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Con la llegada de las bajas temperaturas, los hogares permanecen más tiempo cerrados y aumenta el uso de estufas, calefactores y otros artefactos a gas. En este contexto, Camuzzi recuerda la importancia de incorporar hábitos simples de prevención que ayudan a reducir riesgos y a utilizar el gas natural de manera segura durante todo el invierno.

El monóxido de carbono es un gas altamente tóxico que no tiene olor, color ni sabor. Debido a estas características, su presencia puede pasar inadvertida, por lo que la prevención y el uso responsable de los artefactos resultan fundamentales para proteger la salud de las personas.

«Muchas de las situaciones de riesgo pueden evitarse incorporando medidas simples en la vida cotidiana. La ventilación adecuada de los ambientes y el uso correcto de los artefactos son aspectos clave para disfrutar del invierno de manera segura», señalaron desde la compañía.

Cinco hábitos para un invierno más seguro

Desde Camuzzi recomiendan prestar atención a las siguientes medidas preventivas:

• Mantener siempre libres las rejillas de ventilación y no obstruirlas.

• Verificar periódicamente que la llama de los artefactos sea de color azul. Si presenta tonalidades amarillas o anaranjadas, puede indicar un funcionamiento inadecuado.

• No utilizar hornallas ni hornos para calefaccionar ambientes.

• Ventilar los ambientes diariamente, incluso durante los días más fríos.

• Revisar que los conductos de evacuación de gases se encuentren despejados y en buen estado.

Seguridad y eficiencia: dos aspectos que van de la mano

Además de contribuir a la seguridad del hogar, el uso adecuado de los artefactos permite optimizar el consumo energético durante los meses de mayor demanda. Un equipo que funciona correctamente cuenta con la ventilación necesaria y recibe los controles correspondientes no solo reduce riesgos, sino que también favorece un uso más eficiente de la energía.

Por el contrario, prácticas como obstruir rejillas de ventilación, calefaccionar ambientes con hornallas o descuidar el estado de los conductos pueden afectar tanto la seguridad como el rendimiento de los equipos.

Reconocer las señales de alerta

Si bien el monóxido de carbono no puede detectarse a través de los sentidos, existen síntomas que pueden indicar una posible intoxicación, entre ellos dolor de cabeza, mareos, náuseas, somnolencia o debilidad.

Ante la aparición de estos síntomas, especialmente cuando afectan a más de una persona en un mismo ambiente, se recomienda ventilar inmediatamente el lugar, salir al exterior y consultar con un profesional de la salud.

La prevención, la mejor herramienta

La seguridad en el hogar no depende únicamente del estado de los artefactos, sino también de los hábitos que se incorporan todos los días. Acciones simples como mantener la ventilación adecuada, controlar la llama de los equipos y utilizarlos correctamente pueden marcar una diferencia significativa.

Porque disfrutar de ambientes cálidos durante el invierno también implica hacerlo de manera segura. Y porque un invierno tranquilo comienza con pequeñas acciones de prevención que ayudan a cuidar a toda la familia.

, Redaccion EconoJournal

Fue la primera reunión de directorio después de la renuncia de Néstor Lamboglia a la presidencia del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (Enrege), quien asumió con el mandato de liderar la fusión del Enargas y el ENRE y sorpresivamente resistió apenas un mes antes de dar un paso al costado en un escenario de fuertes internas. La cita tuvo lugar el viernes a las 15 horas en el décimo piso de la torre de Catalinas Norte, donde funciona la sede central del nuevo organismo, y se extendió por poco más de una hora. EconoJournal cubrió este encuentro público en el que predominó una tensa calma.

La principal novedad es que ya se ha comenzado a implementar la fusión entre las áreas de apoyo del ex Enargas y del ex ENRE, una tarea sumamente compleja que derivará en la desvinculación de empleados. De hecho, el vicepresidente del directorio, Vicente Serra, a cargo transitoriamente de la conducción del organismo, le envió una carta al personal a comienzos de mes en la que pidió que cada uno mantenga sus responsabilidades para asegurar la operación y el servicio y anticipó que se abrirá un plan de retiros voluntarios y opciones de acceso a la jubilación, sin dar mayores detalles.   

Unifican equipos de trabajo de los viejos entes

Serra confirmó en la reunión del viernes, a la que asistieron unas veinte personas –en su mayoría empleados del organismo regulador-, que han comenzado por ubicar en un mismo espacio de trabajo al personal de las primeras áreas que van a tener que fusionarse. 

Hasta ahora el directorio del nuevo ente sigue funcionando con el asesoramiento de las secretarías de directorio del ex ENRE y el ex Enargas, que venían trabajando por separado, pero se decidió que el personal de ambas áreas conviva en las oficinas de Madero 1020. Ignacio Sanz es el responsable de la secretaría de directorio del ex ENRE, que ya venía desempeñándose en esa sede, y Alejandra “Lala” Ponce Quinteros, que fue quien tuvo que mudarse, cumplía la misma tarea para el Enargas en la sede central de ese organismo, ubicada en Suipacha 636. Se supone que uno de los dos empleados va a quedar al frente del espacio unificado, pero todavía no se decidió quién será.

Las áreas de Administración de los entes fusionados ya comenzaron a trabajar de manera conjunta en la sede central del ex Enargas, en Suipacha 636, salvo el área de Contabilidad del ex ENRE que, según aclaró el primer vocal Marcelo Alejandro Nachón, postergó su mudanza hasta el 1 de julio por el cierre del trimestre. La gerencia de Administración del ex Enargas está a cargo de Darío Javier Echazú y su contraparte en el ex ENRE es Roberto Fernández. En este caso también habrá que resolver quien queda al frente.

El área de Recursos Humanos va a funcionar en el Anexo que tiene el ex Enargas en la calle Tucumán 930. El jefe de esa área en el ENRE era Néstor Vega y el gerente de Recursos Humanos y Relaciones Institucionales del Enargas era Eric Oscar Salomone Strunz. Como consecuencia de esta fusión también quedará un solo jefe.

En ese Anexo de Tucumán 930 funcionaba la oficina de Atención a Usuarios de GNC Vehicular, pero se mudará a donde venía funcionando la oficina de Atención a Usuarios del ENRE en Suipacha 615, frente a la sede central de Enargas. La atención de todos los usuarios se concentrará en ese sitio, que Vicente Serra prometió remodelar. “Vamos a optimizar la infraestructura disponible, especialmente la de atención al público que la verdad deja mucho que desear”, aseguró durante la reunión de directorio del viernes. También prometió que se acondicionarán los cuatro pisos que ocupa el Enrege en la torre de Catalinas Norte. La Mesa de Entradas para no usuarios -es decir, para las empresas- se unificará en esa sede central de Madero 1020. 

En el Enargas Salomone Strunz tenía bajo su órbita no solo las áreas de Recursos Humanos sino también Prensa y Relaciones Institucionales, pero estas dos últimas no irán a Tucumán 930 sino a la sede central del ENRE en Madero. A cargo del área de Prensa del Enargas se venía desempeñando Cristian Landero, mientras que en prensa del ENRE estaba Leandro Rooseleer. Allí también deberá quedar uno solo como responsable de la nueva área unificada.

En la reunión de directorio del viernes también estuvieron María Cristina Tonnelier, responsable del área de Análisis Regulatorio y Estudios Especiales del ex ENRE, y Fabián Bello, gerente de Desempeño y Economía del ex Enargas. Esas dos áreas deberán fusionarse, pero por ahora continuarán trabajando por separado. 

Otra novedad es que la nueva gestión del ente unificado decidió crear una dirección de compliance. Serra anunció en la reunión de directorio que el Enrege se va a inscribir en el Registro de Integridad de Transparencia Empresaria (RITE) y esta nueva dirección tendrá como tarea establecer estándares de cumplimiento normativo anticorrupción a tono con los procedimientos que establece ese registro. Además, se resolvió que la inscripción en el registro sea obligatoria para todas las empresas reguladas de gas y electricidad, las cuales tendrán un año para hacerlo. Serra informó que ya hay algunas reguladas que están inscriptas como Metrogas y Transportadora Gas del Sur.

La interna que derivó en la salida de Lamboglia

La salida de Lamboglia fue producto de un duro enfrentamiento que venía manteniendo con el primer vocal Marcelo Alejandro Nachón, incluso desde antes que formalizaran sus nombramientos. En una reunión que mantuvieron el miércoles 8 de abril, Lamboglia, que venía desempeñándose como interventor del ENRE opinó que lo mejor sería no renovar ningún contrato, incorporar personal ni promover ascensos hasta que estuviese en funciones el Enrege. Su pedido fue una sugerencia dirigida a Nachón, que en ese momento era el interventor del Enargas. Nachón no planteó objeciones, pero 15 días después de esa reunión, ordenó la renovación por seis meses de 73 contratos, situación que detonó la relación.

Tampoco se pusieron de acuerdo sobre cuál tenía que ser la sede del nuevo organismo. Lamboglia propuso las oficinas del ex ENRE, ubicadas en Madero al 1020, pero Nachón dijo que prefería que fuera en el ex Enargas, en Suipacha 636. Ambos querían empezar jugando de local y cerca de su propia tropa. Ninguno se bajó de su propuesta y al final se terminó votando y se impuso la sede de Madero.

Ni siquiera pudieron consensuar una corrección menor en el nombre del ente. La sigla inicial era ENRGE, una palabra prácticamente impronunciable. Lamboglia propuso entonces agregar una E entre la R y la G. Nachón se opuso porque dijo que el nombre se iba a parecer demasiado al del ex ENRE y forzó una votación que terminó perdiendo.

Todos los temas derivaban en una discusión interminable, hasta que Lamboglia se cansó y renunció a su cargo, un mes después de haber sido nombrado formalmente. Más allá de lo cansadora que puede resultar esa dinámica de trabajo, su salida dejó en evidencia que no estaba lo suficientemente comprometido y expuso a quienes lo habían elegido para comandar una transformación que se sabía que no iba a ser sencilla y que recién comienza.

, Fernando Krakowiak

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, retomó las reuniones con los intendentes de las siete regiones de la provincia para ordenar la narrativa de la gestión, entusiasmar con la marcha del plan de obras y poner en perspectiva la ley que aprobó la Legislatura para incentivar el desarrollo del GNL con el gas de Vaca Muerta.

Tras una recorrida en la capital junto a Mariano Gaido el jueves, en donde destacó el acuerdo con YPF como un «hito en la historia de la provincia», partió rumbo al interior para participar de actos aniversarios en el norte y anunciar proyectos de infraestructura.

Figueroa encabezó, además, un acto en un teatro de Chos Malal para «rendir cuentas» de la gestión frente a funcionarios y simpatizantes del espacio. Afirmó que las condiciones actuales de la provincia ofrecen «una oportunidad histórica para Neuquén» y advirtió que «el que no se sube al tren del progreso va a terminar quedando afuera».

Además de repasar la gestión, anunció obras para la región norte como el inicio de la pavimentación del Paso Internacional Pichachén en marzo y confirmó que en aproximadamente un mes quedará inaugurada la microcentral hidroeléctrica de Villa del Nahueve.

Durante su recorrida por la zona, Figueroa también se reunió con todos los integrantes de la región y habló de las posibilidades que abrirá para la provincia la futura exportación de GNL.

Hay mucha expectativa de las intendencias por los fondos que ingresarán en el corto plazo cuando YPF ejecute el bono de infraestructura de 175 millones de dólares que comprometió en el acuerdo que fue ratificado por los diputados y es tarea del gobierno administrar esa espera.

Según pudo saber EN/CLAVE, el jueves 2 de julio Figueroa convocará a un encuentro similar en San Martín de los Andes con los jefes comunales de la zona sur y habrá otro más adelante con los integrantes de la región centro.

A la espera del FID

El acuerdo con YPF que ratificó la Legislatura, y que se ejecutará solo en tanto la petrolera de mayoría estatal acuerde la Decisión Final de Inversión (FID) con sus socios en los próximos 24 meses, incluye para la Provincia un bono de infraestructura por 175 millones de dólares.

Si bien durante el debate de la ley hubo pedidos de legisladores para saber cómo se ejecutará ese dinero, las obras que se financiarán con ese monto se definirán recién cuando ese paso esté concretado, según anticiparon fuentes del gobierno a EN/CLAVE.

El acta acuerdo que firmó la Provincia con YPF y que sancionó la Legislatura el miércoles, estableció que «la definición de las obras y las especificaciones técnicas, su alcance, cronograma de ejecución, modalidad de supervisión y control, mecanismos de certificación de avance y cumplimiento» se plasmarán en un nuevo convenio a suscribir entre las partes.

Ese segundo acta acuerdo deberá firmarse dentro del plazo «máximo e improrrogable» de 90 días corridos contados desde la notificación del FID por parte de la petrolera. En el caso de que las partes no acuerden el destino del bono, Neuquén podrá determinar las obras unilateralmente, se definió.

Los planes del Ejecutivo para este desembolso guardan cierta diferencia con lo que se resolvió para el bono de 158 millones de dólares que YPF acordó pagar por la firma de las concesiones de Meseta Buena Esperanza I y II, Las Tacanas I y II y Aguada Villanueva Norte, áreas que nutrirán el proyecto Argentina LNG.

Figueroa definió que ese dinero tenga como destino el financiamiento de obras viales clave para mejorar los accesos a Neuquén capital, en permanente estrés por la cantidad de vehículos que circulan a diario, muchos de ellos vinculados a la actividad petrolera. Estos proyectos, que según anunció el gobierno, se licitarán en septiembre, incluyen duplicación de calzadas, rotondas y puentes elevados en las rutas 22, 7 y 67.

Para el bono de 175 millones que pagará YPF como parte del acuerdo de regalías diferenciales y estabilidad fiscal para el desarrollo del GNL, en cambio, el gobierno apunta a financiar obras comunitarias y deportivas para un abanico más amplio de localidades.

Euforia oficial y festejos con IA

En el gobierno provincial celebraron como un triunfo político la aprobación en la Legislatura de la ley que ratificó el acuerdo con YPF para incentivar el desarrollo del GNL con el gas de Vaca Muerta. Rolando Figueroa destacó que una «abrumadora mayoría» de diputados acompañó el proyecto, que demandó «más de ocho meses de trabajo y negociación muy dura» con la petrolera.

Durante el jueves posterior a la sanción, en redes hubo festejos formales en cuentas oficiales de funcionarios y diputados, a quienes se sumó con felicitaciones el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck.

«Lo que viene con Vaca Muerta, el GNL y la salida por la costa rionegrina no es solo un proyecto energético. Es la posibilidad de construir una Patagonia más fuerte, integrada y protagonista del futuro de la Argentina», se entusiasmó el mandatario aliado del neuquino.

Pero en paralelo a las salutaciones, el gobierno provincial activó cuentas no oficiales, pero afines a la gestión, como las llamadas «neuquilovers», «rolodeneuquen», «rolodelagenteok» y «agarralapalanqn» que publicaron imágenes de IA ilustrando a Figueroa satisfecho con el acuerdo.

En algunas, se ve al gobernador oteando un atardecer hacia el cual navegan barcos de GNL con la inscripción «gas neuquino». «No estamos viendo una noticia. Estamos viendo el comienzo de una nueva etapa para Neuquén», acompaña el texto.

Otras publicaciones más descontracturadas ilustraron al mandatario neuquino en el personaje de Guillermo Francella en la película Extermineitors y la característica frase que se popularizó como meme «hermosa mañana, ¿verdad?». «La ley de GNL fue aprobada en la Legislatura. Grandes cosas vienen para Neuquén», afirma la publicación.

, Andrea Durán

El estadio olímpico Mineirão, sede del Mineirazo, donde Alemania derrotó 7-1 a Brasil en el mundial 2014; los restaurantes que anuncian comida minera; el propio gentilicio mineiro; un Museo de la Minería y un cuarzo de 500 kilos en una esquina de Praça da Liberdade: todo en Belo Horizonte, la capital del Estado de Minas Gerais en Brasil, revela su identidad minera.

“Vienen a ver nuestros diamantes, nuestra propia historia”, cuenta a Econojournal una empleada del Museo de las Minas y el Metal, uno de los edificios de la plaza central. Emplazado en un castillo que fue secretaría de Educación, cientos de turistas entran diariamente a conocer el origen de la riqueza de Brasil, sus suelos.

Es viernes al mediodía y la fila para entrar al Museo llega hasta mitad de cuadra. En los tres pisos que dura el recorrido, en el que se pueden ver una exhibición de piedras preciosas, instalaciones con elementos de la tabla periódica y placas informativas, se escuchan conversaciones: una piedra Ágata se parece mucho a la de la casa del abuelo de una nena, una mujer le explica a su marido las técnicas de pulido por las que pasó otra para conseguir un color azulado. Hay parejas que hablan sobre la colonia, sobre el origen de algún mineral. Las charlas son, en su mayoría, en portugués.

Minas Gerais – minas generales, en español- es el Estado que financió a la corona portuguesa desde el primer descubrimiento de oro en el siglo XVII y su nombre se debe a la diversidad de minerales que hay en su suelo. Hoy, esa vocación minera sigue moviendo cifras millonarias. En 2025, la minería facturó R$ 298.800 millones (US$ 52.574 millones) en Brasil, un 10,8% más que el año anterior, generó un superávit comercial de US$ 37.600 millones, equivalente a más de la mitad de todo el saldo comercial de Brasil y empleó a 229 mil personas, según el Instituto Brasilero de Minería (IBRAM). El municipio de Minas Gerais aportó un 39,9% de esa facturación, por encima de Pará (34,5%) y Bahía (4,5%).

Ouro preto, punto de convergencia de los buscadores de oro

Antes de que Belo Horizonte se convirtiera en capital de uno de los Estados más ricos de Brasil en 1897, ese lugar lo ocupaba Ouro Preto. A 100 km al noroeste de Belo Horizonte, fue el punto de convergencia de los buscadores de oro y el centro de la explotación de minas auríferas en Brasil.

De su momento de esplendor quedan muchos rastros. Los locales de venta de piedras preciosas alrededor de la plaza principal, la Escuela de Minas–  la primera de Brasil, que hoy persiste por su relevancia-, la iglesia San Francisco de Asís, enchapada en oro y construida por la cofradía de dueños de minas y comerciantes más ricos; y la de Santa Efigênia para los esclavos y negros, construida por Chico Rei, rey africano del Congo capturado y esclavizado para trabajar a una mina, que compró su libertad escondiendo oro entre su cabello y, dice la leyenda, terminó adquiriendo la propia mina donde trabajaba.

Esa mina de oro, que hoy se denomina Mina de Chico Rei, es una de las doce que la oficina de información turística ofrece como atractivo de la ciudad. A diferencia de otros lugares turísticos de este estilo – y de los yacimientos activos que hay en Argentina, aislados y en altura-, a muchas de ellas se puede llegar caminando en apenas dos minutos desde el centro de la ciudad.

Entre las doce, EconoJournal eligió visitar la Mina de Oro da Passagem. “La mayor mina de oro abierta a visitas del mundo”, cuenta Tamara, que trabaja desde hace doce años como guía. El recorrido comienza en un trolley que simula la entrada de los mineros a su lugar de trabajo, hasta un lago subterráneo de aguas cristalinas a 120 metros de profundidad.

Da Passagem fue descubierta en 1719 por bandeirantes- expedicionarios portugueses y paulistas que se adentraban en el interior de Brasil en busca de oro, piedras preciosas e indígenas para esclavizar– mientras rastrillaban el cauce del río con batea.

En las paredes de la parte abierta al público aún quedan los rastros de los diferentes tipos de minerales. El más llamativo es la pirita u oro de los tontos, que aún engaña a los menos experimentados por su brillo. Como en todas las minas, no puede faltar el pequeño altar dedicado a Santa Bárbara, la patrona de los mineros, ofrendada con lo que los turistas tienen a mano: manteca de cacao, cremas hidratantes, papelitos para sonarse la nariz, alcohol en gel, 2 reales, una carta de Pókemon.

La mina se industrializó casi un siglo después, en 1819, cuando el barón inglés Von Eschwege fundó la primera empresa minera de Brasil con maquinaria, explosivos y bombas para controlar el agua de las napas. Hasta ese momento, eran los esclavos con pico y pala los que trabajaban la mina. De Da Passagem se extrajeron 35 toneladas de oro hasta que, en los años 70, la familia Rodrigues, la compró para convertirla en un museo subterráneo.

Igual que la productividad de sus minas, la época dorada de la ciudad de Ouro Preto menguó a principios del siglo XIX. Hoy se reconvirtió, mayormente, al turismo: “Acá trabajamos en turismo o en minería”, agrega Tamara en un portugués críptico, característico de esa zona que no recibe muchos turistas argentinos.

A diferencia de los tiempos de la colonia, cuando el oro dominaba, el motor de la minería en Brasil es el hierro: en 2025 explicó el 52,6% de la facturación del sector y el 63,3% de las exportaciones, según el IBRAM.

El metal que dio nombre a Ouro Preto tiene, sin embargo, su revancha. En el primer trimestre de 2026 el oro alcanzó precios superiores a los US$ 4 la onza, un 70% más que el año anterior, y sus exportaciones treparon 89,3% en dólares. La facturación creció 45% respecto al mismo período de 2025 y ya representa el 17% de todo lo que factura el sector minero brasileño, ocupando el segundo lugar, después del hierro.

El cobre es el tercer mineral más importante de la minería brasileña, con precios un 37,5% más altos en el trimestre, su facturación creció 28% y ya pesa el 13% del sector.

El hierro brasileño se exporta, sobre todo, a China: 67,5% de las toneladas exportadas. El cobre se reparte entre China y Alemania (19,9% cada uno), seguidos por Bulgaria, Polonia y Suecia. Canadá recibe el 46,5% de las exportaciones de oro, Suiza el 26,6% y el Reino Unido el 10,8.

En busca de las tierras raras

Brasil proyecta inversiones de US$ 77.000 millones en el sector entre 2026 y 2030, el mayor ciclo inversor de su historia. Minas Gerais lidera ese mapa con US$ 19.675 millones —el 24,1% del total nacional—, seguido por Pará y Bahía.

El mineral de hierro sigue traccionando el sector, con el 28,7% de las inversiones previstas. Pero las inversiones ya no apuntan a ese mineral, sino a los que hace tres siglos nadie buscaba en estas montañas: las tierras raras, cuyas inversiones aumentarán 49% en los próximos cuatro años.

Las tierras raras son un grupo de 17 elementos químicos —entre ellos el neodimio, praseodimio, el disprosio y el terbio— indispensables para fabricar los imanes permanentes que mueven autos eléctricos, materiales en equipamiento de defensa, turbinas eólicas, electrónica de consumo, robótica e inteligencia artificial. China controla hoy más del 90% de su procesamiento mundial, y eso las volvió una pieza central de la geopolítica.

Brasil tiene las segundas mayores reservas del planeta. La mina de Pela Ema en Serra Verde, estado de Goiás, es el único yacimiento fuera de Asia que produce a gran escala los cuatro elementos magnéticos más codiciados.

En abril de 2026, la estadounidense USA Rare Earth anunció su compra por US$ 2.800 millones, en una operación que todavía revisa el regulador antimonopolio brasileño. Es parte de una estrategia más amplia de Washington para reducir su dependencia de China: solo en los estados de Goiás y Piauí, Estados Unidos ya invirtió unos US$ 600 millones en proyectos de tierras raras.

En Minas Gerais, la cuna del oro colonial, también hay un proyecto en marcha: Caldeira, de la canadiense Meteoric Resources, que reportó algunas de las leyes más altas del mundo en este tipo de minerales.

El gobierno de Lula, sin embargo, puso la condición de que el procesamiento se quede en el país, no solo la extracción. Es la lección que dejó el mineral de hierro, que Brasil exporta en bruto a China desde hace dos décadas para después importar, más caro, los productos manufacturados con ese mismo material.

, Natalí Risso

«No sabía que mi vida tenía tanto valor». Con esa frase comenzó el relato de Carla Rodríguez, oficial mecánica especializada en minería subterránea de Yacimientos Carboníferos Río Turbio (YCRT), durante el encuentro Voces en Red, organizado por Women in Mining (WIM) Argentina en el marco del Día Internacional de la Mujer en la Minería y del sexto aniversario de la organización.

Su historia es la de una transformación personal, pero también la de una industria que lentamente comienza a revisar prácticas y normas que durante décadas limitaron el acceso de las mujeres a las tareas operativas dentro de las minas.

«Soy una mujer trans de Santa Cruz. Crecí en un asentamiento minero y fui sobreviviente de una sociedad perversa e injusta», afirmó. Hoy, después de 15 años trabajando en el interior de la mina, asegura que la actividad «le dio dignidad» y la posibilidad de construir una vida que antes parecía imposible. «La minería para mí es todo. La minería me salvó, me cambió la vida”, aseveró.

Una historia personal atravesada por la minería

Rodríguez nació junto al yacimiento carbonífero de Río Turbio. Para su comunidad la mina representa mucho más que una fuente de empleo. «Nací al costado de la mina. Para mí fue todo. Era lo único que teníamos y que debíamos defender», recordó al describir el peso histórico que tuvo YCRT en el desarrollo económico de la cuenca carbonífera y de la provincia de Santa Cruz.

