar el siguiente salto productivo.

Una de las grandes novedades de esta edición de la OTC es que por primera vez Argentina como país liderará uno de los paneles centrales del evento. Bajo el nombre “Argentina como socio energético confiable: el papel de Vaca Muerta en el mercado energético mundial”, el martes disertarán Horacio Marín, el gobernador Figueroa, el ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele, Marcelo Gioffré (VP Supply Chain PAE) y Mauricio Uribe, presidente de FECENE.

El evento se enmarcará en mostrar la confiabilidad de los proyectos argentinos a través de la escala y la calidad del recursos. Además, tanto el gobierno de Neuquén como los representantes de las operadoras, intentarán remarcar el progreso obtenido en la cuenca neuquina a través de la productividad y la competitividad lograda en los últimos años, junto con los avances en las infraestructura y los grandes proyectos exportadores.

Con esta hoja de ruta integrada, Argentina cerrará su primera jornada en la OTC enviando un mensaje contundente: el país tiene el recurso, está construyendo la infraestructura y busca socios estratégicos para alimentar la demanda energética global.

Energy Trade Mission: la agenda de la misión de la ATCC

En paralelo, la Energy Trade Mission organizada por la ATCC estructurará una agenda integral que combinará espacios de diálogo estratégico, innovación y generación de negocios para la comitiva de empresarios que llegaron a Houston.

La misión incluirá una visita a la University of Houston, donde se desarrollarán workshops de investigación y desarrollo orientados a abordar los principales desafíos de la industria del oil & gas, incluyendo cuellos de botella operativos, eficiencia y adopción tecnológica. Además, recorrerán instalaciones de empresas como Halliburton, Precision Drilling y Oliden Technology, entre otras.

, Laura Hevia

El desarrollo de Vaca Muerta y de otros sectores estratégicos como la minería y la agroindustria vuelve a poner en primer plano una limitación estructural de la economía argentina que es el acceso al crédito. En ese contexto, fondos de crédito privado como Australis Capital buscan posicionarse como un puente entre el sistema financiero y el entramado de pequeñas y medianas empresas que sostienen la cadena de valor.

Australis Capital es un fondo cuyo objetivo es financiar pymes vinculadas a la economía real, como la energía, minería, agroindustria e infraestructura, bajo la premisa de que existe una brecha significativa de financiamiento en la Argentina, en la que los bancos no siempre ofrecen productos adecuados en términos de plazo y estructura. La firma apunta a cubrir ese espacio con créditos de entre dos y cinco años, diseñados a medida de cada empresa, y tickets que van de US$1 millón a US$15 millones.

En una edición especial de Dínamo, Gastón Díaz, socio de Australis, planteó que el problema de fondo es la baja penetración del crédito en el país. “La Argentina tiene un problema estructural de acceso al crédito. La penetración del crédito al sector privado está entre el 10% y el 15%. El promedio en América Latina es del 60% y hay países que alcanzan el 80%”, señaló.

Las Pymes y la dificultad de acceso al crédito

Según Díaz, esta limitación impacta especialmente en las pymes, que suelen acceder a financiamiento bancario de corto plazo o a instrumentos del mercado de capitales con vencimientos que rara vez superan los 24 o 30 meses. “Ese es un problema para proyectos que requieren inversión y maduración en el tiempo. La dificultad está en cómo calzar financiamiento de largo plazo con proyectos también de largo plazo”, explicó.

Este desafío se vuelve más evidente en el contexto de expansión de Vaca Muerta. Con niveles de producción en aumento y obras de infraestructura en marcha, como el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) o la expansión de Oldelval, las empresas operadoras demandan a sus proveedores un crecimiento acelerado y que puedan estar a la altura.

“Cuando el operador te dice ‘necesito que me perfores el doble el año que viene’, la pyme tiene que dar un salto que no puede financiar solo con su flujo actual. Necesita capital”, aseveró Díaz en una edición especial de Dínamo.

Frente a este escenario, Australis propone esquemas de financiamiento de mediano y largo plazo que contemplen las particularidades de cada empresa. “Los bancos miran principalmente los últimos tres estados financieros, que reflejan el pasado, pero no necesariamente lo que viene. Nosotros combinamos análisis cuantitativos con cualitativos como quién es el dueño, cuáles son sus clientes, proveedores, cómo opera la empresa. Eso nos permite estructurar soluciones a medida”, detalló el socio de la compañía.

Según explicó, el diseño de esos instrumentos busca adaptarse al ciclo productivo de las pymes. “Si una empresa necesita importar maquinaria y recién va a generar flujo dentro de seis o 12 meses, no tiene sentido exigirle repago de capital desde el primer mes. Hay que armar esquemas que funcionen con la realidad del negocio”, agregó.

Barrera cultural: pensar en endeudamiento a largo plazo

Díaz subrayó que también existe una barrera cultural asociada al financiamiento. “En la Argentina hay una lógica muy marcada de corto plazo y en muchos casos cierto temor al endeudamiento. La deuda es una mala palabra. Este es un proceso que tenemos que transitar como país. Empezar a pensar en el largo plazo”, sostuvo.

En esa línea, mencionó que iniciativas como el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) pueden actuar como catalizadores. “El RIGI obliga a pensar en el largo plazo y está atrayendo capital que se compromete por muchos años. Para que eso funcione, necesitamos que las pymes, que forman parte de la economía real, puedan acompañar ese proceso”, indicó.

Díaz también comparó la situación local con otros mercados de la región. “Estamos varios pasos atrás. En países como México hay una multiplicidad de oferta de crédito. Acá no estamos en ese nivel y eso explica por qué las pymes están poco apalancadas. En otras economías, los activos de las empresas se aprovechan mucho más desde el punto de vista financiero”, explicó.

Australis incluye una estrategia federal. La empresa busca acercarse a los territorios en los que se desarrollan los proyectos productivos, en contraste con la concentración histórica del sistema financiero en el Área Metropolitana de Buenos Aires. “El desafío es ir a donde están las pymes. El día a día muchas veces les impide salir a buscar financiamiento. Por eso creemos que el valor está en recorrer, conocer a los dueños y entender en detalle cada negocio”, señaló.

La firma ya inició contactos con empresas en distintas provincias y prioriza sectores como energía -con foco en Neuquén y Santa Cruz-, minería (incluido el litio en el norte), renovables y economías regionales. “Las grandes empresas hoy captan la mayor parte del mercado de capitales. Nuestro rol es ir a buscar a las pymes y evaluar el potencial de sus proyectos”, explicó Díaz.

En términos de impacto, el socio de Australis destacó el efecto multiplicador que pueden tener estas actividades sobre el empleo. “En economías como la australiana, el ratio es de cuatro empleos indirectos por cada empleo directo. Hay un derrame importante en toda la cadena de valor: construcción, insumos, servicios. Pero para aprovecharlo necesitamos proveedores que estén a la altura, y eso implica financiar su crecimiento”, concluyó.

, Redaccion EconoJournal

Mientras el gobierno comienza con la implementación del nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) el resto de las piezas del tablero se ubica en un escenario como mínimo dicotómico. Por un lado, el subsidio a las garrafas representa apenas un tercio de su valor, y por el otro, el gobierno protegió a las tarifas de gas en el segmento residencial evitando que recayera en ellas el impacto del mercado internacional del petróleo.

«Hay una decisión de política de estabilizar la tarifa de gas para el segmento residencial incluido los sectores de grandes ingresos de la provincia de Buenos Aires y en paralelo, una desregulación de mercado de GLP que te va a dar un aumento en la garrafa significativo. Es como contradictorio», sostuvo Nicolás Arceo, director de la Consultora Economía y Energía en el capítulo N°5 de Dínamo -Charlas de energía, el podcast de EconoJournal.

El panel, que contó además con la participación de Juan José Carbajales, titular de la Consultora Paspartú; Gustavo Pérego, director de la Consultora Abeceb, Nadia Sager, asesora integral energética y la conducción de Nicolás Gandini, estuvo dedicado a analizar el impacto de las decisiones del gobierno de Javier Milei sobre las tarifas energéticas.

Desregulación del mercado de GLP y su impacto en el subdidio a las garrafas

En enero de 2025 el gobierno implementó la desregulación del mercado de GLP. Para ello, eliminó los cupos mínimos de asignación de volúmenes de gas licuado de petróleo por empresa y al mismo tiempo, los precios de referencia para venta al consumidor. En la práctica esto se tradujo en un aumento significativo del costo de la garrafa, que impacta directamente en buena parte de los sectores de menores ingresos que se abastecen de gas únicamente de ese modo.

«El aumento del consumo en invierno se explica en buena medida a través de la demanda residencial. En menor medida, por las usinas mientras que la industria mantiene un consumo relativamente estable a lo largo del año», explicó Arceo.

«En un mecanismo de mercado se esperaría que el segmento residencial absorbiera el sobrecosto de invierno porque es el que aumenta la demanda. Sin embargo, el gobierno lo que hizo fue trasladar ese sobrecosto al segmento industrial y de usinas, protegiendo tarifas residenciales», continuó.

Y aquí es dónde se produce la paradoja. Arceo explicó que mientas esto ocurre, la desregulación del mercado de GLP se tradujo en el incremento del costo de la garrafa que consume gran parte de los sectores de menores ingresos. «Entonces, para algunos hay mercado y para parte de los que no hay mercado son justamente los sectores de altos ingresos de la Argentina», agregó Arceo.

«El 45% de la población usa garrafas. Involucra el polo urbano, Mesopotamia, Patagonia, Tierra del Fuego. Es crítico. Para muchos de ellos, es su medio de calefacción único. Ahí lo que tenés es que liberaste los precios de toda la cadena de importación y exportación y a la vez el subsidio está fijo, frenado desde mediados de 2023 cuando el precio se cuadruplicó», sostuvo por su parte Juan José Carbajales.

«El esquema de Subsidios Energéticos Focalizados reglamentó una garrafa en verano y dos en invierno de eso, el 50%. Pero al mismo tiempo, sacó dos criterios que estaban antes que eran: cantidad de usuarios por familia ni tuvo en cuenta el tema geográfico. Entonces, te queda una garrafa en invierno. ¿Cuál va a ser el efecto de eso? No van a ser las familias las que paguen esto: van a ser las provincias. Las provincias están haciendo la segmentación que no hicieron antes», agregó.

«Creo que hay que rescatar el hecho de que quieren alinear precios«, sostuvo por su parte Pérego, ex Subsecretario de Integración de Políticas Productivas durante la gestión de Cambiemos. «Ahora, al final del día, todos los gobiernos en Argentina eligieron la parte residencial como el eje. Y eso es voto. Entonces, de alguna manera, siempre se repite esta condición. Y como se venía con una escalada en la inflación, tiene al menos lógica política la decisión adoptada, más teniendo el escenario global que tenemos», explicó.

Las disparidades de la política tarifaria de gas

El escenario actual –inminencia del invierno, suba de precios internacionales del petróleo por el conflicto bélico en Medio Oriente, depreciación del subsidio– se suma al impacto de la Ley de Zona Fría (N° 27.637) que establece descuentos de hasta el 50% para los hogares en áreas de bajas temperaturas del país en sus tarifas de gas natural. La normativa, que estará en vigencia hasta 2031, encuentra en la práctica asimetrías marcadas.

«En este momento, la Ley de zona fría permite que en la zona patagónica, por ejemplo, una estancia de altos ingresos pague el gas a un 50%», ejemplicó Arceo.

Para Juan José Carbajales la complejidad del escenario se explica por la falta de una toma de postura clara de parte del Gobierno en materia de tarifas. «Hay una decisión de fondo del gobierno que viene de la Ley de Bases –Ley 27.742-. Acá hay un trade off entre dogmatismo y pragmatismo», indicó.

«Si el Gobierno hubiera sido consistente con la ley de Bases tendría que haber ido a fondo en uno de los dos sentidos o en los dos: esto pasa a los privados, corro al estado y traspaso los precios internacionales a las tarifas», agregó Carbajales.

La decisión gubernamental fue evitar el traslado del costo del petróleo a las tarifas seguramente impulsado por el objetivo de evitar su impacto en el número de inflación que lejos estuvo de sus espectativas originales. Esto se evidenció en la decisión del gobierno de no avanzar con el agregador privado para que sean las industrias las que cubran el costo del gas importado y reducir al máximo los montos de los subsidios que paga el Estado.

, Redaccion EconoJournal

Pecom, el brazo petrolero del grupo Pérez Companc, anunció la firma de un acuerdo con la petrolera de capitales nacionales Pluspetrol para la adquisición de su participación del 57% en el bloque El Corcobo, que incluye cuatro áreas convencionales ubicadas en las provincias de Mendoza y La Pampa.

El bloque totaliza un volumen de producción de alrededor de 18.000 barriles diarios de petróleo por día (kbbl/día). Una vez completada la transacción, Pecom superará los 50.000 kbbl/d operados y se convertirá en uno de los cinco principales operadores del sector en el país, según afirmó la compañía del grupo Pérez Companc en un comunicado.

En los hechos, Pecom, en conjunto con su subsidiaria relacionada San Benito Upstream, adquirió las concesiones de explotación de hidrocarburos a las áreas CNQ-7 Gobernador Ayala, CNQ-7A, Jagüel Casa de Piedra y Gobernador Ayala III, que conforman El Corcobo.

Pecom ya había adquirido en febrero el histórico yacimiento convencional Manantiales Behr en Chubut, donde sumó a su operación 25.000 barriles diarios de producción de petróleo pesado en el país.

Por su parte, Pluspetrol confirmó el acuerdo de la venta del 100% de su participación en las cuatro áreas convencionales a través de un hecho relevante publicado este jueves ante la Comisión Nacional de Valores (CNV).

Bloque de áreas convencionales

El Bloque El Corcobo está compuesto por activos maduros con potencial para la aplicación de técnicas de recuperación terciaria (EOR), “un campo en el que Pecom cuenta con amplia experiencia técnica y operativa”, afirma el comunicado de la petrolera grupo Pérez Companc. “Esta capacidad constituye un diferencial clave para maximizar el valor de este tipo de yacimientos, optimizando factores de recobro y extendiendo la vida útil de los activos”, agrega el comunicado.

Horacio Bustillo, CEO de PECOM, señaló que “estamos dando un paso histórico completando una adquisición que consolida a Pecom entre los cinco principales operadores del sector en el país. Basados en nuestras capacidades, a partir de una gestión eficiente en la superficie y un profundo conocimiento del subsuelo, estamos convencidos de que podemos agregar mucho valor a El Corcobo”.

La transacción, que se encuentra sujeta al cumplimiento de condiciones precedentes, incluyendo la obtención de las aprobaciones regulatorias correspondientes, se enmarca en la estrategia de crecimiento de Pecom en el segmento upstream en el país, con foco en la gestión eficiente de activos convencionales.

, Redaccion EconoJournal

“Informe todos los gastos efectuados con las tarjetas corporativas de la empresa Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NA-SA) Detalle destino de las erogaciones efectuadas y el valor de cada una”. La solicitud fue enviada al jefe de Gabinete, Manuel Adorni, por los legisladores de Unión por la Patria como parte de las preguntas previas a su exposición del miércoles. El funcionario podría haber eludido la respuesta, pero decidió adjuntar a su informe de gestión un documento de 58 páginas con todo el detalle de los gastos realizados con las tarjetas corporativas de la compañía estatal entre el 1 de marzo de 2025 y el 12 de febrero de 2026, algo que no suele ser habitual en estos casos.  

Lo que hizo Adorni fue replicar la contestación que había realizado el Ministerio de Economía hace pocas semanas como parte de un pedido de acceso a la información pública sobre el mismo tema. El período detallado no es casual. Coincide prácticamente con los meses en los que Demian Reidel estuvo al frente de Nucleoeléctrica antes de ser despedido el pasado 9 de febrero.

La salida del físico experto en finanzas –con quien el presidente Javier Milei dijo en mayo de 2024 que iba a escribir un libro que podía llegar a posicionarlos para la obtención del premio Nobel de Economía– estuvo marcada por denuncias sobre supuesta corrupción y malversación de fondos públicos. Por eso los legisladores preguntaron puntualmente sobre el uso de las tarjetas corporativas de NA-SA, la firma encargada de operar las tres centrales nucleares de potencia que tiene el país.

El documento que adjuntó la Jefatura de Gabinete no permite conocer puntualmente los gastos que hizo Reidel con la tarjeta de NA-SA porque si bien se detallan todos los consumos realizados por los funcionarios de la empresa, no se identifica qué compró cada uno. Además, fuentes cercanas a NA-SA aseguraron que el informe incluye datos de 103 tarjetas de 11 directivos –entre directores y gerente general-  y 92 técnicos.

Otra dificultad estaba dada por el formato en que se presentó la información. No se facilitó un Excel, sino un PDF donde los datos aparecen en un orden aleatorio y en formato imagen, lo que impide copiarlos o editarlos. A través del programa Gemini de inteligencia artificial, EconoJournal transformó ese archivo en un documento de Excel para poder ofrecer cifras agregadas e identificar algunas tendencias en el patrón de esos consumos.

El informe incluye en total 3861 consumos por un monto global de 443.229.614 pesos. Al tipo de cambio actual, de 1415 pesos, que no es el mismo de cuando se realizaron muchos de esos gastos, la cifra equivale a unos 313 mil dólares, gastados a lo largo de 11 meses y 12 días.

El detalle de los gastos

Las erogaciones más significativas corresponden a gastos en hoteles de 5 estrellas de máximo nivel como Ritz-Carlton Georgetown, The St. Regis Singapore, W South Beach de Miami, InterContinental San Francisco, SO/ Vienna y Meliá Vienna. Todas esas son cadenas y marcas de primer nivel que operan bajo estándares internacionales de alta gama, como los utilizados por guías especializadas como Forbes Travel Guide. Por lo tanto, podría suponerse que allí se hospedaron directores de NA-SA y no los técnicos, aunque la información no lo aclara. El listado también incluye gastos en otros hoteles 5 estrellas que se ubican un escalón por debajo, como The Westin, Embassy Suites, Grand Mercure Rio Copacabana y Loews Hotels. Además, hay numerosos gastos en restaurantes, cafeterías, supermercados y servicios de transporte, ya sea alquiler de auto, Uber e incluso Metro.

Entre las erogaciones también se pueden ver conceptos específicos referidos a la actividad nuclear, vinculados con instituciones del sector como World Nuclear Association, Zachry Nuclear Engineering, Nuclear Energy Institute, Canadian Nuclear Association y la Asociación Brasileña para el Desarrollo de las Actividades Nucleares.

En enero y febrero aparecen también numerosos gastos en la ciudad costera de Angra dos Reis, cercana a Río de Janeiro, pero desde Nucleoeléctrica se encargaron de aclarar que eso se debe a que un grupo de unos veinte técnicos viajaron allí para colaborar con la Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto, conocida como Central nuclear de Angra, que se encuentra en la playa de Itaorna.

En los resúmenes de las tarjetas corporativas sobresalen también gastos menores en tiendas de ropa como Adidas, Reebok, El Corte Inglés, la cadena de descuentos Primark e incluso entradas al Park Guell y Castell de Montjuic en la ciudad de Barcelona, pero lo más llamativo son los gastos en locales duty free, en su mayoría ubicados en los aeropuertos.