Sin embargo, ser parte del interior de la mina no era una posibilidad para las mujeres y menos para las mujeres trans. Durante décadas existieron prohibiciones legales, convenios colectivos y hasta creencias culturales que sostenían que la presencia femenina bajo tierra traía «malos augurios» o podía provocar derrumbes. «Las mujeres históricamente no podían entrar a la mina, salvo el 4 de diciembre, el Día de Santa Bárbara, cuando se elegía a la Reina Nacional del Carbón«, recordó.

Rodríguez ingresó al yacimiento en 2011, antes de la sanción de la Ley de Identidad de Género. «El sistema estaba preparado para excluirme. Tuve que hackear el sistema porque la minería está creada por hombres para hombres», relató.

Para acceder al puesto se presentó vestida como hombre. «La gente sabía que yo era Carla aunque mi identidad no lo demostraba», detalló. Una vez dentro, comenzó un largo proceso de adaptación marcado por situaciones de discriminación y violencia psicológica.

«Viví todo lo que el patriarcado puede hacer sobre una persona indefensa. Trabajaba el doble que un hombre para demostrar que podía”, contó en el encuentro.  Con el tiempo, encontró aliados entre sus propios compañeros. «Hoy estoy donde estoy porque hubo acompañamiento de las masculinidades. Llevó tiempo, pero lo pude lograr”, sostuvo.

Identidad de Género y cambio cultural

Uno de los puntos de inflexión de su vida llegó en 2012 con la aprobación de la Ley de Identidad de Género. «No podíamos vivir en democracia sin identidad. Gracias a esa ley volví a nacer y a sentirme una persona que podía vivir como quería”, marcó.

Sin embargo, explicó que el cambio normativo no eliminó automáticamente las barreras dentro del ámbito laboral.» En mi trabajo fue difícil. No había información. Había violencia sistemática y psicológica”, señaló. Paradójicamente, relató que muchas veces encontró mayor resistencia en espacios tradicionalmente feminizados que entre sus compañeros varones de la mina.

Carla Rodríguez reconoce que su historia impulsó un cambio cultural hacia el interior del yacimiento. «Me tocó sentarme adelante de 15 masculinidades para explicar lo que era un femicidio, un crimen de odio”, contó. Y es que, durante años impulsó conversaciones sobre diversidad, inclusión y violencia de género en un ámbito históricamente masculinizado. «La desigualdad estructural nos va a seguir por siempre si no acompañamos la transformación colectiva”, sostuvo.

Ese trabajo coincidió con otro cambio histórico en la minería: en 2023 quedó definitivamente eliminada la prohibición legal que impedía a las mujeres desempeñar tareas subterráneas, una restricción que permanecía vigente desde la Ley 11.317 de 1924.

La modificación abrió un nuevo escenario para la actividad. «En 2023 recibí en la boca de mina a cuatro compañeras. Hoy ya somos once mujeres trabajando en la actividad minera real, no en tareas administrativas”, detalló.

La minería como oportunidad

Lejos de plantear únicamente una agenda de inclusión, Rodríguez insistió en que incorporar diversidad también fortalece a la industria. «Las capacidades las tenemos todos. Somos iguales ante el trabajo”, consideró.  En ese sentido, pidió ampliar las oportunidades laborales para personas trans dentro del sector.

«Necesitamos más personas trans en la minería. Es algo de lo que no se habla. Hay que dar posibilidades a un sector históricamente vulnerado”, aseveró. Y agregó un mensaje dirigido especialmente a las empresas. «Podemos decirle al sector privado que las personas trans somos productivas, trabajadoras, reales; podemos mejorar la producción y cambiar el mundo”, remarcó.

Lo cierto es que el cambio cultural que impulsó Carla abriéndose camino en el ámbito minero, trascendió más allá de sus propias fronteras e inspiró Miss Carbón, la película argentino-española dirigida por Agustina Macri y escrita por Erika Halvorsen y estrenada en 2025. «Nadie me había dado el valor que me dio la escritora de la película«, confesó.

Para ella, el largometraje no solo reconstruye su historia personal, sino que también interpela a una sociedad que durante décadas naturalizó distintas formas de exclusión. «Miss Carbón muestra cómo una sociedad injusta hace de las suyas. Da esperanza para que las diversidades elijan creer y sepan que pueden vivir una vida digna”

A pesar de la repercusión que tuvo la película, Rodríguez asegura que su vida cotidiana cambió poco. «Sigo trabajando y teniendo mi vida igual. Me gusta trabajar mucho”, concluyó.

, Loana Tejero

«A lo mejor en una economía normal el RIGI sería exagerado, pero por nuestro pasado es necesario. Es el efecto del converso”, aseguró Dante Sica, socio fundador de la consultora ABECEB y exministro de Producción y Trabajo, en el ciclo de entrevistas organizado por EconoJournal. De ese modo, defendió el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y el Súper RIGI, que esta semana obtuvo media sanción en Diputados, como instrumentos necesarios para destrabar inversiones de largo plazo en un país con un historial de incumplimientos contractuales.

Sica sostuvo también que el escenario geopolítico ubica a Argentina y América Latina en un lugar inédito para capitalizar sus recursos energéticos y mineros y remarcó que el dólar se va a seguir apreciando de la mano del aumento de las exportaciones. «Lo que antes llamábamos restricción externa y crisis de de estrangulamiento del sector externo van a desaparecer del vocabulario y eso te da estabilidad», planteó en diálogo con Nicolás Gandini, director de EconoJournal.

RIGI: el efecto del converso

Consultado sobre el trade-off entre la resignación de recursos fiscales y la aceleración de inversiones que promete el RIGI, Sica no duda en que las externalidades positivas superan a las negativas. “El RIGI es una política industrial. Uno puede discutir si le gustan o no los sectores contemplados, pero es un instrumento de política industrial muy en tono con el objetivo de muchos países del mundo”.

De acuerdo al ex ministro de Producción, el esquema es necesario por la trayectoria reciente del país. «Tenemos un prontuario», sentenció al recordar que durante el gobierno de Néstor Kirchner se violó una ley de estabilidad fiscal minera que derivó en litigios que se extendieron durante doce años, que la justicia falló a favor de las empresas y el Estado terminó pagando con bonos. ”Lo importante es la señal. El RIGI es una muestra de cómo va a ser la economía cuando se termine de consolidar el nuevo régimen económico”, agregó.

Sobre las críticas al componente local del régimen, fijado en un 20%, Sica relativizó su relevancia: «Estamos analizando la economía con una mirada vieja, la del siglo XX. Hay que dejar de hablar de sectores productivos y empezar a hablar de ecosistemas híbridos. Atrás de una tonelada de soja hay genética, hay empresas de tecnología, hay satélites, hay paquetes agroquímicos, hay maquinaria agrícola. El agro pesa menos del 10% en las cuentas nacionales, pero su impacto real es el 30% del PIB. Lo mismo va a pasar con estos sectores. La propia dinámica te va a llevar por delante esa idea de que tiene que haber un 20% de componente local».

Dentro de esa misma lógica, Sica ubicó al Super RIGI, siempre que sea pensado para las industrias que hoy no existen en el país, como la fundición y el procesamiento de minerales críticos, a proyectos vinculados a desarrollar la cadena de valor del litio, al hidrógeno verde y la demanda de los hiper escaladores de inteligencia artificial. Sobre el caso puntual del Gas Natural Licuado, diferenció el proyecto basado en terminales flotantes licuefactoras de una eventual planta en tierra, un proyecto de mucho mayor inversión. De hecho, consideró que el Súper RIGI podría ser un acelerador de esa planta destinada a exportar GNL.

Modelo económico irreversible

Para Sica, la probabilidad de que se cumpla la narrativa sobre el potencial minero y energético de la Argentina es alta, y la explicación no está solo en la dinámica local, sino en la mirada global. «Hay cuatro tendencias que están cambiando la arquitectura del comercio internacional y la direccionalidad del flujo de inversiones: la geopolítica, la demografía, los problemas de cambio climático y la inteligencia artificial», señaló. Luego agregó que eso generó “una ventana de oportunidad no vista para la región en las últimas décadas», en la que América Latina deja de ser una zona irrelevante para pasar a ser parte de la solución de un problema que hoy preocupa a las grandes potencias, como asegurarse el control de las cadenas de valor de los recursos que van a definir la disputa global.

Frente a quienes ponen en duda esa narrativa por la fragilidad macroeconómica del país, Sica fue contundente: «La consistencia macro es de segundo orden». El ex ministro de Producción y Trabajo durante la gestión de Mauricio Macri enmarcó este proceso como un cambio de régimen económico que, a su juicio, es irreversible. Sostuvo que el país transita una transformación que rompe con el péndulo histórico entre integrarse al mundo o cerrarse, y entre crecer en base a inversión y exportación o hacerlo en base a consumo subsidiado. «Milei fue el que mejor interpretó esa demanda estructural», afirmó.

Al ser consultado sobre la influencia del tipo de cambio en las decisiones empresariales, Sica fue tajante: «Poco. Las empresas ya no miran tipo de cambio, miran precio«. La razón de ese cambio, explicó, está en la madurez de los proyectos exportadores en curso. Según sus cálculos, la suba de las exportaciones está explicada por volumen y no por precio, con una consecuencia estructural: «Lo que antes llamábamos restricción externa y crisis de estrangulamiento del sector externo van a desaparecer del vocabulario y eso te da estabilidad».

A partir de ese diagnóstico, anticipó que la competencia entre empresas y provincias se va a definir por la densidad tecnológica que cada una logre incorporar.

Empleo y migración

Durante las últimas décadas el modelo económico empujó la migración hacia el Gran Buenos Aires en busca de empleo y servicios, lo que terminó convirtiendo al conurbano en lo que Dante Sica describió como «un monstruo totalmente fuera de control».  Los cambios migratorios que ya se verifican hacia zonas con potencial productivo abren la puerta a un reacomodamiento que, de acuerdo al economista, generará fricciones de corto plazo.

«Le sumaría a ese proceso una gran alerta, que es nuestra curva demográfica. Nosotros vamos a tener un bono demográfico positivo hasta el 2035. Tenemos hasta esa fecha la capacidad de generar riqueza para que el proceso de envejecimiento de la población se dé con un PIB per cápita más alto, que nos permita sostenerlo», agregó. A partir de ese año, remarcó, la tasa demográfica pasa a ser negativa, por lo que consideró que la ventana actual es clave para acumular esa riqueza antes de que el proceso se acelere.

, Redaccion EconoJournal

El inicio de la temporada invernal y el descenso térmico reactivan la necesidad de prevenir la intoxicación por monóxido de carbono, un gas altamente peligroso que no se ve, no tiene olor ni sabor, y puede estar presente en las viviendas sin que sus habitantes lo adviertan. En este marco, y en ocasión del Día de la Prevención y Concientización contra esta problemática, MetroGAS presentó un nuevo despliegue comunicacional enfocado en el cuidado de los usuarios dentro del hogar.

El objetivo es la difusión de información de utilidad, accesible, rápida y efectiva para evitar accidentes vinculados a la combustión. Pero la novedad de la campaña es la incorporación de herramientas de inteligencia artificial para el proceso completo de producción del material de difusión. MetroGAS implementó estos recursos desde la etapa de conceptualización creativa y el desarrollo del guion técnico, hasta llegar a la generación de las escenas de la pieza audiovisual.

Desde la conducción de la compañía explicaron que el uso de la IA no desplaza el factor humano, sino que actúa como un soporte de optimización. El gerente de Asuntos Públicos y Sustentabilidad, Hernán Chiesa, remarcó que buscaron sumar estas herramientas para potenciar el alcance de los mensajes, bajo un proceso técnico y creativo supervisado por el equipo de profesionales de la firma. El propósito final es lograr que el mensaje de alerta penetre de forma clara en la comunidad.

Por su parte, Alejandro Di Lázzaro, director de Asuntos Corporativos y Comunicación de la licenciataria, puntualizó que la innovación cobra un sentido real cuando se orienta a mejorar los canales de información pública. El directivo enfatizó que la tecnología estuvo al servicio de una estrategia responsable, donde el eje absoluto continúa siendo la prevención y el cuidado de la vida de las personas. La premisa de la campaña parte de lo cotidiano: los síntomas iniciales de una intoxicación suelen confundirse con malestares menores, lo que dilata la reacción.

Intoxicación por monóxido de carbono: Un índice que creció en la última década

Las estadísticas del último balance anual cerrado por MetroGAS en su área de concesión, que comprende a la Capital Federal y a once partidos del sur del Gran Buenos Aires expica la necesidad de la campaña. A lo largo de 2025, la distribuidora tomó intervención en 54 incidentes relacionados con la presencia de monóxido. El saldo de los siniestros dejó 120 personas hospitalizadas y 15 víctimas fatales, lo que representa el registro más elevado detectado en los últimos 9 años.

De acuerdo con los relevamientos técnicos, las situaciones críticas derivan principalmente de fallas estructurales y falta de mantenimiento en las viviendas. Entre las anomalías más recurrentes se destacan:

• Escasez de ventilación permanente,
• Rejillas de aireación obstruidas de forma deliberada,
• Conductos de evacuación con fallas de instalación y
• Artefactos en mal estado.

Un dato clave para el análisis sectorial indica que los equipos de producción de agua caliente, como calefones, calderas y termotanques, concentran más del 90 por ciento de los casos reportados.

Qué hacer para prevenir la intoxicación por monóxido de carbono

Como parte central de las acciones de concientización, MetroGas difundió un listado de pautas estrictas para mitigar de forma definitiva los riesgos de siniestros en los hogares:

• Revisar los artefactos a gas y los conductos de evacuación al menos una vez al año con un gasista matriculado.
• Verificar que la llama de los artefactos a gas sea siempre azul y uniforme.
• No utilizar los artefactos para fines distintos a aquellos para los que fueron diseñados.
• No usar el horno ni las hornallas para calefaccionar ambientes.
• Evitar secar ropa sobre estufas o fuentes de calor a gas.
• En baños y dormitorios, instalar únicamente artefactos de tiro balanceado o cámara cerrada.
• Ventilar los ambientes todos los días, incluso cuando hace frío.
• No tapar ni obstruir las rejillas de ventilación.
• Ante cualquier falla, apagar el artefacto y contactar a un profesional habilitado.

El cierre de la campaña recuerda la importancia de identificar a tiempo la sintomatología clásica de la inhalación de este gas inodoro e invisible, que incluye cefaleas, náuseas, vómitos, mareos, alteraciones en la visión y cuadros de confusión o letargo. Frente a cualquier sospecha, las indicaciones son abrir los accesos de inmediato, desocupar el inmueble hacia la vía pública y comunicarse de urgencia con las líneas de asistencia gratuita de la compañía (0800-999-1050), el SAME o el 911.

, Redacción EconoJournal

Cada vez que juega Argentina un partido del Mundial de Fútbol la demanda de energía eléctrica en el país tiende a tener un comportamiento con forma de W: comienza con una baja pronunciada en el primer tiempo, una suba en el entretiempo, una nueva baja en el segundo tiempo y un final en el que el consumo vuelve a subir.

Así fue en el último partido Argentina-Austria del 22 de junio y también en el de Argentina-Argelia el 16, según informes de la gerencia operativa de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A., Cammesa, que desde el Mundial Qatar 2022 informa qué ocurre en cada juego y cómo se prepara la operación para las variaciones en el comportamiento de la demanda.

“Durante los partidos de fútbol de la selección argentina en campeonatos del mundo se presenta una evolución muy particular y característica de la demanda eléctrica del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), un patrón debido a la simultaneidad en el comportamiento de millones de personas volcadas a un medio de comunicación (principalmente televidentes) que se acentúa durante días hábiles y en la medida en que la selección avanza”, destaca el informe de Cammesa.

Crónica eléctrica del Argentina-Austria

¿Cómo se comportó la demanda eléctrica la tarde de Argentina-Austria? Según Cammesa, así:

1. Antes del partido y primer tiempo: a partir de las 13:50 la demanda tuvo un descenso pronunciado de aproximadamente 1.800 megawatts (MW) en un lapso de 60 minutos.
2. Entretiempo: se presentó la típica W, con una demanda que llegó a subir unos 1.050 MW en 13 minutos.
3. Segundo tiempo: nuevamente una disminución de demanda de alrededor de 1.300 MW en 54 minutos.
4. Final del partido: fuerte recuperación de unos 1.850 MW en 40 minutos.

Más tarde, casi a las 21:00, Cammesa registró el pico de demanda del SADI con 25.189 MW.

La preparación antes de cada partido

Cammesa planifica la operación de la demanda eléctrica con procedimientos específicos ante cada partido de Argentina para garantizar el suministro y evitar variaciones acentuadas de tensión y frecuencia y, por ende, continuidad y calidad del servicio. Un corte de luz en ese lapso sería una desgracia en millones de hogares y eso le da a la operación eléctrica una dimensión que va más allá de lo técnico.

En el partido Argentina-Austria desde una hora antes y hasta una hora después se operó en condición de alerta a través de un despacho de seguridad, que incluyó medidas operativas con todas las líneas en servicio del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica de Alta Tensión (STAT).

Además, se suspendieron los trabajos de mantenimientos programados antes de que comenzara el juego y se operaron con margen los límites de intercambio entre las regiones: el informe señaló que se operó el Grupo N°2 de CH Río Grande y el Grupo N°2 de CH Los Reyunos en modo bomba, por seguridad, es decir, consumiendo electricidad para bombear agua hacia un embalse superior y mantener una reserva de energía disponible por seguridad.

Durante algunos momentos se incrementó la consigna de frecuencia, el valor que el operador del sistema eléctrico establece como meta, a 50,10 y 50,15 Hz, para atender la eventual variación rápida de la demanda.

En este y otros informes mundialistas Cammesa lo ha dejado consignado: “La operación se desarrolló con total normalidad, tanto antes, durante y con posterioridad al partido de la selección argentina de fútbol”.

“TV pickup” y ¿agua para el mate?

En Reino Unido existe un fenómeno conocido como “TV pickup” que consiste en picos súbitos en la demanda eléctrica cuando un gran número de personas ven el mismo programa de televisión en forma simultánea y aprovechan las pausas publicitarias para usar electrodomésticos. Especialmente pavas eléctricas, para tomar té.

¿Sería descabellado pensar en un fenómeno similar durante los entretiempos de los partidos de la Selección Argentina? Sobre todo en los encuentros que se juegan por la mañana o la tarde, cuando millones de personas aprovechan la pausa para calentar agua para el mate. No existen estudios locales que lo demuestren, pero el repunte de la demanda eléctrica durante el entretiempo invita, al menos, a plantear la hipótesis.

Nervios y electricidad en la final Argentina-Francia

¿Qué pasó con la demanda eléctrica en la final Argentina-Francia de 2022? Cammesa informó entonces que no se produjo el descenso brusco esperado en la previa e inicio del juego. Pero ese partido se jugó un 18 de diciembre y las temperaturas eran altas, lo que suponía mayor consumo. Así y todo, una vez iniciado el partido hubo un descenso de 600 MW, seguido de la subida típica en el entretiempo.

Con la final ya ganada la demanda eléctrica argentina siguió con una tendencia plana hasta el pico nocturno. Cammesa lo informó así (mayúsculas incluidas): “Muchos televidentes continuaron mirando la celebración y otros salieron a festejar el CAMPEONATO MUNDIAL”.

, María Eugenia Rodríguez

A poco más de 40 días de haber asumido la operación de las áreas revertidas por YPF en Tierra del Fuego en conjunto con la empresa provincial Terra Ignis, la firma cordobesa Velitec avanza en su plan de ordenamiento financiero y operativo. Con un modelo de gestión pyme, la compañía proyecta el punto de equilibrio financiero antes de lo previsto, y comenzó a trazar el mapa para explorar el horizonte no convencional de la isla, impulsado por los resultados de Palermo Aike en Santa Cruz.

El presidente de Velitec, Facundo Aráoz, detalló a EconoJournal el estado de situación del desembarco y las proyecciones de una cuenca que, según su visión, mantiene un atractivo estratégico intacto para jugadores independientes e internacionales. Con una inversión inicial de US$6 millones para el primer semestre y un plan de intervención que superará los 100 pozos en dos años, la empresa Velitec llegó a Tierra del Fuego con el objetivo de revertir el declino de las áreas maduras que operó YPF hasta el 1 de mayo.

El primer diagnóstico en las áreas Los Chorrillos, Lago Fuego y Tierra del Fuego ratificó el escenario previsto durante la licitación del Plan Andes: un marcado déficit operativo derivado de una estructura administrativa que impedía la rentabilidad del yacimiento. Al tomar el control, la compañía encontró “más de 110 contratos vigentes heredados de las gestiones anteriores, algunos con más de de 10 adendas a lo largo de todos estos años y eso es imposible de gerenciar”, explicó el directivo.

Para cortar este arrastre, Velitec rescindió la totalidad de los contratos bajo las cláusulas de pre aviso de 30 días. «Dimos por caídos todos los contratos, arrancamos vínculos nuevamente, sacamos licitaciones con contratos más pequeños y con una reagrupación que tiene que ver con la realidad del yacimiento hoy y no lo que fue hace 30 años», puntualizó.

Las áreas arrastraban un déficit mensual de US$3,8 millones que cubría la petrolera nacional. El compromiso asumido por la operadora pyme implica sostener ese rojo inicial mediante su propio modelo económico, previendo alcanzar el break-even definitivo en el corto plazo. Al respecto, el directivo indicó: «Fue uno de los compromisos de Velitec el sostener este déficit hasta llegar al punto de equilibrio, por eso calculamos que entre el mes cuatro y el mes cinco vamos a lograr ese objetivo».

El plan de producción y el rescate de pozos

En el plano productivo, la prioridad consistió en asegurar la continuidad de las operaciones críticas. La empresa controla actualmente una producción base de 174 metros cúbicos diarios de crudo y 500.000 metros cúbicos de gas, además de la gestión de plantas de tratamiento y de propano en San Sebastián. Esta última resulta vital para el abastecimiento local de GLP que hoy la provincia debe traer desde Bahía Blanca con un alto costo de transporte.

«Cualquier aumento en la producción que nosotros generemos de propano mejora ese costo que tiene la provincia de transporte desde Bahía Blanca. El incremento de producción de gas a la empresa le mejora la unidad de negocio, la provincia baja el costo y al usuario en definitiva le llega la garrafa más barata«, remarcó.

Para reactivar los volúmenes, la compañía desplegará una fuerte campaña de intervención de 24 meses utilizando equipos propios de workover y pulling. El primer equipo arribará al yacimiento en los próximos 15 días, seguido por un segundo en agosto. «Ahí lanzamos este segundo proceso de trabajo en pozo ya atacando directamente a la producción. En ese lapso esperamos llegar al 20% o 30% de incremento«, afirmó.

Una de las novedades es la revisión del plan de abandono de pozos bianual que YPF dejó pautado con la provincia y ya comenzó a implementar. Al contar con costos operativos y de intervención sensiblemente menores, Velitec solicitó acceso a la información técnica de subsuelo para revaluar las estructuras destinadas a remediación.

«Al ser empresa pyme y al tener equipos propios, nuestros costos de intervención son más bajos, con lo cual posiblemente muchos de esos pozos destinados a cierre para una estructura como la de YPF, puedan entrar en una económica y puedan ser recuperados«, detalló el CEO, quien estimó que «entre un 10 y un 15% podrían ser económica y técnicamente recuperables».

La mirada en el no convencional y el interés de Canadá

Más allá del potencial remanente en el convencional, el foco de mediano plazo está puesto en los recursos no convencionales de la cuenca. La consolidación del modelo de desarrollo de Vaca Muerta y los primeros ensayos piloto que se ejecutan en Santa Cruz sobre la formación Palermo Aike aumentaron las expectativas en Tierra del Fuego, dado que se trata de la misma roca madre con características geológicas continuas.

«Lo que se está haciendo en Santa Cruz aceleró lo que se miraba con un horizonte de 10 a 15 años en la isla, y hace que esa posibilidad esté mirándose con otra seriedad», reconoció Aráoz. En este sentido, representantes de Velitec junto a autoridades de la provincia y de Terra Ignis mantuvieron recientemente una misión comercial en Calgary, Canadá, donde se reunieron con diversos grupos empresarios.

Los inversores externos siguen de cerca las nuevas condiciones de seguridad jurídica en la Argentina, identificando que el segmento de escala media ofrece oportunidades atractivas para operadores independientes. «Vimos que hay mucho interés, entienden también que Vaca Muerta engloba cierto tamaño de jugadores y que hay áreas por fuera de la Cuenca Neuquina que pueden ser para empresarios más pequeños, otro tipo de jugadores», comentó.

Si bien el procesamiento y unificación de la información técnica de subsuelo demandará al menos un año de trabajo, la empresa ya planifica la realización de un segundo road show internacional. «Tenemos pensado presentar proyectos específicos y buscar inversionistas que nos acompañen en esta idea de compartir riesgo y premio, entre lo que se incluye el no convencional. El proyecto es ir a buscar objetivos y cosas nuevas porque ahí están los premios interesantes», concluyó.

, Ignacio Ortiz

Los incentivos fiscales, aduaneros y cambiarios que ha puesto en marcha el gobierno de Javier Milei con la intención de seducir capitales por ahora no han servido para revertir la caída en los niveles de inversión. El Indec informó esta semana que la Formación Bruta de Capital Fijo, el principal indicador macroeconómico utilizado para medir esta variable, retrocedió 1,7% en el primer trimestre y acumula cuatro períodos consecutivos de contracción. En términos interanuales, la baja fue del 11,6 por ciento.