Los gastos en locales duty free

EconoJournal relevó 46 operaciones en locales duty free por 7,8 millones de pesos a lo largo de todo el período informado. Como los empleados de NASA disponen un monto diario de viáticos por día, se supone que cada uno gasta ese dinero como prefiere, pero hay un dato que llama la atención.

De las 46 compras realizadas en esos locales, 34 de ellas –el 74%- fueron en un lapso de apenas 25 días, entre el 18 de enero y el 11 de febrero de 2026. Es más, el sábado 7 de febrero, dos días antes de que el gobierno despidiera a Demian Reidel de Nucleoeléctrica, figuran once compras en comercios duty free por un monto total de 1493 dólares. El domingo 8 hay una operación más por 65,8 dólares, mientras que el miércoles 11 de febrero, dos días después del despido de Reidel, hubo otras siete compras por 1751 dólares.

De hecho, ese 11 de febrero se realizaron las tres compras más onerosas realizadas en locales duty free durante todo el período analizado: una por 586,3 dólares, otra por 382 dólares y la tercera por 349,5 dólares. Por lo tanto, de los 7,8 millones gastados en locales duty free entre el 1 de marzo de 2025 y el 12 de febrero de 2026, 4,7 millones –el 60%- corresponden a gastos realizados en la misma semana en la que echaron a Reidel. No está claro quien realizó esos gastos porque en la información que proporcionó el gobierno al Congreso no se identifica a ningún empleado de Nucleoeléctrica.

Adelantos de efectivo

Al observar las operaciones con las tarjetas corporativas, también sobresale la cantidad de adelantos en efectivo que realizan sus titulares. En el período analizado hay 502 operaciones de adelantos por 60,3 millones de pesos. Fuentes cercanas a Nucleoeléctrica señalaron a EconoJournal que cuando los trabajadores viajan disponen de una tarjeta corporativa para realizar sus gastos, pero si prefieren disponer de efectivo pueden hacer retiros. De hecho, muchas de esas extracciones son en dólares en el exterior, pero luego el banco las convierte a pesos.

Al igual que en el caso de los gastos en los locales duty free, lo que se puede observar es una aceleración de retiros de efectivos hacia el final de la gestión de Reidel. Entre el 1 de marzo y el 31 de diciembre de 2025 hay 196 retiros por 35,5 millones de pesos y en los 43 días de 2026 relevados los retiros suman 306 retiros por un total de 24,7 millones de pesos.

, Fernando Krakowiak

El Center for International Private Enterprise (CIPE) junto a la Fundación Libertad y la consultora Invecq analizaron las oportunidades y obstáculos que enfrenta la minería de litio en la Argentina, un recurso que representa el 21% de las reservas mundiales. El informe advierte que su participación en la producción global aún es limitada: actualmente representa el 5,2% del mercado, posicionándose como el cuarto productor, detrás de Australia, Chile y China.

El diagnóstico técnico señala que el aprovechamiento de este potencial geológico depende de una modernización fiscal que establezca precios de transferencia específicos contra la subfacturación, junto al fortalecimiento de la Mesa del Litio para armonizar criterios entre Nación y provincias, para reducir la fragmentación normativa.

También contempla la adhesión a los estándares internacionales de transparencia de la EITI, el impulso de programas de formación técnica para integrar el empleo local y la priorización de corredores logísticos en el NOA bajo esquemas de inversión público-privada que mejoren la competitividad operativa del sector.

Zona gris en la regulación

El documento señala una carencia fundamental al indicar que «el sector del litio opera bajo las leyes mineras generales, lo que deja una ‘zona gris’ legal respecto a regulaciones específicas que podrían fomentar inversiones de mayor valor agregado». Esta falta de especificidad técnica en la legislación vigente impide que se desarrollen mecanismos de control más precisos para un mineral con dinámicas de mercado muy distintas a la minería tradicional.

La fragmentación administrativa entre las jurisdicciones locales y el Gobierno nacional aparece como uno de los principales frenos a la competitividad. El análisis destaca que «la falta de criterios uniformes entre las provincias y la Nación en temas de regalías, fideicomisos y participación estatal genera incertidumbre y puede actuar como una barrera para la llegada de inversiones de largo plazo», un factor que eleva el riesgo percibido por los operadores internacionales.

En cuanto a la fiscalización de las rentas, el informe pone el foco en las vulnerabilidades del sistema de exportaciones. Textualmente, advierte sobre las «deficiencias en el régimen de precios de transferencia y el control de las exportaciones, lo que facilita maniobras de subfacturación». Esta situación no solo erosiona la recaudación fiscal, sino que también afecta la transparencia y la reputación del sector ante los organismos de crédito y los mercados externos.

El informe fue elaborado de manera conjunta por el Centro Internacional para la Empresa Privada (CIPE por su sigla en inglés), una organización afiliada a la Cámara de Comercio de los Estados Unidos que promueve la transparencia y la gobernanza en más de 100 países; la Fundación Libertad, un centro de pensamiento con sede en Rosario que trabaja desde hace 38 años en la difusión de políticas de desarrollo institucional y económico en la región; y la consultora Invecq, especializada en análisis macroeconómico y estrategia de negocios.

Los grises legales y la infraetructura como limitantes

Javier Bongiovanni, Economista Senior de Fundación Libertad, afirmó sobre el trabajo que «no basta con tener una de las mayores reservas de la región; el éxito del litio depende de la capacidad para ser un socio confiable en el mundo. El informe demuestra que la transparencia y la coordinación entre Nación y provincias son las únicas herramientas capaces de atraer inversiones de alto valor que generen empleo calificado y transferencia tecnológica.»

El concepto de calidad del capital resulta central en este diagnóstico técnico. El trabajo diferencia las corrientes de inversión y subraya que «el capital constructivo busca valor a largo plazo y sostenibilidad, mientras que el capital corrosivo aprovecha los vacíos legales para obtener beneficios rápidos». La consolidación de reglas claras aparece, entonces, como el único filtro eficiente para evitar la degradación del entorno de negocios minero.

La infraestructura logística en la región del NOA representa otro condicionante crítico para el escalamiento de la producción. Según el relevamiento, «el déficit de infraestructura en transporte y energía en las zonas de salares encarece los costos operativos», limitando la viabilidad económica de yacimientos que, aun siendo técnicamente aptos, quedan marginados por la falta de conectividad ferroviaria o acceso a redes eléctricas de alta tensión.

Respecto a la transparencia internacional, la Argentina muestra avances pero aún restan pasos formales por completar. El informe recomienda enfáticamente «avanzar en la adhesión plena a la Iniciativa para la Transparencia en las Industrias Extractivas (EITI)», como un mecanismo para estandarizar el reporte de pagos y beneficios, alineando la producción local con las exigencias de los mercados de la Unión Europea y los Estados Unidos.

La Mesa del Litio, integrada por Jujuy, Salta y Catamarca, es evaluada como una herramienta de coordinación con potencial, aunque todavía insuficiente. El texto señala la necesidad de «fortalecer institucionalmente la Mesa del Litio para coordinar políticas productivas y sociales», buscando que las decisiones de las provincias no colisionen con la estrategia de inserción internacional que diseña la Cancillería y la Secretaría de Minería.

Empleo de calidad, sostenibilidad y financiamiento público-privado

Dana Barringer, de CIPE, destacó que «a diferencia de los capitales corrosivos, que buscan rentabilidad a corto plazo y benefician al país inversor, el capital constructivo contribuye al desarrollo económico del país receptor en el largo plazo”. Esto se refleja en «la generación de empleo de calidad, la operación bajo modelos en los que priman la transparencia y la rendición de cuentas, la transferencia de conocimiento y tecnología, y el pago adecuado de impuestos y regalías, entre otros beneficios.»

En el plano de los recursos humanos, el diagnóstico identifica una brecha entre la demanda industrial y la oferta educativa en las provincias mineras. El trabajo afirma que existe un «déficit de perfiles calificados para cubrir oficios críticos en las plantas de procesamiento», lo que obliga a las empresas a incurrir en costos adicionales de capacitación o a buscar personal fuera de las comunidades de influencia directa del proyecto.

La sostenibilidad social y el vínculo con las comunidades locales también forman parte de la ecuación de riesgo. El documento sostiene que se requiere «formalizar criterios mínimos para la participación estatal provincial en los proyectos», de modo que el beneficio para los erarios públicos locales sea previsible y no dependa de negociaciones puntuales que puedan interpretarse como discrecionales por parte del inversor.

Para mitigar el déficit de inversión pública, el informe propone el uso de nuevos instrumentos financieros. Sugiere, por ejemplo, «financiar infraestructura estratégica mediante esquemas de inversión público-privada (PPP)», permitiendo que las operadoras mineras adelanten capital para obras de conectividad que luego resulten compensadas mediante créditos fiscales o cánones, optimizando los tiempos de construcción de los proyectos.

Hacia adelante, el éxito de la Argentina en el mercado del litio dependerá de su capacidad para ofrecer un entorno previsible. Como conclusión, el informe recalca que «la transparencia y la estabilidad de las reglas de juego son los principales atractivos para la inversión responsable», marcando que el país tiene ante sí el desafío de transformar su riqueza geológica en un motor de desarrollo económico genuino y trazable.

, Ignacio Ortiz

Vista Energy anunció este jueves que aplicará al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) con dos de sus activos estratégicos en Vaca Muerta. El anuncio fue realizado por su presidente y CEO, Miguel Galuccio, durante la presentación de resultados del primer trimestre, en la cual destacó que la documentación para los bloques Águila Mora y Bandurria Norte se presentará formalmente hacia el final del segundo trimestre.

Esta decisión busca traccionar inversiones que, de otra manera, hubieran quedado relegadas en el cronograma de la compañía. Según explicó Galuccio, el impacto del RIGI es determinante para mejorar las tasas de retorno en estos bloques no desarrollados. Sin estos incentivos fiscales, el desarrollo masivo de ambas áreas recién se habría priorizado cerca de 2030, pero el marco normativo permitirá acelerar el despliegue de capital.

El panorama inversor para la empresa se completa con la expectativa sobre el bloque Bajo del Toro. Galuccio mencionó que, tras cerrar la operación con Equinor, evaluarán si dicha área también califica para el RIGI, aunque aclaró que la solicitud debería ser canalizada a través de YPF, operador del bloque.

La operadora revisó al alza sus metas operativas para el cierre de 2026. Gracias a una productividad por pozo superior a la esperada y un escenario de precios internacionales al alza, Vista elevó su proyección de producción anual de 140.000 a 143.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d). Este ajuste implica sumar más de un millón de barriles adicionales en el año, con un claro destino al mercado exportador.

Los números del primer trimestre

Los números que respaldan este escenario son parte del balance del periodo, donde la compañía alcanzó una producción total de 134.741 boe/d, lo que representa un salto interanual del 67%. Este crecimiento se explica por la exitosa integración del 50% del bloque La Amarga Chica, concretada en abril de 2025, y por una agresiva campaña de perforación que mantiene un ritmo constante en sus áreas operadas.

En términos financieros, los ingresos de la firma treparon a US$ 694,3 millones, marcando un incremento del 58% respecto al mismo período del año anterior. El EBITDA ajustado, por su parte, se situó en US$ 450,8 millones, con un margen del 65%. Estos resultados demuestran la capacidad de la operadora para compensar las fluctuaciones de precios mediante eficiencia operativa y una estructura de costos ajustada.

El costo de extracción (lifting cost) se redujo a US$ 4,3 por barril, un 8% menos que el año previo, mientras que los gastos comerciales registraron un ahorro del 41%. Estas métricas reflejan la madurez en la operación de sus principales yacimientos y la optimización de la infraestructura logística necesaria para evacuar el crudo desde la Cuenca Neuquina.

El perfil exportador de la compañía también se consolidó, con ventas externas que representaron el 64% de los ingresos totales, sumando US$ 431 millones. Este flujo de divisas se sostiene sobre una inversión de US$ 391,2 millones ejecutada en el trimestre, la cual se destinó a la perforación de 19 pozos y la conexión de 23 nuevas unidades, además de obras clave para el soporte de las operaciones en campo.

, Redacción EconoJournal

La Secretaría de Energía instruyó este miércoles a Enarsa a ofrecer en el Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) los volúmenes de gas natural licuado (GNL) que la empresa estatal importará durante el invierno para cubrir el pico de consumo que se registra en el sistema gasífero durante los meses de frío.

La iniciativa -que tomó por sorpresa a los actores privados- se implementó ayer por la tarde a través de tres subastas diferenciadas, con el objetivo de trasladar parte del costo del gas importado a los distintos segmentos de la demanda. El Ministerio de Economía apunta a que a partir de este año sean las industrias -y no tanto las distribuidoras- quienes cubran fundamentalmente el costo del gas importando para reducir al máximo posible el monto de los subsidios energéticos que paga el Estado.

Sin interés industrial

La más relevante de las subastas buscó encontrar -a través del Mercado Eléctrico del Gas (MEGSA), una entidad que funciona bajo el paraguas de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires- grandes usuarios industriales dispuestos a pagar US$19,76 por millón de BTU para asegurar el suministro de gas durante la segunda quincena de mayo.

El objetivo era que las industrias garantizaran su abastecimiento y evitaran cortes en caso de que las bajas temperaturas disparen el consumo residencial -la demanda prioritaria- y obliguen a restringir el suministro a otros segmentos, como el industrial o la generación eléctrica. Sin embargo, la subasta quedó desierta.

Ninguna empresa estuvo dispuesta a convalidar ese nivel de precios -que se comunicó minutos antes de que se realice la licitación de MEGSA-, que quintuplica el valor del gas incluido en las tarifas residenciales, actualmente en torno a los 3,80 dólares por millón de BTU.

Más allá de algunas dificultades operativas -como los requisitos de acceso al MEGSA, que exige que los participantes sean agentes habilitados y cuenten con los sistemas informáticos necesarios o canalicen la operación a través de comercializadores-, en el sector coinciden en que la falta de interés respondió fundamentalmente a una cuestión económica.

Las grandes industrias, muchas de las cuales están afectadas por la caída de la actividad, no están dispuestas a pagar el costo real del GNL importado, que se incrementó de forma significativa en las últimas semanas por el impacto de la guerra en Medio Oriente sobre los precios internacionales de la energía.

El interrogante hacia adelante es si el gobierno definirá, tal como sucedió en años anteriores, un precio del Gas de Última Instancia (GUI) para industrias y distribuidoras, que en los hechos sea inferior que el costo real del GNL. Eso implicaría, para el Estado, asumir un elevado nivel de subsidios que la gestión actual intenta limar todo lo posible. La pregunta está abierta y se definirá recién a lo largo de mayo.

Tampoco respondieron las distribuidoras

La segunda subasta, orientada a las distribuidoras de gas, tampoco logró traccionar demanda. De los 11 millones de metros cúbicos diarios ofrecidos para la segunda quincena de mayo, apenas se colocaron unos 50.000 metros cúbicos, es decir, un volumen marginal.

El motivo es similar al observado en el segmento industrial: ninguna distribuidora está dispuesta a convalidar precios de GNL cercanos a los US$20 por millón de BTU si no existe certeza de que el Gobierno habilitará el pass-through de ese costo a las tarifas finales. Sin esa garantía, la compra implica asumir un riesgo financiero significativo, en un esquema tarifario aún sujeto a definiciones regulatorias.

El único segmento que respondió a la convocatoria fue el de generación eléctrica. Cammesa, la compañía encargada del despacho del sistema eléctrico, aseguró el suministro de 5,5 millones de metros cúbicos diarios entre el 16 y el 31 de mayo al mismo precio de US$19,76 por millón de BTU.

En este caso, la operación tiene lógica económica: el uso de GNL permite reemplazar el consumo de gasoil en centrales térmicas, un combustible que hoy resulta más caro debido al aumento del precio internacional del petróleo y al encarecimiento de las primas que se pagan para acceder al producto en el mercado global.

El final de una campaña

Este primer intento fallido del Gobierno para trasladar el costo del GNL a la demanda —una estrategia que probablemente se repetirá a lo largo del invierno— coincide con el cierre de la campaña anual de contratación de gas natural entre productores e industrias.

Tradicionalmente, esos contratos se negocian hasta el 30 de abril y rigen desde el 1 de mayo hasta la misma fecha del año siguiente. Según indicaron fuentes industriales a EconoJournal, el escenario actual está marcado por un elevado nivel de incertidumbre. Las empresas aún no tienen claridad sobre cuáles serán las ventanas de cortes de suministro durante el invierno ni sobre el costo final del mix de combustibles que deberán afrontar, en un contexto en el que el peso del gas importado será determinante.

El foco de preocupación se centra en la definición de precios y volúmenes para el invierno, en un contexto donde la oferta local y la capacidad de transporte presentan limitaciones críticas para la demanda no prioritaria

Este proceso de negociación sucede a la reciente definición de los precios del gas de invierno y las tarifas para el sector residencial y comercial, donde la Secretaría de Energía estableció los nuevos valores que rigen desde este mes. Sin embargo, para los grandes usuarios, la dinámica de mercado privado presenta desafíos adicionales vinculados a la disponibilidad efectiva de la molécula y la infraestructura existente.

En el mercado privado del gas en la Argentina, cerca de 5.000 clientes industriales y comerciales adquieren el fluido directamente de productores y comercializadores. La enorme mayoría de estos contratos son anuales, con vigencia desde el 1 de mayo hasta el 30 de abril del año siguiente, lo que obliga a cerrar las condiciones comerciales en el día de la fecha bajo una fuerte presión sobre los costos operativos.

Un usuario industrial explicó que a diferencia de las distribuidoras, que gestionan un volumen ya contractualizado, las industrias que dependen del transporte de la distribuidora quedan expuestas a una zona gris de reglas que genera un desorden operativo. Para el sector fabril, la redefinición oficial del mix de cuencas es vista como un paso positivo para transparentar el mercado, pero su aplicación en el pico invernal sigue generando dudas sobre el costo final puesto en planta.

La transición hacia un nuevo mercado

El gas natural mantiene una dinámica segmentada en la que dos tercios del volumen total está contractualizado con el Estado a través del Plan Gas. Bajo este esquema, CAMMESA y ENARSA compraron gas para Generación y Demanda Prioritaria (residencial) respectivamente, mediante contratos de medio plazo que tienen vigencia hasta el 2028.

Sin embargo, una porción de esta demanda centralizada migra gradualmente hacia el Mercado a Término privado a medida quelos generadores comienzan a adquirir «gas propio» bajo los términos de la Resolución SE 400/2025. Este factor suma volatilidad al escenario actual, ya que genera un impacto directo en el Mercado Spot de transacciones diarias, reduciendo el volumen de gas excedente disponible para los distintos sectores industriales y presionando los precios en momentos de baja temperatura.

La reconfiguración del sistema de transporte, impulsada mediante la Resolución SE 66/2026, transparentó la real disponibilidad de rutas para adaptarlas a la nueva realidad de producción, pero también generó ganadores y perdedores. En simultáneo, la autoridad energética busca clarificar los costos de importación de GNL, asignando dicho costo a quienes realmente deben usarlo: la generación eléctrica y los usuarios industriales, dado que la demanda residencial es prioritaria e ininterrumpible.