El dato oficial contrasta con los sucesivos anuncios de inversiones millonarias que han venido haciendo petroleras y mineras en los últimos meses alentadas por los beneficios que ofrece el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI). ¿Qué es lo que explica entonces este retroceso de las cifras agregadas que informa el Indec?

Qué pasa con la inversión en el sector energético

El RIGI ha comenzado a operar como un dinamizador de la inversión en el sector energético, pero su impacto es limitado porque por ahora hay muchos más anuncios que desembolsos concretos. En parte, porque los grandes proyectos no se ponen en marcha de un día para el otro y en parte porque algunos actores vienen siendo extremadamente cautos y dilatan al extremo cualquier tipo de definición sobre el desembolso de fondos.

“La tracción de programas de beneficios fiscales como el RIGI todavía están teniendo escaso impacto en términos de actividad. Como resultado, la inversión descendió a 17% del PBI”, sostuvo la consultora LCG el martes.  

Un paso clave para la concreción de un proyecto es la firma de la Decisión Final de Inversión (FID, según la sigla en inglés) porque marca el momento en que una empresa se compromete formalmente a ejecutar la obra.

Cuatro proyectos grandes que aplicaron al RIGI ya tienen el FID aprobado y están avanzando: oleoducto Vaca Muerta Oil Sur que lidera YPF, FLNG Project del consorcio Southern Energy y Golar para exportar Gas Natural Licuado desde Río Negro, el proyecto Rincón de Río Tinto para la producción de litio en Salta y el proyecto NGLs de TGS para la separación de líquidos de Vaca Muerta, con instalaciones en Tratayén (Neuquén) y Bahía Blanca (Buenos Aires).

Luego hay una larga lista de iniciativas que todavía tienen futuro incierto, aunque han aplicado al RIGI y prometen inversiones millonarias que son amplificadas por comunicados oficiales, diarios y portales. En ese pelotón se encuentran todos los grandes proyectos de producción de cobre. Ha habido tantos anuncios vinculados al cobre que algún desprevenido podría suponer que Argentina ya está produciendo en cantidades industriales este mineral clave de la transición energética, pero eso no es así. Desde ya, no todas las iniciativas se encuentran en la misma situación. Hay proyectos que están avanzando de manera firme y otros que ni siquiera tienen garantizado su financiamiento, pese a que tienen un RIGI aprobado, pero lo cierto es que ni unos ni otros han firmado un FID.

Otro proyecto del que se ha hablado mucho es Argentina LNG, una inversión millonaria que impulsa YPF, junto a sus socios internacionales Eni y XRG, para exportar GNL. Sin embargo, todavía no hay un FID firmado. La petrolera controlada por el Estado prometió que se va a acordar antes de fin de año. A su vez, mientras termina de definir la estructuración financiera, decidió avanzar con distintas licitaciones vinculadas al aprovisionamiento de equipos, contratación de obras y desarrollo de ingeniería con el objetivo de tener el proyecto ejecutivo prácticamente definido antes del cierre definitivo de los acuerdos comerciales y financieros que permitirán ejecutar la inversión.

Qué pasa con la inversión en el conjunto de la economía

Si bien hay varios anuncios de empresas petroleras y mineras que por ahora no se concretan, el problema principal que enfrenta la economía se encuentra fuera del sector energético. La consultora Equilibra, que conduce Martín Rapetti, remarcó que desde 1993 nunca se observaron cuatro trimestres consecutivos de caída de la inversión y expansión del PBI. “A diferencia de un proceso de expansión típico, en el que la mayoría de los sectores crecen, hoy se expanden unos pocos sectores y el resto está estancado o se retrae. Por eso, sube el PIB y se contraen la inversión y el empleo privado formal”, destacó en su último informe.

Misión Productiva, una red de profesionales vinculados al desarrollo productivo, detalló esta semana cinco factores que inciden en la caída de la inversión. Uno de ellos es la paralización de la obra pública, que suele representar entre 2% y 3% del PIB y alrededor del 10% al 15% de la inversión total. “No se trata solamente de rutas, viviendas o infraestructura energética que dejó de construirse. También se frenaron compras de maquinaria, servicios profesionales, transporte, insumos industriales y múltiples cadenas proveedoras asociadas”, subrayó el think tank.

A su vez, la obra pública suele tener un importante efecto de arrastre sobre la inversión privada. Muchas inversiones empresarias dependen de la existencia de infraestructura logística, energética o urbana para resultar rentables. Por lo tanto, su ausencia termina reduciendo también la inversión privada. “Con el RIGI no alcanza. El cobre se desarrolla a 5000 metros de altura. Una inversión en Argentina es mucho más compleja que hacerla en Chile. El inversor entre ir a Chile, donde ya tiene la infraestructura, o venir a la Argentina, donde tiene que construir las rutas o su propia línea eléctrica, va a tomar la decisión de irse a un país donde todo eso ya está”, aseguró en mayo del año pasado Marcelo Álvarez, Director Ejecutivo de Asuntos Gubernamentales para América del Sur de la canadiense Barrick, para explicar por qué varios grandes proyectos mineros seguían sin concretarse.

La construcción privada actuó en otras ocasiones como compensación cuando la inversión pública retrocedía. Sin embargo, en la actualidad eso no está ocurriendo. “Los elevados costos de construcción medidos en dólares reducen la rentabilidad esperada de nuevos proyectos inmobiliarios. A esto se suma un mercado con demanda limitada y un crédito hipotecario que, pese a cierta recuperación inicial, continúa siendo pequeño para los estándares internacionales y no alcanza todavía una escala suficiente para impulsar un ciclo expansivo significativo”, destacó Misión Productiva.

Un tercer elemento que frena la inversión es la debilidad de la demanda. Misión Productiva remarcó que la masa de ingresos formales se encuentra cerca de un 10% por debajo de los niveles de noviembre de 2023 y permanece estancada en niveles históricamente bajos. Esto implica una menor capacidad de consumo para amplios sectores de la población y reduce los incentivos para ampliar la capacidad productiva.

La excepción son aquellos proyectos orientados a la exportación que no dependen del consumo interno, como ocurre con varias de las iniciativas vinculadas a la exportación de hidrocarburos. El problema con este tipo de proyectos es que tienen una capacidad relativamente limitada para generar demanda agregada.

“El agro, la minería y el petróleo pueden aportar exportaciones, divisas e inversión puntual, pero generan relativamente poco empleo directo y tienen menores efectos multiplicadores sobre el conjunto de la economía que sectores como la industria manufacturera, la construcción o algunos servicios”, destaca el informe de Misión Productiva. Como ejemplo de esto se citan los datos del Indec que muestran que en el primer trimestre de este año la agricultura creció 18,1% y la minería 12,3%, pero la industria manufacturera cayó 1,7% interanual.

Un cuarto factor que explica la debilidad de la inversión es la falta de financiamiento productivo. Argentina mantiene uno de los niveles de crédito al sector privado más bajos de América Latina y a ello se le suma la ausencia de programas específicos de promoción de inversiones, líneas subsidiadas, garantías, esquemas de financiamiento sectorial o instrumentos de banca de desarrollo. “Mientras otros países combinan estabilidad macroeconómica con herramientas activas para estimular inversiones estratégicas, la estrategia local descansa casi exclusivamente en la expectativa de que la estabilización genere por sí sola un aumento de la inversión”, señala el informe.

Un último elemento que condiciona la inversión es la incertidumbre. “Las dudas no se limitan a la estabilidad macroeconómica. También alcanzan cuestiones vinculadas a la evolución futura de la demanda, la dinámica del tipo de cambio, la capacidad política para sostener las reformas, el comportamiento del empleo y la viabilidad social del programa económico”, concluye el informe. Por eso, muchas empresas evitan tomar decisiones y demoran sus inversiones, tanto en el sector energético como en el conjunto de la economía.

, Fernando Krakowiak

La apertura de los sobres económicos de la licitación de Alma SADI para incorporar centrales de almacenamiento de energía eléctrica con baterías en distintos nodos críticos del país arrojó un precio promedio ponderado de US$ 8361 por MW por mes entre las 20 ofertas más competitivas que van a ser adjudicadas, un 33% por debajo de los US$ 12.500 establecido como precio máximo en la convocatoria.

El precio mínimo fue de US$ 7397 por MW por mes. Lo ofertó Genneia para el nodo de conexión Bragado con una potencia máxima de 100 MW. En el otro extremo, siempre dentro de las 20 ofertas más competitivas, aparece DQD Energy BESS con US$ 9705 por MW por mes con una potencia máxima oferta de 10 MW.

Entre las 20 ofertas más competitivas por un total de 718 MW, DQD Enery BESS sumó ocho, Genneia siete, 360 Energy Solar S.A. tres, Aluar una e Intermepro Generación otra, según el detalle recopilado por la consultora AIRES Renewables.

El total de ofertas sumó 8230 MW

El gobierno informó que las 37 empresas que participaron de la licitación, presentaron ofertas por 232 proyectos, equivalentes a 8.230 MW y un interés potencial de inversión cercano a US$ 8.200 millones. De esos 8230 MW ofertados se adjudicarán las 20 ofertas más competitivas por un total de 718 MW.

“El fuerte nivel de ofertas —más de 11 veces el objetivo licitado— confirma el interés del sector privado, nacional e internacional, por invertir en infraestructura energética en la Argentina”, aseguró la Secretaría de Energía.

Distribución de las ofertas por región

Las centrales de almacenamiento se instalarán en los nodos críticos del NOA, NEA, Centro, Litoral, Cuyo y de la provincia de Buenos Aires, sin el Área Metropolitana de Buenos Aires porque el año pasado ya se llevó adelante la licitación AlmaGBA para instalar baterías en las áreas de Edenor y Edesur.

La distribución de los proyectos registró mayor concentración de potencia ofertada en NEA: Chaco y Formosa (1.790 MW, 62 proyectos), Buenos Aires (1.960 MW, 42 proyectos) y NOA (1.435 MW, 37 proyectos), además de presentaciones en Litoral, Centro, Cuyo y Pampa.

Cómo sigue el proceso

Con la apertura de los sobres económicos ya completada, Cammesa avanzará con la evaluación final de las ofertas, previo a la adjudicación de los 700 MW objetivo –en los hechos terminarán siendo 718 MW– prevista para los primeros días de julio.

En el gobierno destacan que el almacenamiento con baterías de última generación permite responder rápidamente ante variaciones de demanda, aportar flexibilidad al despacho y sumar reservas para operar con mayor seguridad, reduciendo la probabilidad de cortes y mejorando la calidad del servicio.

“Esta licitación es una medida más en el marco del plan que el Gobierno Nacional viene llevando adelante desde 2024 para aliviar el sistema eléctrico, reducir interrupciones y lograr que los usuarios cuenten cada vez con un mejor servicio, luego de dos décadas en las que no se realizaron las inversiones necesarias para acompañar el crecimiento de la demanda y modernizar la infraestructura”, concluyó la Secretaría de Energía.

, Redaccion EconoJournal

La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA) anunció la puesta en marcha del Protocolo Asistencia Recíproca en Contingencias (ARC), con el objetivo de minimizar el impacto en el servicio de energía provocados por fenómenos climáticos extremos, desastres naturales o sucesos técnicos mayores.

A través de esta iniciativa, las 50 empresas del sector nucleadas en la entidad -ya sean privadas, públicas o cooperativas del segmento de distribución eléctrica- establecen un mecanismo coordinado para mejorar la respuesta ante contingencias severas y acelerar la normalización del servicio eléctrico.

En la presentación de la iniciativa se explicó que el Protocolo ARC establece, por primera vez, un marco de colaboración formal y solidario entre las distribuidoras del país. El protocolo define los procedimientos para la solicitud, coordinación y provisión de asistencia entre empresas, en aquellos casos en que una contingencia supere la capacidad operativa de una distribuidora para la normalización del servicio público.

En qué consiste el protocolo: sus lineamientos más importantes

El cambio climático intensificó la frecuencia de tormentas severas, olas de calor extremo y fuertes vientos que dañan las redes de Alta y Media Tensión. Ante estos escenarios, se explicó, la velocidad de respuesta es vital. El Protocolo ARC tiene como gran objetivo fortalecer la respuesta del sector energético garantizando asistencia en momentos que están fuera de la habitualidad.

«Con el Protocolo ARC estamos dando un paso importante en la coordinación del sector, estableciendo un esquema claro para la asistencia entre distribuidoras. Esto nos permite mejorar la capacidad de respuesta ante eventos severos y actuar de manera más eficiente en la restitución del servicio», destacó Gabriel Scorolli, Coordinador de la Comisión Técnica de Mantenimiento de ADEERA.

«Para garantizar que la ayuda no quede solo en un papel y se traduzca en soluciones reales en la vía pública, establecieron una serie de lineamientos operativos y de coordinación», resaltó Adeera. ¿Cuáles son esos lineamientos?

• El primero de ellos está orientado a la designación de contactos operativos con disponibilidad permanente, quienes son los responsables de gestionar solicitudes de asistencia.

• También se implementan procedimientos de solicitud y respuesta con identificación de recursos requeridos y evaluación de disponibilidad por parte de las distribuidoras.
• Se decide una coordinación centralizada, por la cual ADEERA funcionará como el nodo inteligente que recibirá las alertas, evaluará el volumen de daños y coordinará qué empresas tienen la capacidad logística de enviar soporte técnico.

• Finalmente, las distribuidoras que atienden a 15 millones de usuarios en todo el país acordaron que para dar previsibilidad al mercado, el protocolo fija reglas claras de reembolso de viáticos y costos operativos entre las compañías en un plazo de 30 días posteriores a la emergencia.

El protocolo ARC, que cuenta con adhesión voluntaria, establece que la asistencia mutua se mantendrá activa hasta la recuperación de condiciones operativas normales del servicio, la mitigación de riesgos en la vía pública para la seguridad de los ciudadanos y se realice una evaluación técnica de cierre. Posteriormente, las empresas se reunirán en comisión para evaluar el desempeño y seguir perfeccionando los tiempos de respuesta.

Anteriormente la colaboración era espontánea y hay antecedentes entre las distribuidoras socias de Adeera. Hoy, con el lanzamiento del Protocolo ARC, «el mercado de la distribución eléctrica en Argentina da un paso formal en mejorar la calidad servicio del sector de forma sistémica y la cooperación para cuidar la prstación hacia el usuario final», se aseguró.

, Ignacio Ortiz

El 27 de junio se celebra el Día Internacional de las Micro, Pequeñas y Medianas Empresas, un reconocimiento al papel fundamental que cumplen en las economías de todo el mundo. En la Argentina, según un informe de la Universidad del CEMA publicado en abril de 2025, existen 525.538 empresas activas, de las cuales el 98% son PyMEs y generan el 50% del empleo asalariado registrado. Dentro de ese universo, se estima que alrededor de 50.000 pertenecen al sector industrial.

Más allá de las estadísticas, existe una dimensión menos visible pero igualmente relevante: el impacto social, educativo y tecnológico que las PyMEs generan en las comunidades donde desarrollan sus actividades.

La PyME industrial argentina es mucho más que una planta productiva. Detrás de la fabricación de equipamiento, servicios de ingeniería, desarrollos metalúrgicos o componentes para sectores estratégicos como Oil & Gas, existe una red que articula empleo, formación técnica, proveedores locales, innovación y desarrollo regional.

En un contexto en el que la Argentina se prepara para concretar grandes proyectos energéticos y mineros con un horizonte exportador sin precedentes, la integración de la industria nacional a las cadenas de valor aparece como un factor clave para transformar el potencial de los recursos naturales en desarrollo económico sostenible.

La experiencia de Valmec, empresa especializada en válvulas, accesorios, automatización y sistemas de control para fluidos orientados principalmente a la industria hidrocarburífera, permite comprender cómo ese círculo virtuoso se construye en la práctica.

La PyME como motor de desarrollo local

Leandro Tercic, gerente general de Valmec S.A., representa la segunda generación de una historia empresarial iniciada por su padre, Juan Tercic, quien fundó la compañía en 1976 con apenas 27 años.

“Por la fuerza y las ganas de emprender en una época en que las cosas eran muy diferentes a hoy en día”, recuerda Leandro sobre los comienzos de la empresa.

Como ocurre con muchas PyMEs argentinas, la continuidad nunca estuvo garantizada. Según relata Tercic, una década después de su fundación, su padre atravesó el dilema que enfrentan numerosos emprendedores en el país.

“Es como cruzar el río, alcanzar el medio y dudar en si volver de donde saliste o llegar al otro lado, sin saber lo que te espera”, describe.

La decisión de continuar permitió consolidar una compañía que hoy cuenta con un complejo industrial de 9.000 metros cuadrados en Tortuguitas, más de 1.000 HP de potencia instalada, maquinaria de última generación, certificaciones internacionales, presencia operativa en Neuquén y una dotación superior a los 100 trabajadores.

A diferencia de las grandes corporaciones, la PyME industrial suele construir vínculos estrechos con su entorno. En Valmec conviven empleados con más de 35 años de antigüedad junto a jóvenes profesionales incorporados en los últimos años, reflejando una baja rotación y un fuerte arraigo territorial.

Parte de esta realidad responde a una política de responsabilidad social asumida por la empresa. Tercic asegura que existe un compromiso de evitar despidos incluso en períodos de crisis o caída de la actividad.

Además, la firma implementó un sistema de créditos internos sin interés para que sus trabajadores puedan construir, ampliar o adquirir su primera vivienda o vehículo.

“Estamos convencidos de que podemos cambiar radicalmente la vida de las personas que están con nosotros y eso tiene un impacto muy positivo en la sociedad”, afirma.

Formación técnica: una inversión estratégica

La disponibilidad de recursos humanos especializados es uno de los principales desafíos que enfrenta actualmente la industria nacional.

En ese contexto, Valmec desarrolló alianzas con escuelas técnicas de su zona para incorporar estudiantes de último año a través de prácticas profesionalizantes. Muchos de esos jóvenes terminan integrándose posteriormente a la compañía.

La iniciativa se complementa con un programa propio denominado “Incentivo Universitario”, mediante el cual la empresa otorga una beca anual equivalente a un salario adicional para aquellos empleados que cursen carreras vinculadas con la producción industrial, como ingenierías o diseño.

El beneficio también alcanza a los hijos de los trabajadores, quienes reciben el 50% de la beca y mantienen la cobertura médica prepaga hasta finalizar sus estudios.

El esquema refleja cómo numerosas PyMEs industriales no sólo se nutren del sistema educativo argentino, sino que participan activamente en la formación de nuevas generaciones de profesionales y técnicos.

Innovación e industria nacional para competir

La competitividad de la industria local frente a productos importados es uno de los debates recurrentes dentro del sector manufacturero argentino.

En el caso de Valmec, la estrategia para sostenerse en mercados exigentes estuvo basada en la inversión permanente en investigación y desarrollo. La compañía cuenta con equipos dedicados a la mejora continua, herramientas de diseño avanzado e impresión 3D aplicada al prototipado de soluciones industriales.

Además, desarrolla proyectos conjuntos con la Universidad Nacional de Hurlingham en el marco de programas provinciales orientados a incorporar nuevas tecnologías para mejorar la productividad.

Esta combinación de conocimiento, innovación y cercanía con los clientes permite responder a requerimientos específicos de la industria energética y competir con productos provenientes de mercados asiáticos.

“Hoy en día competir con productos que vienen de afuera te demanda ser muy ágil, flexible y productivo, para alcanzar una solución lo más rápido posible, ser más eficiente y que tus costos estén bajos para poder tener un precio competitivo”, sostiene Tercic.

No obstante, advierte que la presión sobre los márgenes dificulta sostener el ritmo de inversión necesario para ampliar capacidades productivas, incorporar personal o profundizar los procesos de innovación.

“El tener que adaptarse a márgenes de precio establecidos por el mercado muchas veces hace difícil ser rentables para continuar invirtiendo en innovación, ampliar capacidades o incorporar personal”, señala.

El desafío de integrar a las PyMEs en el crecimiento energético

El contexto actual continúa siendo desafiante para buena parte de la industria nacional. De acuerdo con el último relevamiento del Grupo Argentino de Proveedores Petroleros (GAPP), el 55% de las empresas industriales relevadas opera por debajo del 75% de su capacidad instalada, mientras que el 17% declaró haber realizado despidos entre abril y mayo.

Para Tercic, existe una paradoja entre el crecimiento de sectores estratégicos como Oil & Gas y la realidad que atraviesan numerosos proveedores industriales.

“Hoy la Argentina tiene una balanza comercial muy positiva, están entrando más dólares de los que se van, pero no se ve reflejado en los niveles de trabajo ni de facturación de las empresas”, afirma.

En ese marco, plantea la necesidad de que las grandes operadoras que impulsan proyectos bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) fortalezcan su vínculo con los proveedores locales y confíen en las capacidades desarrolladas por la industria nacional durante más de un siglo de historia hidrocarburífera.

La discusión excede el desempeño de una empresa en particular. Se trata de definir cuánto valor agregado, empleo calificado, innovación y desarrollo territorial podrá capturar Argentina a partir de las inversiones energéticas y mineras que se proyectan para los próximos años.

A pesar de las dificultades coyunturales, Tercic mantiene una mirada optimista sobre el futuro del sector.

“Hay un motivo por el cual estar orgullosos y tener el deseo de evolucionar y crecer hacia adelante. El argentinismo que tenemos, que a veces solo aparece en los mundiales, también está en el día a día de todos aquellos que salen a trabajar. Hay una oportunidad entre todos”, concluye.

En un país que busca convertir sus recursos naturales en una plataforma de crecimiento sostenido, las PyMEs industriales continúan siendo uno de los eslabones fundamentales para que esa oportunidad se transforme en desarrollo económico, innovación tecnológica y progreso social.

, Redaccion EconoJournal

La Legislatura de Neuquén aprobó este miércoles a la noche, por mayoría, el proyecto que ratifica el acta acuerdo entre la Provincia e YPF para otorgar estabilidad fiscal y un régimen de regalías diferenciales al proyecto para producir GNL con el gas de Vaca Muerta. Se trata de un paso clave para el proyecto Argentina LNG que lidera la petrolera nacionalizada, que ahora deberá concretar la Decisión Final de Inversión (FID) en los próximos 24 meses para que estas condiciones se mantengan.

El oficialismo de Rolando Figueroa obtuvo un holgado resultado en el recinto, pese al ruido que había generado en los últimos días la oposición de sectores políticos y gremiales al convenio que será punta de lanza para que el país pueda convertirse en un exportador de peso en el mercado internacional del gas.

Será, además, un precedente para que el gobierno provincial negocie con todas las operadoras que presenten proyectos para la producción de GNL. «Cada proyecto tendrá su acta acuerdo», había anticipado a EconoJournal el ministro de Energía, Gustavo Medele.

El gobierno tenía 25 votos asegurados, pero se procuró sumar otros dos durante el transcurso de la semana para ampliar el resultado a favor: el de Brenda Buchiniz (Cumplir) y Cecilia Papa (Democracia Neuquén). Se sumaron a los de Comunidad, el MPN, el PRO, Hacemos Neuquén y los monobloques de Neuquén Federal, Arriba Neuquén, Juntos y Avanzar.

En contra hubo ocho votos. Fueron los del FIT, Unión por la Patria, de la UCR y de dos miembros de Democracia Neuquén.

El oficialismo llegó con el envión político que le dio el anuncio de YPF sobre la adjudicación a la UTE integrada por SACDE y la italiana Tecnimont para el diseño de la planta de separación de gases y condensados que se hará en Neuquén.

La ley que se sancionó cerca de la medianoche contempla un esquena inédito de regalías para Neuquén, con una flexibilización del porcentaje que cobrará la Provincia a través de bandas. Estas oscilarán entre el 7,5%, el 10% o el 12% según sea la rentabilidad del proyecto asociada al precio internacional del JKM.

También le otorga estabilidad fiscal al proyecto por 30 años, lo que incluye el no cobro de Ingresos Brutos a la venta de los hidrocarburos que tengan como destino final la exportación, y la exención del pago del Impuesto a los Sellos sobre el acta acuerdo.

Por último, obliga a YPF a pagar a la Provincia un «bono de infraestructura» de 175 millones de dólares que se sumará al de 150 millones de dólares que ya acordó el gobierno por la firma de las cinco concesiones de explotación no convencional (Cench) de las que saldrá la producción de gas para este proyecto: Meseta Buena Esperanza I y II, Las Tacanas I y II, y Aguada Villanueva Norte.

El acta entre Neuquén e YPF prorroga la jurisdicción para posibles controversias internacionales en la Cámara de Comercio Internacional (CCI) con sede en París, Francia. Sin embargo, fijó que las disputas relacionadas al cobro ejecutivo de tributos, regalías y cánones, además de responsabilidades ambientales, se deberán resolver en los tribunales provinciales. «Es una cláusula importantísima», destacaron desde el oficialismo.

Un régimen «inteligente»

El diputado Francisco Lépore (Avanzar), uno de los voceros del oficialismo y miembro informante de la ley, definió el debate como una oportunidad de «trazar una línea de lo que va a pasar en la provincia en los próximos 30 años».

«Lo que estamos discutiendo es si Neuquén está en condiciones de venderle su gas al mundo o no y si Neuquén y el país están en condiciones de ser un jugador importante en el negocio del gas», afirmó.

Planteó que, durante generaciones, el gas neuquino tuvo «un techo asociado al transporte» y que «el GNL viene a romper ese paradigma».

Sobre el esquema que propone el acuerdo con YPF, afirmó que la negociación que condujo el Ejecutivo fue «inteligente» en cuanto a elegir como valor de referencia para fijar las bandas de regalías al JKM, «el más alto precio internacional del gas». Y lo mismo analizó del precio para su liquidación, el del gas industria que fija la secretaría de Energía de la Nación, «el más alto dentro de nuestro mercado interno».

«Es el mejor esquema posible para que el proyecto funcione», aseguró.

Damián Canuto (PRO), otro de los miembros informantes del proyecto, hizo una autocrítica respecto de la frase que hizo popular el gobierno de Mauricio Macri cuando anunció una «lluvia de inversiones».

«Yo lo creí, fui un poco cándido. Pero las inversiones no llueven, no suceden por un fenómeno de la naturaleza. No se dieron las condiciones para que las inversiones llegaran. ¿Y cuáles son? No están escritas en ningún lado, no están en ningún manual. Se tienen que discutir y, si es necesario, acordar, y es lo que hizo el gobierno de Neuquén», defendió.

Y advirtió que el país «no está en condiciones privilegiadas para vender». «Tenemos que hacer mucho esfuerzo para venderle nuestros productos al mundo» aseguró.

Votos en contra y cotillón

Las críticas al proyecto, como venía anticipando EN/CLAVE en función del tratamiento en comisión, apuntaron a la posibilidad de que Neuquén resigne recursos como condición para garantizar la viabilidad económica de la inversión.

En particular, el esquema de regalías diferenciales y la exención de Ingresos Brutos sobre la venta destinada a la exportación y el pago de Sellos.

«Se consolida esta Legislatura como una escribanía de las petroleras», cuestionó desde el PTS-FIT el diputado Andrés Blanco, quien habló de un «pacto de entrega» y acusó que «la sintonía fina de Rolando Figueroa con Milei es inocultable».

Desde Unión por la Patria, Lorena Parrilli calificó el acuerdo como «desastroso» y reiteró las críticas del kirchnerismo al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). La diputada llevó a su banca una maqueta artesanal de un barco de GNL con el signo de «prohibido».

«Con este contrato se están entregando a las empresas los ingresos que podríamos tener en la provincia mientras cualquier comerciante paga sus impuestos, no tiene exenciones por 30 años», sostuvo.

Su par de bloque, Darío Martínez, quien terminó haciendo un racconto de su actuación como secretario de Energía en la gestión de Alberto Fernández, aseguró que en el debate del proyecto GNL que se negociaba con Petronas no «permitió» que se buscara una rebaja de regalías.

«Nunca dimos la posibilidad de ese debate a ninguna empresa», aseguró. Además, insistió con que no se conoció la ingeniería de costos de este proyecto que lidera YPF junto a ENI y XRG. «Tomamos una decisión sin tener un sustento de por qué hay que bajar las regalías», criticó.

César Gass (UCR) volvió a cuestionar que «no se presentaron acuerdos técnicos al pueblo y los legisladores que validen el proyecto». «No sabemos los costos, los socios, la rentabilidad», planteó. Afirmó que su banca buscaba «optimizar» el acuerdo y no obstaculizarlo, pero que no fue posible por el «tratamiento exprés» del proyecto.

La libertaria Brenda Buchiniz (Cumplir), quien había mantenido su voto en reserva, finalmente se pronunció a favor, pero pidió también «beneficios para quienes hace mucho tiempo invierten su trabajo y capital, para las pymes y los profesionales que también necesitan un aliciente». La legisladora se sentó en su banca con un balde de pochoclos.

«Vamos por la billetera del Estado»

La previa a la votación estuvo marcada por la movilización que realizaron los sindicatos estatales de Neuquén a la Legislatura durante la mañana. La columna, que se extendió por varias cuadras, la encabezó ATE pero reunió también al gremio docente ATEN, a los judiciales de Sejun y a los universitarios Adunc y Apunc, entre otras organizaciones.

En el acto que montaron afuera del edificio legislativo, el secretario general de ATE, Carlos Quintriqueo, cuestionó el cambio de horario de la sesión. «Pensaron que íbamos a querer impedir que sesionaran, pero se equivocaron. Respetamos la democracia», afirmó.

La medida, que logró demostrar contundencia en la convocatoria, pero no torcer la mayoría que, de antemano, se anticipaba para la votación, buscó sentar un antecedente frente a la próxima negociación salarial con el gobierno de Rolando Figueroa.

«Hoy no hay excusa. Si están regalando los recursos a las multinacionales, vamos a ir por la billetera del Estado a pedir, no solo las actualizaciones por IPC, sino que recompongan nuestro salario», anticipó el dirigente.

, Andrea Durán

El acuerdo entre los Estados Unidos e Irán para iniciar conversaciones de paz dejó cifrada la posibilidad del cobro de “servicios marítimos” al tránsito por el estrecho de Ormuz. Esa facultad recaerá en Irán y Omán, que trabajarán para alcanzar un acuerdo sobre la futura administración del tránsito por una de las principales arterias del comercio energético global.

En tanto, desde Teherán siguen remarcando que la navegación por el estrecho no volverá a la normalidad anterior a la guerra en Medio Oriente, una perspectiva inquietante para el comercio internacional.

Irán y Omán, los dos países que bordean la estrecha abertura que conecta el Golfo de Omán con el Golfo Pérsico, anunciaron este lunes que comenzarán a trabajar en un acuerdo sobre la futura administración del estrecho de Ormuz. A través de un comunicado oficial, informaron el comienzo de conversaciones sobre los servicios relacionados con la navegación, incluidos los “costos asociados a los mismos de conformidad con las normas internacionales”. También destacaron el compromiso mutuo de mantener el estrecho abierto a la navegación internacional.

La posibilidad del cobro de servicios marítimos fue habilitada en el punto cinco del acuerdo suscrito entre Irán y EE.UU., que además reconoce al país persa y a Omán como partes legítimas en la administración futura del paso por el estrecho.

EE.UU. rechaza el cobro de peajes y tasas en Ormuz

Sin embargo, la administración de Donald Trump argumenta que el acuerdo de ninguna manera habilita a estos países a cobrar un peaje al tránsito. Aún así, el pretendido establecimiento de canales de navegación estrictos y el cobro de servicios relacionados generan inquietud en el comercio internacional por sus implicancias en materia de derecho marítimo.

La noción de un regreso al estatus previo al comienzo de la guerra es continuamente contestada desde Teherán. El principal negociador iraní, Mohammad Bagher Ghalibaf, declaró el martes a los medios estatales iraníes que «todo el mundo debe saber que la administración del estrecho de Ormuz nunca volverá a ser como era antes de la guerra».

La respuesta estadounidense corrió por cuenta del secretario de Estado, Marco Rubio. «Es una vía marítima internacional. Ningún país puede cobrar peajes ni tasas en una vía marítima internacional. Ese es el derecho internacional vigente», declaró Rubio este martes luego de aterrizar en Emiratos Árabes Unidos para mantener conversaciones con aliados de la región relacionadas con las negociaciones en curso con Irán.

El ministro de Asuntos Exteriores de Omán, Hamad Al Albusaidi, declaró en X tras una reunión con funcionarios iraníes que «reafirmamos nuestro compromiso con el derecho internacional y el libre tránsito seguro».

Por otro lado, la autoridad marítima de Irán anunció la semana pasada que los barcos necesitan su autorización y una póliza de seguro para cruzar la vía fluvial. La póliza es gratuita por el momento, pero podría dar paso a la imposición de tarifas en el futuro.

Qué dice el derecho internacional sobre el tránsito en estrechos internacionales

La Convención de las Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar (UNCLOS) establece el derecho de paso en tránsito por estrechos internacionales como el de Ormuz. Este régimen garantiza a todos los buques, incluidos los militares, un paso continuo y expedito que no puede ser impedido ni suspendido. Sin embargo, Irán no es parte de la UNCLOS, ya que firmó el tratado pero nunca lo ratificó.

El acuerdo entre EE.UU. e Irán abre un período de 60 días para la negociación de un acuerdo definitivo que resuelva todas o las principales controversias entre las partes. Durante ese período, Irán se comprometió a normalizar el tránsito por Ormúz. EE.UU. puso fin al bloqueo contra los puertos iraníes.

Decenas de buques petroleros y comerciales están arribando al golfo de Omán ante la expectativa de una apertura importante en el transcurso de los próximos días. El número de buques petroleros que logró cruzar por el estrecho aumentó desde el fin de semana según reportes de agencias marítimas.

, Nicolás Deza

Hace una década, el científico Ernesto Calvo desarrolló un método pionero para extraer litio de manera más sustentable y eficaz, por el que obtuvo un premio internacional y fue patentado por el Conicet. En base a esa línea de investigación, que continuó con publicaciones académicas y tesis doctorales, se diseñó una aplicación de valor comercial: un reactor de laboratorio que ya está en condiciones de ser probado en el ámbito productivo. Y para poder avanzar en las negociaciones con eventuales inversores que hagan posible la adaptación y escalado a nivel industrial del dispositivo, el año pasado se creó la startup Litiar.  

“Somos la primera y única empresa del país que se dedica al desarrollo de extracción electroquímica directa de litio. Es un sistema que permite obtener litio en horas; es más eficiente, usa menos agua y energía eléctrica, y no emplea químicos contaminantes”, resume Calvo, investigador superior del Conicet ad honorem, exdirector del Instituto de Química, Física de los Materiales, Medio Ambiente y Energía (INQUIMAE, de la UBA y Conicet), y cofundador de Litiar, creada con el laboratorio Laring.

La empresa diseñó un producto mínimo viable (MVP) que, en condiciones de laboratorio, recupera litio en salmuera en pocas cantidades. La etapa que sigue es testearlo y escalarlo en un entorno productivo con la meta de que, a futuro, pueda extraer miles de toneladas del mineral. “Para eso se necesitan inversiones, que pueden provenir de capital de riesgo o de la asociación con una firma que tenga la capacidad de desarrollar proyectos de ingeniería de gran porte y pueda contribuir con el escalado. Ahora tenemos un reactor de mesada, pero apuntamos a construir un prototipo industrial: una planta piloto que pueda producir 20 toneladas de litio por año para demostrar su funcionamiento”, cuenta Calvo, y revela que están en conversaciones con varias compañías.

Una vez que este método se pruebe y madure, Litiar se propone agregar valor a la minería del litio: tener patentes propias y una tecnología competitiva; licenciar su uso y contratar profesionales del sistema científico.

Litio, electrodos y sustentabilidad

El litio que se extrae en la Argentina está disuelto en las salmueras de los salares de altura, como los de las provincias de Catamarca, Jujuy y Salta. Para obtener el mineral de esa solución y transformarlo en un producto de exportación (mayormente, carbonato de litio), el método más extendido a nivel local es el de evaporación, que se realiza con energía solar en enormes piletas de agua. Pero ese proceso –argumenta Calvo- implica la pérdida de una gran cantidad de agua, es muy lento (demora aproximadamente un año y medio) y es poco eficiente, ya que no captura más del 50% del litio que está presente en la salmuera.

A fin de superar esas limitaciones, se fueron desarrollando otras tecnologías, como los métodos de extracción directa de litio (DLE, por su sigla en inglés), entre los cuales se encuentra el ideado por Calvo y su equipo, que utiliza energía eléctrica. “Las principales ventajas son su rapidez, ya que en cuestión de horas se obtiene el litio; no se consume agua por evaporación; no produce residuos; no usa reactivos químicos sino corriente eléctrica, y tiene una alta selectividad, es decir, recupera mayor cantidad de litio de la salmuera”, señala el científico que en 2017 obtuvo el premio Bright Minds Challenge (Mentes brillantes), otorgado por la firma holandesa DSM en reconocimiento a su innovación.

Este método de Litiar opera mediante procesos electroquímicos que se inducen en un reactor que trabaja de manera continua. Está basado –explica Calvo- en el funcionamiento de una batería de litio común (como la de un teléfono móvil) en el sentido de que posee un material que es capaz de introducir litio en su interior y, posteriormente, extraerlo. “En nuestro caso es igual: aplicamos una corriente eléctrica y tenemos dos materiales de electrodos que funcionan como ‘esponjas’: una selecciona litio y la otra selecciona cloruro”, afirma el investigador.

Al circular la salmuera por el reactor y aplicar corriente eléctrica, en una primera fase se capta el cloruro de litio (no se absorben el sodio o el magnesio, que son otros componentes presentes en la salmuera). En la siguiente fase del ciclo se realiza el proceso inverso: sobre la solución muy diluida de cloruro de litio que se obtuvo inicialmente, los otros electrodos de la misma corriente van devolviendo cloruro de litio en, cada vez, mayor grado de concentración. Es síntesis: se trata de un mecanismo continuo que selecciona y libera cloruro de litio en grados crecientes de concentración hasta lograr el máximo posible. Esa solución, posteriormente, se puede comercializar como cloruro de litio, o bien –tras un proceso químico- ser transformada en carbonato o hidróxido de litio. Son los tres productos que se convierten en materiales de cátodos, de ánodos y en electrolitos, los componentes de las baterías de computadoras, teléfonos y vehículos eléctricos.

Invertir para escalar el proyecto

Litiar no es la única que desarrolla tecnología DLE. “Hay otras empresas como la nuestra en el mundo. Lithios, una startup creada por científicos del MIT, en Estados Unidos, que empezó mucho después que nosotros, y Electralith, un spinoff de la Universidad Monash, en Australia”, compara Calvo. Mientras que la primera en 2024 obtuvo US$ 12 millones de capital semilla para financiar la ampliación de su plataforma de extracción de litio, Electralith el año pasado levantó US$ 27,5 millones destinados a solventar el desarrollo e implementación de su tecnología, y a construir su primera planta piloto.

Es que la adaptación de un prototipo requiere capitales. “Si necesito construir una planta piloto para sacar, por ejemplo, 20 toneladas de litio por año, necesitaré US$ 5 millones. Necesitaré tuberías, bombas y electrodos; la capacidad de fabricar o abastecerme de todos los elementos que van en el reactor. En esa etapa, por caso, se podría generarse una cadena de valor, integrada por empresas o institutos del Conicet, que provea los insumos”, expresa Calvo. Y agrega: “El escalado de la tecnología no es un proceso lineal. Se la puede ir probando desde una pequeña planta piloto instalada, por ejemplo, en un yacimiento junto a una pileta para recuperar el litio que se pierde en algunas etapas del sistema de evaporación. Es una modalidad de trabajo para calibrar la tecnología. Y la ventaja es que el proceso es modular: se puede ir pasando a escalas mayores, con inversiones crecientes. No es preciso hacer una enorme inversión desde el principio”.

De acuerdo con Calvo, para que el cambio del sistema de evaporación a una tecnología de extracción directa sea rentable, el precio de la tonelada de litio debe estar por encima de US$ 15.000. Actualmente, ronda entre US$ 18.000 y US$ 20.000.

Tecnologías de extracción competitivas

A juicio de Calvo –que obtuvo la distinción Konex-, la Argentina puede aportar valor a la industria de extracción. “Desarrollar baterías es complejo, yo creo que no se puede competir. Pero sí podemos desarrollar tecnologías de extracción que sean competitivas, eso tiene un gran valor comercial”, considera.

Su objetivo, asegura, es generar una empresa con un equipo de gente joven. Las startups que en el mundo desarrollan este tipo de sistemas “tienen 10 ingenieros trabajando; nosotros, en cambio, ahora empleamos solo dos”. Pero el escenario puede ser otro. “Si captamos inversiones, podemos contratar más gente y avanzar más rápido –sostiene-. La idea es que Litiar sea una empresa argentina, con participación de otros socios como accionistas y profesionales, ingenieros y científicos: un equipo que genere riqueza desde el conocimiento y le dé continuidad futura al proyecto.”

, Mariana Pernas

La compañía Coral Energía concretó a través de un préstamo sindicado por US$ 12,2 millones, otorgado por el Banco Nación, el Banco Ciudad y el Banco Industrial, un financiamiento que le garantiza los recursos para avanzar con la infraestructura comprometida en energías renovables en diversas regiones del país. La firma prevé tener operativos hacia fin de año los primeros 150 Mw de almacenamiento y analiza oportunidades para incursionar en otras tecnologías, explicaron voceros de la energética que integra el grupo industrial Corven.

Este nuevo tramo financiero complementa y ratifica el esquema inicial de financiamiento obtenido en 2025 mediante un primer préstamo sindicado de US$ 60 millones con las mismas entidades. Los fondos de esta segunda línea permitirán fondear la construcción de cuatro parques solares en la provincia de Córdoba, los cuales aportarán una potencia conjunta de 20 megavatios (MW) distribuidos en las localidades de Villa María, San Francisco, Cruz del Eje y San Francisco del Chañar, este último con una capacidad de 9 MW.

En paralelo, la empresa avanza en las negociaciones con la Corporación Interamericana para el Financiamiento de Infraestructura (CIFI) para estructurar el capital de sus dos proyectos de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica con baterías (BESS). Estas iniciativas, adjudicadas en la convocatoria Alma GBA por una potencia de 100 MW, se localizarán en el Parque Industrial de Pilar, provincia de Buenos Aires, y proyectan el inicio de los trabajos en el terreno para el próximo mes de julio, con una inversión estimada de US$ 90 millones.

La estrategia en almacenamiento representa uno de los ejes del desarrollo del portfolio para la organización, que también formalizó su participación en la licitación federal Alma SADI. En dicha convocatoria nacional, la firma presentó 17 proyectos BESS (Battery Energy Storage System), operando 14 de ellos bajo gestión directa y tres en vinculación con la Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC). Con esta cartera, la compañía pretende desarrollar una capacidad proyectada de 600 MW bajo contratos de abastecimiento a 15 años con Cammesa.

El desarrollo del portfolio solar

En lo que respecta a la generación fotovoltaica, Coral Energía ejecuta actualmente siete parques adjudicados bajo el programa RenMDI, respaldados por el primero de los crédito sindicado de US$ 60 millones. Las obras civiles y electromecánicas se distribuyen en las localidades de Bandera y Añatuya en Santiago del Estero; Santa Catalina y Bella Vista en Corrientes; Ceres y Venado Tuerto en Santa Fe; y San Pedro en San Juan, sumando un total de 90 MW en ejecución.

La empresa prevé un cierre de año con fuerte actividad operativa gracias a las próximas inauguraciones planificadas, que incorporarán unos 150 MW al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Entre estos desarrollos se destaca el Parque Solar San Carlos, en San Juan, ejecutado en convenio con Energía Provincial Sociedad del Estado (EPSE), junto con las cuatro plantas solares situadas en Santa Fe.

El despliegue santafesino contempla la puesta en marcha inminente de la central de Firmat, la cual completará la primera etapa provincial junto con los parques ya operativos de Arrufó, San Javier y San Guillermo. La habilitación de Firmat aportará 5 MW adicionales, consolidando un bloque de 20 MW en dicha jurisdicción para abastecer a unas 10.000 familias.

De acuerdo con las proyecciones financieras y operativas de la organización, la paulatina entrada en operación comercial de este portafolio diversificado de generación limpia y almacenamiento optimizará la matriz de ingresos de la firma. Se estima que la totalidad de los activos en marcha devengará una facturación anual de US$ 40 millones hacia 2027.

, Ignacio Ortiz

Sebastián Arismendi, geólogo, consultor, docente y durante ocho años responsable de exploración en Cuenca Argentina Norte (CAN) en YPF consideró que «sería una anomalía que no haya hidrocarburos en el offshore profundo con los casi 6,5 millones de kilómetros cuadrados que tiene la plataforma continental, de los cuales por lo menos más de un millón son áreas prospectables, es decir cuencas sedimentarias donde se puede buscar recursos».

Tal afirmación se sostiene en que la integración de datos geofísicos recopilados durante décadas en el lecho del Mar Argentino indica que la zona posee un potencial de recursos cercano a los 31.000 millones de barriles equivalentes de petróleo. Por sus dimensiones, esta riqueza latente es considerada comparable o eventualmente superior a la de Vaca Muerta, lo que motiva el interés explorador en la región.

Arismendi explicó que aunque la frontera de aguas profundas permanece prácticamente inexplorada, la plataforma continental cuenta con un historial de alrededor de 180 pozos perforados desde la década de 1930. La gran mayoría de estas operaciones se concentró en aguas someras cercanas a la costa o como continuidad de yacimientos terrestres.

“La ventana exploratoria regional se encuentra en un momento de fuerte dinamismo. Los programas de sísmica 3D en la cuenca de Pelotas en Brasil, la presencia de operadores internacionales en bloques de Uruguay y los descubrimientos en el margen conjugado de las costas africanas confirman que el Atlántico Sur es una de las áreas más atractivas para la inversión petrolera global”, destacó el especialista en el programa Transición Energética en Radio Led.

Las expectativas sobre la riqueza en el lecho marino se retomaron con las recientes referencias del presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, quien anticipó que la compañía busca capitalizar experiencia internacional en la región antes de retomar las perforaciones profundas en territorio argentino. El ejecutivo confirmó que la petrolera prevé iniciar operaciones hacia fines de 2027 o principios de 2028 en el bloque OFF-5 del offshore de Uruguay en sociedad con la italiana ENI.

Los análisis geológicos indican que esta área en el país vecino comparte similitudes estructurales con la cuenca Orange de Namibia, en el margen africano, donde se registraron descubrimientos de alta escala. Para Arismendi, el éxito en estas áreas fronterizas dinamizará toda la costa atlántica: «Uruguay va a perforar unos pozos ultraprofundos y eso puede desencadenar, en caso de ser exitoso, un círculo virtuoso importante».

El mar profundo más inexplorado del mundo

A pesar de la creencia generalizada de que el Mar Argentino carece de antecedentes, la actividad productiva cuenta con un desarrollo consolidado en la Cuenca Austral, frente a las costas de Tierra del Fuego. Los yacimientos explotados por TotalEnergies y sus socios desde fines de la década de 1980, con una producción marina actual de entre un 18% y un 20% del total del gas consumido en el país.

La historia de la exploración en la plataforma continental argentina comenzó formalmente en la década de 1930 y se intensificó durante los años 60. A la fecha, existen alrededor de 180 pozos perforados en el Mar Argentino, de los cuales unos 130 poseen carácter exploratorio, aunque la gran mayoría se ejecutó en aguas someras cercanas a la costa.

«Los geocientistas sabemos desde hace tiempo, a través de la recopilación de todos los datos, que la historia en la Argentina es bastante larga y rica», detalló Arismendi, al precisar que el verdadero salto tecnológico se debe dar hacia el segmento de aguas profundas.

Incursionando en esta frontera ultraprofunda, la densidad de perforaciones es sumamente baja y registra solo dos antecedentes. El primero fue el pozo Malvinas X-1, perforado en 2011 por YPF a 500 metros de profundidad de agua; el segundo correspondió al pozo Argerich, operado en 2024 por Equinor en la Cuenca Argentina Norte (CAN-100), a 1.500 metros de profundidad de agua y con 4.000 metros de perforación.

Pese a que este último resultó «pozo seco» debido a fallas en los procesos de carga y migración de los hidrocarburos, el especialista remarcó que «el pozo Argerich en cuanto a lo que fue la prognosis geológica fue muy bueno«. Las estimaciones técnicas previas para el prospecto preveían una producción diaria de entre 200.000 y 210.000 barriles por día durante 8 a 10 años.

Arismendi explicó que actualmente, las operaciones a más de 300 kilómetros de la costa demandan buques de perforación (drill ships) o plataformas semisumergibles con sistemas de posicionamiento dinámico, cuyos costos por pozo exploratorio oscilan entre los 80 y 140 millones de dólares. Según el geólogo, para atenuar estos costos fijos resulta indispensable asegurar «una continuidad y que haya una serie de actividades sucesivas«.

Para la etapa de desarrollo, la industria global avanza hacia sistemas submarinos donde los módulos de tratamiento, almacenamiento e inyección se instalan directamente en el lecho marino y se monitorean de forma remota mediante drones, prescindiendo de las grandes unidades flotantes tradicionales (FPSO).

El especialista remarcó que un descubrimiento exitoso impulsará un entramado industrial, logístico y portuario que obligará a la Argentina a incorporar competencias técnicas de operadores internacionales. Dado que la construcción de gasoductos troncales en aguas profundas resulta económicamente inviable, el petróleo se exportará de manera directa desde las facilidades flotantes hacia los buques tanques.

Actualmente, las empresas adjudicatarias de la Ronda 1 del Plan de Exploración Offshore Costa Afuera, lanzada en 2018, avanzan con demoras en el procesamiento de datos y la diagramación de sus programas de perforación obligatorios en los bloques concesionados de las cuencas Argentina Norte, Malvinas Oeste y Austral.

, Ignacio Ortiz

Cuando se analiza la organización de un Mundial de fútbol suelen destacarse los aspectos deportivos, tecnológicos o logísticos. Sin embargo, detrás de cada partido existe una infraestructura silenciosa que resulta determinante para el funcionamiento de los estadios: los sistemas de climatización y control ambiental con un consumo energético optimizado.

La regulación de la temperatura, la calidad del aire, la humedad y la circulación de aire se han convertido en factores clave para garantizar condiciones adecuadas para futbolistas, espectadores y superficies de juego. Con el aumento de las temperaturas y los fenómenos climáticos extremos la climatización dejó de ser un servicio complementario para transformarse en un componente estratégico de la infraestructura deportiva.