Para un gran usuario, esta política implica que no tiene asegurado un suministro de transporte y gas local durante todo el año. En el pico de invierno, podrían registrarse interrupciones de suministro de gas local que obligarían a las fábricas a suplir el bache con gas importado (GNL u otro), cuyos valores de mercado son significativamente superiores a los de la cuenca Neuquina.

Una fuente de las distribuidoras confió que ya enviaron a sus clientes industriales nuevos contratos de transporte que incluyen cláusulas de cese de servicio. En estos documentos se advierte expresamente sobre una «ventana» de hasta 85 días -entre mayo y septiembre- donde podría interrumpirse el suministro o se daría la alternativa a la compra de gas importado para mantener la operatividad de las plantas.

Desde el sector industrial, por el contrario, advierten que algunas distribuidoras imponen estas condiciones de corte sin aclarar que la cesión de capacidad debería ser exclusiva para escenarios de falta de gas para la demanda prioritaria. Existe una preocupación por el rol de las distribuidoras como «administradoras de la escasez», ante el riesgo de que se favorezca a sus propias comercializadoras en la gestión de los cortes.

Los precios del gas local

En cuanto a los precios, la tendencia fue alcista durante toda la campaña de negociación: mientras que en marzo se cerraron operaciones en el orden de los US$ 2 por millón de BTU en la cuenca Neuquina, hoy los valores superan los US$ 3. En el caso del Norte, los valores son muy superiores, situándose cerca de los US$ 5 por millón de BTU en la actualidad, precisó un directivo de una comercializadora.

La inviabilidad del gas boliviano por costos y declino de producción dejó a las industrias de provincias del NOA ante la opción de pagar precios de GNL para sostener sus procesos. Si bien el GNL se importa desde 2008, la diferencia sustancial en este ciclo radica en la eliminación de la socialización del costo, asignándolo ahora a la generación y los grandes usuarios en lugar del 38% de la población que carece de acceso a la red.

La incertidumbre respecto al mix de transporte y la ventana de corte volvió secundario el precio del gas en boca de pozo. Un industrial del sector señaló que, aunque se tenga un contrato a US$ 2 o US$ 3, si durante 60 u 80 días se debe pagar el precio del GNL para evitar el cierre de operaciones en la planta, el precio promedio ponderado anual puede llegar a duplicarse, afectando drásticamente la competitividad.

A este panorama se suma el impacto del fondo fiduciario, que podría aumentar hasta un 7,5% sobre el precio de boca de pozo del GNL, refirió otro industrial. Esta carga adicional para subsidiar la demanda residencial es vista por la industria como un factor que golpea directamente los costos de producción en un momento de volatilidad internacional y tensiones geopolíticas que encarecen el combustible importado.

Persiste, además, una falta de claridad sobre cómo se operará el acceso al GNL importado. La industria manifiesta incertidumbre sobre la figura del «agregador» y sobre la mecánica para que las fábricas puedan nominar o despachar ese fluido, cuyos precios podrían ser prohibitivos. Un gas de US$3 para 300 días del año puede duplicar su precio promedio anual si se le suman 60 u 80 días de consumo de GNL a valores de mercado internacional.

, Ignacio Ortiz y Nicolás Gandini

En Vaca Muerta, donde la aceleración de la actividad en no convencional redefine los estándares operativos, también cambia la lógica de contratación de servicios. Las operadoras demandan cada vez más eficiencia, coordinación y capacidad de respuesta, lo que empuja a los proveedores a ampliar su alcance. En ese escenario, la articulación entre Brava Ingeniería y Transporte Peduzzi muestra cómo dos compañías pueden converger en un esquema operativo integrado sin perder su identidad.

Ambas firmas comparten una dirección estratégica común orientada a la prestación de soluciones completas. “Nuestra mirada es clara: brindar soluciones. Tengo que darle una respuesta al cliente y, con la cartera de servicios que tenemos, hoy lo logramos de punta a punta”, explica Juan Cruz López, presidente de Brava Ingeniería y Transporte Peduzzi.

El cambio de enfoque fue progresivo. Brava nació con un perfil técnico, enfocada en ingeniería, obras civiles y servicios para la industria de Oil & Gas. Peduzzi, en tanto, construyó su trayectoria en el transporte, con fuerte presencia en cargas líquidas y servicios para la perforación. La evolución de la demanda llevó a ampliar esas capacidades.

“El salto se dio cuando dejamos de decir ‘brindo un servicio’ para pasar a ‘te brindamos una solución’”, resume el ingeniero Juan Cruz López. Ese giro implicó no solo sumar nuevas unidades de negocio, sino también repensar la forma de operar.

Complementariedad operativa

En la práctica, la interacción entre ambas compañías permite cubrir múltiples etapas dentro de un yacimiento, desde la construcción de locaciones y el movimiento de suelos hasta la logística, el mantenimiento y servicios específicos. Todo bajo estándares operativos alineados.

“Las dos empresas tienen la misma idea: brindar un servicio de excelencia. Muchas veces el cliente, cuando le falla otro proveedor, sabe que puede confiar en nuestras soluciones”, señala López.

Uno de los desafíos iniciales fue integrar carteras de clientes que, en muchos casos, no coincidían. “No era automático. Los clientes de Brava y los de Peduzzi no se cruzaban. El trabajo fue justamente lograr esa integración y poder ofrecer soluciones más completas”, explica.

Hoy, ese proceso se traduce en la posibilidad de centralizar servicios. “La idea es que el cliente encuentre todo en un solo lugar, con una sola gestión y un único punto de contacto”, agrega.

Escala y adaptación al no convencional

El crecimiento de la actividad en Vaca Muerta también obligó a adaptarse. “En los últimos dos años el negocio cambió mucho. Pasamos de tener una fuerte presencia en convencional a operar en un 90% en no convencional”, detalla López.

Esa transición requirió inversiones en equipamiento y en capital humano. En la actualidad, la operación combinada de ambas compañías implica cerca de 900 personas, cientos de equipos y actividad continua.

“Es un flujo de trabajo difícil de dimensionar. Necesitás un equipo de management y mandos medios que acompañe ese ritmo”, sostiene el ejecutivo.

En paralelo, se reforzó la estructura profesional. “Invertimos en tener los mejores camiones, la mejor maquinaria y un equipo con mucha experiencia. El nivel de respuesta que tenemos hoy es algo que incluso a nosotros nos sorprende”, afirma.

Servicios especializados y nuevas demandas

La ampliación de servicios también incluyó la incorporación de soluciones más específicas que refuerzan la lógica de integración. Entre ellas, el control de sólidos y los servicios de hot oil, clave para operaciones de mantenimiento y optimización en los yacimientos.

“Son servicios muy específicos que forman parte de la estrategia de integración, porque nos permiten aportar valor concreto dentro de la operación”, explica López.

A esto se suma el desarrollo de soluciones vinculadas al GNC, en línea con una agenda cada vez más presente en la industria: la eficiencia energética y la reducción de emisiones. “Estamos trabajando en medición de huella de carbono y en el diseño de parques solares para compensarla. También incorporamos equipamiento que reduce la huella. Es un diferencial que cada vez más clientes empiezan a demandar”, afirma el directivo. 

La incorporación de estas unidades no responde únicamente a diversificación, sino a una lógica de complementariedad. La posibilidad de integrar servicios como transporte, obras, gestión de sólidos, hot oil y soluciones energéticas permite ampliar el alcance operativo y mejorar los tiempos de respuesta.

Un diferencial local

En un contexto donde crece la presencia de empresas internacionales, el conocimiento del territorio aparece como una ventaja competitiva. “Ser una empresa con fuerte arraigo local nos da un diferencial. Conocemos Vaca Muerta, las localidades y cómo se opera en cada lugar”, asegura López.

Esa cercanía también se refleja en la relación con los clientes y en la capacidad de adaptación. “Somos muy dinámicos. Interpretamos rápido lo que necesita el cliente y nos reinventamos. Eso fue clave en nuestro crecimiento”, agrega.

Con la actividad en expansión y mayores exigencias operativas, la integración de servicios gana peso dentro del esquema productivo. En ese proceso, Brava Ingeniería y Transporte Peduzzi avanzan en una lógica de complementariedad que busca responder a un mercado donde la eficiencia ya no depende solo de cada servicio, sino de cómo se articulan entre sí.

, Redaccion EconoJournal

La Secretaría de Energía instruyó este miércoles a Enarsa a ofrecer en el Mercado Electrónico del Gas (MEGSA) los volúmenes de gas natural licuado (GNL) que la empresa estatal importará durante el invierno para cubrir el pico de consumo que se registra en el sistema gasífero durante los meses de frío.

La iniciativa -que tomó por sorpresa a los actores privados- se implementó ayer por la tarde a través de tres subastas diferenciadas, con el objetivo de trasladar parte del costo del gas importado a los distintos segmentos de la demanda. El Ministerio de Economía apunta a que a partir de este año sean las industrias -y no tanto las distribuidoras- quienes cubran fundamentalmente el costo del gas importando para reducir al máximo posible el monto de los subsidios energéticos que paga el Estado.

Sin interés industrial

La más relevante de las subastas buscó encontrar -a través del Mercado Eléctrico del Gas (MEGSA), una entidad que funciona bajo el paraguas de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires- grandes usuarios industriales dispuestos a pagar US$19,76 por millón de BTU para asegurar el suministro de gas durante la segunda quincena de mayo.

El objetivo era que las industrias garantizaran su abastecimiento y evitaran cortes en caso de que las bajas temperaturas disparen el consumo residencial -la demanda prioritaria- y obliguen a restringir el suministro a otros segmentos, como el industrial o la generación eléctrica. Sin embargo, la subasta quedó desierta.

Ninguna empresa estuvo dispuesta a convalidar ese nivel de precios -que se comunicó minutos antes de que se realice la licitación de MEGSA-, que quintuplica el valor del gas incluido en las tarifas residenciales, actualmente en torno a los 3,80 dólares por millón de BTU.

Más allá de algunas dificultades operativas -como los requisitos de acceso al MEGSA, que exige que los participantes sean agentes habilitados y cuenten con los sistemas informáticos necesarios o canalicen la operación a través de comercializadores-, en el sector coinciden en que la falta de interés respondió fundamentalmente a una cuestión económica.

Las grandes industrias, muchas de las cuales están afectadas por la caída de la actividad, no están dispuestas a pagar el costo real del GNL importado, que se incrementó de forma significativa en las últimas semanas por el impacto de la guerra en Medio Oriente sobre los precios internacionales de la energía.

El interrogante hacia adelante es si el gobierno definirá, tal como sucedió en años anteriores, un precio del Gas de Última Instancia (GUI) para industrias y distribuidoras, que en los hechos sea inferior que el costo real del GNL. Eso implicaría, para el Estado, asumir un elevado nivel de subsidios que la gestión actual intenta limar todo lo posible. La pregunta está abierta y se definirá recién a lo largo de mayo.

Tampoco respondieron las distribuidoras

La segunda subasta, orientada a las distribuidoras de gas, tampoco logró traccionar demanda. De los 11 millones de metros cúbicos diarios ofrecidos para la segunda quincena de mayo, apenas se colocaron unos 50.000 metros cúbicos, es decir, un volumen marginal.

El motivo es similar al observado en el segmento industrial: ninguna distribuidora está dispuesta a convalidar precios de GNL cercanos a los US$20 por millón de BTU si no existe certeza de que el Gobierno habilitará el pass-through de ese costo a las tarifas finales. Sin esa garantía, la compra implica asumir un riesgo financiero significativo, en un esquema tarifario aún sujeto a definiciones regulatorias.

El único segmento que respondió a la convocatoria fue el de generación eléctrica. Cammesa, la compañía encargada del despacho del sistema eléctrico, aseguró el suministro de 5,5 millones de metros cúbicos diarios entre el 16 y el 31 de mayo al mismo precio de US$19,76 por millón de BTU.

En este caso, la operación tiene lógica económica: el uso de GNL permite reemplazar el consumo de gasoil en centrales térmicas, un combustible que hoy resulta más caro debido al aumento del precio internacional del petróleo y al encarecimiento de las primas que se pagan para acceder al producto en el mercado global.

El final de una campaña

Este primer intento fallido del Gobierno para trasladar el costo del GNL a la demanda —una estrategia que probablemente se repetirá a lo largo del invierno— coincide con el cierre de la campaña anual de contratación de gas natural entre productores e industrias.

Tradicionalmente, esos contratos se negocian hasta el 30 de abril y rigen desde el 1 de mayo hasta la misma fecha del año siguiente. Según indicaron fuentes industriales a EconoJournal, el escenario actual está marcado por un elevado nivel de incertidumbre. Las empresas aún no tienen claridad sobre cuáles serán las ventanas de cortes de suministro durante el invierno ni sobre el costo final del mix de combustibles que deberán afrontar, en un contexto en el que el peso del gas importado será determinante.

El foco de preocupación se centra en la definición de precios y volúmenes para el invierno, en un contexto donde la oferta local y la capacidad de transporte presentan limitaciones críticas para la demanda no prioritaria

Este proceso de negociación sucede a la reciente definición de los precios del gas de invierno y las tarifas para el sector residencial y comercial, donde la Secretaría de Energía estableció los nuevos valores que rigen desde este mes. Sin embargo, para los grandes usuarios, la dinámica de mercado privado presenta desafíos adicionales vinculados a la disponibilidad efectiva de la molécula y la infraestructura existente.

En el mercado privado del gas en la Argentina, cerca de 5.000 clientes industriales y comerciales adquieren el fluido directamente de productores y comercializadores. La enorme mayoría de estos contratos son anuales, con vigencia desde el 1 de mayo hasta el 30 de abril del año siguiente, lo que obliga a cerrar las condiciones comerciales en el día de la fecha bajo una fuerte presión sobre los costos operativos.

Un usuario industrial explicó que a diferencia de las distribuidoras, que gestionan un volumen ya contractualizado, las industrias que dependen del transporte de la distribuidora quedan expuestas a una zona gris de reglas que genera un desorden operativo. Para el sector fabril, la redefinición oficial del mix de cuencas es vista como un paso positivo para transparentar el mercado, pero su aplicación en el pico invernal sigue generando dudas sobre el costo final puesto en planta.

La transición hacia un nuevo mercado

El gas natural mantiene una dinámica segmentada en la que dos tercios del volumen total está contractualizado con el Estado a través del Plan Gas. Bajo este esquema, CAMMESA y ENARSA compraron gas para Generación y Demanda Prioritaria (residencial) respectivamente, mediante contratos de medio plazo que tienen vigencia hasta el 2028.

Sin embargo, una porción de esta demanda centralizada migra gradualmente hacia el Mercado a Término privado a medida quelos generadores comienzan a adquirir «gas propio» bajo los términos de la Resolución SE 400/2025. Este factor suma volatilidad al escenario actual, ya que genera un impacto directo en el Mercado Spot de transacciones diarias, reduciendo el volumen de gas excedente disponible para los distintos sectores industriales y presionando los precios en momentos de baja temperatura.

La reconfiguración del sistema de transporte, impulsada mediante la Resolución SE 66/2026, transparentó la real disponibilidad de rutas para adaptarlas a la nueva realidad de producción, pero también generó ganadores y perdedores. En simultáneo, la autoridad energética busca clarificar los costos de importación de GNL, asignando dicho costo a quienes realmente deben usarlo: la generación eléctrica y los usuarios industriales, dado que la demanda residencial es prioritaria e ininterrumpible.

Para un gran usuario, esta política implica que no tiene asegurado un suministro de transporte y gas local durante todo el año. En el pico de invierno, podrían registrarse interrupciones de suministro de gas local que obligarían a las fábricas a suplir el bache con gas importado (GNL u otro), cuyos valores de mercado son significativamente superiores a los de la cuenca Neuquina.

Una fuente de las distribuidoras confió que ya enviaron a sus clientes industriales nuevos contratos de transporte que incluyen cláusulas de cese de servicio. En estos documentos se advierte expresamente sobre una «ventana» de hasta 85 días -entre mayo y septiembre- donde podría interrumpirse el suministro o se daría la alternativa a la compra de gas importado para mantener la operatividad de las plantas.

Desde el sector industrial, por el contrario, advierten que algunas distribuidoras imponen estas condiciones de corte sin aclarar que la cesión de capacidad debería ser exclusiva para escenarios de falta de gas para la demanda prioritaria. Existe una preocupación por el rol de las distribuidoras como «administradoras de la escasez», ante el riesgo de que se favorezca a sus propias comercializadoras en la gestión de los cortes.

Los precios del gas local

En cuanto a los precios, la tendencia fue alcista durante toda la campaña de negociación: mientras que en marzo se cerraron operaciones en el orden de los US$ 2 por millón de BTU en la cuenca Neuquina, hoy los valores superan los US$ 3. En el caso del Norte, los valores son muy superiores, situándose cerca de los US$ 5 por millón de BTU en la actualidad, precisó un directivo de una comercializadora.

La inviabilidad del gas boliviano por costos y declino de producción dejó a las industrias de provincias del NOA ante la opción de pagar precios de GNL para sostener sus procesos. Si bien el GNL se importa desde 2008, la diferencia sustancial en este ciclo radica en la eliminación de la socialización del costo, asignándolo ahora a la generación y los grandes usuarios en lugar del 38% de la población que carece de acceso a la red.

La incertidumbre respecto al mix de transporte y la ventana de corte volvió secundario el precio del gas en boca de pozo. Un industrial del sector señaló que, aunque se tenga un contrato a US$ 2 o US$ 3, si durante 60 u 80 días se debe pagar el precio del GNL para evitar el cierre de operaciones en la planta, el precio promedio ponderado anual puede llegar a duplicarse, afectando drásticamente la competitividad.

A este panorama se suma el impacto del fondo fiduciario, que podría aumentar hasta un 7,5% sobre el precio de boca de pozo del GNL, refirió otro industrial. Esta carga adicional para subsidiar la demanda residencial es vista por la industria como un factor que golpea directamente los costos de producción en un momento de volatilidad internacional y tensiones geopolíticas que encarecen el combustible importado.

Persiste, además, una falta de claridad sobre cómo se operará el acceso al GNL importado. La industria manifiesta incertidumbre sobre la figura del «agregador» y sobre la mecánica para que las fábricas puedan nominar o despachar ese fluido, cuyos precios podrían ser prohibitivos. Un gas de US$3 para 300 días del año puede duplicar su precio promedio anual si se le suman 60 u 80 días de consumo de GNL a valores de mercado internacional.

, Ignacio Ortiz y Nicolás Gandini

La provincia de Neuquén presentó el Procedimiento de Reporte de Gases de Efecto Invernadero (GEI) para la medición de emisiones en el sector hidrocarburífero junto con un plan a 2030 que apunta a reducir la huella de metano y otros gases en la actividad. La nueva metodología se aplicará en una primera fase al upstream (producción) y fija una meta de disminución del 16% de la intensidad de gases para los próximos 20 años, contemplando un fuerte crecimiento de la producción.

El nuevo mecanismo forma parte del Programa de Monitoreo y Mitigación del Sector Hidrocarburífero que Neuquén comenzó a delinear en 2024 y que tómó más fuerza con la Resolución 285/25. El objetivo ahora es culminar en 2027 un inventario de gases efecto invernadero consolidado y apunta, de esta forma, a que los hidrocarburos generados en la Cuenca Neuquina se adapten a los altos estándares ambientales exigidos por la Unión Europea.

Una prueba piloto

El procedimiento oficializado por la provincia fue generado tras una prueba piloto hecha en 2025 en conjunto con la Comisión de Emisiones del Instituto Argentino de Gas y Petróleo (IAPG) y alcanzó a todas las operadoras de la cuenca.

Santiago Nogueira, subsecretario de Cambio Climático, comentó a EconoJournal que “durante este año desarrollamos un diagnóstico para construir un procedimiento unificado y homogéneo para las empresas del sector. La realidad es que nos encontramos con un panorama muy heterogéneo, con algunas compañías que hacían mediciones, otras que no y criterios muy diversos entre las que sí las hacían”.

Para resolver esto, la provincia tomó como referencia el OGMP 2.0 (Oil & Gas Methane Partnership 2.0), el estándar internacional más riguroso para medición, reporte y verificación (MRV) de emisiones de metano en el sector de hidrocarburos.

“Estamos alineando a Neuquén y Vaca Muerta con los estándares más altos de reporte porque nos planteamos un camino gradual a 2030 que implica que, cuando haya un salto de producción significativo, podamos contar con mayores exigencias metodológicas, sobre todo en el metano”, afirmó el funcionario de la cartera de Ambiente.

Cómo se implementará

La provincia tomará como punto de partida cinco niveles de reporte diferente, desde el más global -que toma como referencia los activos o bloques de cada compañía para obtener un cálculo genérico-, hasta las mediciones in situ que permiten obtener un mayor nivel de exactitud de las emisiones de cada una.

“En el caso del metano, la Agencia Internacional de Energía (IEA) señaló que las emisiones informadas por los países tienen una subestimación del 80% sobre los valores reales. En Neuquén el metano es el gas predominante y tener una política certera, requiere avanzar en mayores controles metodológicos”, agregó Nogueira.

Para alcanzar estos cinco factores, primero Neuquén separó a las operadoras en grandes y pequeñas, dependiendo si su producción es mayor o menor a los 9.000 barriles de petróleo equivalentes al año. El primer grupo incluye a todas las operadoras de Vaca Muerta que son las que tendrán mayores exigencias.

En este sentido, el plan determina qué tipo de factor de medición deberá aplicar cada una anualmente hasta llegar al 2030 donde sumarán a las exigencias la fiscalización a través de mediciones con terceros independientes y auditorías propias de la Secretaría de Ambiente.

“El recorrido es distinto en cuanto a exigencias y es un poco más flexible de acuerdo a la perspectiva de producción que tiene cada actividad. En el no convencional la curva de emisiones va a hacia arriba, pero en el convencional, la realidad es diferente”, explicó.

Este primer reporte que ya comenzó a elaborarse en 2025 será presentado en septiembre de este año y permitirá contar por primera vez con una estimación de las emisiones generadas en el sector hidrocarburífero de Neuquén. En este sentido, el subsecretario de Cambio Climático, indicó que este año se incluirá solo a las compañías del upstream porque allí se generan el 80% de las emisiones de gases de efecto invernadero, sin embargo, el plan incluye sumar al midstream y al downstream.

“El objetivo es para 2027 tener un inventario de gases efecto invernadero consolidado, con robustez metodológica para trazar una meta sobre los valores de intensidad de esos gases. Lo importante es que estamos alineando nuestros procedimientos con estándares de la Unión Europea y que lo estamos encarando con tiempo y diálogo”, señaló Nogueira.

, Laura Hevia

Tal como adelantó EconoJournal, la UTE conformada por la italiana Sicim y la firma local Víctor Contreras se adjudicó la construcción del primer gasoducto dedicado a la exportación de Gas Natural Licuado (GNL) de la Argentina. La decisión fue tomada por unanimidad por San Matías Pipeline, la sociedad integrada por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG, accionistas a su vez de Southern Energy (SESA).  

La oferta presentada por Sicim-Víctor Contreras resultó la más competitiva no sólo en términos de precio, sino también por condiciones contractuales que resultaron determinantes para los accionistas del proyecto, según destacaron fuentes cercanas a la iniciativa a este medio.

En concreto, el consorcio ofreció mayor flexibilidad financiera al no requerir anticipo, garantizó que la obra cumplirá con los estándares de diseño previstos (“fit for purpose”) y presentó mejores garantías de reaseguro de cumplimiento de contrato. De esta manera, Techint y Sacde, que están encargadas de construir el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), quedaron fuera de este proyecto.

En paralelo, la compañía Oilfield Production Services (OPS) fue seleccionada para llevar adelante la construcción de la planta compresora asociada al sistema.

Cómo fue el proceso de licitación del gasoducto de GNL

El proceso licitatorio se llevó adelante a través de una plataforma digital que garantizó la transparencia y trazabilidad de todas las etapas, desde la evaluación técnica hasta la económica y financiera, según destacaron.

La apertura de las ofertas económicas se realizó ante escribano público. En total, participaron cinco oferentes para el gasoducto: Víctor Contreras-Sicim; Techint-SACDE; Contreras-Bonatti-Pumpco; OPS; y BTU.

El proyecto contempla la construcción de un gasoducto de 471 kilómetros de extensión y 36 pulgadas de diámetro, que conectará Tratayén, en Neuquén, con el Golfo San Matías, en Río Negro.

El ducto tendrá una capacidad de transporte de hasta 27 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) y será clave para abastecer las unidades flotantes de licuefacción previstas en la costa atlántica.

La licitación se estructuró en cuatro renglones: tres correspondientes al tendido del ducto, que fueron adjudicados a la UTE Sicim-Víctor Contreras, y un cuarto vinculado a la construcción de una planta compresora intermedia de 46.000 HP, que será instalada a la altura del kilómetro 80 de la traza, en Río Negro.

Para la construcción de la planta compresora, que fue adjudicada a OPS, también compitieron SACDE, PECOM, BTU y Contreras. La compañía presentó la oferta más conveniente en términos de garantías y esquema de pagos, consolidándose como la opción más competitiva para ese segmento de la obra.

El impacto de la obra sobre Vaca Muerta

La adjudicación del gasoducto representa un paso clave para el desarrollo del esquema exportador de Southern Energy, que prevé la instalación de dos unidades flotantes de licuefacción en el Golfo San Matías.

A su vez, la iniciativa es determinante dentro del esquema de Southern Energy debido a que garantizará el abastecimiento para las plantas y facilitará las exportaciones de gas de Vaca Muerta hacia Europa y otros mercados globales.

, Loana Tejero

El CEO y presidente de YPF, Horacio Marín, trazó un diagnóstico sobre el presente y el futuro de la petrolera. Uno de los ejes centrales de la exposición fue el desarrollo del Gas Natural Licuado (GNL). “No había GNL en la Argentina. Todas las empresas miraban iniciativas chiquitas. Llamé a los tiburones de la industria, como Galuccio, y me di cuenta que no se podía hacer un proyecto de LNG entre argentinos. El grande había que hacerlo con extranjeros, abriendo mercados”, explicó.

Marín destacó los acuerdos con ENI y Adnoc. “Vamos a exportar 15.000 millones de dólares por año. Y 2.500 millones con el proyecto de Southern Energy (SESA)”, detalló.

“Tenemos que hacer una infraestructura nunca vista. Hay que hacer un poliducto y una planta en Río Negro. Todo esto en cuatro años. Es terrible el trabajo que tenemos”, aseguró Marín.

Además, planteó que el esquema de financiamiento es el más importante de Latinoamérica, con un volumen estimado en 20.000 millones de dólares, y anticipó que para materializarlo enviarán varias propuestas para aplicar al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) en mayo y junio. «Agárrate con los RIGI que vamos a meter en mayo y junio”, aseveró.

El juicio por la expropiación de YPF

El CEO de YPF puso énfasis en el impacto del juicio internacional vinculado a la expropiación de la compañía. “Fue impresionante. Me habían dicho que si perdíamos el juicio con Burford iba a dejar de existir YPF. Había que analizar todo con mucho detalle. Es muy difícil lo que logró la República”, afirmó Marín, al referirse al litigio que enfrentó al país en tribunales internacionales, en la Expo EFI, que tuvo lugar este martes en Centro de Convenciones Buenos Aires.

Más allá del frente judicial, Marín planteó una visión ambiciosa para el sector energético argentino. “El objetivo de YPF es que la Argentina exporte más de 30.000 millones de dólares. La Argentina va a ser un exportador neto de gas y de petróleo. Ahora empezó el juego de la colaboración con la industria”, sostuvo.

El ejecutivo de le petrolera bajo control estatal vinculó el rumbo de la compañía con los lineamientos del gobierno de Javier Milei: “La idea es generar valor para los accionistas. Eso es lo que quería Milei. Hay que hacer un camino. Y ahí nació YPF 4X4. Somos un tractor con tracción en las 4 cubiertas. No me pongas una pared, porque la rompo”.

Producción récord y salto operativo

Marín aseguró que la compañía atraviesa un punto de inflexión productivo. “YPF está en el pico máximo operativo de toda su historia. En dos años nos vamos a ir del gráfico”, puntualizó. A su vez, indicó que en 2026 se superará el millón de barriles de producción de petróleo.

“El año pasado batimos récord de producción de petróleo y gas. Este año vamos a romper el millón de barriles. Es un círculo virtuoso”, explicó. También destacó el incremento de la actividad: “Este año vamos a tener 19 rigs, más del 50% más que el año pasado. Nos vamos a ir para arriba y no vamos a parar”.

Nuevos formatos y foco en el consumidor

Marín expuso que YPF avanza en una estrategia orientada al consumidor final. En esa línea, anunció innovaciones en servicios financieros y comercialización: “Queremos dar servicio a la gente. YPF es la argentinidad al palo. La gente va a poder comprar acciones con la aplicación”. También destacó el crecimiento del consumo nocturno, que aumentó un 48% el último año, y presentó nuevos formatos de estaciones de servicio.

Por un lado, YPF Black, orientado al segmento premium, con combustibles de alta gama, gastronomía de chefs reconocidos como Mauro Colagreco y alianzas con McDonald’s. “Queremos que entren a la estación de servicio y que haya productos premium”, señaló.

Por otro, el concepto Refiplus, de perfil low cost y autoservicio, que podría incorporar servicios complementarios: “Queremos ver si podemos poner un Farmacity y dar un servicio a la comunidad”.

, Loana Tejero

“El Ministerio de Economía informa que el Plan Nuclear anunciado por el Presidente de la Nación en diciembre del 2024, aún no entró en vigencia; se desarrolla bajo la órbita de la Subsecretaría de Política Nuclear. No obstante ello, la política nuclear del sector sigue siendo una prioridad en la agenda de esta gestión”, dice el informe presentado este miércoles en Diputados por el Jefe de Gabinete, Manuel Adorni, en la respuesta 343.

«La implementación de las políticas dirigidas al sector nuclear, debe analizarse en función de la consolidación institucional del sector y de la evolución de cada iniciativa en particular, considerando que las acciones y líneas de trabajo se realizan de manera progresiva«, aclara luego el texto.

En esa línea, el informe oficial destaca como “hitos relevantes” de gestión “la creación de la Secretaría de Asuntos Nucleares mediante el Decreto 866/2025, que permitió establecer una instancia de conducción estratégica específica” y “la designación de sus autoridades a través de los Decretos 875/2025 y 98/2026, lo que completa la estructura responsable de la coordinación de la política nuclear”.

Por último, se aclara que “se impulsan líneas de trabajo orientadas al desarrollo tecnológico, la evaluación de nuevos proyectos y la articulación de capacidades existentes, con el objetivo de fortalecer el posicionamiento del país en el mercado nuclear internacional”, sin dar ninguna precisión adicional al respecto.

El Plan Nuclear Argentino

El presidente Javier Milei presentó el Plan Nuclear el 20 de diciembre de 2024 en un acto en la Casa Rosada junto al titular del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), Rafael Grossi, y el entonces asesor presidencial Demian Reidel. Ese día se anunció también la creación del Consejo Nuclear Argentino, órgano presidido por Reidel e integrado por el Jefe de Gabinete, el ministro de Defensa y el titular de la CNEA. El gobierno nunca informó si ese Consejo se reunió alguna vez.

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

La construcción del reactor SMR forma parte de la primera de las tres fases del Plan Nuclear. “¿Qué es la fase 1 del Plan Nuclear Argentino? –explicó Reidel en el Rotary Club el 23 de abril de 2025, horas antes de asumir la presidencia de Nucleoeléctrica Argentina—Construir 4 módulos de 300 MW de potencia cada uno en el sitio de Atucha, que van a sumar 1.200 MW en ese lugar. Eso es casi 10% de la demanda energética de Argentina, es un montón, pero eso es solo la primera parte de la fase 1”, afirmó.  

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

En el informe enviado al Congreso se aclara que “no se inició la construcción del reactor modular pequeño en la central Atucha”. “En cuanto al grado de avance del consultado plan y como ya fuera precisado, el mismo no se encuentra vigente”, subraya el informe.

, Fernando Krakowiak

El consorcio integrado por la constructora italiana Sicim y su par local Víctor Contreras —que participan en una unión transitoria de empresas (UTE) con participaciones del 51% y 49%, respectivamente— está a un paso de adjudicarse la licitación para construir el primer gasoducto dedicado a la exportación de gas natural licuado (GNL) de la Argentina.

El consorcio presentó la oferta económica más competitiva para la construcción del ducto que conectará la cuenca Neuquina con el Golfo San Matías, en la costa de Río Negro, una obra clave para viabilizar el primer proyecto de exportación de GNL del país.

Tras varias semanas de negociaciones para cerrar los detalles finales y la letra chica del contrato con San Matías Pipeline —la sociedad creada por Pan American Energy, YPF, Pampa Energía, Golar y Harbour Energy, accionistas a su vez de Southern Energy (SESA), la empresa madre que comercializará el fluido—, la adjudicación formal del proyecto, valuado en más de 500 millones de dólares, podría concretarse en las próximas horas, indicaron a EconoJournal fuentes privadas al tanto del avance de la iniciativa. La UTE Sicim-Víctor Contreras integró esta semana las garantías financieras y los avales bancarios para completar el proceso de licitación.  

Una carrera competitiva

En concreto, la oferta liderada por Sicim-Víctor Contreras habría desplazado a la UTE conformada por Techint Ingeniería y Construcción y Sacde, que contaba con una ventaja competitiva relevante: al estar a cargo de la construcción del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), el oleoducto de exportación de crudo que sigue prácticamente la misma traza que el gasoducto impulsado por SESA, contaba con sinergias logísticas para optimizar campamentos y compartir recursos operativos en el territorio.

También quedó relegado el consorcio integrado por la italiana Bonatti —que busca ingresar en la Argentina tras hacer pie en Chile y otros mercados de la región—, la estadounidense Pumpco, una de las principales constructoras de infraestructura de Oil&Gas de EE.UU., que es controlada por el grupo de los hermanos Jorge y Alejandro Mas, dueños del club Inter de Miami donde juega Lionel Messi, y Contreras Hermanos, una de las principales firmas del sector en el país. Y también otras constructoras nacionales como BTU, de la familia Mundin.

Una obra crítica para el esquema exportador

El proyecto contempla la construcción de un gasoducto dedicado exclusivamente a la evacuación de gas desde Vaca Muerta hacia la costa atlántica de Río Negro, donde se instalarán dos unidades flotantes de licuefacción.

La obra es un eslabón central dentro del esquema de Southern Energy, ya que permitirá abastecer las plantas flotantes de GNL y habilitar exportaciones a gran escala hacia Europa y otros mercados internacionales.

En ese sentido, los plazos de ejecución aparecen como un factor crítico: el ducto deberá estar operativo en línea con la instalación de la segunda unidad flotante (MK2), prevista para mediados de 2028, que permitirá escalar la capacidad de procesamiento hasta unos 27,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas.

Dentro del proceso de evaluación, el factor económico jugó un rol determinante. Para los accionistas del proyecto, seleccionar al contratista EPC más competitivo es clave en un negocio —como el del GNL— que presenta márgenes más ajustados que el segmento petrolero.

, Nicolas Gandini

Varios de los mayores operadores mineros del país advirtieron que la falta de infraestructura logística y energética se transformó en el principal obstáculo para el despegue de la actividad en la Argentina. La falta de redes ferroviarias, rutas y acceso a energía de escala se consolidó como el principal cuello de botella que puede demorar los proyectos millonarios anunciados en distintas regiones.

Este diagnóstico fue el eje central de la mesa minera en Expo EFI, donde los referentes del sector advirtieron que la Argentina está «llegando tarde» a la adecuación de su infraestructura. Participaron del panel Hernán Soneyro (Cantesur), Rolando Ortiz (Eramet Eramine), Nestor Aris (AbraSilver Resource), Norma Ramiro (Vicuña) y Francisco Poodts (Aldebaran Resources), con la moderación de la periodista Sofía Diamante.

Los especialistas coincidieron en que la magnitud de los proyectos actuales, especialmente en la zona cordillerana, hace que sea «prácticamente imposible» imaginar un desarrollo sostenible sin las obras prioritarias. Ante la falta de presupuesto público, la industria ya plantea esquemas de articulación donde los privados puedan adelantar obras a cambio de regalías, una medida de emergencia para evitar que el país pierda la el ritmo de desarrollo.

Soneyro puso el foco en la minería no metalífera, responsable de los áridos necesarios para la construcción, y alertó sobre el profundo déficit de infraestructura vial. «Australia y Estados Unidos, con una topografía similar a la nuestra, están arriba de los 30 kilómetros de rutas por cada mil habitantes, mientras que la Argentina no llega a cinco«, sentenció. Para el directivo, esta carencia limita el consumo interno de materiales clave, que en el país se ubica por debajo de una tonelada anual por habitante, frente a las más de seis toneladas del promedio mundial.

El empresario calificó a su actividad como «la minería de la puerta de casa, la ruta y el edificio», resaltando su carácter federal. Sin embargo, advirtió que el costo logístico distorsiona la competitividad del sector, ya que el valor de la piedra ronda los US$12, pero el transporte suele ser más oneroso que el producto mismo. Al respecto, fue categórico sobre la necesidad de dar señales claras: «Tenemos hambre y no podemos ponerle candados a la heladera; hay que dar certezas hacia afuera y hacia adentro de que esta es una de las industrias que nos va a sacar adelante».

La demanda de la minería metalífera y del litio

Desde la óptica del cobre, Norma Ramiro detalló la envergadura del Distrito Vicuña que prevé iniciar su construcción en 2027 con una inversión de US$7.000 millones en su primera etapa. La directiva explicó que la planificación debe ser precisa debido a la altitud y la naturaleza binacional de los yacimientos. «Josemaría está en condiciones de iniciar su construcción el año que viene, y se apunta a una vida útil de más de 70 años para Filo del Sol, pero para eso necesitamos una infraestructura que incluya desde energía hasta mineroductos para transportar el mineral hacia el Pacífico», describió.