En ese sentido, la Copa Mundial de la FIFA Qatar 2022 fue un gran precedente: representó uno de los proyectos de ingeniería climática más ambiciosos de la historia reciente del deporte. En un país donde las temperaturas pueden superar los 40°C durante gran parte del año, el desafío consistía en generar condiciones confortables en estadios abiertos y semiabiertos sin comprometer la eficiencia energética.

Para lograrlo, los ocho estadios mundialistas incorporaron sistemas avanzados de refrigeración capaces de mantener temperaturas controladas tanto en las tribunas como en el campo de juego.

En ese contexto, Daikin, subsidiaria de la compañía japonesa Daikin Industries Ltd., participó en el desarrollo de soluciones de climatización para la totalidad de los estadios utilizados durante la Copa Mundial, además de centros de entrenamiento e infraestructura complementaria.

El proyecto incluyó más de 124.000 toneladas de refrigeración instaladas mediante sistemas diseñados para optimizar el consumo energético y garantizar condiciones ambientales estables en instalaciones de gran escala.

La climatización, pieza clave en este Mundial 2026

El desafío climático constituyó una variable central durante la gestación del actual Mundial con sede en Estados Unidos, México y Canadá. En ese sentido, la FIFA confirmó que el cooling break o pausa de hidratación será obligatorio en todos los partidos, incluso en aquellos en los que las condiciones climáticas no lo exijan y como parte de una estrategia orientada a proteger la salud y el rendimiento de los jugadores.

Al mismo tiempo, las ciudades sede implementaron medidas complementarias para los asistentes, que incluyen desde estaciones de hidratación, zonas de enfriamiento hasta espacios con sistemas de nebulización y carpas climatizadas.

La decisión refleja una tendencia cada vez más visible en la planificación de grandes eventos: la necesidad de adaptar la infraestructura a escenarios climáticos más exigentes.

«Los grandes eventos deportivos muestran algo que cada vez vemos con más frecuencia en múltiples industrias: la climatización dejó de ser un servicio complementario para convertirse en una pieza estratégica de la infraestructura. Hoy hablamos de soluciones que contribuyen al confort de las personas, al cuidado de los recursos energéticos y a la sostenibilidad de los espacios», señaló Carlos Sorrenti, gerente de División Comercial de Daikin Argentina.

El césped: otro protagonista que depende del control ambiental

Además del bienestar de jugadores y espectadores, la climatización desempeña un papel fundamental en la conservación del césped, uno de los activos más importantes dentro de un estadio.

Las superficies deportivas requieren parámetros específicos de temperatura, humedad y ventilación para mantener condiciones óptimas durante toda la competencia. Por esa razón, los recintos más modernos incorporan sistemas inteligentes capaces de monitorear variables ambientales en tiempo real y realizar ajustes automáticos según las necesidades operativas.

Este tipo de tecnologías permite preservar la calidad del terreno de juego incluso bajo condiciones climáticas adversas o frente a una intensa utilización de las instalaciones.

La incorporación de soluciones de climatización de alta eficiencia no es exclusiva de los grandes torneos internacionales. En Argentina, uno de los ejemplos más destacados es el Estadio Único Madre de Ciudades, ubicado en Santiago del Estero, una de las provincias con mayores temperaturas promedio del país.

El estadio fue diseñado para responder a exigentes requerimientos de confort y eficiencia energética. La climatización estuvo a cargo de Daikin, que desarrolló un sistema adaptable a los distintos usos y niveles de ocupación de cada espacio. La infraestructura abarca vestuarios, salas de prensa, zonas mixtas, cabinas para periodistas, museo y otras áreas operativas del estadio.

El sistema combina diferentes tecnologías de climatización de alta eficiencia con una capacidad total de 430 HP, permitiendo acondicionar cada ambiente de manera independiente según sus necesidades específicas. Además, se administra a través de una plataforma centralizada de monitoreo que facilita la operación, el mantenimiento y la optimización del consumo energético.

A tres años de su puesta en funcionamiento, el estadio continúa operando con elevados niveles de desempeño, consolidándose como un ejemplo de integración entre confort, eficiencia energética y gestión inteligente de infraestructura.

Infraestructura preparada para optimizar el uso de la energía

La creciente incorporación de sistemas de climatización avanzados en estadios refleja una transformación más amplia que atraviesa a la infraestructura deportiva global.

«Durante años, la climatización fue percibida como un aspecto secundario dentro de la infraestructura deportiva. Hoy vemos que es una herramienta estratégica para enfrentar los desafíos que plantea el cambio climático, mejorar la experiencia de las personas y optimizar el uso de la energía. Gran parte de estas soluciones son invisibles para el público, pero resultan fundamentales para que un estadio funcione de manera eficiente y sostenible», agregó Sorrenti.

Aunque gran parte de estas tecnologías permanece fuera de la vista de los espectadores, su impacto resulta cada vez más relevante. La experiencia de Qatar 2022 y este Mundial 2026 muestran que los estadios del futuro estarán definidos no solo por su capacidad o diseño arquitectónico, sino también por su inteligencia energética y su capacidad de adaptación climática.

, Loana Tejero

La Legislatura de Neuquén votará este miércoles 24 el acuerdo que firmó el gobierno de Rolando Figueroa con YPF para otorgar estabilidad fiscal y un régimen de regalías diferenciales al proyecto para producir GNL con el gas de Vaca Muerta. El oficialismo cuenta con los votos para sancionar la ley, pero lo hará por la noche para evitar que coincida con la movilización que convocaron los principales sindicatos estatales.

La sesión comenzará a las 18 y no a las 10 como sucede habitualmente. La decisión la tomaron hoy los diputados jefes de bloque en la reunión de Labor Parlamentaria para no tener que sancionar el proyecto en un clima de protesta. Uno de los puntos que se analizaron fue que, durante la mañana, funciona el jardín maternal de la Legislatura y también asisten estudiantes a la biblioteca ubicada en el edificio.

El objetivo es darle tratamiento en general durante la tarde cuando ya no haya manifestantes y, a la medianoche, iniciar una segunda sesión para que la ley quede aprobada en particular.

Las organizaciones habían convocado a una concentración a las 10 en el centro de la capital para marchar hacia el edificio legislativo bajo la consigna «no a la baja de regalías». Según pudo saber EN/CLAVE, mantendrán el horario pese a la «gambeta» resuelta por los legisladores.

El proyecto que llega al recinto tras el despacho de las comisiones de Asuntos Constitucionales, Presupuesto y Energía contempla una flexibilización del porcentaje de regalías que cobrará la provincia a través de un esquema de bandas que oscilarán entre el 7,5%, el 10% o el 12% según sea la rentabilidad del proyecto.

También le otorga estabilidad fiscal al proyecto por 30 años, que incluye el no cobro de Ingresos Brutos a la venta de los hidrocarburos que tengan como destino final la exportación, y la exención del pago del Impuesto a los Sellos sobre el acta acuerdo.

Además, obliga a YPF a pagar a la provincia un «bono de infraestructura» de 175 millones de dólares.

Búsqueda de apoyos

El oficialismo de Rolando Figueroa llega cómodo en el recuento de votos para aprobar la ley, aunque con cierto ruido político que habría preferido evitar.

A los planteos que ya hicieron los bloques opositores del kirchnerismo y la izquierda en contra del acuerdo con YPF se sumaron los sindicatos estatales y otras organizaciones sociales que advierten por la eventual pérdida de recursos que significaría para Neuquén el esquema de regalías diferenciales.

El gobierno, que presentó esta ley como un «hito fundacional» similar al que inició la explotación no convencional en Loma Campana, en 2013, se dedicó en los últimos días a incentivar comunicados y manifestaciones de apoyo de municipios, sindicatos aliados y cámaras empresarias para intentar contrarrestar esos argumentos.

Se buscó dar una imagen de acuerdo mayoritario de todos los sectores de la sociedad frente a una minoría política y sindical que tampoco sería representativa en la Cámara.

De 35 bancas que tiene la Legislatura de Neuquén, al menos 25 votarían a favor, entre los que se cuentan a los diputados de Comunidad, el PRO y el MPN.

En contra ya se manifestaron los dos miembros del FIT, Andrés Blanco y Julieta Ocampo; los tres de Unión por la Patria, Darío Martínez, Lorena Parrilli y Darío Peralta; e integrantes del interbloque Neuquén República que agrupa a César Gass (UCR), Mónica Guanque, Federico Méndez y Cecilia Papa (Democracia Neuquén). La quinta diputada de este espacio, Brenda Buchiniz (Cumplir-LLA), dijo a este medio que aún no tenía resuelto su voto.

Una demostración de fuerza

Los sindicatos y organizaciones que se movilizarán el miércoles a la Legislatura saben que no tienen fuerza para torcer la votación, pero esperan hacer una demostración numérica que empañe el escenario de consenso que buscó mostrar el gobierno.

«Lo importante es que se vea la magnitud de la marcha», afirmó a EN/CLAVE un referente estatal que está organizando la marcha.

La mayoría de los gremios se concentrará en el monumento a San Martín del centro de la capital a las 10 y, desde allí, recorrerá unos dos kilómetros hasta el edificio de la Legislatura. En cambio, ATE, que llevará una de las principales columnas, iniciará el recorrido desde la sede de su gremio.

Entre las organizaciones sindicales que anticiparon su participación también se cuenta a ATEN, que representa a los maestros; a Sejun, de los trabajadores del Poder Judicial; y a Adunc y Apunc, de docentes y no docentes de la Universidad Nacional del Comahue. También convocó a movilizarse en contra del acuerdo con YPF el sector de la Confederación Mapuche más enfrentado con el gobierno y que nuclea a las comunidades que están en la zona de influencia de Vaca Muerta.

Los dirigentes esperan montar un acto en las inmediaciones de la Legislatura para darle un cierre a la protesta que, en principio, no inquieta al oficialismo en cuanto a la posibilidad de que se genere un conflicto que fuerce una actuación policial.

Estatales o privados: quiénes están a favor

La oposición al acuerdo entre Neuquén e YPF para generar un régimen promocional que posibilite la concreción del proyecto de GNL con el gas de Vaca Muerta proviene, principalmente, del sector estatal.

Casi todo el arco gremial vinculado a los trabajadores públicos, a excepción del que nuclea a los empleados legislativos, ANEL, se manifestará el miércoles en contra del proyecto por entender que resigna recursos para la provincia.

Se trata de un sector que depende directamente de los ingresos corrientes que recibe Neuquén por la coparticipación federal, cada vez más escasa, impuestos provinciales como Ingresos Brutos y las regalías que deja la explotación hidrocarburífera.

El gobierno destina alrededor de 360.000 millones de pesos por mes, casi un 60% de lo que recauda, al pago de salarios de unos 70.000 trabajadores estatales. ATE ya anticipó que el miércoles le pedirá al gobierno, en el contexto de la manifestación, que convoque a discutir la paritaria del segundo semestre.

El apoyo al proyecto, en cambio, lo manifestaron los sindicatos del sector privado como los Petroleros de Marcelo Rucci y el Centro de Empleados de Comercio que conduce el diputado del MPN, Ramón «Colo» Fernández, ambos aliados de Rolando Figueroa.

Los petroleros consideraron el acuerdo con YPF como «un paso necesario para garantizar nuevas inversiones, sostener la actividad a largo plazo y multiplicar las oportunidades laborales para las futuras generaciones».

Desde el gremio de comercio, uno de los principales empleadores de la provincia, afirmaron que el desarrollo del GNL no solo fortalecerá a la industria petrolera, sino que tendrá «un efecto multiplicador» sobre toda la economía de Neuquén como la construcción, el transporte, los servicios «y, en definitiva, el comercio local, que depende directamente de que haya actividad, salarios y consumo».

, Andrea Durán

El Poder Ejecutivo Nacional oficializó la nueva reglamentación de la Ley de Inversiones Mineras 24.196, una medida altamente esperada por el sector extractivo, a más de 30 años de vigencia. La normativa introduce una serie de adecuaciones orientadas a actualizar la aplicación del régimen vigente a las nuevas realidades productivas, tecnológicas y administrativas del mercado global.

La nueva reglamentación se concretó a través de la publicación este martes del Decreto 482 en el Boletín Oficial, y cuyos lineamientos habían sido anticipados por EconoJournal en diciembre, al dar conocer el trabajo que se estaba desarrollando para simplificar y actualizar la normativa.

La premisa manifestada es la de «optimizar la competitividad del sector y la eficiencia en la gestión estatal«, para lo cual en julio pasado ya se habían sumado modificaciones a la Ley 24.196, orientadas a la desregulación y la modernización de los procedimientos.

La nueva norma sustituye el Decreto 2686 del 28 de diciembre de 1993 y tiene como eje central fortalecer el esquema normativo para los proyectos más allá del vigente Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Se busca, en primera instancia, asegurar la convivencia estratégica entre ambas normas, pero luego promover la accesibilidad y agilidad de la propia ley que por definición trascenderá al régimen.

La histórica Ley de Inversiones Mineras, bien valorada por la industria, tiene como uno de los principales incentivos la garantía de estabilidad fiscal por un período de 30 años, durante el cual las empresas mineras no ven incrementada su carga tributaria. También prevé la deducción del Impuesto a las Ganancias, la devolución del IVA y la amortización acelerada de inversiones, entre otros, y la importación de bienes de capital, equipos e insumos con exenciones de derechos y otros gravámenes.

Desde la cartera se explicó que los cambios buscan «terminar con la discrecionalidad y el alto nivel de incumplimiento» que caracterizó la aplicación de la normativa para el sector desde su sanción legislativa. En ese sentido, se aseguró que la Ley de Inversiones Mineras y el RIGI no son excluyentes, sino complementarios, tal como lo habilita la Ley de Bases, con la condición de que los beneficios elegidos «no sean de la misma naturaleza y no se superpongan».

Los principales cambios que actualizan la Ley 24.196

Entre las modificaciones más destacadas de la nueva reglamentación figura la agilización del sistema de importaciones para insumos, repuestos y bienes de capital destinados a la minería. El esquema previo de autorizaciones y certificaciones manuales quedó reemplazado por un sistema interoperable a través de la Ventanilla Única de Comercio Exterior Argentino (VUCEA), que conecta en un plazo máximo de cinco días hábiles a la autoridad de aplicación con el Sistema Informático Malvina de la Aduana, optimizando el control y la trazabilidad del beneficio arancelario.

Asimismo, el reglamento establece por primera vez en el marco de la ley la definición formal de “proyecto minero”, delimitándolo como el conjunto de acciones, obras y bienes destinados al descubrimiento, valoración, cuantificación, preparación, desarrollo, extracción, transporte y comercialización de minerales de uno o más yacimientos. En función de este cambio, las empresas quedan obligadas a presentar sus declaraciones juradas e informes económico-financieros de manera individualizada a través de la plataforma de Trámites a Distancia (TAD).

Respecto al tratamiento fiscal de las inversiones, la norma otorga una mayor precisión al alcance de la estabilidad fiscal, la cual llega a nuevos emprendimientos o ampliaciones que incrementen la capacidad productiva. El texto determina un plazo de sesenta días hábiles para que la autoridad dicte el acto de aprobación tras evaluar el estudio de factibilidad técnica, fijando con claridad que la fecha de origen del beneficio será la del día de la presentación original.

Otro aspecto clave de la reforma es la optimización del mecanismo de devolución del crédito fiscal del Impuesto al Valor Agregado (IVA) acumulado durante las etapas de prospección, exploración y ensayos metalúrgicos. Para agilizar los tiempos financieros de las compañías, la autoridad de aplicación deberá expedirse sobre la pertinencia técnica en treinta días hábiles, abriendo paso a que la Agencia de Recaudación y Control Aduanero (ARCA) emita el acto administrativo final de admisión en un plazo no mayor a otros treinta días hábiles.

En otro plano, se incorporó la opción de contratar un seguro ambiental obligatorio como un mecanismo de garantía real externa en lugar de constituir de forma exclusiva la previsión especial anual. Esta figura traslada el riesgo a un tercero solvente y regulado, logrando la armonización del artículo 23 de la Ley de Inversiones Mineras con la Ley General del Ambiente 25.675, lo que evita la duplicación de exigencias impositivas y la superposición de esfuerzos administrativos por parte de las operadoras.

La flexibilización también alcanza la integración regional de los procesos de tratamiento de minerales, extendiendo el radio de influencia a quinientos kilómetros de los yacimientos ubicados en territorio nacional y exigiendo que provean no menos del 50% en peso de sus insumos minerales. Esta ampliación busca fomentar el desarrollo de proveedores locales, optimizar la competitividad logística y consolidar el asentamiento poblacional e industrial en regiones aisladas o con bajo índice de empleo fabril.

La normativa también introduce la figura de «bienes reacondicionados» para equipamiento usado que pase por un proceso documentado de restauración, permitiendo su importación y fijando pautas proporcionales para el cálculo de su vida útil amortizable en el Impuesto a las Ganancias. Adicionalmente, implementa la constitución obligatoria del domicilio legal electrónico y define exigencias estrictas para los prestadores de servicios mineros, quienes deberán certificar anualmente un porcentaje mínimo de facturación vinculado directamente a la actividad.

, Ignacio Ortiz

Flavia Royón, ex secretaria de Minería y Energía de la Nación; Leandro Seoane, secretario de la Cámara Argentina de Construcción Modular e Industrializada (CACMI); Juan Biset, socio de Nicholson y Cano Abogados; y Santiago Bulat, economista y jefe de IDEA y socio de consulta Invecq Consulting, debatieron en el cuarto episodio de Aguas Arriba sobre el desarrollo de proveedores para la industria minera.  

El disparador fue la importación de módulos habitacionales de la empresa PowerChina para el campamento minero de Vicuña, el proyecto de cobre más importante del país, con una inversión prevista de 18 mil millones de dólares. Aunque desde las mineras Lundin Mining y BHP afirmaron que se trataría de sólo el 25% del campamento final -por lo que habría nuevas licitaciones a futuro-, la decisión disparó las alarmas en la industria y preocupó a un sector que afirma no haber sido llamado a concursar, pese a asegurar que cuentan con capacidad instalada y precios competitivos.

Leandro Seoane, quien además de integrar CACMI es director de la empresa de construcción modular 4housing, explica que, al solo haber participado una empresa nacional en la licitación, no es posible ponderar la competitividad real de toda la oferta argentina respecto de la China, lo que abre interrogantes sobre cuáles son los criterios que finalmente pesan al momento de elegir proveedores internacionales por sobre los locales.

Juan Biset considera que a las grandes operadoras muchas veces “les gana la aversión al riesgo y la necesidad de apurarse”. Según el consultor, en proyectos mineros con este volumen de CAPEX, cada minuto cuenta y cada demora tiene un costo, por lo que “gana el ‘compremos a un proveedor que conozco porque bajo el riesgo y me aseguro de que estoy en plazos’”, explica.

Sin embargo, Seoane lo evalúa como una decisión apresurada e incluso riesgosa, teniendo en cuenta la complejidad técnica del terreno. Desde su rol en la CACMI se encuentra trabajando en un informe de capacidad instalada de alrededor de 60 empresas nacionales de construcción modular con el objetivo de demostrar la capacidad existente, suficiente para cubrir los requerimientos de escala de estos proyectos, con trayectoria demostrada en obra. “Yo estoy convencido de que, si nosotros terminamos de acreditar nuestra capacidad a las mineras y a todas las empresas que están por desarrollar proyectos con el RIGI, esto va a cambiar”, afirma.

El desafío de desarrollar proveedores locales

Más allá del caso Vicuña en particular, la preocupación radica en el precedente, ya que el proyecto cuprífero es uno de los primeros en acceder al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) en minería y podría marcar una forma de trabajo a futuro en el incipiente mercado minero argentino.

Flavia Royón considera el acontecimiento como un llamado de atención para el sector en general, y recuerda que el RIGI ofrece beneficios fiscales a las empresas con la expectativa de que vuelva en forma de desarrollo de proveedores, mano de obra y generación de empleo.

Para la ex funcionaria no se trata de no importar, sino de hacerlo solo en los casos en los cuales la Argentina no produzca o no cuente con el know-how necesario. “Esto va mucho más allá de si la decisión fue acertada o no, sino de cuál es la foto que queremos, porque no estamos hablando de 100 proyectos, sino de oportunidades que se cuentan con los dedos de la mano”, sintetiza.

Biset coindice y profundiza: “Es una discusión sobre cómo va a ser percibida la minería que arranca”. Para el consultor, ese debate no es sólo una cuestión entre particulares ni una responsabilidad del área de compras del cliente, sino que el Estado debería operar como articulador para acercar la propuesta de los proveedores a las operadoras, mapeando a aquellas que cuenten con las capacidades necesarias para responder a las demandas en tiempo y forma. La decisión final será de la operadora pero, afirma Biset, como mínimo las empresas locales deberían participar del proceso.

Según los entrevistados, la solución de una articulación entre los actores sería superadora al compre local, el cual les quita competitividad a los proyectos, ya que obliga a las empresas a comprar productos que efectivamente podrían ser importados. “Los compres locales no lo son al 100%, hay un porcentaje que sí se habilita por diferentes cuestiones. Todo tiene que ser en el marco de una racionalidad y también de una visión compartida, construida en el sector público privado”, afirma Royón.

Los condicionantes para la competitividad

Por otro lado, Santiago Bulat advirtió que el debate no puede desligarse de las condiciones de competitividad que enfrenta hoy la industria argentina.

El economista sostuvo que muchas empresas operan con costos financieros superiores a los de sus competidores internacionales, una elevada carga tributaria y mayores dificultades para acceder al crédito, factores que terminan condicionando su capacidad para competir con proveedores del exterior.

En ese sentido, consideró que la discusión no debería centrarse exclusivamente en restringir las importaciones, sino en generar mecanismos que permitan fortalecer la oferta local. Como ejemplo mencionó la experiencia australiana, donde antes de contratar proveedores extranjeros las compañías realizan una búsqueda de alternativas nacionales y solo recurren al exterior cuando no existe una opción competitiva disponible.

Seoane asegura que el sector no tiene inconvenientes en asociarse con firmas extranjeras e, incluso, afirma haberlo hecho en varias oportunidades para afrontar desafíos técnicos que excedían las capacidades disponibles en el país.

El empresario coincide en que la participación del sector público como mediador podría ser una solución, y como representante de parte del sector industrial declara: “nosotros tenemos capacidad, tenemos conocimiento técnico y estamos tratando de armar una mesa de trabajo con las corporaciones. No pueden desconocer que existen empresas en Argentina. Quizá lo que falta en esta instancia es un espacio para exponer, generar confianza con las corporaciones y tratar de que aquí en adelante, de mínima, podamos participar”.

, Redaccion EconoJournal

La filtración de un reporte interno de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) sobre aspectos del diseño del reactor CAREM que aún generan dudas sobre su seguridad operativa levantó polémica en los últimos días. Una observación principal del reporte es sobre los ensayos y estudios que validan la seguridad de refrigerar el circuito primario por el método de convección natural, una característica innovadora y distintiva del diseño del reactor.

Sin embargo, la ex presidenta de la CNEA entre 2021 y principios de 2024, Adriana Serquis, aseguró que los autores del reporte no tuvieron en cuenta toda la documentación técnica que solicitaron a fines de evaluar esos aspectos y recomendar cómo proseguir con el desarrollo del proyecto, en una entrevista concedida al ciclo El Fondo Del Pozo.

El reporte en cuestión es la Revisión Crítica de Diseño del CAREM ordenada durante la presidencia de Germán Guido Lavalle. Se trata de una revisión independiente del estado de desarrollo de la ingeniería del proyecto CAREM, concluida en 2024 por una comisión de pares revisores, compuesta en su totalidad por ingenieros de reconocida trayectoria en el sector.

En respuesta al reporte, Serquis dijo que se trata de una versión parcial y que los puntos críticos del diseño observados por el comité fueron refutados con la presentación de documentación técnica.

“Tenemos los mejores especialistas en seguridad nuclear del mundo. Esas personas sienten muy ofensivo este reporte. El gobierno entró con gente que decía que haría una revisión de todo el proyecto, desde lo financiero a lo técnico. Se les presentaron más de 1700 documentos técnicos pero no los leyeron”, aseguró.

Ahora bien: sobre la objeción de Serquis al trabajo del comité revisor, una fuente con acceso a la conducción del organismo científico respondió a EconoJournal que “no hubo refutaciones en CNEA a la revisión de pares”.

El CAREM es un prototipo de reactor modular pequeño (SMR) de 25 MW eléctricos. La construcción del reactor en el complejo Atucha en Lima entró en pausa el año pasado ante las dificultades de proseguir con las obras sin tener concluida por completo la ingeniería definitiva del reactor.

Mientras tanto, la conservación del edificio del reactor y de equipamiento en el predio del proyecto en Lima presenta importantes dificultades por la priorización del presupuesto de la CNEA a la finalización del reactor multipropósito RA-10.

CAREM: qué dice el reporte de CNEA sobre la seguridad del reactor

El reporte, visto por EconoJournal, pone el foco en distintos aspectos a resolver de la ingeniería del CAREM, organizados por temáticas. Un aspecto especialmente analizado fue la refrigeración del circuito primario del reactor mediante un sistema por convección natural, una de las características más innovadoras del diseño.

Los revisores evaluaron que ese sistema presenta “incertidumbres” que deben ser minimizadas con la colocación de bombas para garantizar la circulación del agua. Sin embargo, esta solución es criticada por algunas fuentes desde dentro del organismo.