Ramiro amplió la discusión hacia la «infraestructura del conocimiento», señalando que el desarrollo técnico es tan vital como el físico. «El desafío no es solo caminos y energía, sino también capacidades técnicas especializadas; necesitamos competencias actualizadas para una minería del siglo XXI automatizada», sostuvo. En ese sentido, propuso que la creación de centros de capacitación regionales sea una prioridad para que el impacto positivo de proyectos de gran escala se traduzca en empleo calificado para la zona.

Por su parte, Poodts describió el avance de Altar en San Juan, un proyecto de exploración avanzada que requiere una logística de gran escala. El ejecutivo fue insistente en señalar que la infraestructura ferroviaria es la única vía para movilizar los volúmenes previstos: «Pensar en un desarrollo del cobre sin trenes es prácticamente imposible por la magnitud de proyectos y, como industria, estamos a la expectativa de qué pasa con el Belgrano Cargas y el Tren San Martín«.

Ante el retraso en las obras estatales, Poodts planteó la necesidad de buscar alternativas de financiamiento que permitan acelerar los tiempos de construcción. «Ya estamos en etapas de construcción y la realidad es que estamos atrasados, por lo que habría que ver una articulación público-privada para que los privados avancen a cambio de regalías«, propuso. Para el directivo, «el cambio de paradigma es evidente y la minería se convirtió en una realidad que requiere soluciones urgentes».

La experiencia de la Puna minera

Ortiz analizó la complejidad del litio en Salta, cuya producción industrial en Centenario Ratones comenzó a mediados de 2025. El CFO explicó que la planta química requiere un movimiento logístico constante no solo para la exportación, sino para el ingreso de insumos críticos: «Se necesitan entre 4 y 5 toneladas de reactivos por cada tonelada de producto final». Esta dinámica que es similar para todas las empresas, según advirtió, «terminará por saturar las rutas actuales si no se mejora la conectividad con los puertos y se integra el sistema ferroviario».

El ejecutivo también destacó que el potencial de expansión de la compañía está ahora vinculado a las condiciones que ofrece el RIGI, aunque subrayó que la infraestructura sigue siendo una responsabilidad compartida. «El costo logístico es significativo y en otros países las minas están al borde del mar con puertos dedicados, pero aquí la inversión necesaria para desarrollarla corresponde a las instituciones públicas», afirmó Ortiz, enfatizando que la previsibilidad macroeconómica y jurídica es clave para consolidar estas inversiones de largo aliento.

Finalmente, Aris expuso la situación de Diablillos, un proyecto de oro y plata en Salta que busca optimizar conceptos geológicos para alcanzar la producción. El directivo señaló que la región se transformó en los últimos diez años por la llegada de empresas mineras, pero que el esfuerzo de mantenimiento quedó desproporcionadamente en manos del sector privado. «Hoy hay un mantenimiento del privado para circular por esos medios, es una acción que debería organizarse entre el privado y el público para tener mejores condiciones«, sugirió.

Para la representante de AbraSilver, el fortalecimiento de la exploración está dando resultados, pero el paso a la etapa de producción depende de la factibilidad técnica y ambiental en un entorno conectado. «La minería es el camino a un futuro más sustentable y el sector energético se va a basar en ella«, afirmó, tras recordar que todavía queda un enorme potencial por descubrir, dado que solo se exploró el 35% de la extensión territorial disponible.

, Ignacio Ortiz

Emiratos Árabes Unidos sacudió este martes el mapa del poder petroleo global con el anuncio de su salida de la Organización de Países Exportadores de Pétroleo (OPEP). El histórico club perderá a su miembro más relevante luego de Arabia Saudita, si se considera que son los miembros con las mayores capacidades ociosas de producción de petróleo crudo.

La salida de la OPEP, que será efectiva a partir del 1 de mayo, fue comunicada a través de la agencia oficial de noticias WAM. «Ha llegado el momento de centrar nuestros esfuerzos en lo que dicta nuestro interés nacional y en nuestro compromiso con nuestros inversores, clientes, socios y los mercados energéticos mundiales», reza el comunicado. El Estado árabe es el controlante de la petrolera estatal ADNOC, que ingresó el año pasado al proyecto Argentina LNG que lidera YPF.

La organización fue fundada en 1960 por Irak, Iran, Kuwait, Arabia Saudita y Venezuela para coordinar metas de producción y pujar con las grandes petroleras occidentales por la formación de los precios en el mercado internacional. Emiratos Árabes Unidos (EAU) se sumó en 1967 a través del Emirato de Abu Dabi y luego continuó siendo miembro tras la formación del país en 1971.

Según las últimas metas de producción anunciadas a comienzos de este mes, EAU se comprometió a un objetivo de producción de 3.477.000 de barriles por día, aunque el país cuenta con una capacidad de producción de al menos 4,8 millones de bpd.

Los motivos de Emiratos Árabes Unidos para dejar la OPEP

La salida de EAU es un golpe directo a la capacidad de la OPEP de influir en la formación de los precios internacionales del petróleo. Una capacidad de influencia que se erosionó en la última década tras el ingreso en escena del shale oil en los Estados Unidos.

La jugada también explicita la intención de incrementar significativamente su capacidad de producción, una postura que en los últimos años generó fricciones con Arabia Saudita al interior del cartel petrolero.

«Con una amplia y competitiva base de recursos, los EAU seguirán colaborando con sus socios para desarrollar dichos recursos, impulsando así el crecimiento económico y la diversificación», agrega el comunicado.

La discusión interna de los últimos años giraba en torno a las líneas base de producción, que sirven para establecer las cuotas de producción por país y fijar los aumentos o recortes en función de estas. La prioridad para EAU era incrementar su cuota de mercado.

En cambio, Arabia Saudita, el principal productor y exportador del grupo, presionaba para no volcar más producción al mercado, en pos de detener la baja de los precios, que se revirtió tras el estallido de la guerra en Medio Oriente.

La consultora Rystad Energy destacó que la salida de los Emiratos supone un golpe directo a la OPEP al perder a un miembro con una capacidad ociosa de producción muy relevante. «Una OPEP estructuralmente más débil, con menor capacidad de producción concentrada dentro del grupo, tendrá cada vez más dificultades para ajustar la oferta y estabilizar los precios», dijo la consultora en una nota difundida en la tarde del martes.

Rystad también señala que el movimiento puede responder a una intención de incrementar su cuota en un mercado global cuya demanda alcanzará eventualmente un techo y luego declinará.

«Los Emiratos Árabes Unidos, con una capacidad de producción de alrededor de 4,8 millones de barriles diarios y un margen considerable para aumentar la producción, están en una posición especialmente ventajosa para seguir una estrategia de este tipo fuera del grupo«, concluyó.

, Nicolás Deza

La petrolera Shell desembolsará más de US$ 16.000 millones para adquirir ARC Resources, una petrolera en Canadá que opera en la formación no convencional de Montney. La transacción le permitirá sumar reservas probadas de gas natural y una importante producción de líquidos en la costa oeste de Canadá, en donde ya tiene una participación en una terminal de exportación de GNL inaugurada en 2025.

La expansión de Shell en Canadá se inscribe en su estrategia global de inversiones para reforzar su liderazgo global en la producción y comercio de gas natural licuado. También supone un interés especial por activos con una salida directa por el océano Pacífico para atender los mercados en Asia, lo cual contrasta con la decisión el año pasado de no avanzar con la fase inicial del proyecto Argentina LNG.

Más allá de esa decisión, Shell ratificó a comienzos de año sus planes de desarrollo para continuar sus operaciones en Vaca Muerta, donde planea invertir este año unos US$ 700 millones tras inaugurar una planta de procesamiento de gas natural y petróleo en Bajada de Añelo, un bloque que comparte con YPF en un 50%.

Acuerdo millonario de Shell con una petrolera canadiense

La petrolera angloholandesa anunció este lunes un acuerdo por un valor de 16.400 millones de dólares para adquirir los activos de ARC Resources. La empresa reportó el año pasado una producción diaria de 374.000 barriles equivalentes de petróleo por día (BOEPD), de los cuales un 40% correspondió a líquidos asociados al gas natural.

“Esto consolida a Canadá como un territorio clave para Shell, al tiempo que impulsa nuestra estrategia de ofrecer más valor con menos emisiones”, dijo el CEO de Shell, Wael Sawan. La transacción se concretará en la segunda mitad de este año.

Las operaciones de upstream de ARC Resources se concentran en Montney, una formación de shale que se extiende entre las provincias de Columbia Británica y Alberta. Shell actualmente posee el yacimiento Groundbirch en Columbia Británica y el proyecto Gold Creek en Alberta.

La transacción generará sinergias con las actuales operaciones de Shell en Canadá, al combinar los aproximadamente 440.000 acres netos ya posee en Montney con los más de 1,5 millones de acres netos de ARC Resources. De esta forma, Shell añadirá aproximadamente 2000 millones de barriles de reservas probadas y probables equivalentes de petróleo.

Exportación de GNL desde Canadá

La petrolera internacional tiene una participación en la terminal de licuefacción y exportación LNG Canadá, proyecto al que suministra con gas desde Groundbirch. «Las reservas probadas y probables de gas de ARC tienen el potencial de respaldar el crecimiento de Shell en GNL en Canadá«, destacó la empresa.

LNG Canada es la primera terminal de exportación de GNL de Canadá. La planta realizó su primera exportación de gas natural licuado en junio del año pasado. La instalación cuenta con dos trenes de licuefacción en operación y con una capacidad global de producción de 14 millones de toneladas por año (MTPA).

Shell tiene como socios en LNG Canada a Petronas, PetroChina, Mitsubishi y la surcoreana KOGAS. La joint venture podría tomar este año una decisión final de inversión (FID) para una segunda fase que permitirá duplicar la capacidad actual de producción de GNL para el 2030.

Los movimientos de Shell son consistentes con su estrategia de incrementar las ventas de GNL entre un 4 y 5% por año hasta 2030. La petrolera proyecta que la demanda mundial de gas natural licuado aumentará en torno a un 60% para 2040, impulsada en gran medida por el crecimiento económico en Asia, la reducción de emisiones en la industria pesada y el transporte, así como por el impacto de la inteligencia artificial.

, Nicolás Deza

La industria del gas y petróleo en el país ajusta su ritmo de inversión a la volatilidad del mercado global, bajo la premisa de que las condiciones de competitividad las fija el escenario externo. El desarrollo de proyectos de escala en los que están embarcadas las principales operadoras de Vaca Muerta tiene un horizonte de oportunidad hasta la futura, pero segura, caída de las cotizaciones internacionales. En este contexto, la estrategia de las operadoras es utilizar el actual período de precios favorables y acelerar el desarrollo de los recursos.

Durante la mesa energética de la Expo EFI, los directivos Maximiliano Westen (YPF), Hernán Andonegui (Pluspetrol), Fausto Caretta (Pan American Energy) y Pablo Ferrero (MSU Energy), con la moderación de Nicolás Gandini, director de EconoJournal, coincidieron en que la ventana de oportunidad actual permite adelantar inversiones para blindar el flujo de caja futuro. Según los expositores, el objetivo es evitar que la producción local quede en «offside» frente a competidores actualmente más eficientes cuando el ciclo de precios altos se revierta.

Maximiliano Westen, Vicepresidente de Estrategia, Desarrollo de Negocios y Control de YPF, señaló que «en un modelo exportador las reglas de juego dependen de un mercado externo caracterizado por su volatilidad«. En ese sentido, explicó que estar atento a las oportunidades es determinante para no quedar en «offside» ante las oscilaciones de los valores internacionales, por lo que la prioridad es consolidar la infraestructura y las eficiencias antes de escalar los niveles de actividad.

«Si hay algo que sabemos es que el precio va a volver a caer cuando haya cierta coordinación geopolítica en el mundo y tenemos que asegurarle al accionista la capacidad de entregar valor en esos escenarios de precios más bajos», afirmó respecto a la necesidad de operar con un lifting cost de US$40 a US$ 45 por barril.

Sobre la evolución operativa, el directivo destacó que «el plan 4×4 se consolidó como una marca de gestión a dos años de su lanzamiento, enfocada en delinear y ejecutar metas claras para poner en valor la roca de Vaca Muerta«. Westen detalló que los resultados actuales responden a un manejo activo del portfolio y a la decisión de concentrar esfuerzos en los activos más rentables para ganar competitividad global. «Tuvimos que elegir dónde podíamos ser eficientes y competitivos para dejar lugar a que otras compañías puedan hacerlo en una gran transformación», sostuvo en relación a la desinversión en cuencas donde la firma no hacía foco.

En cuanto a los proyectos de escala, Westen presentó al oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (Vmos) como el principal ejemplo de desarrollo colaborativo con el resto de la industria para garantizar una salida hacia el océano Atlántico. Esta obra de US$3.600 millones registra un avance superior al 60% y prevé iniciar sus exportaciones a finales de este año, con una capacidad que escalará de 180.000 a 550.000 barriles diarios hacia fines de 2027. El sistema, que es expandible hasta los 700.000 barriles, se complementa con el proyecto de Gas Natural Licuado (GNL), donde la compañía proyecta una inversión de US$20.000 millones en infraestructura para convertir el gas en un commodity global.

Resiliencia operativa en un mercado global

Hernán Andonegui, gerente de Operaciones de Pluspetrol, detalló que la compañía se encuentra en una etapa de consolidación de su cartera tras la adquisición de activos estratégicos a ExxonMobil finales de 2024. Según el directivo, la puesta en valor de áreas como Bajo del Choique-La Invernada permite proyectar un crecimiento sostenido basado en recursos que compiten en productividad con los mejores yacimientos de Estados Unidos. «Es un momento de desarrollo de mucha confianza -dijo-, ya es más que optimismo, es certeza de la productividad que nos permitió pasar de una producción de 5.000 barriles inicial a 30.000 barriles en apenas un año«.

Respecto a la volatilidad del mercado, Andonegui hizo hincapié en que «la eficiencia debe ser el eje de toda la cadena de valor para absorber los vaivenes de los precios internacionales«. Explicó que, «debido a los tiempos lógicos entre la perforación y la puesta en producción, la industria debe estar preparada para escenarios de bajas cotizaciones». Asimismo, destacó que este desarrollo debe ir acompañado de una mejora en la conectividad logística y en las condiciones de las comunidades, citando acuerdos de colaboración con la provincia del Neuquén para fortalecer zonas como Rincón de los Sauces.

Fausto Caretta, director general de Upstream de Pan American Energy (PAE), centró su análisis en la oportunidad de transformar el gas de Vaca Muerta en un commodity global a través del Gas Natural Licuado (GNL). Advirtió que, «al ingresar al mercado internacional, la Argentina se enfrenta a un entorno abierto donde debe competir directamente con el productor más eficiente del mundo, que es Estados Unidos«. En este sentido, Caretta resaltó que «el marco normativo del RIGI aportó la seguridad jurídica necesaria para avanzar en proyectos de largo plazo que permitan vender la molécula de gas en condiciones competitivas».

Sobre los hitos del proyecto Southern Energy (SESA), el ejecutivo destacó la incorporación de socios internacionales como Golar y la firma del primer contrato para el 80% de la capacidad del primer barco hacia finales de 2027. «Es un hito histórico para el país, no solo para los socios, va a ser la primera exportación de GNL de la Argentina«, afirmó, proyectando un escenario donde «el país podría situarse entre los cinco mayores exportadores mundiales para el año 2030». Caretta subrayó que la demanda global de GNL tiene una visibilidad de hasta 40 años, lo que garantiza un mercado sostenido para el recurso local.

Finalmente, Pablo Ferrero, director ejecutivo de MSU Energy, analizó el proceso de desregulación iniciado para que los servicios eléctricos comiencen a reflejar los costos reales del sistema. Según Ferrero, «el desarrollo de Vaca Muerta genera un efecto virtuoso en el sector eléctrico, ya que gran parte de la generación termoeléctrica argentina se sustenta en el gas natural«. Esta disponibilidad de recurso «facilita, además, el crecimiento de las energías renovables, dado que no es posible expandir estos parques sin un respaldo firme de generación térmica que garantice la estabilidad del sistema».

El directivo también advirtió sobre la urgencia de invertir en infraestructura de transmisión para que los recursos lleguen efectivamente a los centros de consumo. Ferrero explicó que «las líneas de alta tensión son fundamentales para convertir los centros de generación en polos de desarrollo productivo, complementándose con tecnologías de rapidez como las baterías para resolver nodos críticos«. En ese sentido remarcó que el soporte de potencia firme sigue dependiendo del sistema termoeléctrico ante los picos de demanda.

, Ignacio Ortiz

Finalmente, el consorcio integrado por Genneia y Edison Energía resultó ganador de la licitación nacional e internacional de la parte accionaria del Estado de la sociedad controlante de Transener, la empresa encargada de operar la mayor parte de la red troncal de transporte eléctrico en alta tensión del país.

Tal y como anticipó EconoJournal, la oferta de Genneia y Edison Energía -USD 356.174.811,78- superó a la de los otros dos candidatos que habían alcanzado la etapa económica del proceso de privatización: Central Puerto S.A y Edenor S.A. y se queda con el total de la participación accionaria del Gobierno en CITELEC S.A. la sociedad controlante de Transener. El otro 50% de la empresa está en manos de Pampa Energía, el holding liderado por Marcelo Mindlin.

Según consigna el gobierno en su página oficial, la adjudicación está prevista para el mes próximo, tal y como lo establece el cronograma oportunamente detallado dentro del proceso de privatización de activos y actividades de Energía Argentina S.A. (ENARSA).

El rol clave de Transener en el sistema eléctrico nacional

Transener tiene un rol clave dentro del funcionamiento eléctrico nacional. En efecto, administra más de 12.600 kilómetros de líneas en 500 kV que recorren el país desde Jujuy hasta Santa Cruz, en la práctica, la mayor parte de la red troncal de transporte eléctrico en alta tensión del país.

La venta de sus activos resultó una de las prioridades del programa de privatizaciones del Gobierno no solo desde lo estructural, sino además, desde lo financiero ya que de acuerdo con los últimos balances, la compañía presenta utilidades anuales superiores a los 200 millones de dólares.

A pesar de las expectativas de la administración de Javier Milei, el atractivo de Transener no fue suficiente como para que en el proceso se sumaran capitales de inversión extranjeros.

Para Genneia, el pliego ganado implica el ingreso de un nuevo vertical de negocios en el segmento del transporte eléctrico, mientras que para el holding Edison Energía representa la consolidación de su crecimiento en el sector eléctrico donde ya cuenta con activos de peso.

, Lorena Alem

El ministro de Economía, Luis Caputo, destacó este martes que la Argentina se encamina a niveles récord de exportaciones, apalancadas por la energía y la minería. En la apertura de la Expo EFI, en la ciudad de Buenos Aires, el funcionario estimó una balanza energética acumulada para la próxima década con exportaciones de US$350.000 millones en energía y otros US$160.000 millones en minería, sectores que calificó como los motores del superávit estructural que mantendrá el país.

«Estamos en niveles récord de exportaciones en cantidades. Por primera vez vamos a estar llegando o acercándonos a los US$100.000 millones de exportaciones», afirmó Caputo. Para el ministro, esta cifra es una «muestra contundente de que el debate sobre el tipo de cambio es secundario» frente a la creación de condiciones para el desarrollo privado.

En ese sentido, destacó que el programa económico resistió un «shock interno brutal de dolarización y una suba externa de combustibles del 60% que en otro momento hubiera sido suficiente para desestabilizar cualquier gobierno» en la Argentina.

Otro eje central de la presentación fue el impacto del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) en la balanza de divisas. Caputo reveló que actualmente existen 36 proyectos presentados por un total de US$95.000 millones. «Dentro de las próximas semanas van a estar entrando 7 u 8 proyectos más por hasta US$40.000 millones adicionales, donde la mayoría se van a concentrar en el upstream«, precisó el titular de Hacienda.

Con un marcado optimismo sobre los compromisos de inversión que viene presentando el sector energético y su impacto en la macroeconomía, Caputo subrayó que la maduración de estas inversiones es acelerada: «Un pozo en desarrollarse tarda 6 a 8 meses y en menos de un año ya están generando dólares».

Las cifras «impactantes» de la energía y la minería

En cuanto al sector hidrocarburífero, el ministro presentó cifras que describió como «impactantes» para los próximos diez años. «Solamente en energía, de este año a 2035, prevemos un superávit de US$350.000 millones, y ese número está totalmente subestimado y va a ser mucho más alto«, vaticinó.

La minería también fue señalada como otro pilar para el ingreso de divisas y el fortalecimiento de las reservas del Banco Central. «En minería van a ser unos US$160.000 millones de superávit. Entre ambos sectores hay casi un Producto Bruto Interno por los próximos 10 años, son 50.000 millones adicionales por año de exportaciones», detalló el ministro ante el auditorio del Centro de Convenciones porteño.

«Hay que tomar conciencia de los números que son conservadores», pidió el ministro. Esta transformación marca un cambio de era para el sector, tras décadas de déficit: «Importamos US$30.000 millones entre 2013 y 2023, y ahora vamos a ser exportadores netos porque dimos previsibilidad y señales de precios«.

«En este contexto, el Banco Central esta teniendo que comprar dólares para sostenerlo en pleno shock externo y la tasa bajando 15 puntos porcentuales. Teníamos un escenario de compras moderado de US$7.000 millones objetivo conservador, y US$17.000 millones más optimistas y hoy estamos por arriba consecuencia de las inversiones en minería y energía principalmente«, aseguró.

Según su visión, este fenómeno responde a un cambio de modelo, ya que «la roca de Vaca Muerta siempre estuvo ahí, las montañas son las mismas, pero ahora se ofrecen las señales necesarias» para que el capital de riesgo se radique en el país.

La estabilidad monetaria y su relación con la consolidación de la macroeconomía

Respecto a la consolidación de la macroeconomía, Caputo vinculó directamente el éxito de estas inversiones y exportaciones con la estabilidad monetaria. «El Banco Central tiene que comprar divisas todos los días para defender el valor del dólar y que el peso no se aprecie más, porque esto no pasó nunca«, explicó para graficar la robustez del programa.

A pesar de reconocer indicadores negativos en el inicio del año por la caída de la demanda de dinero, aseguró que «la recaudación ya empieza a crecer» y que «los indicadores de marzo muestran signos positivos en sectores antes retrasados como la industria y la construcción«.

El plan oficial también contempla una fuerte inyección de fondos a través de desestatizaciones en el corto plazo. «Esperamos ingresos por US$2.000 millones antes de fin de año por privatizaciones y concesiones«, adelantó Caputo.

La lista de activos incluye empresas estratégicas para el sector energético y logístico como Transener, las centrales térmicas Manuel Belgrano y San Martín bajo control de Enarsa, y la segunda etapa de concesiones hidroeléctricas, además de otras firmas como Belgrano Cargas, Intercargo, AySA y la Casa de la Moneda.

Sobre el mercado de trabajo, el funcionario buscó relativizar las cifras de desempleo al diferenciar la situación del sector formal e informal. «Se habla mucho del nivel de empleo, que no cayó, sino que cayó el nivel de empleo registrado«, analizó, y defendió la ley de modernización laboral como una herramienta clave para revertir esta tendencia. «La realidad es que se crearon más de 100.000 puestos en el sector informal, pero la cantidad de empleo subió», remarcó para sostener su visión optimista sobre la recuperación económica.

Caputo también se refirió a la dinámica de precios y la tasa de interés como señales de recuperación de la confianza en la moneda local. «Cuando la tasa de interés baja y el tipo de cambio se aprecia, es muestra de que se está recuperando la demanda de dinero», sostuvo. Aunque admitió un pico inflacionario en marzo debido a factores estacionales y al shock externo, fue tajante en su pronóstico: «El proceso de desinflación se va a retomar tras un pico de marzo, pero esperamos que abril retome a la baja».

Finalmente, el ministro proyectó un escenario de mayor competitividad para el final del mandato en 2027. Según su esquema, «el modelo apunta a que los ciudadanos accedan a una mayor cantidad de bienes de mejor calidad y menor precio». Para lograrlo, enfatizó la necesidad de un esfuerzo compartido entre el sector público y el privado: «Desde lo público necesitamos seguir bajando impuestos, regulaciones y la logística, y se necesita invertir y competir desde el sector privado«.

, Ignacio Ortiz

El gobierno abrirá este martes por la mañana los sobres con las ofertas económicas de la licitación para privatizar el 50% de Citelec, la sociedad controlante de Transener, que está en manos de Enarsa. El otro 50% de Citelec está controlado por Pampa Energía, el holding que lidera Marcelo Mindlin.

Según un relevamiento realizado por EconoJournal en base a diversas fuentes del sector eléctrico, la oferta mejor posicionada —y que aparece como principal candidata a adjudicarse el proceso— sería la del consorcio integrado en partes iguales por Edison Energía y Genneia. Así lo indicaron a este medio tres encumbrados directivos de compañías eléctricas sin contacto entre sí.

La propuesta económica de Edison-Genneia habría dejado atrás a las otras dos ofertas presentadas por Central Puerto, la mayor generadora de energía del país, y Edenor, la principal distribuidora del mercado local.

La confirmación oficial, sin embargo, se conocerá este martes a las 10, cuando se abran los sobres con las ofertas económicas en una de las privatizaciones más relevantes que está llevando adelante el gobierno de Javier Milei en el área energética.

Apuesta por un nuevo vertical en energía eléctrica

De confirmarse este escenario, el holding Edison Energía —creado el año pasado por los hermanos Juan y Patricio Neuss— consolidaría su crecimiento en el sector eléctrico, donde ya controla activos importantes. Entre ellos se destacan participaciones en transportistas como Litsa, distribuidoras provinciales como Edersa en Río Negro y las represas hidroeléctricas Alicurá y Planicie Banderita, que fueron adjudicadas a fines del año pasado en el proceso de reconcesión impulsado por el gobierno de La Libertad Avanza (LLA).

El holding está integrado además por empresarios con presencia en el mercado local como Guillermo Stanley, Federico Salvai y Carlos Giovanelli —vinculados al grupo Inverlat—, junto con Rubén Cherñajovsky y Luis Galli.

Su socio en la operación es Genneia, presidida por Jorge Brito —principal accionista del Banco Macro—, que hoy es la mayor generadora de energía renovable del país. La eventual adjudicación le permitiría a Genneia avanzar en el desarrollo de un nuevo vertical de negocios en el segmento de transporte eléctrico, un eslabón estratégico del sistema que requiere fuertes inversiones para ampliar las redes de media y alta tensión.

Ese segmento es hoy uno de los principales cuellos de botella que enfrenta hoy el sector para incorporar nueva generación de energía.

Transener, un activo estratégico

Transener es la empresa encargada de operar la mayor parte de la red troncal de transporte eléctrico en alta tensión del país.

Desde el punto de vista financiero, la compañía presenta indicadores sólidos, con un EBITDA superior a los 200 millones de dólares anuales, lo que la posiciona como un activo atractivo dentro del proceso de privatización impulsado por el Gobierno.

, Nicolas Gandini

El gobierno nacional define los últimos detalles del pliego de la licitación pública nacional e internacional para las obras de ampliación del sistema de transporte eléctrico del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), la zona de mayor consumo de energía del país y donde las redes están saturadas. Fuentes oficiales y del sector eléctrico afirmaron a EconoJournal que el pliego se conocerá en los próximos días. Se trata de la primera de tres convocatorias que el gobierno tiene previsto lanzar este año para expandir el sistema de transporte eléctrico en el país.

La primera licitación será para la obra AMBA I, una línea de alta tensión de 500 kilovoltios (Kv) y de alrededor de 500 kilómetros de extensión con nuevas plantas transformadoras que unirá las localidades de Plomer (oeste del conurbano bonaerense) y Vivoratá (cerca de Mar del Plata) en la provincia de Buenos Aires y que permitirá reforzar el mallado que rodea a la zona donde se consume el 40% de energía del país.

La obra demandará una inversión alrededor de US$ 1.100 millones. La intención del gobierno es que la convocatoria salga cuanto antes para que el proceso de adjudicación del ganador de la compulsa finalice en el último trimestre del año.

Ampliación del sistema de transporte

En paralelo, este año el gobierno de Javier Milei también tiene previsto que se avance con dos licitaciones más que permitirán ampliar el sistema de transporte eléctrico en el país: la primera corresponde a la Línea de 500 kV Río Diamante – Charlone – O’Higgins (700 km), un corredor que permitirá la evacuación de más generación que se pueda instalar en la región Cuyo y parte de la generación de Comahue. La segunda es la Línea de 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca (760 km), que mejorará la conexión entre la Patagonia y el sistema troncal.

Las tres obras forman parte del Plan Nacional de Ampliación del Transporte Eléctrico que estableció el gobierno a través de la resolución 311 de la Secretaría de Energía del año pasado.

AMBA I es un proyecto de infraestructura eléctrica prioritario que está planificado por el Estado desde hace varios años. El gobierno de Mauricio Macri no lo pudo concretar bajo el esquema Participación Público-Privada (PPP). Tampoco pudo hacer la obra el gobierno de Alberto Fernández, que intentó realizarla con financiamiento de China.

Cuáles son los puntos centrales del pliego AMBA I

En primer lugar, AMBA I no se hará bajo el formato de obra pública, el esquema del Estado más utilizado para este tipo de obras de infraestructura, en el cual el proyecto lo realiza un privado pero se financia con fondos del presupuesto público. Mediante este mecanismo, el privado no explota ni obtiene ingresos por el uso de la línea de alta tensión.

En cambio, el gobierno nacional eligió el esquema de licitación donde el privado financia la totalidad de la obra por adelantado a través de la modalidad de concesión, ya sea con capital propio, emisión de deuda o financiamiento bancario.

Una vez que AMBA I esté concluida, el privado comenzará a recuperar la inversión a través de una tarifa especial que abonará el usuario. Como está previsto que no todos los usuarios abonen esta tarifa, será Cammesa, empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), la encargada de determinar el universo de usuarios que en cada caso la page.

La oferta que resulte ganadora de la compulsa será para construir, mantener y explotar la línea de alta tensión AMBA I. En la actualidad, casi el 90% de la operación de las líneas de alta tensión del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) están a cargo de Transener, cuya participación estatal a través de Enarsa el gobierno está privatizando.

Según fuentes consultadas por EconoJournal, el pliego de la licitación para AMBA I será por un contrato de concesión por 30 años y contará con una garantía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), un aspecto relevante para los privados ante el riesgo de un cambio de escenario de la economía argentina o la posibilidad de un futuro congelamiento o atraso de tarifas.

Además, la entidad financiera ya prestó apoyo técnico a la Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, realizando un sondeo de mercado para evaluar la percepción de riesgo y validar el interés del sector privado en AMBA I.

Las mismas fuentes indicaron que el gobierno descartó fragmentar la obra, es decir, que haya varias licitaciones con ofertas que construyan tramos más cortos, como se contempló en algún momento. En otras palabras, la licitación pública para construir AMBA I va a ser una sola y el pliego cubrirá la obra completa.

El gobierno de Javier Milei demoró más de dos años en encontrar el instrumento acorde para concretar las ampliaciones de la infraestructura eléctrica. Incluso, en diciembre de 2024 se había anunciado la creación de un cargo fijo en las facturas de electricidad de todos los usuarios del país para financiar AMBA I, pero finalmente esta idea no prosperó. La iniciativa la impulsaba el Ministerio de Economía, pero el sector del gobierno que responde al asesor presidencial Santiago Caputo no habilitó esta modalidad.

, Roberto Bellato

Camuzzi Gas Inversora y el gigante neerlandés Vitol anunciaron este lunes la firma de un Memorando de Entendimiento (MoU) orientado al desarrollo de un acuerdo de compra de producción (offtake) y una posible participación accionaria en LNG del Plata. El proyecto, controlado actualmente en su totalidad por Camuzzi, busca consolidar una infraestructura clave en el Puerto de La Plata para la exportación de gas natural licuado (GNL).

El acuerdo con Vitol, uno de los mayores traders de energía a nivel global, otorga al proyecto un respaldo comercial clave, ya que la firma podría adquirir hasta el 100% de la producción mediante un contrato de offtake de largo plazo. Además, se informó que Vitol evaluará integrarse como socio estratégico a través de una inversión accionaria directa en la nueva sociedad exportadora.

La iniciativa, anunciada en diciembre en ocasión del Energy Day de EconoJournal, contempla una inversión total estimada en US$3.900 millones a lo largo de los próximos 20 años. El cronograma trazado por la compañía prevé que las obras preliminares comiencen durante el transcurso de este año, con el objetivo de alcanzar la operación comercial hacia los inicios de 2028.

Desde el punto de vista técnico, LNG del Plata se apalanca en el excedente estacional de gas natural proveniente de Vaca Muerta, utilizando la capacidad ociosa del sistema de transporte durante los meses de verano. El plan incluye la instalación de un barco de licuefacción y una plataforma offshore frente a las costas de Ensenada, conectada mediante un ducto submarino de aproximadamente 10 kilómetros.

Cómo es el proyecto LNG del Plata

Una vez que la planta alcance su fase operativa, se estima una capacidad nominal de al menos 2,4 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL. Este volumen equivale al procesamiento de unos 9 millones de metros cúbicos diarios de gas natural, lo que permitiría a la Argentina posicionarse como un proveedor diversificado en el mercado internacional.

Alejandro Macfarlane, presidente de Camuzzi Gas Inversora S.A., destacó que este paso es fundamental para la integración de la Argentina al mercado global de GNL. Según el directivo, el objetivo es «desarrollar una infraestructura competitiva, generar valor sostenible, atraer inversiones y contribuir a la seguridad energética tanto a nivel local como internacional«.

Por su parte, Pablo Galante Escobar, Head of LNG de Vitol, subrayó el rol relevante que tendrá la Argentina en la demanda global gracias a sus abundantes reservas de gas. «Nos entusiasma trabajar junto a Camuzzi para avanzar en este proyecto estratégico«, afirmó el ejecutivo, cuya compañía reportó ingresos superiores a los US$340.000 millones en 2025.

El proyecto LNG del Plata se enfoca en el mercado externo, aunque su diseño permite una operación dual que podría reforzar el suministro interno. Durante los meses de invierno, el esquema contempla la posibilidad de liberar gas hacia la red nacional o incluso revertir el flujo para inyectar GNL al sistema en el nodo crítico del Gran Buenos Aires.

La concreción de esta mega inversión se encuentra sujeta a la obtención de las aprobaciones regulatorias correspondientes. En este sentido, la empresa ya manifestó su intención de solicitar el ingreso al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) para asegurar la previsibilidad jurídica y fiscal necesaria para un desarrollo de estas características.

Con esta alianza, Camuzzi acelera su transformación de distribuidora a nuevo actor en el upstream y la exportación de energía. El respaldo de Vitol, que el año pasado entregó 23 millones de toneladas de GNL en todo el mundo, fortalece la viabilidad financiera y logística de una de las apuestas en marcha para monetizar los recursos de la Cuenca Neuquina.

Camuzzi es la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina en términos de volumen, magnitud de la infraestructura y dimensión geográfica, cubriendo el 45% del país en dos regiones contiguas. Opera un sistema de gasoductos de transporte y redes de distribución de 56.000 km lineales y abastece a 2 millones de usuarios de Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Chubut, Río Negro, Santa Cruz y Tierra del Fuego.

, Ignacio Ortiz

Hoy Vaca Muerta es una operación industrial de escala, cientos de pozos en producción simultánea y equipos trabajando en múltiples locaciones con una cadena logística y operativa que no se detiene. En ese contexto, la digitalización avanzó al ritmo que exigía la complejidad de sensores industriales, sistemas de telemetría, plataformas de monitoreo y redes de comunicación que hoy generan un volumen de información sin precedentes en la historia del sector en Argentina.

Pero esa madurez tecnológica trajo consigo una paradoja que la industria todavía está procesando: más datos no equivalen, necesariamente, a mejores decisiones. El problema que define la próxima etapa de Vaca Muerta no es la captura de información, sino su interpretación en tiempo real.

De la exploración a la operación industrial

Durante el desarrollo inicial de la cuenca, el foco estaba en el subsuelo: entender la geología, validar la productividad de las formaciones y reducir la incertidumbre exploratoria. A medida que Vaca Muerta consolidó su perfil como cuenca de producción no convencional a escala industrial, la complejidad migró hacia la superficie, y hoy el desafío está en operar con eficiencia un sistema de alta densidad donde la velocidad de decisión importa tanto como la calidad del dato.

Un operador en sala de control de un pad activo puede tener frente a él múltiples dashboards con cientos de variables actualizándose en tiempo real, es decir que la información está ahí, disponible, técnicamente accesible. Y sin embargo, la decisión tarda, o se toma con datos que ya tienen horas de antigüedad porque el proceso de consolidación y análisis no opera a la misma velocidad que la operación, y este es el núcleo del problema: falta capacidad de decidir con ella, eso responde a tres factores que se retroalimentan.

• El primero es el ruido: cuando todo genera datos, es difícil distinguir lo urgente de lo relevante, lo relevante de lo accesorio.
• El segundo es la falta de priorización inteligente: las alertas se acumulan sin discriminar criticidad, generando fatiga operativa y respuestas demoradas.
• Por último la latencia, no solo técnica sino interpretativa: el dato llega, pero el contexto para entenderlo no siempre está disponible en el mismo momento.

El efecto concreto es que muchas decisiones operativas siguen basándose en reportes históricos, en la experiencia acumulada del operador o en criterios que no incorporan la totalidad de las variables disponibles. La brecha entre el dato generado y la acción tomada sigue siendo, en muchos casos, más amplia de lo que la tecnología disponible permitiría.