Los temas revisados fueron agrupados en seis áreas:

• Termo-hidraúlica,
• Generadores de vapor,
• Recipiente de presión,
• Mecanismos de control de reactividad,
• Núcleo y
• Varios.

Para la revisión se solicitó documentación técnica a los responsables de las distintas áreas abocadas al desarrollo del CAREM. De la evaluación de la documentación presentada, el comité concluyó que “el desarrollo de la ingeniería del reactor CAREM25 no presenta un grado de avance con el cual se pueda inferir que su funcionamiento será seguro”.

En lo que respecta al análisis de la termo-hidraúlica del reactor, se realizaron distintas observaciones relacionadas con el sistema de refrigeración por convección natural y el flujo crítico de calor.

La refrigeración por circulación natural en el circuito primario es un aspecto innovador y central del diseño: se consigue ubicando con diferencia de altura a la fuente caliente (el núcleo) y la fuente fría (los generadores de vapor), de forma tal que el agua sube al calentarse en el núcleo y desciende al enfriarse (tras entregar su calor a lo largo del generador de vapor).

Un sistema de ese tipo eliminaría la necesidad de tener bombas en el circuito primario para garantizar el enfriamiento en caso de una pérdida de energía externa. Sin embargo, los revisores señalan que no se realizaron suficientes estudios que garanticen el funcionamiento de la convección natural con una baja incerteza de falla. En consecuencia, los autores recomendaron “agregar bombas en el primario para minimizar las incertidumbres que genera la convección natural”.

EconoJournal consultó con fuentes dentro del organismo sobre las observaciones y recomendaciones realizadas por el comité de expertos. Fuentes gremiales circularon un reporte sin firma en el que convalidan algunas de las observaciones y recomendaciones realizadas por el comité, aunque se rechaza por completo la observación de que no se realizaron suficientes ensayos para confirmar el funcionamiento de la convección natural.

Los ensayos habrían sido realizados en el Laboratorio de Estudios Termo-hidraúlicos en Pilcaniyeu. “El énfasis puesto en atacar la convección natural fue con el propósito de hacer una reingeniería del prototipo que duraría 3 años más (dicho por la intervención del CAREM en su momento)”, dice el reporte circulado por los gremios.

Otra conclusión del comité es una crítica al avance de la obra civil en el edificio de contención del reactor. «Se han adoptado decisiones de construcción de la obra civil cuyo diseño depende del diseño del reactor, el que no está terminado«, cuestiona el reporte.

Comité revisor del CAREM: Su conformación

El comité revisor del CAREM estuvo integrado por once ingenieros bajo la coordinación del doctor en ingeniería nuclear, Víctor Herrero. También destaca el ex presidente de Nucleoeléctrica e ingeniero electrónico, Eduardo Nies. El resto del equipo de revisores esta conformado por Alejandro Clausse, Carlos Lecot, Eduardo Villarino, Miguel Schivo, Raúl Marino, Osvaldo Azpitarte, Marcelo Bercellini, Fabián Bonetto y José Gonzalez.

Los revisores fueron elegidos teniendo en cuenta su participación en distintos momentos del proyecto CAREM y/o el conocimiento profundo de los temas a revisar basado en su investigación científica y experiencia profesional. Algunos desarrollan su actividad profesional en la CNEA, otros pertenecen a empresas que participan del proyecto como contratistas principales, y otros han desarrollado actividades de investigación en temas de diseño, construcción, operaciones y seguridad de reactores nucleares.

, Nicolás Deza

Varias empresas multinacionales del sector energético que operan en la Argentina comenzaron durante junio a girar dividendos al exterior, según indicaron a EconoJournal fuentes privadas de distintas compañías sin contacto entre sí. Se trata de un movimiento relevante para la industria petrolera porque marca, por primera vez desde el restablecimiento del cepo cambiario en 2019, que compañías internacionales vuelven a acceder al Mercado Único y Libre de Cambios (MULC) para repatriar parte de las utilidades generadas en el país.

La novedad alcanza especialmente a petroleras con presencia en Vaca Muerta y en otros activos energéticos locales. Empresas como Shell, TotalEnergies, Chevron y Harbour Energy (ex Wintershall Dea), entre otras, se habían visto restringidas durante años en la posibilidad de enviar dividendos a sus casas matrices. Es una limitación que condicionó la planificación financiera de sus operaciones locales y obligó, en muchos casos, a reinvertir utilidades dentro del país o mantener fondos inmovilizados en la Argentina.

La imposibilidad de repatriar dividendos fue, además, uno de los factores que incidieron en la decisión de algunas compañías internacionales de desacelerar o discontinuar planes de inversión en el país. Es el caso, por ejemplo, de ExxonMobil, cuya salida de la Argentina estuvo asociada, entre otros factores, a las restricciones para recuperar capital y utilidades generadas por sus activos locales.

Flexibilización cambiaria

En rigor, lo que empezó a observarse en junio es la materialización de la flexibilización cambiaria aprobada por el Banco Central a través de la Comunicación “A” 8226, dictada el 11 de abril de 2025 y vigente desde el 14 de abril de ese año. Esa norma estableció que las entidades financieras pueden dar acceso al mercado de cambios para girar divisas al exterior en concepto de utilidades y dividendos correspondientes a ganancias realizadas en estados contables de ejercicios anuales iniciados a partir del 1° de enero de 2025.

La autorización no alcanza al stock histórico de dividendos acumulados durante los años de cepo, sino únicamente a los nuevos flujos generados a partir del año pasado. Es decir, permite girar dividendos de utilidades recientes, pero no libera automáticamente las ganancias retenidas correspondientes a ejercicios anteriores. Sobre ese punto, fuentes privadas consultadas por EconoJournal indicaron que se trata de una discusión que continúa abierta y sobre la cual todavía no hubo anuncios oficiales.

El cepo cambiario se restableció el 1° de septiembre de 2019, después de la derrota electoral que sufrió Cambiemos en las PASO de ese año. A través del Decreto 609/2019 y de la Comunicación “A” 6770 del Banco Central, la autoridad monetaria reinstaló controles sobre el mercado cambiario. Desde entonces, el giro de utilidades y dividendos al exterior quedó sujeto a autorizaciones especiales que, en la práctica, bloquearon durante años la repatriación regular de ganancias por parte de empresas multinacionales.

Para la industria energética, el cambio tiene una lectura más amplia que la estrictamente normativa. El regreso del giro de dividendos funciona como una señal hacia las casas matrices de que la Argentina empieza a recomponer una condición básica para atraer inversión extranjera directa: la posibilidad de obtener ganancias, convertirlas en dólares a través del mercado oficial y enviarlas a los accionistas en el exterior.

En el caso de las petroleras, esa señal es especialmente sensible. Vaca Muerta concentra buena parte de las expectativas de crecimiento exportador de la Argentina para los próximos años, pero el desarrollo masivo de shale oil, shale gas, infraestructura de evacuación, proyectos de midstream y terminales de exportación requiere decisiones de inversión intensivas y de largo plazo. Para los comités globales de inversión, la posibilidad de repatriar dividendos constituye una variable central al momento de evaluar el atractivo de la Argentina frente a otros destinos.

, Nicolas Gandini

La actividad hidrocarburífera en la provincia de Neuquén volvió a marcar un hito histórico durante mayo de 2026, impulsada por el desarrollo de los hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta, que marcó un nuevo registro en la producción de petróleo y de gas natural con los mayores volúmenes nunca antes registrados en la provincia.

Durante mayo, la producción de petróleo en Neuquén promedió los 636.295 barriles por día (bbl/d), convirtiéndose en el mayor volumen extraído en la historia provincial. Esta cifra refleja la velocidad del desarrollo no convencional si se lo compara con el mismo mes del año pasado: representa un salto interanual del 35,76% frente a mayo de 2025.

Al contrastarlo con el mes inmediato anterior, mayo dejó atrás la marca de abril de 2026 (cuando se habían promediado aproximadamente 628.936 bbl/d), lo que significa un incremento mensual del 1,17%. Asimismo, el acumulado de los primeros cinco meses de 2026 muestra un sólido crecimiento del 33,07% respecto al mismo período del año pasado.

Este empuje en el segmento del crudo estuvo coordinado principalmente por el aumento de actividad y rendimiento en las áreas Rincón de Aranda, Bajo del Choique–La Invernada, Aguada Federal, Coirón Amargo Sureste y Mata Mora Norte.

El gas acompaña la tendencia de cara al invierno

Por el lado del gas natural, la provincia también tocó un techo histórico al alcanzar los 115,15 millones de metros cúbicos por día (MMm³/d). El salto respecto al mes anterior fue sumamente marcado, registrando un aumento del 13,79% en comparación con abril de 2026, mes en el que la producción se ubicó en torno a los 101,19 Mmm³/d.

En la comparación interanual, el volumen de gas inyectado en mayo fue un 12,47% superior al de mayo de 2025, mientras que el acumulado entre enero y mayo de este año ya se posiciona un 7,39% por encima de los primeros cinco meses del año anterior.

En este caso, la suba mensual estuvo apalancada por el desempeño técnico y operativo de bloques clave de la cuenca, entre los que destacaron Fortín de Piedra, La Calera, Aguada de la Arena, Rincón del Mangrullo, El Mangrullo y Aguada Pichana Oeste.

La consolidación del mapa no convencional

Los datos del quinto mes del año ratifican que el shale es el sostén absoluto de la matriz energética neuquina. En mayo, la producción no convencional de petróleo promedió los 618.412 bbl/d, lo que equivale al 97,19% de todo el crudo extraído en la provincia.

En el segmento del gas, el bloque no convencional aportó 105,51 MMm³/d, representando el 91,63% del total de la provincia. Dentro de este universo, la participación de la producción shale fue la gran protagonista, concentrando por sí sola el 82,95% del total del gas de Neuquén.

, Redacción EconoJournal

Misión Productiva elaboró el “Manifiesto por el Industrialismo del Siglo XXI”, un decálogo que busca aportar una nueva mirada al debate sobre el desarrollo productivo argentino. La propuesta parte de la necesidad de superar la discusión pendular entre protección y apertura para construir una estrategia industrial moderna, sostenible en el tiempo y adaptada a los desafíos económicos, tecnológicos y geopolíticos actuales.

“El Industrialismo del Siglo XXI no propone volver al pasado; busca construir acuerdos, prioridades y estrategias que permitan aprovechar mejor las capacidades productivas del país. Es, en definitiva, una propuesta para construir una estrategia productiva acorde a los desafíos del presente y desarrollar de una vez el enorme potencial industrial que tiene nuestro país”, sostuvo Martin Alfie, director y miembro fundador de Misión Productiva, red de profesionales que busca aportar una mirada de largo plazo sobre los desafíos económicos que enfrenta la Argentina.

Misión Productiva realizó el pasado 2 de junio en la Facultad de Ciencias Económicas de la UBA su Segundo Congreso Productivo donde se debatió sobre el modelo productivo en un escenario atravesado por restricciones macroeconómicas, necesidad de divisas, demanda de inversión y urgencia por recomponer el empleo.

Los diez puntos del documento son los siguientes:

1. Superar la falsa dicotomía entre industria y apertura. El documento plantea que la discusión industrial argentina suele quedar atrapada entre dos posiciones extremas: una mirada nostálgica, que propone reconstruir esquemas del pasado, y una visión anti industrialista, que minimiza el valor estratégico de las capacidades productivas existentes. Frente a ese escenario, Misión Productiva propone una mirada pragmática, orientada a identificar qué sectores y empresas pueden generar productividad, innovación, exportaciones y empleo de calidad.

2. Encarar el debate sobre qué industria necesita Argentina. El manifiesto sostiene que la industria ya no ocupa el mismo lugar que hace cincuenta años, pero continúa siendo una pieza central para elevar la productividad, diversificar exportaciones, generar capacidades tecnológicas y articular servicios intensivos en conocimiento. Por eso, la pregunta central no debería ser si Argentina debe tener industria, sino qué tipo de industria necesita y con qué herramientas promoverla.

3. Pensar recursos naturales e industria como sectores complementarios. Misión Productiva advierte que no tiene sentido seguir planteando una oposición entre recursos naturales e industria. En cambio, propone aprovechar sectores como energía, minería, agro, pesca y agroindustria como plataformas para desarrollar proveedores industriales, servicios tecnológicos, ingeniería, conocimiento aplicado y nuevas capacidades exportadoras.

4. Impulsar una apertura inteligente y gradual. El documento reconoce que una economía más abierta puede generar beneficios en términos de competencia, productividad, acceso a tecnología e integración internacional. Sin embargo, también advierte que una apertura acelerada e indiscriminada puede destruir capacidades productivas difíciles de reconstruir. Por eso, propone avanzar hacia una apertura inteligente, gradual y acompañada por políticas que faciliten la adaptación de empresas y trabajadores.

5. Revisar la protección comercial con criterios de desempeño. El manifiesto plantea que la protección comercial no debe ser un objetivo en sí mismo ni un beneficio permanente. Según Misión Productiva, cualquier esquema de protección debe tener objetivos claros, plazos definidos, reglas transparentes y mecanismos de evaluación. La protección sólo se justifica si contribuye a desarrollar capacidades tecnológicas, empleo, aprendizaje productivo, proveedores locales o sectores con potencial exportador.

6. Construir una política industrial basada en resultados. Misión Productiva propone abandonar tanto la defensa acrítica como el rechazo automático de la política industrial. El documento plantea que la discusión debe concentrarse en qué capacidades productivas vale la pena desarrollar, qué instrumentos son los más adecuados y cómo asegurar que generen resultados concretos. Para eso, propone políticas con objetivos explícitos, seguimiento, evaluación y capacidad de corrección.

7. Priorizar bienes públicos productivos y políticas horizontales. El manifiesto señala que muchas de las condiciones que explican la competitividad de las empresas no dependen únicamente de beneficios sectoriales. Infraestructura, financiamiento, formación profesional, logística, conectividad digital, calidad institucional, innovación, certificaciones y articulación entre universidades y empresas son herramientas centrales para aumentar la competitividad de la economía.

8. Definir prioridades productivas de manera explícita. El documento sostiene que todos los países realizan apuestas productivas, incluso cuando no las explicitan. Por eso, Misión Productiva propone discutir abiertamente las prioridades estratégicas de Argentina, tomando como criterio la existencia de capacidades acumuladas, potencial de aprendizaje, generación de productividad, innovación y posibilidades de inserción internacional.

9. Apoyarse en sectores con capacidades existentes y potencial exportador. Entre las oportunidades productivas señaladas por el manifiesto aparecen los encadenamientos asociados a oil & gas, minería, agro y pesca; la agroindustria en sentido amplio, incluyendo alimentos, bioenergía y forestoindustria; la industria de la salud; ciertos segmentos de la movilidad y la industria automotriz; los sectores nuclear, satelital y biotecnológico; y las PyMEs con potencial exportador.

10. Construir consensos de largo plazo. Uno de los objetivos centrales del Industrialismo del Siglo XXI es romper con la lógica pendular que caracterizó a la política productiva argentina. Para eso, el manifiesto propone construir acuerdos básicos que puedan sostenerse más allá de los cambios de gobierno, con foco en capacidades, innovación, productividad, exportaciones y desarrollo de largo plazo.

, Redaccion EconoJournal

El secretario general del Consejo Federal de Inversiones (CFI), Ignacio Lamothe, afirmó el viernes durante su paso por Neuquén que el desafío de la política frente al desarrollo de Vaca Muerta y la minería es «integrar a las pymes» y al ecosistema de proveedores de Argentina para que los proyectos tengan licencia social para producir.

«Depende estrictamente de que seamos capaces de desarrollar los proveedores de esas industrias aguas abajo», advirtió tras participar de una actividad en el Centro de Convenciones Domuyo para acercar herramientas de financiamiento a pequeñas y medianas empresas del sector.

Lamothe encabezó el acto junto a los gobernadores Rolando Figueroa y Alberto Weretilneck, quienes destacaron las oportunidades que se abren para ambas provincias de la mano del salto exportador que se proyecta desde Vaca Muerta con el VMOS y el GNL.

«Yo creo que el desafío de la política es integrar a las pymes, no solamente las neuquinas y las rionegrinas, sino al ecosistema de proveedores de Argentina, de la provincia de Buenos Aires, de Rosario, de Córdoba, de Mendoza, al boom que se está dando tanto en el oil&gas como en minería. Yo lo puse en términos de licencia social y licencia política para producir y lo plantearon los gobernadores también: si esto no se traduce en beneficio para la gente que vive acá, es muy difícil que se desarrolle», analizó Lamothe en diálogo con EN/CLAVE.

El titular del CFI dijo que hay «un mensaje muy unificado de que parte del desarrollo de Vaca Muerta y de la zona minera Argentina depende estrictamente de que seamos capaces de desarrollar los proveedores de esas industrias aguas abajo» y que el sector público es clave para eso.

«Ahí lo que hay que hacer es apuntalar a las pymes que se están reconvirtiendo o que tienen que dar saltos cuánticos de productividad o de producción, porque esto crece muy rápido. Las tenemos que acompañar con la asistencia técnica, estándares de calidad, financiamiento, vinculación entre el ahorro y la versión productiva. Hay un montón de puentes que hay que construir que no se van a construir solos, hay que empujar», definió.

Fondos de garantías

Lamothe se mostró «optimista» y destacó herramientas generadas en las provincias como los fondos de garantías para acompañar la toma de crédito por parte de las empresas.

Río Negro cuenta con el Fondo de Garantías de Río Negro (Fogarío), creado por ley a fines del 2024 con el acompañamiento de CFI, que ya lleva hace 90 garantías emitidas en apenas ocho meses de funcionamiento, según destacó Lamothe. «Por lo tanto hay agilidad institucional, hay una mirada estratégica por parte de los gobernadores y hay acompañamiento», afirmó.

En el caso de Neuquén, que cuenta con el Fondo de Garantías del Neuquén (Foganeu) sancionado en 2021, evaluó que requiere un poco más de «intensidad».

El funcionario enumeró, entre lo que falta hacer, añadir «profundidad del mercado de capital de Argentina» y generar «nuevos instrumentos para financiar las actividades nuevas que todavía no se conocen». «Pero creo que en ese sentido se puede avanzar rápido», planteó.

Consultado por las leyes de empleo y compre local que tienen ambas provincias, Lamothe ponderó que «la decisión de los gobernadores es que la mano de obra local no la vea pasar, que no vean el progreso pasar por las rutas porque esto orada la licencia social y la licencia política para producir».

«Por lo tanto todo lo que tienda a incorporar la mano de obra local es un paso positivo. Lo que sí creo que hay que acompañar para que eso no se traslade a ineficiencia o altos costos a las pymes regionales que se enganchen en ese proceso».

¿Economía de enclave?

¿Cómo sortear el riesgo de que Vaca Muerta se convierta en una economía de enclave?, se le consultó.

«Va a derramar, de hecho ya hay pymes de todo el país trabajando en Vaca Muerta. Lo que hay que hacer es atrapar la oportunidad. Y atrapar la oportunidad como país implica acompañar a las empresas que se tienen que enganchar de ese proceso. Si no las acompañamos y quedan afuera, van a tomar esas oportunidades empresas de otros lugares del mundo», alertó.

«Para volvernos competitivos hay que acompañar a nuestras empresas, no hay que esperar que el terremoto llegue. Hay que tener política proactiva, de acompañamiento, de estímulo, de preparación tecnológica, científica, técnica. Esa es la visión que tenemos nosotros de desarrollo», sostuvo.

Para Lamothe, la Argentina tiene «oportunidad ligada a los recursos naturales que se aprovechará en tanto y en cuanto seamos capaces de insertar a nuestras empresas en esos procesos productivos». «Depende de nosotros. No depende de si la economía es de enclave o no. Depende de que los argentinos seamos capaces de acompañar ese proceso productivo», aseguró.

Jornadas de desarrollo de proveedores

El programa de desarrollo de proveedores que diseñó el Consejo Federal de Inversiones (CFI) con las provincias busca acompañar al ecosistema de proveedores de las grandes empresas en el desarrollo y en la explotación de los recursos naturales.

La jornada que se realizó el viernes en Neuquén, de la que participaron empresarios, profesionales y representantes del sistema financiero tuvo como objetivo presentar instrumentos del mercado de capitales que permitan a las pymes mejorar su acceso al crédito, impulsar inversiones y fortalecer la capacidad de crecimiento de las empresas proveedoras del sector hidrocarburífero.

El titular del CFI, Ignacio Lamothe, destacó que, en la mirada del organismo sobre el trabajo con las provincias, «sobre los temas estratégicos del país hay más acuerdo que desacuerdo».

«Cuando hablamos de los temas que estructuran el desarrollo de Argentina, gobernadores de distintos signos políticos están todos de acuerdo. Es necesario estimular a las pymes para que se enganchen en los boom productivos que vienen por delante para la Argentina, todo el mundo está de acuerdo ahí», afirmó.

, Andrea Durán

La Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (FECENE) expresó su «firme respaldo al Proyecto de Ley vinculado al desarrollo del Gas Natural Licuado (GNL)» que impulsa en la Legislatura provincial el gobierno de Rolando Figueroa. El proyecto de ley que se debatirá este miércoles 24 brinda estabilidad fiscal por 30 años para la producción de gas de Vaca Muerta destinada al GNL con un esquema de bandas para el cobro de regalías.

La entidad que representa a más de 550 empresas proveedoras y pymes locales consideró al proyecto como «una iniciativa estratégica que representa una oportunidad histórica para consolidar el liderazgo energético de Neuquén, fortalecer las inversiones de largo plazo y generar más desarrollo para todos los neuquinos».

«Reconocemos y valoramos la visión y la decisión política del gobernador Rolando Figueroa para impulsar acciones que permitan transformar el enorme potencial de Vaca Muerta en crecimiento económico, empleo y bienestar para nuestra provincia. Del mismo modo, destacamos el liderazgo de YPF y el trabajo conjunto realizado para avanzar en un proyecto de escala mundial», elogió la Fecene de manera explícita en un comunicado.

Para la entidad, «el Proyecto GNL permitirá abrir una nueva etapa de crecimiento para las empresas proveedoras neuquinas, impulsando más actividad, más trabajo y nuevas oportunidades para cientos de pymes y miles de trabajadores«. Uno de los principales beneficios será que el crecimiento de la actividad de las empresas neuquinas genera un efecto multiplicador sobre toda la economía provincial, se aseguró.

«Cada contrato adjudicado a una empresa local se traduce en más empleo, más inversiones, más consumo y más desarrollo en nuestras comunidades. Cuando las empresas neuquinas participan activamente de la cadena de valor, una mayor parte de la renta generada por los recursos de Vaca Muerta permanece en Neuquén», sentenció.

El acuerdo Neuquén – YPF en debate

El gobierno provincial logró el martes último un rápido despacho para el proyecto de ley que ratifica el acta acuerdo entre Neuquén e YPF que establece un régimen promocional de regalías para el GNL. Fue con una amplia mayoría, pero tras un extenso debate en un plenario de comisiones donde se volvieron a reiterar planteos de la oposición por el esquema negociado entre la Provincia y la petrolera nacionalizada.

El acta acuerdo que saldrá ratificada por la Legislatura le otorga al proyecto estabilidad fiscal por 30 años y especifica que la Provincia no cobrará Ingresos Brutos sobre la venta del gas que tendrá como destino final la exportación de GNL. Además, establece un esquema variable de alícuotas de regalías diferenciales en tres escalas: 7,5%, 10% o 12%, según el precio internacional del GNL (referencia JKM).

Por último, el acuerdo entre Neuquén e YPF contempla el pago de un bono de infraestructura a la Provincia por US$ 175 millones que la petrolera deberá ejecutar una vez que haya firmado la Decisión Final de Inversión (FID) con sus socios.

, Redaccion EconoJournal

El presidente de Genneia, Jorge Brito, aseguró que “la Argentina puede convertirse en un hub global de energía e inteligencia artificial«, al valorar «la combinación de Vaca Muerta, el desarrollo del GNL, el potencial eólico de la Patagonia y la radiación solar del NOA». Así lo hizo al participar del Diálogo de Alto Nivel con el Sector Privado “Hacia una Agenda de
Prosperidad: Posicionando a las Américas para una Nueva Ola de Oportunidades”, en la previa de la 56° Asamblea General de la Organización de los Estados Americanos (OEA), en Panamá.

El encuentro reunió a líderes empresariales, autoridades gubernamentales y representantes de organismos internacionales para debatir los desafíos y oportunidades de la región en materia de energía, comercio, inversión e innovación. En ese ámbito, el titular de la generadora de energías renovables, participó del panel “Energía y Recursos Críticos”, en el que compartió su visión sobre las oportunidades para la Argentina en el nuevo mapa energético global.

“Argentina puede convertirse en un hub global de energía e inteligencia artificial porque cuenta con una combinación única de recursos naturales, infraestructura en desarrollo y un marco regulatorio que empieza a brindar la previsibilidad que demandan las inversiones de largo plazo”, sostuvo Brito durante su exposición ante 350 líderes gubernamentales y empresariales globales.

El empresario destacó que el país reúne condiciones excepcionales para consolidarse como uno de los principales destinos de inversión energética de la región, gracias a la complementariedad entre los recursos convencionales, no convencionales y renovables. “La combinación de Vaca Muerta, el desarrollo del GNL, el potencial eólico de la Patagonia y la radiación solar del NOA nos coloca en una posición privilegiada para responder a la creciente demanda global de energía”, aseguró.

También, remarcó el papel del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) como una herramienta clave para acelerar proyectos de infraestructura energética de gran escala. «El RIGI es la herramienta jurídica y fiscal que el sector privado necesitaba para viabilizar grandes inversiones. Ofrece previsibilidad impositiva, aduanera y cambiaria por 30 años y cambia radicalmente la ecuación para proyectos como plantas de licuefacción de GNL y transmisión eléctrica”, consideró.

A su vez, señaló que “la inteligencia artificial demanda gigavatios de energía limpia en todo el mundo. Argentina ya cuenta con más de 6.000 MW de capacidad renovable instalada y algunos de los mejores factores de carga eólicos del planeta. Es un destino altamente competitivo para la radicación de centros de datos de nueva generación”. En ese sentido, destacó que la disponibilidad de energía renovable será un factor determinante para la localización de las nuevas inversiones.

Finalmente, Brito sostuvo que el desafío del país es transformar su potencial energético en crecimiento económico sostenible y generación de valor agregado. “La Argentina tiene la oportunidad histórica de pasar de ser un exportador de recursos a convertirse en un productor de energía y de industrias asociadas con proyección internacional», concluyó.

, Ignacio Ortiz

Un Messi gigante. Una estatua de 26 metros de alto, «la más grande del mundo» dedicada al futbolista a la vera de la Ruta 22. «Esto somos los argentinos: trabajo y sacrificio», dirá el intendente en la inauguración del monumento el martes de esta semana, apenas unas horas antes de que el número 10 convierta tres goles en el debut de la Selección en el Mundial 2026.

Una ruta salpicada de papelitos celestes y blancos, interrumpida por niños jugando a la pelota, una procesión familiar con banderas.

Pasaron 30 años desde que se gestó, sobre ese mismo pavimento, uno de los estallidos sociales más grandes del país: la pueblada de Cutral Co.

Esta manifestación popular que hermanó a la ciudad con su vecina Plaza Huincul en reclamo de trabajo es leída como muchos como el inicio de los «piquetes», aunque fue más.

EN/CLAVE dialogó con algunos de sus protagonistas para entender qué huellas persisten de aquel «grito colectivo» que moldeó una época.

Una comarca nacida al calor de YPF

Cutral Co, una ciudad en el centro de la provincia de Neuquén, a unos 109 kilómetros de su capital, se fundó al calor de los inicios de la explotación petrolera que lideró YPF a principios del siglo pasado.

Lindera a Plaza Huincul, la localidad donde la entonces petrolera estatal montó el llamado Campamento Uno, hizo de la explotación hidrocarburífera su principal economía durante décadas.

Y por lo mismo, fue uno de los lugares donde se hizo carne la crisis generada por las políticas económicas de los ’90. Con la privatización de YPF, que dejó casi 5.000 despedidos, la ciudad alcanzó un 30% de desocupación. Las indemnizaciones que pagó la empresa se volcaron a la apertura de kioscos o la adquisición de taxis, pero esa salida pronto mostró sus límites.

«La gente realmente no tenía para comer y no tenía gas porque el servicio se lo habían cortado. Quizás no todos eran directamente desempleados de YPF, pero su economía giraba en torno a lo que había sido la YPF estatal», describió Andrea Vázquez, una de las periodistas de la ciudad que cubrió la manifestación hace 30 años.

La población se estancó durante toda la década: Cutral Co tuvo la tasa media de crecimiento más baja de la provincia entre el Censo de 1991 y el de 2001, del 0,13 por mil. Se registraron apenas 44 personas más entre un relevamiento y otro.

«La privatización de YPF nos había puesto en un lugar donde la gente, literalmente, ponía dos maderas en las ventanas y se iba porque no había nada en Cutral Co», sostuvo la diputada Yamila Hermosilla (Comunidad), quien en ese momento tenía 12 años. «Mi papá era ypefiano y mi abuelo también. Yo compartí esta lucha con toda mi familia», afirmó.

«La privatización fue el motivo»

El 20 de junio de 1996, grupos de vecinos comenzaron a concentrarse en lo que se conoce como «la torre» de YPF, en el ingreso a la refinería, y en las llamadas «picadas» sobre la Ruta 22, que luego se extenderían a la Ruta 17, para protestar contra lo que fue un detonante: el gobernador Felipe Sapag había anunciado la baja del contrato con una empresa canadiense para construir una planta de fertilizantes.

Lo había firmado su antecesor, Jorge Sobisch, con controvertidas concesiones para la firma. Si bien ambos eran dirigentes del MPN, pertenecían a líneas internas del partido que estaban enfrentadas.

Esa rivalidad entre los «blancos» de Sobisch y los «amarillos» de Sapag fue la que encendió la primera chispa de la pueblada. Lo que pasó después no lo pudo prever nadie.

«Cutral Co y Plaza Huincul estaban tratando de sobrevivir. El 80% o el 90% de nuestra población dependía de YPF. La privatización ya era el motivo, más allá de todo lo que vino después, un montón de promesas incumplidas», analizó Hermosilla sobre los inicios de la manifestación.

El intendente de la ciudad, Ramón Rioseco, un emergente de los piquetes que hoy transita su tercer mandato, lo definió como un «grito de desesperación». «Fue un hecho revolucionario en defensa de nuestra economía, de nuestro trabajo, del Estado mismo. Hubo que reforzarla en 1997 con la segunda pueblada, pero valió la pena», aseguró.

Los piquetes se extendieron durante siete días, con amenazas de desalojo que no se cumplieron frente a la dimensión de la protesta, que llegó a reunir a 30.000 manifestantes entre las dos ciudades. La jueza federal Margarita Gudiño de Argüelles llegó hasta el lugar con Gendarmería Nacional, tomó un megáfono y se declaró incompetente: «Me retiro del lugar y las fuerzas que vinieron conmigo también».

La clausura al MPN

Las manifestaciones finalizaron tras una negociación entre una delegación de representantes de los «piqueteros» y el gobernador Felipe Sapag, quien debió viajar personalmente a la ciudad para destrabar el conflicto.

Se firmó un acta con varios compromisos entre los que se materializaron la construcción de un hospital de complejidad media, de una planta de metanol y la cesión del yacimiento gasífero El Mangrullo a las dos ciudades.

Pero la pueblada también implicó una clausura de tres décadas al Movimiento Popular Neuquino, el partido provincial que gobernó Neuquén hasta el 2023. Desde 1997 y hasta hoy, ningún candidato a intendente de ese espacio pudo imponerse en una elección.

«El mayor error de Felipe fue no haber leído y no haber dimensionado lo que le estaba pasando a la gente y eso se convirtió en algo que no sanó hasta ahora. El MPN sigue teniendo afiliados y militantes en la ciudad, pero muy lejos del cúmulo que hubo antes de eso. Incluso perdieron representación en el Concejo Deliberante», explicó la periodista Andrea Vázquez.

En cambio, quienes se hicieron cargo del municipio desde entonces fueron exponentes salidos de la propia pueblada: primero Eduardo Benítez, un radical y por entonces maestro que participó de los cortes y gobernó durante diez años; y luego Ramón Rioseco, otro docente y protagonista de la rebelión que construyó un proyecto de poder que se extiende hasta hoy.

En 1997, luego de una segunda pueblada por promesas incumplidas, el Concejo Deliberante de la ciudad destituyó en un juicio político al intendente Daniel Martinasso, a quien se acusaba de defraudación y malversación de fondos.

Vázquez recordó que ese proceso también estuvo mediado por la propia interna del MPN. «Ellos pretendían hacer una suerte de alianza que les garantizara tener el poder, pero finalmente no ocurrió: la hicieron los radicales con el Frente Grande donde estaba Rioseco y decidieron que el candidato a intendente tenía que ser de la UCR. Interpretaron que era el momento justo para dar el batacazo», definió.

La conquista de El Mangrullo

El levantamiento popular ocurrido en Cutral Co a mediados de los ’90 decantó en un hecho inédito para la Provincia y el sistema de federalismo argentino: la cesión de un yacimiento gasífero a dos municipios para que administren su explotación y recauden la totalidad de las regalías.

La transferencia de El Mangrullo, hoy concesionado a Pampa Energía, fue uno de los acuerdos que alcanzaron los representantes de los piqueteros con el entonces gobernador Felipe Sapag para levantar los cortes de ruta.

«Fue una entrega para decirnos que nos callemos la boca. En ese momento, el yacimiento era marginal, no entró dentro de la privatización de YPF y las áreas que se entregaron a Repsol. No lo quería nadie», describió el intendente Ramón Rioseco.

El compromiso se materializó al año siguiente, en abril de 1997, con la sanción en la Legislatura de la Ley 2206 çue transfirió el área a los municipios de Plaza Huincul y Cutral Co para su explotación hidrocarburífera por 99 años.

Eso incluyó la «totalidad» de las regalías, a las que se les dio como destino un «fondo de reconversión productiva» que tenía por objetivo diversificar la economía de la comarca petrolera hacia nuevas actividades. Los recursos los administra el Ente Autárquico Intermunicipal El Mangrullo (ENIM), con un directorio donde tienen representación ambas ciudades.

«Lo hicimos funcionar y hoy está en el rango de 6 a 10 millones de metros cúbicos por día de gas. Ha sido y sigue siendo exitosa la producción de El Mangrullo», afirmó Rioseco.

Si bien esta herramienta les permitió a estas localidades sobrevivir a la intemperie pos-privatización de YPF, brindándoles la posibilidad de autofinanciarse y de ejecutar obras, aún persisten dudas sobre si verdaderamente impulsó la generación de una matriz económica alternativa para la región.

También ha sido motivo de polémicas y denuncias cruzadas por el manejo político de dinero que han hecho las intendencias a través de ese ente que, para este 2026, tiene aprobado un presupuesto de 81.000 millones de pesos.

El horizonte del GNL

«Es la crisis de una economía de enclave y un anuncio adelantado de la crisis del modelo energético», describía el documento «Neuquén 2020: crisis y oportunidad», un plan que encargó el gobierno de la provincia al Copade, su órgano de planificación, en 1997.

La premisa era de un «agotamiento» de los recursos no renovables de petróleo y gas para ese año y mostraban a Cutral Co como un «ensayo anticipado» de una crisis extendida si Neuquén no buscaba una alternativa productiva enfocada en un modelo agro-forestal.

Años después, el desarrollo de Vaca Muerta volvió a correr el horizonte de la Provincia y lo mismo parece estar por suceder con el GNL, que promete convertirse en el mayor negocio exportador de gas de la Argentina.

Cutral Co y Plaza Huincul ven ahí una tercera oportunidad. Si los recursos de El Mangrullo sirvieron para reactivar sus economías aunque sin diversificar, el proyecto de GNL de YPF vuelve a depositar la confianza de la comunidad en la petrolera que una vez las abrigó.

«Tengo muchas esperanzas. Va a poner a las dos ciudades nuevamente en el podio energético, un lugar del que no debieron haberse ido nunca», afirmó Yamila Hermosilla, diputada oriunda de la localidad.

La Legislatura de Neuquén votará el miércoles 24 de junio el acuerdo entre la Provincia e YPF para desarrollar el proyecto con beneficios fiscales a 30 años para la operadora, un esquema diferenciado de regalías y un bono de infraestructura de 175 millones de dólares que financiará obras en esas y otras localidades.

Las áreas de las que saldrá el gas que luego será licuado y exportado a través del puerto en Río Negro son Meseta Buena Esperanza (I y II), Las Tacanas (I y II) y Aguada Villanueva Norte, ubicadas en cercanías de esa región.

Rioseco coincidió con que es «una nueva oportunidad», aunque también un desafío distinto para la comarca. «Ahora tenemos que producir, no para el mercado interno, sino para exportar, que es mucho más competitivo. Acá no hay precio sostén y requiere eficiencia para insertarse en el mercado y competir con los grandes productores como Qatar, Estados Unidos o Rusia», evaluó.

La expectativa es que el proyecto genere unos 20.000 puestos de trabajo directo y un número igual o mayor de indirectos que le den movimiento económico y una «nueva vida a las ciudades».

, Andrea Durán

Los intendentes de Cutral Co, Ramón Rioseco, y de Plaza Huincul, Claudio Larraza, ratificaron su respaldo político e institucional al proyecto de ley de gas natural licuado (GNL) que se debate en la Legislatura provincial. El apoyo de los jefes comunales de la zona petrolera se formalizó durante un acto de entrega de escrituras encabezado por el gobernador de la provincia del Neuquén, Rolando Figueroa.

La iniciativa, que ya cuenta con despacho de comisiones en el Parlamento neuquino, apunta a consolidar la infraestructura necesaria para iniciar las exportaciones de gas natural licuado en un horizonte mediano, con metas de producción fijadas para los primeros tres años y proyección hacia 2030. Los mandatarios locales coincidieron en que la normativa acelerará la inserción de la región en el mercado energético internacional.

El gobernador Figueroa señaló que «el desarrollo del GNL permitirá generar mucha actividad económica en una nueva etapa de la provincia del Neuquén, donde nuevamente la Comarca puede tomar relevancia”. En ese contexto, el mandatario provincial remarcó que «el objetivo central es transformar a Plaza Huincul y Cutral Co en un hub logístico estratégico«, aprovechando la tradición hidrocarburífera y la ventaja geográfica de ambas localidades en la cuenca.

La viabilidad del proyecto exportador, según explicó el titular del Ejecutivo provincial, dependerá de la capacidad de la industria regional para optimizar costos de operación y formación profesional. «Si no llegamos con un precio competitivo, no vamos a poder vender nuestro gas al mundo”, advirtió Figueroa al recordar que la Argentina actúa como tomadora de precios en los mercados globales, por lo que la competitividad externa regulará el éxito del esquema comercial.

El respaldo explícito de los intendentes

El intendente de Cutral Co, calificó al proyecto de GNL como una segunda oportunidad histórica para la comarca petrolera que impactará directamente en la balanza comercial del país. Rioseco precisó que las tres áreas hidrocarburíferas incluidas en la planificación del GNL se ubican a escasos kilómetros de los ejidos municipales, lo que anticipa un nuevo capítulo para Vaca Muerta.

El mndatario comunal también hizo hincapié en la necesidad de defender los recursos provinciales mediante acuerdos que aseguren la participación de las empresas locales y la absorción de mano de obra regional. Así, ponderó el impacto fiscal del escenario de exportación, debido a que el marco normativo bajo análisis legislativo contempla un esquema específico de regalías para la provincia del Neuquén.

A su turno, el intendente de Plaza Huincul manifestó que la comarca ingresa en una etapa de reactivación y celebró el reciente acuerdo alcanzado entre la petrolera YPF y el Gobierno provincial. Larraza destacó que el avance del trámite parlamentario otorga previsibilidad para avanzar en la capacitación técnica que demandará el sector privado.

Finalmente, el mandatario de Plaza Huincul ponderó el rol de las compañías de servicios que operan en la localidad tanto en yacimientos convencionales como no convencionales. La conectividad vial y la experiencia acumulada por los trabajadores locales fueron señaladas por Larraza como los activos principales para capitalizar las inversiones previstas en la cadena del GNL.

, Redaccion EconoJournal

La  Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) y la Unión Industrial Argentina (UIA) pusieron en marcha el Ciclo de formación y diálogo sobre conducta empresarial responsable en la cadena de valor minera. La iniciativa, que cuenta con el respaldo de la Unión Europea, la OIT para América Latina y el Caribe y el Proyecto CERALC del ONUDH, busca consolidar las prácticas de debida diligencia entre las compañías del sector y su red de proveedores.

El propósito central de este espacio consiste en dotar a los actores clave de las capacidades necesarias para identificar, prevenir y gestionar de manera eficiente los impactos en toda la cadena productiva en la Argentina. La idea es promover la capacitación de un ecosistema de empresas que tienen el potencial de ser proveedoras de los grandes proyectos metalíferos ya en marcha.

El programa formativo se desarrollará a lo largo de cuatro módulos virtuales que se dictarán los días jueves a las 14. La agenda académica comenzará el próximo 25 de junio con el eje centrado en la debida diligencia y la transparencia. Posteriormente, el cronograma continuará el 6 de agosto con un encuentro enfocado en el trabajo decente y las relaciones laborales, seguido por la jornada del 20 de agosto destinada a la igualdad de género y la prevención de violencias, para concluir el 10 de septiembre con un bloque dedicado a la transición energética justa.

Las oportunidades identificadas para la cadena de valor

La UIA y la CAEM, con el apoyo del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y la Unión Europea (UE), presentaron días atrás el estudio técnico “Oportunidades para la cadena de valor minera en Argentina”. El informe expone un mapa detallado sobre la demanda proyectada, las brechas tecnológicas y las oportunidades operativas para el entramado proveedor local ante el despliegue de proyectos metalíferos y de litio.

La hoja de ruta sectorial busca consolidar un canal de abastecimiento competitivo en un escenario donde se prevén desembolsos por US$ 55.000 millones hacia comienzos de la próxima década. El análisis discrimina la evolución de los dos vectores principales de la minería metalífera y de elementos de transición energética en la Argentina.

Así, se proyectan inversiones ya anunciadas y en distintas etapas de implementacción por US$ 15.000 millones para el segmento del litio, con el objetivo de alcanzar una producción de 400.000 toneladas de LCE hacia 2030. Por otro lado, US$ 40.000 millones destinados al cobre, estimando una capacidad instalada teórica de 1,25 millones de toneladas, lo que demandará una fuerte base de soporte de ingeniería y obra civil.

En esa oportunodad, el presidente de la CAEM, Roberto Cacciola, advirtió sobre la necesidad de «armar experiencia, capacitar recursos humanos y lograr consensos en esta nueva etapa». El directivo remarcó que «el trabajo de campo lo van a tener que hacer las empresas, y las provincias que tienen industrias para trabajar rápidamente en los clusters de energía y minería y convencer a quienes vienen a invertir de que tienen disponibilidad en el país».

, Redacción EconoJournal

La UTE integrada por SACDE y la italiana Tecnimont resultó adjudicataria de una licitación realizada por YPF y la energética italiana ENI para desarrollar la primera planta de tratamiento y separación de gas natural prevista dentro del proyecto Argentina LNG, la iniciativa liderada por la petrolera argentina que apunta a convertir al país en un exportador relevante de gas natural licuado durante la próxima década.

Se trata del denominado Integrated Gas Treatment Project (IGTP), una instalación estratégica que estará ubicada en Neuquén y funcionará como puerta de especificación del gas natural que será exportado desde las terminales de licuefacción previstas en el Golfo San Matías. Su función será acondicionar, tratar y separar el gas producido en Vaca Muerta antes de su transporte hacia la costa atlántica.

La UTE integrada por SACDE y Tecnimont fue elegida como front runner del proyecto, según la terminología utilizada habitualmente en este tipo de desarrollos de infraestructura. En la práctica, eso implica que el consorcio quedó posicionado para liderar la ingeniería de detalle, el diseño ejecutivo y la definición técnica de una obra considerada crítica dentro de la cadena de valor de Argentina LNG.

Una de las novedades que dejó la compulsa es que el proceso fue liderado técnicamente por especialistas de ENI desde Italia, que evaluaron las distintas propuestas presentadas para desarrollar una de las obras más relevantes contempladas dentro del proyecto.

La dinámica responde al esquema de trabajo acordado entre ambas compañías. Mientras YPF concentra el liderazgo de los procesos vinculados al upstream, es decir, al desarrollo y producción de gas natural en Vaca Muerta, ENI asumió la conducción de las iniciativas asociadas al midstream, la infraestructura de tratamiento y transporte, así como también de los desarrollos offshore vinculados a la terminal marítima de exportación.

La licitación constituye además una muestra concreta del grado de avance que alcanzó el proyecto durante los últimos meses. Fuentes cercanas a la iniciativa explican que el desarrollo de Argentina LNG está impulsando la conformación de equipos técnicos integrados entre YPF y ENI, con responsabilidades compartidas y una coordinación cada vez más estrecha entre ambas compañías.

En los hechos, la adjudicación deja entrever una dinámica que hasta ahora había permanecido mayormente fuera del radar del mercado. Más allá de las negociaciones comerciales y financieras que todavía deben completarse, YPF y ENI ya trabajan como una unidad de proyecto en la definición de la ingeniería y de la infraestructura necesaria para materializar la exportación de GNL desde la Argentina.

Esa coordinación es interpretada por fuentes del sector como una señal de que la iniciativa está ingresando en una fase de desarrollo más avanzada de lo que suele percibirse públicamente.

El diseño de la planta de separación de gas natural en Vaca Muerta

El diseño prevé la construcción de dos trenes de procesamiento, cada uno con capacidad para tratar aproximadamente 25 millones de metros cúbicos diarios de gas natural. En conjunto, la instalación podrá procesar unos 50 millones de metros cúbicos por día, volumen suficiente para abastecer una capacidad de exportación cercana a 6 millones de toneladas anuales de GNL (MTPA) en la primera etapa del desarrollo.

Como parte del proceso, SACDE y Tecnimont deberán avanzar ahora con la ingeniería de detalle, el diseño ejecutivo y la elaboración del presupuesto definitivo de la obra. La intención de YPF y ENI es utilizar ese trabajo como base para una posterior adjudicación bajo modalidad EPC (Engineering, Procurement and Construction), que incluirá la ingeniería, provisión de equipos y construcción integral del proyecto.

La inversión asociada a esta infraestructura rondaría los US$ 7.000 millones, una cifra que la ubica entre las mayores obras industriales vinculadas al desarrollo gasífero previstas en la Argentina para los próximos años. Ese monto contempla también la construcción de una planta de fraccionamiento y topping en las mismas instalaciones para completar el proceso industrial asociado al tratamiento del gas.

Argentina LGN: Quiénes compitieron contra SACDE y Tecnimont

La UTE integrada por SACDE y Tecnimont se impuso frente a dos consorcios de peso internacional. Entre los grupos que participaron del proceso figuraban una asociación conformada por Techint y la italiana Saipem, así como otro consorcio integrado por la china CPECC, la estadounidense McDermott y AESA, la compañía de ingeniería controlada por YPF.

En paralelo, el equipo de ENI avanza con una segunda licitación destinada a la construcción de la planta de fraccionamiento y topping, también prevista en Neuquén y complementaria al proyecto adjudicado esta semana.

Si bien la prioridad de YPF continúa siendo avanzar con la estructuración financiera de Argentina LNG, fuentes cercanas a la compañía explicaron que la estrategia consiste en llegar al último bimestre del año —cuando esperan alcanzar la Decisión Final de Inversión (FID)— con la mayor cantidad posible de procesos licitatorios, definiciones de ingeniería y contrataciones ya encaminadas.

La lógica es simple: una vez asegurado el financiamiento del proyecto, la compañía busca minimizar los tiempos de ejecución y acelerar el inicio efectivo de las obras. Por ese motivo, durante el segundo semestre continuarán realizándose nuevas compulsas consideradas estratégicas para el desarrollo de Argentina LNG.

Entre ellas sobresale la futura licitación para la provisión de caños destinados a los gasoductos dedicados de exportación que conectarán Vaca Muerta con la costa atlántica. Ese proceso se prevé para el último cuatrimestre del año.

La estrategia guarda similitudes con la que viene implementando TGS para desarrollar su proyecto de separación de líquidos de gas natural (NGL) en Tratayén. Durante los últimos meses, la transportista avanzó con distintas licitaciones vinculadas al aprovisionamiento de equipos, contratación de obras y desarrollo de ingeniería con el objetivo de tener el proyecto ejecutivo prácticamente definido antes del cierre definitivo de los acuerdos comerciales y financieros que permitirán ejecutar la inversión.

, Nicolas Gandini

Desde la autopista Buenos Aires-Rosario ya se puede observar el avance de las obras que está llevando adelante Sidersa en su predio de San Nicolás. Con la ayuda del Régimen de Incentivos para las Grandes Inversiones (RIGI), la empresa familiar de origen rosarino parece haber eludido la crisis que atraviesa el sector industrial y está invirtiendo US$300 millones en una acería que producirá 360.000 toneladas anuales de varillas y alambrón de acero destinados a la construcción y que se utilizan en obras de infraestructura vinculadas a proyectos mineros e hidrocarburíferos.

EconoJournal visitó la obra que ya registra un avance global de 27 por ciento. La construcción demandará unas 1000 personas en el pico de actividad y una vez operativa la planta generará más de 300 puestos de trabajo directos y más de 3000 indirectos. La empresa estima que la primera producción de acero estará lista en la primera mitad de 2028.

Fuentes de la compañía, que tiene a la familia Spoto–Coletto como accionistas principales, aseguraron que será la primera planta de acero verde de la región. La clave para reducir significativamente las emisiones de carbono está en la utilización de chatarra como materia prima para la producción de acero en lugar de mineral de hierro y una combinación inédita de tecnologías y procesos que minimizan el consumo de energía.

Para esto la planta incorporará tres procesos cruciales: un sistema de carga continua de chatarra, un sistema de control eficiente de la energía inédito en Latinoamérica vinculado con el horno eléctrico, y la integración del laminador en la acería. Las tecnologías siderúrgicas que se integrarán en la planta serán provistas por el grupo italiano Danieli.