El concepto que empieza a ganar terreno en los equipos más avanzados de la cuenca es el de interpretación en tiempo real, ya que ahora no alcanza con visualizar lo que está pasando: hace falta un sistema que ayude a entender por qué está sucediendo, qué tan crítico es y qué acción tiene sentido en ese momento. Eso implica pasar de dashboards estáticos a entornos donde la información ya viene procesada con contexto, donde la correlación entre variables se hace automáticamente y donde la reducción de ruido no depende del criterio individual de quien está frente a la pantalla.

Teracloud y el diseño de soluciones orientadas a la decisión

En ese espacio es donde empieza a tomar relevancia el trabajo de Teracloud como AWS Advanced Tier Partner, dentro del sector energético; viene participando en proyectos vinculados a la arquitectura de datos en entornos operativos complejos, con foco en reducir la distancia entre lo que ocurre en campo y la capacidad de respuesta. El punto de partida es la integración: unificar fuentes heterogéneas como sistemas legacy, telemetría industrial y herramientas de gestión en una arquitectura única sobre AWS, eliminando la dependencia de consolidaciones manuales y reportes diferidos.

Sobre esa base, la propuesta evoluciona hacia algo cualitativamente distinto al monitoreo tradicional. Los dashboards potenciados con inteligencia artificial que desarrolla Teracloud no funcionan como una capa adicional de visualización, sino como un mecanismo para ordenar la operación en tiempo real: priorizan eventos por criticidad, correlacionan variables de distintas fuentes y presentan la información con el contexto necesario para actuar sin tener que navegar múltiples sistemas en paralelo.

A eso se suma la incorporación de interfaces de consulta con IA generativa, que representan un cambio más profundo en la forma en que los equipos operativos interactúan con sus datos. En lugar de interpretar gráficos o consolidar reportes, el operador puede formular preguntas directas sobre el estado de la operación y recibir respuestas sintetizadas en lenguaje natural, en tiempo real, con trazabilidad sobre las fuentes que las respaldan. Es una capa de inteligencia que no reemplaza el criterio del operador, sino que le da insumos más precisos para ejercerlo.

El resultado no es más información. Es la información correcta, en el momento correcto, con el contexto necesario para actuar. Para una cuenca como Vaca Muerta, donde cada hora de tiempo muerto tiene impacto directo en los costos y en la eficiencia operativa, esa capacidad empieza a ser una ventaja concreta y medible.

, Redaccion EconoJournal

San Juan será nuevamente el epicentro de la industria minera argentina del 6 al 8 de mayo de 2026, con la realización de la 11° edición de la Expo San Juan Minera, organizada por Panorama Minero y con el Gobierno de San Juan como partner institucional.

El evento exhibe una escala creciente y una convocatoria consolidada: más de 18.000 m² de exposición total, con 13.208 m² destinados a stands e islas comerciales, 422 expositores, más de 80 auspiciantes y más de 500 empresas participantes, incluyendo compañías mineras, proveedores y actores estratégicos. A la fecha, se registran 15.000 asistentes acreditados y participación confirmada de delegaciones de más de 20 países.

La magnitud de la convocatoria también se refleja en la logística: la capacidad aérea y hotelera de la provincia se encuentra prácticamente colmada para las fechas del evento, con asistentes que estarán llegando incluso desde provincias vecinas. “Este comportamiento refuerza el carácter federal de la Expo y su capacidad de movilización a nivel regional, con San Juan como la región protagonista de la actualidad minera argentina”, indicaron desde la organización.

Una plataforma integral: negocios, inversión y articulación sectorial

La Expo se desarrollará en el predio del Estadio del Bicentenario, con el Velódromo Vicente Chancay como eje de conferencias y actividades institucionales, junto a espacios complementarios para exposiciones, networking y reuniones de negocio.

El evento integrará exhibición industrial y comercial, agenda ejecutiva y conferencias estratégicas, espacios de vinculación empresarial, jornadas técnicas y formación profesional, y actividades abiertas a la comunidad. Además, más de 30 empresas proveedoras locales participan en la operación del evento, reforzando el entramado productivo regional: “Todos los proveedores son sanjuaninos, con los que hemos estado trabajando codo a codo en estos últimos dos años para llevar lo mejor de la minería a la comunidad y partes interesadas”, indicaron.

Día 1: el cobre como eje estratégico de la agenda

La jornada inaugural tendrá como actividad central el Argentina Cobre – Sessions, un bloque ejecutivo que reunirá a las principales compañías y referentes del sector. El programa abordará el estado de los proyectos cupríferos, las condiciones de inversión y financiamiento, los requerimientos de infraestructura y el posicionamiento internacional de Argentina.

Participarán referentes como Michael Meding (Los Azules – McEwen Copper), Javier Robeto (Altar), Ron Hochstein y José Morea (Vicuña Corp.), Martín Pérez de Solay (Glencore Argentina), Federico Elewaut (Presidente de Citigroup), Sonia Delgado (Challenger Gold); y Fernando Brun (Secretaría de Relaciones Económicas Internacionales), entre otros. Además, las jornadas del Argentina Cobre estarán iniciadas por el ministro de Minería de San Juan, Juan Pablo Perea, quien ahondará en el estado de situación de la minería provincial, y de Gustavo Fernández, ministro de la Producción, profundizando en la Zona Franca de Jáchal y los beneficios previstos con este nuevo desarrollo.

El cierre de la jornada incluirá el corte de cintas oficial, el recorrido institucional encabezado por el Gobernador de San Juan, Marcelo Orrego, y el cóctel inaugural, junto al Gobierno provincial, la Cámara Minera de San Juan y Panorama Minero.

Como agregado, se realizará un toque de campana simbólico junto al Toronto Stock Exchange, apoyado por Banco San Juan, el Gobierno de San Juan y Panorama Minero, cuya filmación será transmitida en vivo durante la apertura del mercado del 7 de mayo, en consonancia con el Día de la Minería.

Día 2: Día de la Minería y consolidación de la Mesa Federal Minera

El 7 de mayo será el eje político e institucional del evento, con la celebración del Día de la Minería y la realización de uno de los principales hitos de esta edición: la Mesa Federal Minera. Este espacio reunirá a más de 10 gobernadores de provincias mineras e industriales, junto a altos funcionarios del Gobierno nacional, entre ellos Karina Milei y Diego Santilli, además de referentes empresariales e institucionales.

La instancia estará orientada a fortalecer la articulación entre minería e industria, consolidar una agenda federal de desarrollo y promover condiciones para que el crecimiento del sector tenga mayor impacto en el entramado productivo nacional. Tras la Mesa, las principales autoridades participantes encabezarán el Acto por el Día de la Minería, instancia central del evento donde se abordarán los ejes estratégicos que marcarán la próxima etapa de la industria en Argentina.

Agenda técnica, formación y vinculación

A lo largo de las tres jornadas, la Expo incluirá una agenda técnica y formativa con foco en capacidades, innovación y empleo. Entre las principales actividades se destacan el bloque Demand & Contracting Outlook, orientado a prioridades de abastecimiento de los proyectos mineros, las Jornadas Técnicas de Ingeniería de Minas y Geología Aplicada, el Foro de Perforistas, el Ciclo Alemania enfocado en tecnología e integración industrial, y el programa 24 Horas de Ingenio en la Minería, dirigido a estudiantes.

También se desarrollará la Sala de Emprendedores y Productores Regionales, con participación de iniciativas locales vinculadas a la cadena de valor.

Acceso y participación

La Expo San Juan Minera 2026 será de acceso libre y gratuito para la comunidad, con acreditación previa. Registro y agenda completa: www.exposanjuan.com.ar

Una exposición, toda la minería

Con una propuesta que integra escala, contenido y actores clave, la Expo San Juan Minera 2026 se consolida como un espacio central para la industria, en un contexto donde el cobre, la inversión y la coordinación federal marcan el rumbo económico y de desarrollo en la Argentina.

, Redaccion EconoJournal

El Gobierno nacional implementó una actualización estructural en la asistencia energética con la puesta en marcha del Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF). Esta nueva plataforma centraliza la gestión de los beneficios e incluye a los usuarios del servicio eléctrico, gas por redes y gas envasado o garrafas.

En el último caso, los usuarios de Gas licuado de petróleo (GLP) deben reinscribirse de forma obigatoria para dar continuidad al beneficio del antiguo Programa Hogar.

La reinscripción debe realizarse incluso cuando en los hechos el subsidio del Programa Hogar estaba discontinuado desde hace exactamente un año -abril de 2025-. La exigencia tiene un por qué: El Estado dispuso que la validación de datos se realice de forma digital, cruzando información de ingresos y patrimonio para determinar la elegibilidad de los solicitantes en un contexto de segmentación más rigurosa.

Cómo inscribirse al nuevo Registro de Subsidios Energéticos Focalizados

A partir de la creación del Régimen de Subsidios Focalizados, y en lo que respecta en este caso al gas, la asistencia queda reservada estrictamente a hogares sin conexión a la red. Al mismo tiempo, el sistema fija un umbral de ingresos y elimina intermediaciones a partir de la digitalización del beneficio.

• ¿Cómo acceder al formulario?

El acceso para completar el formulario del nuevo Registro de Subsidios se realiza a través de una plataforma digital oficial de subsidios: argentina.gob.ar/subsidios. Allí y únicamente de manera digital, el sistema solicitará los datos necesarios para la carga de datos personales, del hogar y de la situación económica de quien solicite el beneficio.

• ¿Qué documentación es necesario presentar?

Para iniciar el trámite, el interesado debe contar con el último ejemplar de su DNI y el número de CUIL de todos los convivientes mayores de 18 años.

• ¿Qué requisitos son necesarios para aplicar al Registro de Subsidios Energéticos Focalizados?

En términos de solvencia, el requisito principal establece que el ingreso total del hogar debe ser inferior al valor de tres Canastas Básicas Totales (CBT). Además, resulta indispensable poseer una cuenta activa y validada en la plataforma Mi Argentina, ya que funciona como la llave de acceso única para el inicio de la gestión en el sitio oficial.

Según consigna el Enargas desde su sitio oficial, también podrán aplicar para recibir el subsidio aquellos hogares que incluyan al menos un integrante que cuente con:

1. Certificado Único de Discapacidad (CUD), -en este caso, la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación evaluará de qué forma el CUD implica necesidad de ayuda económica para el pago de los servicios energéticos-.
2. Certificado de Vivienda Familiar expedido por el ReNaBaP.
3. Pensión Vitalicia a Veteranos de Guerra del Atlántico Sur.

• ¿Cómo se realiza el proceso de carga de datos?

El proceso de carga de datos en la web se divide en módulos que abarcan desde la declaración de los integrantes del hogar hasta la situación patrimonial del grupo. Es fundamental que el solicitante detalle con precisión su ubicación geográfica ya que el sistema está diseñado para validar automáticamente si el domicilio cuenta con acceso a la red de gas natural.

En caso de que no exista infraestructura de red en la zona, el formulario habilita la opción específica para el subsidio de gas envasado, cumpliendo así con el criterio de servicio focalizado.

• ¿Para qué sirve el número de gestión?

Una vez concluída la carga de datos, el sistema genera un número de gestión que sirve como comprobante y herramienta de seguimiento. Si la solicitud es aprobada, el beneficio se acredita mediante transferencias o descuentos en medios de pago virtuales vinculados a la cuenta del titular.

Este esquema busca agilizar la liquidación de los fondos y reducir la intermediación, asegurando que la asistencia financiera llegue de forma directa a los sectores que carecen de servicios básicos de red. Sin embargo, presenta un flanco sensible: no todos los usuarios tienen conectividad o saben cómo manejarse en plataformas digitales.

• ¿Qué hacer si no se dispone conectividad?

Frente a posibles dificultades técnicas o falta de conectividad, las autoridades habilitaron canales de soporte específicos. El Centro de Atención Telefónica de Energía atiende consultas en el 0800-222-7376, de 8 a 20 horas, orientando a los usuarios sobre la opción correspondiente al Programa Hogar. También se pueden realizar consultas en la web www.argentina.gob.ar/subsidios/consultas

, Redacción EconoJournal

Enarsa publicó este viernes a última hora un primer tender (pliego licitatorio) para la compra de tres cargamentos de gas natural licuado (GNL), con entrega prevista para la segunda quincena de mayo.

La empresa estatal avanzó así con la contratación directa de los volúmenes necesarios para garantizar el abastecimiento de gas en el mercado interno de cara al inicio del período invernal.

La decisión era esperada en el sector, luego de que esta semana el Gobierno oficializara que desistía de contratar un agregador comercial privado que, por primera vez en casi dos décadas, se hiciera cargo de la importación y comercialización del GNL requerido durante los meses de mayor consumo.

GNL: ventanas de entrega y plazos ajustados

De la convocatoria publicada se desprende que los proveedores interesados deberán presentar sus ofertas el miércoles, con entregas previstas en tres ventanas: el 20 o 21; el 25 o 26 y, por último, el 31 de mayo.

La principal incógnita pasa por el costo que deberá convalidar la empresa estatal para acceder a esos cargamentos. Hasta el momento, el único cargamento adjudicado para mayo se cerró con una prima particularmente competitiva: inferior a los 30 centavos de dólar por millón de BTU —ofrecida por Naturgy, paradójicamente la misma compañía que había resultado ganadora en la licitación por el agregador comercial, que finalmente fue descartada por el Ejecutivo—.

Sin embargo, en el mercado consideran poco probable que ese nivel de precio se repita en este nuevo tender, principalmente por los ajustados plazos de entrega. El primer cargamento deberá entregarse apenas 20 días después de su adjudicación, lo que podría encarecer las condiciones comerciales.

Calendario de compras

Más allá de este primer proceso, en el sector anticipan que, una vez adjudicados estos tres cargamentos, Enarsa avanzará rápidamente con nuevas licitaciones de GNL para cubrir la demanda de los meses más críticos del invierno.

Habitualmente, la empresa estatal adquiere entre cuatro y seis cargamentos mensuales durante junio y julio, el período de mayor exigencia para el sistema gasífero por las bajas temperaturas.

En ese sentido, el resultado de este tender funcionará como referencia para medir el nivel de precios que deberá convalidar el Gobierno en el mercado internacional.

Con esa información, se espera que la compañía —que conduce Tristán Socas, asesor del equipo de Santiago Caputo— avance con un calendario de compras más agresivo para asegurar el suministro durante el trimestre más desafiante del año en términos de abastecimiento de gas.

, Nicolas Gandini

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, vinculó la eficiencia operativa del sector energético con la eliminación de las intervenciones estatales. «Si hay subsidios no hay productividad», sostuvo durante su discurso en el «V Simposio de Exploración y Producción de Recursos No Convencionales de la SPE», en la ciudad de Neuquén. En ese sentido, hizo especial hincapié en la importancia de reconocer el esquema de costos del sector para viabilidad su desarrollo.

Al analizar el potencial de la cuenca neuquina frente a sus competidores globales, Marín destacó la calidad del recurso pero advirtió sobre la necesidad de optimizar la gestión. «Vaca Muerta es mejor que cualquiera de los shales de Estados Unidos y la mezcla entre regalías, impuestos y demás hoy hace que los economics de una y otra sean muy parecidos», explicó y profundizó luego en la idea de trabajar sobre la eficiencia como una constante para no perder terreno.

Respecto a la evolución del sector en la Argentina, Marín ensayó una crítica sobre el funcionamiento del sistema en las últimas décadas. «La Argentina tiene una industria que fue bastante improductiva toda su historia, pero que nadie se sienta que lo estoy puteando, estoy diciendo que el sistema hacía que la productividad no fuera importante», señaló el titular de la petrolera, diferenciando la responsabilidad de los trabajadores de la inercia que generaba el esquema de incentivos previo.

En ese tramo de su discurso, el presidente de YPF abordó la relación con los sindicatos y buscó despejar decisiones vinculadas a la eficiencia operativa. «Cuando uno habla con los gremios piensan que lo que estoy diciendo es que voy a echar gente, y eso es un error nuestro que asumíamos que la productividad tenía que ver con el número de empleados, puede tener que ver, pero no es condición necesaria y suficiente», argumentó ante el auditorio.

En ese sentido, el directivo resaltó el cambio de tendencia en la balanza energética y el nuevo rol de la Argentina como proveedor global. «Tenemos en Vaca Muerta un activo que es world class, nuestros productos van al mundo y para que sigan yendo al mundo se terminó el subsidio; si hay subsidio no hay actividad y lo muestra la producción histórica de YPF y la realidad», sentenció Marín, tras recordar que el año pasado se batió el récord histórico de producción de petróleo y gas.

El proyecto de GNL y la aceleración ante el contexto global

En otro tramo de la charla Marín afirmó que la coyuntura geopolítica global aceleró los plazos previstos para el salto de escala de la cuenca neuquina con el proyecto Argentina LNG. “Lo que generó la guerra de Medio Oriente es que se va a adelantar la expansión al 2027”, afirmó Marín.

«En este momento hay en Buenos Aires 50 extranjeros entre ENI y Adnoc viendo los documentos para salir rápidamente con el FID” del proyecto exportador de GNL que se conoce como Argentina LNG, lo que marca el ritmo de trabajo para concretar la inversión. Esta aceleración en los plazos se encuentra alineada con lo que está ocurriendo globalmente y el renovado interés en el país.

Marin recordó que Claudio Descalzi, “el CEO de ENI, declaró hace 48 horas que lo más importante para 2026 es el FID en la Argentina y estoy seguro que lo vamos a lograr”, en una ratificación de confianza que posiciona al proyecto como una prioridad global para la operadora italiana. Fue en ese sentido que afirmó que “Lo que generó la guerra de Medio Oriente es que se va a adelantar la expansión al 2027” del proyecto.

Respecto a la exploración de fronteras no convencionales fuera de Neuquén, Marín se refirió al potencial de Palermo Aike en Santa Cruz, aunque con cautela respecto a su dimensión frente a la cuenca neuquina. Confirmó que este año se realizará un pozo para evaluar la continuidad del proyecto tal el compormiso tomado con la provincia.

“Si da bien va a ser muy bueno para la Argentina, para la cuenca austral, para Santa Cruz especialmente. En el caso de YPF, en nuestro portfolio de recursos pueden ser 800 pozos, en otro lado tenemos 16.000”, diferenció en referencia a sus activos en Vaca Muerta.

El ejecutivo expresó un marcado optimismo sobre el futuro del offshore en el Atlántico, comparando el potencial geológico con los hallazgos en Namibia y Guyana. Ratificó el acuerdo con Eni para perforar a finales de 2027 o principios de 2028 en áreas de aguas profundas.

Marín concluyó que, si se confirman estas proyecciones y se mantiene el ritmo en el no convencional, la Argentina experimentará un cambio radical: “Argentina, si es con Vaca Muerta, puede llegar a ser una producción de un 1,8 millones de barriles”.

Según Marín, el crecimiento de YPF en los próximos años se va de escala

Ante un auditorio técnico especializado, Marín trazó un panorama de crecimiento exponencial para la compañía y la industria energética local, en un discurso centrado en la eficiencia operativa y la apertura de mercados internacionales. “Estamos en el pico histórico de YPF y en los próximos tres años se va de escala; habría que ir dos veces a lo que produce hoy”, explicó Marín, quien además proyectó un horizonte exportador de unos US$45.000 millones anuales hacia inicios de la próxima década.

En términos de rentabilidad y gestión, el CEO destacó que «la empresa YPF registró el año pasado el tercer Ebitda más grande de su historia, a pesar de los desafíos que implicó el inicio de la salida de los campos convencionales y el precio del petróleo a la baja».

Para el ejercicio actual, las expectativas son aún superiores debido a la mejora en los indicadores de producción. Según precisó, la compañía logró números sólidos en el último período: “Subimos 42% la producción de Vaca Muerta, bajamos 45% los costos operativos”.

Uno de los pilares de esta estrategia es el desarrollo de infraestructura crítica para eliminar las restricciones de transporte de crudo. En este sentido, Marín puso el foco en el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). “El VMOS saca el cuello de botella para una producción que vamos a batir este año: el millón de barriles por primera vez en la historia”, anunció. Además, remarcó la importancia de la eficiencia en el segmento del refino, donde la operatividad de las plantas alcanzó niveles cercanos al 99% de su capacidad nominal.

Finalmente, y para sostener la competitividad de Vaca Muerta, la compañía implementó un agresivo plan de reducción de costos unitarios y mejora en la velocidad de perforación, que aumentó un 66% desde enero de 2023. Marín enfatizó la necesidad de transparentar las licitaciones para terminar con ineficiencias históricas del sistema.

“Tenés que licitar y salir de los oligopolios y ahora estamos yendo por los materiales, no puede ser que haya costos unitarios zoológicos, merecemos tener el costo correcto”, sentenció.

, Ignacio Ortiz

El Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE) fue creado por la Ley de Bases en julio de 2024. El decreto 452/25 de julio del año pasado constituyó formalmente al organismo y fijó un plazo de 180 días corridos para que comience a trabajar. El directorio debería haber estado en funciones antes del 31 de diciembre, pero eso no ocurrió. Las nuevas autoridades fueron elegidas, pero aún resta su oficialización. A fines de año el gobierno dejó trascender que el ente iba a estar operativo en marzo y ahora sostienen que podría ser en mayo, una vez que se cumpla el plazo que tiene el Congreso para emitir opinión.

La convocatoria para integrar el directorio del ente se efectivizó el 13 de octubre con la publicación de la resolución 388/25 en el Boletín Oficial. El comité evaluador recién se oficializó el pasado 19 de noviembre a través de la resolución 479/25 que designó a Osvaldo Rolando, ex directivo de Edesur, ex subsecretario de Energía Eléctrica e interventor del ENRE hasta julio de este año; Marita Crespo, abogada con larga trayectoria en la Secretaría de Energía que actualmente asesora a la Agencia de Transformación; y Santiago Urbiztondo, economista de FIEL.

Esos tres especialistas seleccionaron a tres personas para cada puesto y elevaron la lista a la secretaria de Energía, María Tettamanti. Entre Energía, Economía y Presidencia seleccionaron finalmente a un candidato por puesto: Néstor Marcelo Lamboglia será el presidente, Vicente Serra el vice, y Griselda Lambertini, Héctor Sergio Falzone y Marcelo Alejandro Nachón quedarán como vocales.

A mediados de enero trascendió que el gobierno ya había elevado su propuesta al Congreso para ser tratada en extraordinarias, pero finalmente el mensaje formal para que la comisión bicameral se expida llegó en marzo, cuando se iniciaron las sesiones ordinarias, como forma de evitar suspicacias.

Cómo es el proceso que se debe cumplir para oficializar al nuevo directorio

El decreto 452/25 establece que antes de designar al directorio del nuevo ente el Poder Ejecutivo debe comunicar sus fundamentos a una comisión bicameral del Congreso integrada por los presidentes y vicepresidentes de las comisiones que cada una de las cámaras determine en función de su incumbencia.

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

En este caso la comisión bicameral no se constituyó y el gobierno le envió el mensaje a Menem y Villarruel a fines de marzo. El plazo de 30 días corridos para que el Congreso emita una opinión vence el 28 de abril y después de esa fecha el gobierno ya podrá sacar el decreto designando a los integrantes del nuevo directorio. Si el Congreso decide opinar, la sugerencia no es vinculante.

Si el Ejecutivo ya fue avanzando en estos días con la redacción del decreto y empezó a transitar el recorrido burocrático, incluyendo la revisión del texto por parte de la Secretaría Legal y Técnica de la Presidencia, la demora podría ser mínima, pero si espera a que se cumpla el plazo formal, para recién entonces iniciar el proceso, las designaciones podrían ser oficializadas a mediados de mayo.

, Fernando Krakowiak

El nuevo Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE) todavía no terminó de constituirse, pero ya se generó polémica por la renovación de 73 contratos que pasarán a estar bajo su órbita. El futuro presidente del organismo, Néstor Marcelo Lamboglia, había sugerido en una reunión informal postergar las decisiones referidas al personal hasta que el directorio elegido asuma sus funciones, pero Marcelo Alejandro Nachón, interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) avanzó igual con las renovaciones.

El nuevo ente tendrá un directorio de cinco miembros. Lamboglia será el presidente, Vicente Serra el vice y Griselda Lambertini, Héctor Sergio Falzone y el propio Nachón quedarán como vocales.

Según pudo reconstruir EconoJournal, los cinco expertos se reunieron el miércoles 8 de abril de modo informal e intercambiaron opiniones sobre cómo se debía llevar adelante la transición que va a derivar en la desaparición del ENRE y el Enargas.

El pedido de Lamboglia

En ese encuentro, Lamboglia, quien se desempeña actualmente como interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), opinó que lo mejor sería no renovar ningún contrato, incorporar personal ni promover ascensos, hasta que el ENRGE estuviese en funciones, lo cual se espera que ocurra durante mayo.

Fue solo una sugerencia dirigida puntualmente al interventor del Enargas, –ya que es el propio Lamboglia quien conduce el otro ente que va a desaparecer—y buscaba que no se condicione de entrada a la futura conducción. Su propuesta fue que sea el próximo organismo el encargado de analizar distintas situaciones pendientes que involucran al personal.  

Sin embargo, el miércoles pasado Nachón firmó un memorándum a través del cual se ordena la renovación por seis meses de 73 contratos que vencían recién el 30 de junio. Además, días antes había promovido el pasaje de planta transitoria a permanente de Marcela Paula Valdez, integrante del cuerpo asesor del ex interventor Carlos Casares.

Nachón tiene todas las facultades para tomar esas decisiones, pero los que cuestionan la renovación de los 73 contratos y la promoción de Valdez sostuvieron a EconoJournal que lo mejor hubiera sido esperar, sobre todo porque los contratos no vencían ahora sino dentro de poco más de 2 meses.  

Varias de las personas a las que se le extendió el contrato integraban el cuerpo de asesores del ex interventor Casares. En la reunión del 8 de abril Lamboglia, quien no tiene cuerpo de asesores en el ENRE, se había manifestado en contra de la continuidad de un cuerpo de asesores en el ENRGE con el argumento de que esas tareas debían ser cumplidas por personal de línea del organismo. Nachón, en cambio, había dicho que creía conveniente su continuidad, adaptada al nuevo ente. Por lo tanto, pareciera que el principal foco de conflicto está puesto en ese cuerpo asesor. EconoJournal se puso en contacto con Nachón para conocer su opinión sobre el tema, pero no obtuvo respuesta.  

, Fernando Krakowiak

La gobernación de Neuquén está cerca de finalizar el proceso para otorgar cinco nuevas concesiones no convencionales a la empresa YPF en el marco del proyecto Argentina LNG. Se trata de las tres áreas donde recientemente la petrolera de control estatal adquirió la participación de Pluspetrol: Las Tacanas, Meseta Buena Esperanza y Aguada Villanueva que se dividirán en cinco bloques. A cambio, la provincia recibirá cerca de US$200 millones entre obras y tasas provinciales.

Fuentes provinciales confirmaron que el proceso está a punto de cerrarse y que se están ultimando los detalles para avanzar con la publicación de los decretos correspondientes.

Una de las novedades que tendrán estas nuevas concesiones es que la provincia de Neuquén aplicará condiciones particulares teniendo en cuenta que estas áreas estarán destinadas a la producción de Gas Natural Licuado dentro del proyecto Argentina LNG. El dato, que había sido adelantado en el inicio de sesiones ordinarias de la Legislatura por el gobernador Rolando Figueroa, tiene como objetivo hacer más atractiva la rentabilidad de los proyectos para exportar gas licuado desde la costa de Río Negro.

Según pudo saber EconoJournal, una de esas condiciones será que esta vez la provincia de Neuquén no exigirá la participación con un 10% de la petrolera provincial GyP en carry, un requisito que había aplicado la gestión de Figueroa a la hora de otorgar una nueva CENCH.

Por los nuevos permisos, Neuquén recibirá cerca de US$200 millones, más de US$150 en concepto de bono de infraestructura -equivalente a 6% -y cerca de 50 millones en Impuesto a los Sellos y otras tasas. Distintas fuentes consultadas aseguraron que aún no están definidas las obras a ejecutar, aunque la modalidad sería la misma que Neuquén ya aplicó al otorgar concesiones anteriores a YPF y que contemplaron la ejecución de redes de gas domiciliarias o nuevas rutas. Por su parte, desde la petrolera prefirieron no dar declaraciones hasta tanto no esté concluido el proceso.

Neuquén y su nuevo esquema de regalías

Por otro lado, se espera que la provincia también avance en establecer un nuevo monto de regalías específico para los proyectos de LNG. Para esto, Figueroa ya adelantó que enviará a la Legislatura un proyecto que contemplará un régimen especial y un nuevo esquema para el cálculo de regalías en áreas destinadas a la producción de gas licuado con un determinado valor en boca de pozo.

El ejecutivo neuquino apunta a garantizar mejores condiciones para los proyectos de exportación de gas licuado y hacerlo dentro de un marco de consenso político en la Legislatura. “Tenemos que ser competitivos porque ahora se toman los valores teniendo como parámetro nuestro subsuelo, pero cuando competimos con el mundo, tenemos que ser eficientes”, había dicho a los legisladores el 1° de marzo al inaugurar el Período de Sesiones Ordinarias.

Este proyecto también incluirá una alícuota asociada al valor del metano, de forma tal de contemplar las posibles fluctuaciones en el mercado internacional.

Cómo se determinarán las 5 concesiones de los bloques

Tal como había adelantado EconoJournal en noviembre pasado, YPF busca asociar a la petrolera italiana ENI y a la árabe ADNOC en estas nuevas áreas. Para esto, primero la petrolera que conduce Horacio Marín adquirió las participaciones de Pluspetrol, para luego avanzar con la solicitud para reconvertirlas al no convencional.

Mediante los Decretos 475, 476 y 496, el pasado 10 de abril la Provincia autorizó la cesión del 100% de la participación de Pluspetrol, correspondiente al 50% de cada área, en Aguada Villanueva, Meseta Buena Esperanza y Las Tacanas, respectivamente. Las dos primeras como concesiones de explotación convencional en producción, mientras que Las Tacanas fue otorgada como «Lote Bajo Evaluación con objetivos no convencionales».

Debido a que la Ley 27.007 establece que las áreas no convencionales no podrán superar los 250 km2, quedarán divididas en 5 concesiones y un bloque más que se revertirá a la provincia. La subdivisión no solo apunta a cumplir con la superficie máxima estipulada sino que también prioriza mantener la continuidad geológica de los bloques.

A partir de esto, Las Tacanas -el bloque de 411 kilómetros cuadrados (km²) y con potencial de producir gas seco- conformará Las Tacanas I y II. En tanto, Meseta Buena Esperanza, un área con potencial para producir gas húmedo y que tiene 303,71 km², pasará a conformar las concesiones Meseta Buena Esperanza I y II.

Finalmente, Aguada Villanueva, un bloque de 281 km², ubicado al sur de Las Tacanas y al oeste de Loma la Lata sobre la ventana del gas húmedo, también se partirá en dos. Una parte conformará la concesión no convencional de YPF y otra parte se revertirá a la provincia.

, Laura Hevia

La multinacional Trafigura, uno de los mayores traders independientes de materias primas del mundo, pondrá en funcionamiento en octubre una obra que le permitirá dejar de importar gasoil grado 3 para abastecer con producción propia a su red de estaciones bajo la marca Puma, y su negocio de agro servicios. Así lo anticiparon fuentes de la compañía en ocasión de la presentación de una nueva línea de aditivos para combustibles, diseñada para la eficiencia y la limpieza de los motores.

La refineria Ricardo Elicabe, es un activo que Trafigura adquirió a Pampa Energía en 2017, y desde entonces es motivo de una serie de inversiones en ampliación y modernización que en la actualidad supera los US$500 millones. Ahora, el complejo industrial se prepara para un hito que reconfigurará su esquema de negocios con la inauguración, prevista para octubre, de su nueva planta de Hidrotratamiento (HDT).

Esta obra, que demandó una inversión de US$120 millones, permitirá a la compañía alcanzar la autosuficiencia en la producción de gasoil premium y eliminar por completo la necesidad de importar este combustible antes de que finalice el año. El desembolso es parte de un plan lanzado en 2024 por unos US$200 millones que permitió la instalación de una torre de pre-flash y la modernización de su unidad de Topping.

Estas mejoras tecnológicas le permitieron a la plata un salto del 50% en la capacidad de refinación de crudo y, lo que es también relevante para el negocio actual, un incremento del 80% en la producción de diésel. De esta manera, la refinería pasó a procesar 40.000 barriles diarios de capacidad con un tope de diseño de 46.000 barriles, es decir casi el doble de lo que ocurría al hacerse cargo de la terminal.

Además de su desarrollo en del downstream local, Trafigura fue recientemente uno de los dos oferentes para ser el agregador-comercializador privado que reemplace a Enarsa en la gestión de importar Gas Natural Licuado para los meses de invierno. En un escenario signado por la guerra en Medio Oriente que disparó los precios del petróleo y la incertidumbre sobre el acceso a los cargamentos, el Gobierno decidió no avanzar con la licitación.

Despliegue en el mercado local

Hoy la red Puma está integrada por 410 estaciones de servicio y una red de 120 agroservicios, abasteciendo la demanda de uno de los sectores más dinámico de la economía. Con la obra a inaugurar en octubre, consolida su participación como el cuarto jugador del mercado, con un 7% de market share en diésel y 5% en naftas, detrás de YPF, Shell y Axion.

La presencia de Trafigura tiene particular peso en el sector agropecuario, en el cual alcanza una participación que supera el 15% durante los picos de demanda estacional, especialmente en época de cosechas. Su capilaridad en el interior del país se apoya en una alianza estratégica con la Asociación de Cooperativas Argentinas (ACA), un vínculo que le permite llegar a 50 cooperativas y 500 productores directos.

La compañía logró desde 2017 consolidar una estrategia de integración vertical que llevó al mayor trader global a pasar de ser un comprador de crudo a convertirse en un socio estratégico de operadoras como Vista Energy, CAPEX y Quintana Energy. En particular con la petrolera de Miguel Galuccio conformó una sociedad en Tango Energy, surgida tras el rescate financiero de Aconcagua Energía.

A la par de la modernización de la infraestructura, la extensión de la «Derivación del Oleoducto Allen – Puerto Rosales» de 11 kilómetros que conecta el sistema troncal de Oldelval con el complejo, permitió convertir a la refinería en un hub exportador activo. Esta obra, junto con la nueva terminal de carga y descarga y el incremento en la capacidad de almacenaje, convirtió a la planta de Bahía Blanca en una alternativa de exportación para el crudo de Vaca Muerta.

Un nuevo aditivo en los surtidores

Puma Energy presentó su nueva generación de aditivos Cleantec y Cleantec PRO, un diseño para optimizar el funcionamiento del motor mediante una limpieza durante la combustión. Esta tecnología, ya disponible en toda la red de estaciones de servicio de la marca, actúa reduciendo la fricción y el desgaste de las piezas internas, lo que asegura una operación más eficiente y una combustión más limpia, se explicó.

La propuesta se divide en dos niveles de especialización según el tipo de combustible. Para la nafta Súper, el aditivo Cleantec ofrece una prevención activa de nuevos depósitos y protección contra la corrosión. Por su parte, la versión Cleantec PRO —exclusiva para la nafta Premium— cuenta con un 50% más de capacidad detergente, lo que remueve todos los residuos acumulados en pistones y válvulas con tan solo completar dos tanques.

Un diferencial clave de este lanzamiento es la obtención de la certificación internacional TOP TIER. Este sello, avalado por las principales terminales automotrices a nivel global, garantiza que el combustible posee una capacidad de limpieza superior. Al eliminar los depósitos de carbón, el sistema no solo recupera la potencia original del vehículo, sino que también mejora el arranque en frío y contribuye a la reducción de emisiones contaminantes.

, Ignacio Ortiz

La 5.ª edición de Conectando Vaca Muerta volvió a convocar a los principales actores del ecosistema no convencional, en una jornada que reunió a más de 1.200 asistentes y mantuvo una alta intensidad de reuniones entre empresas a lo largo de todo el día.

El evento, centrado en la vinculación comercial y el desarrollo de proveedores, contó con la participación de más de 22 grandes compradores, entre operadoras y compañías de servicios, que encabezaron rondas de negocios con pymes y firmas especializadas. En paralelo, el formato de Speed Networking 1 a 1 facilitó el contacto directo entre empresas, con una dinámica de rotación constante.

Nueva edición

Uno de los ejes de esta edición fue la consolidación de estos espacios como herramientas para mejorar la integración de la cadena de valor en Vaca Muerta, en un contexto donde la escala de actividad exige mayor coordinación operativa y eficiencia en la contratación.

En el plano de contenidos, las charlas técnicas y paneles de análisis se desarrollaron con alta participación, abordando tendencias operativas, desafíos logísticos y perspectivas del desarrollo no convencional en la cuenca neuquina.

La jornada también incluyó la presentación del libro “Emprender sin fundar”, de Lucas Albanesi, director comercial de Gran Valle Negocios y organizador del encuentro, quien destacó el rol de estos espacios en la generación de oportunidades comerciales y en el fortalecimiento de vínculos dentro del sector.

Presentación oficial: «Emprender sin fundar»

Esta edición tuvo un condimento especial con la presentación oficial de «Emprender sin fundar», el nuevo libro de Lucas Albanesi, Director Comercial de Gran Valle Negocios, mentor y organizador del evento. En un marco de innovación y resiliencia empresarial, la obra fue recibida con gran entusiasmo por una gran cantidad de asistentes que estuvieron presentes en la sala de conferencias.

Sobre el impacto del encuentro, Albanesi destacó: «Haber superado los 1.200 asistentes y ver la dinámica de negocios operando a este nivel de intensidad nos confirma que este espacio es una herramienta de competitividad indispensable. Conectando Vaca Muerta no es solo un evento, es el lugar donde las oportunidades se transforman en contratos reales en un clima de confianza que el sector ya hizo propio».

“Con cinco ediciones realizadas, Conectando Vaca Muerta se consolida como una de las principales plataformas de articulación entre oferta y demanda dentro de la industria hidrocarburífera, en línea con la creciente complejidad del desarrollo en la cuenca”, destacaron desde la organización.

Link oficial: conectandovacamuerta.com

, Redaccion EconoJournal