La nave de acería, que alojará un horno eléctrico, destacará por sus 32 metros de altura y una superficie de 3620 m2. La nave de chatarra se ubicará segunda en altura, con 28 metros, y 2671 m2 de superficie. Sin embargo, las naves de mayor dimensión serán las de laminación y de alambrón, con 8723 y 5341 m2 de superficie, respectivamente. Su altura será de 17,9 metros.

RIGI y proveedores locales

Los proyectos que ingresan al RIGI obligan a contratar al menos el 20% de su presupuesto de proveedores a empresas nacionales, siempre que la oferta local esté disponible y compita en condiciones de precio y calidad. Este último requisito es de difícil cumplimiento cuando los fabricantes nacionales compiten con fabricación extranjera subsidiada.

En Sidersa destacan que el RIGI les permitió tomar la decisión final de invertir en la planta de acero verde. El proyecto Sidersa+ esta siendo construido con una integración de proveedores nacionales muy superior al 20%.

«Tomamos el compromiso de construirlo con proveedores locales, muchos de Buenos Aires y de Santa Fe, a pesar de que posiblemente sea más caro, pero preferimos hacer eso para que los beneficios que nosotros tenemos también derramen al resto del mercado», dijeron desde la empresa.

Advertencia sobre la calidad y competencia subsidiada del acero chino

La reciente adjudicación de un millonario contrato en el proyecto Vicuña para la construcción de un campamento minero con estructuras metálicas importadas desde China generó un cimbronazo en la industria de los fabricantes de estructuras modulares, metalmecánicas que generalmente son clientes de los perfiles conformados y otros productos que Sidersa fabrica en su centro industrial.

En la compañía reconocen que existe preocupación entre sus clientes por la facilidad de los productos metalmecánicos chinos para ingresar al país, ya que compiten en costo gracias a los subsidios estatales. «Nuestros clientes no compiten contra una empresa china, compiten contra el Estado chino«, apuntó Oscar Coletto, accionista y miembro del directorio de la compañía, ante una consulta de este medio.

Los productos de hierro importados desde China u otros países muchas veces presentan dificultades o la imposibilidad directa de trazar la calidad de los mismos. Es un factor que debería desalentar la utilización de hierro de construcción chino en los grandes proyectos mineros. «En una obra importante nadie se va a animar a comprar un hierro chino en el cual vos no podés tener trazabilidad«, añadió Coletto.

En Sidersa enfatizan la importancia de los controles de calidad y su trazabilidad en los productos de acero. En su fábrica en San Nicolás transforman las bobinas de acero provistas por Ternium en distintos productos, principalmente tubos para la construcción. Toda la producción es controlada cada 20 minutos para detectar anomalías. Si un desvío es detectado, se aparta toda la producción de los últimos 20 minutos para revisarla. La empresa ya está integrando inteligencia artificial, siguiendo la tendencia internacional de tener controles de calidad en tiempo real.

, Nicolás Deza

La transición hacia sistemas de transporte más eficientes y con menor impacto ambiental sumó un nuevo capítulo en la Argentina. MetroENERGÍA comenzó a abastecer de gas natural a la primera operación de transporte público del país integrada en su totalidad por colectivos propulsados a Gas Natural Comprimido (GNC), un proyecto impulsado junto a Metropol que busca transformar la movilidad urbana mediante el uso de combustibles más limpios.

La iniciativa comenzó a materializarse con la incorporación de las primeras 11 unidades que ya prestan servicio en la línea 109, mientras que durante los próximos meses se avanzará con la renovación total de la flota hasta alcanzar 150 vehículos impulsados a GNC.

Suministro continuo de gas

Para garantizar la operación, MetroENERGÍA asegura el suministro continuo de gas natural a una estación de carga exclusiva ubicada en el barrio porteño de Barracas, desde donde se abastecen las unidades. El esquema busca brindar previsibilidad energética a un servicio esencial como el transporte público y demostrar la viabilidad del gas natural como alternativa para la descarbonización de la movilidad urbana, según detallaron desde la compañía.

“Este proyecto demuestra el potencial del gas natural como una alternativa eficiente, competitiva y de menor impacto ambiental para la movilidad urbana. Nuestro desafío es acompañar a los operadores con soluciones energéticas confiables que les permitan desarrollar sus operaciones con previsibilidad y continuidad”, señaló Pablo De Cicco, gerente de Desarrollo Comercial Grandes Clientes y Otros Negocios de MetroENERGÍA.

La puesta en marcha de esta flota representa un paso relevante para la incorporación de combustibles alternativos en el transporte de pasajeros y abre nuevas oportunidades para acelerar la transformación energética tanto en servicios urbanos como en operaciones de larga distancia.

Soluciones energéticas para el transporte

Además del suministro de gas natural, MetroENERGÍA ofrece soluciones integrales para operadores de flotas y estaciones de servicio, que incluyen abastecimiento, planificación y gestión energética adaptadas a las necesidades operativas del sector.

La compañía desarrolla proyectos enfocados en la movilidad de personas, el transporte de cargas y la logística, con el objetivo de mejorar la eficiencia operativa, reducir costos y garantizar la continuidad del servicio.

“La transformación del transporte requiere alianzas estratégicas y una visión de largo plazo. Nuestro objetivo es impulsar soluciones que combinen competitividad, confiabilidad y sustentabilidad para acompañar la evolución del sector y las nuevas demandas de movilidad”, afirmó Mariano Luzuriaga, jefe de Desarrollo Comercial Grandes Clientes y Otros Negocios de MetroENERGÍA.

El principal comercializador de gas natural del país

MetroENERGÍA se posiciona como la principal comercializadora de gas natural de la Argentina. Con acceso a todas las cuencas productivas y capacidad de transporte firme, la empresa articula toda la cadena de valor del gas, desde el ingreso al sistema de transporte hasta el consumo final, con el objetivo de garantizar abastecimiento continuo durante todo el año.

La compañía suministra gas natural a industrias, centrales de generación eléctrica y estaciones de GNC en todo el territorio nacional, mediante contratos y soluciones diseñadas de acuerdo con los requerimientos específicos de cada cliente.

Según explicó De Cicco, la propuesta de valor de la empresa integra gestión comercial, despacho propio, planificación de la demanda y asesoramiento técnico para asegurar continuidad operativa, previsibilidad y eficiencia energética.

Integrada por MetroGAS, con una participación del 95%, e YPF, con el 5% restante, MetroENERGÍA comercializa hasta 12 millones de metros cúbicos diarios de gas natural. Además, desde 2025 exporta gas a Brasil, consolidando una estrategia de expansión regional.

Con el desarrollo de este proyecto junto a Metropol, la compañía refuerza su apuesta por nuevas soluciones energéticas para la movilidad y su compromiso con un modelo de transporte más eficiente, competitivo y sustentable.

, Redaccion EconoJournal

El gobierno de Rolando Figueroa llegará a la sesión del miércoles con los votos necesarios para ratificar por ley el acuerdo con YPF que le dará condiciones promocionales para el desarrollo del GNL, pero en un contexto de tensión con los sindicatos estatales. Las organizaciones cuestionaron el esquema de regalías diferenciales que contiene el proyecto, la estabilidad fiscal por 30 años y anunciaron un paro con movilización a la Legislatura.

«El acuerdo prioriza la viabilidad y atracción del proyecto sobre la captura de renta provincial», planteó ATE en un documento que esta semana llevó a los diputados.

El miércoles, integrantes de la conducción de este sindicato junto al gremio docente ATEN, el de los universitarios Adunc y el de los trabajadores judiciales, Sejun, entre otros, solicitaron una reunión con legisladores para plantear sus diferencias con el proyecto. Fueron recibidos por tres representantes de la oposición.

El planteo de los sindicatos estatales, que concentran un tercio de los puestos de trabajo de la provincia y el 60% del gasto público, es similar al que hicieron desde las bancadas de Unión por la Patria, el FIT, Democracia Neuquén y la UCR, cuyos miembros anticiparon su voto en contra en el recinto.

Puntualmente, la crítica es sobre el esquema de regalías que permitirán flexibilizar el porcentaje que cobrará la provincia a través de bandas que oscilarán entre el 7,5%, el 10% o el 12% según sea la rentabilidad del proyecto. También el otorgamiento de estabilidad fiscal por 30 años y la exención del pago del Impuesto a los Sellos sobre el acta acuerdo.

«Nunca pasó en la provincia que se resignen regalías, hemos visto otro tipo de contratos de promoción como el de YPF y Chevron, pero nunca algo como esto», afirmó a EN/CLAVE el secretario general de ATE, Carlos Quintriqueo.

Y añadió que ni el gobierno ni los diputados del oficialismo «pueden explicar cómo se llega a esa banda del 7,5%». Uno de los reclamos durante el tratamiento en comisiones fue que se explique por qué el proyecto no sería rentable con los porcentajes actuales.

Las críticas al acta con YPF

El documento que elaboró el sindicato enumera lo que considera «omisiones» del acta entre Neuquén y la petrolera nacionalizada. Una de las mencionadas es que no hay una cláusula de contenido local obligatorio mínimo para la mano de obra o la contratación de pymes.

Durante la exposición que hicieron en la Legislatura los ministros Gustavo Medele (Energía) y Guillermo Koenig (Economía), se aseguró que las empresas se deberán ajustar a las leyes existentes de la provincia como la de Compre Neuquino y el programa Emplea Neuquén, que exige un 70% de contratación de trabajadores locales.

Por otra parte, la organización cuestionó que el acuerdo con YPF no contenga «compromisos de procesamiento local de condensados» para agregar valor a nivel provincial.

Según viene explicando el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, en Neuquén se hará una planta de separación de gases y condensados, similar a la que Compañía Mega tiene en Loma La Lata, mientras que la planta fraccionadora estará en Punta Colorada.

Desde ATE alertaron también la «ausencia de un esquema de participación provincial en el capital del proyecto». Esto porque, a diferencia de otras negociaciones que encaró el gobierno de Rolando Figueroa con operadoras, en estas concesiones no se incluyó el «carry» para la petrolera provincial GyP.

Por último, los dirigentes plantearon que el acuerdo no contiene un mecanismo de revisión frente a un cambio de control accionario en YPF ni una cláusula de trato más favorable. «No se protege el estándar provincial frente a acuerdos futuros con otras operadoras», advirtieron.

La mayoría de Figueroa y la paritaria que viene

El oficialismo defendió este acuerdo como un nuevo «hito fundacional» para la provincia, a la medida de lo que significó el inicio de la explotación en Vaca Muerta con la concesión de Loma Campana a YPF y Chevron.

El martes pasado logró dictar los tres despachos que necesitaba al unificar las comisiones de Asuntos Constitucionales, Energía y Presupuesto en un plenario. El miércoles 24, la ley será sometida a votación en general en el recinto.

Se espera que reúna aval de unas 25 bancas sobre un total de 35.

Los principales sindicatos públicos como ATE y ATEN anunciaron que ese día realizarán un paro de 24 horas y se trasladarán a la Legislatura. Aunque, a priori, la movilización no pareciera de la magnitud del 2013, cuando se aprobó el acuerdo con YPF para el inicio de la explotación no convencional en Loma Campana también hubo oposición de gremios estatales y organizaciones sociales.

En este caso, la presión tiene como trasfondo la próxima convocatoria del gobierno de Figueroa a discutir el aumento salarial del segundo semestre. El gremio pedirá que sea en los primeros días de julio.

Quintriqueo, quien participó en las elecciones del 2025 como candidato a senador y viene trabajando con su partido Más por Neuquén en recorridas por toda la provincia, anticipó que irán «por una recuperación» de los sueldos. Es decir, no solamente la continuidad de las subas trimestrales atadas al Índice de Precios al Consumidor (IPC) como tienen hasta ahora.

El planteo del gremio será que la Provincia tiene recursos disponibles o, de lo contrario, no habría flexibilizado las condiciones para captar renta del futuro proyecto GNL.

, Andrea Durán

Generación Mediterránea, la firma que nuclea el negocio de generación eléctrica del Grupo Albanesi, anunció este jueves que concluyó de manera exitosa su proceso de reordenamiento financiero integral tras un año de gestiones. La compañía logró reestructurar pasivos por un monto cercano a los US$ 1.500 millones en los mercados de capitales local e internacional, lo que permite adecuar los plazos de amortización a su capacidad real de cumplimiento de compromisos.

La compañía informó que el plan financiero cerró de forma definitiva la situación que comenzó en abril de 2025 debido a una coyuntura que combinó variables externas e internas. Albanesi es uno de los principales generadores de energía eléctrica en Argentina, con una capacidad instalada que representa aproximadamente el 8% de la generación térmica, lo que lo convierte en un actor importante del mercado.

La propuesta financiera estructurada por la firma contempló alternativas sin quitas nominales para el total de sus acreedores en ambos mercados, pero extendiendo los plazos de pago. Esta ingeniería financiera estabiliza la estructura de capital de la firma y otorga previsibilidad para el cumplimiento de las obligaciones corrientes. La regularización del pasivo, aseguró la compañía, pemite consolidar la sostenibilidad de la sociedad en el mediano y largo plazo.

El origen de la deuda de la generadora se remonota en su ciclo de expansión que implicó importantes inversiones en nuevas capacidades de generación eléctrica y la adquisición de activos en el sector energético. Según oportunos informes de la empresa y evaluaciones de agencias calificadoras, esta expansión fue financiada principalmente a través de deuda en dólares, lo que, en un contexto de alta inflación y fluctuaciones cambiarias, incrementó la carga financiera del grupo.

A su vez, se menciono en su momento la demora en los pagos por parte de CAMMESA y la disminución de ingresos debido a tarifas reguladas no ajustadas a la inflación que generaron un estrés de liquidez que culminó en el incumplimiento de pagos de intereses en mayo de 2025. Este incumplimiento llevó a la necesidad de una reestructuración de la deuda para adecuar los vencimientos a su capacidad de pago y estabilizar su situación financiera.

Refinanciamiento de plazos y sostenimiento de la prestación

Albanesi aclaró a través de un comunicado que a lo largo de todo el proceso «Generación Mediterránea garantizó la operación ininterrumpida de sus 10 centrales de generación al máximo de su disponibilidad de despacho. Para ello, se acordó con proveedores estratégicos la continuidad de los mantenimientos y el suministro de repuestos, alineando los planes de intervención al nivel de actividad».

La compañía adoptó medidas orientadas a preservar la continuidad operativa y sus inversiones críticas por US$ 600 millones. Entre ellas se destacan la puesta en marcha de la Central Térmica de Cogeneración Arroyo Seco (Santa Fe), así como la ampliación de las centrales Ezeiza (Buenos Aires) y Modesto Maranzana (Córdoba).

En el plano comercial, la firma suscribió en septiembre de 2025 el primer contrato bajo el marco de la Resolución 21/25 de la Secretaría de Energía. Este acuerdo privado se celebró con la firma Louis Dreyfus Company para la provisión directa de energía en su planta de Timbúes, Santa Fe. La operación comercial representó un paso importante para la el posicionamiento de la generadora en el mercado eléctrico mayorista.

El parque de activos de la empresa consta de 10 centrales de generación térmica que se distribuyen en siete provincias: dos en Buenos Aires, dos en Santa Fe, y las restantes en Córdoba, Río Negro, La Rioja, Tucumán y Santiago del Estero. El conjunto de estas instalaciones cuenta con una capacidad instalada de 1.855 MW. Este volumen de potencia equivale a casi el 8% de la oferta de energía térmica total de la Argentina.

Tras el cierre del frente de deuda, la operadora ratificó su meta de mantener un esquema de gestión enfocado en la eficiencia de sus plantas termoeléctricas. La modernización tecnológica del parque de generación apunta a sostener el abastecimiento regular de los grandes usuarios e industrias, tal como logró durante su reestructuración.

, Ignacio Ortiz

La transición energética y la electrificación global están abriendo una ventana de oportunidad para el desarrollo de la minería argentina, en un momento donde coinciden precios internacionales altos y un déficit de oferta previsto para la próxima década a nivel global. En este escenario, el país cuenta con un potencial geológico que puede aprovechar un ambiente local favorable para las inversiones de largo plazo, y una cartera de proyectos en distintas etapas de desarrollo.

Un análisis de la consultora Bain & Company reseñó que el mercado global sufrirá un fuerte desbalance de oferta y demanda de cobre hacia 2035. Con un pipeline que aportaría hasta 1,8 millones de toneladas anuales, Argentina aparece como el jugador clave para cerrar la brecha, aunque requiere una inversión sin precedentes en energía, logística y recursos humanos.

Diego García, Socio Líder de Energía y Recursos Naturaleza de Bain & Company, remarcó que existe una alta conciencia en el sector sobre el tamaño del reto, pero destacó la actitud proactiva de la industria. “Las empresas ya no sólo diagnostican las barreras, sino que están trabajando activamente para ser parte de la solución, diseñando proyectos bajo los más altos estándares ambientales y en permanente sinergia con las comunidades locales”, explicó.

El relevamiento destaca que el pipeline global proyectado es de 13,2 Mtpa, pero el 80% de esos desarrollos aún no cuenta con una Decisión Final de Inversión (FID) aprobada. Para que la Argentina acelere estos procesos y replique casos de éxito regionales, debe resolver el desafío que combina infraestructura física, desarrollo social y tecnología de vanguardia.

Para dimensionar el esfuerzo físico e industrial que requerirá producir las estimadas 1,8 Mtpa de cobre en el país, el análisis de Bain detalla exigencias de infraestructura críticas. En energía, se necesitará la construcción de 1.500 kilómetros de líneas de transmisión eléctrica dedicadas y un consumo de entre 8 y 10 TWh anuales, sumando refuerzos sustanciales al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

En logística de exportación, el transporte por ductos o ferrocarril moverá entre 5 y 6 millones de toneladas de concentrado al año, un volumen equivalente de entre el 8% y el 10% de todos los granos y subproductos que exporta actualmente el polo agroindustrial del Gran Rosario.

A la vez, el proceso demandará unos 250 millones de metros cúbicos de agua, una cifra que representa diez veces el consumo de agua utilizado para la fractura hidráulica en Vaca Muerta durante 2024, detalló el informe de Bain.

El ecosistema de proveedores

Uno de los puntos clave para evitar cuellos de botella radica en el desarrollo del ecosistema de proveedores. Actualmente, la Argentina cuenta con una base de entre 2.000 y 2.500 empresas proveedoras de minería, un número bajo en comparación con las más de 8.000 de Chile o las 6.000 de Perú.

Para evitar la inflación de costos y los cuellos de botella en las fases críticas de construcción (Post-FID), Bain propone apalancarse en el know-how y las capacidades existentes del sector de Oil & Gas, que ya ha probado estándares de excelencia en la cuenca neuquina.

«No tenemos que empezar de cero; la cadena de valor de hidrocarburos e ingeniería pesada del país puede readaptarse rápidamente para abastecer los megaproyectos mineros, complementando además la experiencia de los países vecinos», enfatizó García.

Finalmente, el factor humano asoma como otra de las prioridades de agenda corporativa. Roles profesionales en áreas de metalurgia, geotecnia, ingeniería civil y gestión de permisos ambientales (ESG) comenzarán a registrar una alta presión de demanda y escasez de talento hacia fines de la década, requiriendo un abordaje sistémico coordinado entre empresas, academias y el sector público.

, Ignacio Ortiz

La provincia de Buenos Aires dio un paso para consolidar su sistema de investigación y desarrollo energético. Más de 30 investigadores e investigadoras que participan de los proyectos de Ciencia y Tecnología de Energías Bonaerenses (CYTEB) I y II se reunieron en el Centro Bonaerense de Energías Renovables con el objetivo de intercambiar experiencias, identificar oportunidades de colaboración y construir una agenda común de desarrollo tecnológico con impacto productivo y territorial.

El encuentro, impulsado por la Subsecretaría de Energía bonaerense y la Comisión de Investigaciones Científicas (CIC), marcó la primera instancia formal de articulación entre gran parte de las líneas de investigación energética financiadas por la Provincia.

La iniciativa forma parte del programa CYTEB, que cuenta con financiamiento del Foro Regional Eléctrico de la Provincia de Buenos Aires (FREBA) a través del Programa Provincial de Incentivos a la Generación de Energía Distribuida (PROINGED), y que busca fortalecer las capacidades científicas y tecnológicas vinculadas al sector energético.

Desde su creación, el programa incrementó los recursos destinados a investigación aplicada. Mientras que la primera convocatoria, lanzada en 2023, destinó $100 millones con un tope de $20 millones por proyecto, la segunda edición elevó la inversión total a $400 millones y aumentó el financiamiento máximo a $50 millones por iniciativa.

Durante la jornada participaron el presidente de la CIC, Roberto Salvarezza; y el subsecretario de Energía bonaerense, Gastón Ghioni; quien remarcó la importancia de vincular el conocimiento científico con las políticas públicas. “Para construir una matriz energética autónoma y soberana necesitamos fortalecer el vínculo entre quienes producen conocimiento y quienes llevan adelante las políticas públicas. La articulación entre el sector energético y el sistema científico-tecnológico, junto con una decisión sostenida de inversión, es la base de cualquier estrategia de desarrollo”, planteó.

De la energía para dispositivos IoT a la economía circular de las baterías

La diversidad de proyectos presentados durante el encuentro reflejó algunos de los principales desafíos tecnológicos asociados a la transición energética. Uno de ellos es desarrollado por el Instituto de Nanociencia y Nanotecnología (INN, CNEA-CONICET) bajo la dirección de la investigadora María Dolores Pérez. La iniciativa busca desarrollar celdas solares de perovskitas (dispositivos fotovoltaicos de tercera generación compuestos por minerales de estructura cristalina) capaces de aprovechar la iluminación artificial de interiores para alimentar dispositivos electrónicos de bajo consumo.

La propuesta apunta a reemplazar el uso de baterías convencionales en artefactos cotidianos mediante tecnología fotovoltaica adaptada a ambientes cerrados, donde las personas pasan la mayor parte de su tiempo.

“Buscamos sustituir el uso de baterías tradicionales en dispositivos de bajo consumo mediante tecnología fotovoltaica de interiores. Para la provincia de Buenos Aires esto es un desafío estratégico porque permite incursionar de forma temprana y soberana en una tecnología fotovoltaica de vanguardia”, explicó Pérez.

La investigadora destacó que uno de los avances más relevantes obtenidos hasta el momento fue comprobar que las celdas de perovskita mejoran significativamente su desempeño bajo condiciones de baja irradiancia en interiores. “Hemos demostrado que al someter estas celdas a regímenes de iluminación entre 200 y 1000 lux (Los luxes miden la cantidad de luz que incide sobre una superficie) con lámparas LED de baja potencia, las eficiencias de conversión aumentan de forma drástica y superan ampliamente a las medidas a campo abierto”, señaló.

La tecnología podría tener aplicaciones directas en el ecosistema del Internet de las Cosas (IoT) permitiendo desarrollar controles remotos, sensores industriales, timbres inteligentes o cargadores para dispositivos electrónicos que funcionen exclusivamente con la luz ambiente.

Sin embargo, Pérez advirtió que para avanzar hacia la producción a escala será necesario resolver desafíos vinculados al escalado industrial, fortalecer el financiamiento para equipamiento científico y generar una mayor participación del sector privado.

“Se necesita despertar el interés del sector corporativo y tecnológico para lograr el acoplamiento con empresas que estén dispuestas a absorber el prototipo, co-invertir en el patentamiento y liderar la transferencia tecnológica hacia el mercado”, sostuvo.

Baterías sustentables a partir de residuos electrónicos

Otro de los proyectos destacados es el liderado por Félix Requejo, investigador del Instituto de Investigaciones Fisicoquímicas Teóricas y Aplicadas (INIFTA), que busca desarrollar materiales para baterías de ion litio utilizando componentes recuperados de pilas y baterías agotadas.

La investigación se basa en estrategias de minería urbana para recuperar metales como manganeso, níquel, cobalto y hierro presentes en residuos electrónicos y reincorporarlos a nuevas tecnologías de almacenamiento energético.

“Buscamos recuperar y reutilizar parte de los materiales descartados cuando las celdas o baterías alcanzan el final de su vida útil”, explicó Requejo. Según detalló, el equipo ya logró resultados alentadores al incorporar materiales reciclados en la fabricación de nuevas celdas.

“Hemos demostrado la utilidad de materiales recuperados de pilas y baterías en desuso para la fabricación de nuevas celdas. Lo interesante es que estas nuevas celdas presentan propiedades mejoradas respecto de las obtenidas utilizando exclusivamente materiales puros de laboratorio”, indicó.

Avances y aplicaciones

En la actualidad, el grupo logró reemplazar aproximadamente un 20% del material virgen utilizado en ciertos componentes por materiales recuperados, manteniendo e incluso mejorando las prestaciones electroquímicas.

Las aplicaciones más inmediatas de esta tecnología estarían vinculadas al almacenamiento estacionario de energía renovable para hogares, industrias y sistemas distribuidos.

“Los beneficios más inmediatos podrían darse en la integración de energías renovables en hogares, industrias y sistemas energéticos distribuidos, contribuyendo a reducir la dependencia de fuentes convencionales desde una perspectiva ambiental y de sostenibilidad”, aseveró el investigador.

La transferencia tecnológica: el desafío pendiente

Más allá de las diferencias temáticas entre los proyectos, ambos investigadores coincidieron en señalar que el principal desafío para el sistema científico argentino sigue siendo la transferencia tecnológica y el escalado productivo.

Pérez consideró que es necesario fortalecer los mecanismos de vinculación temprana entre laboratorios y empresas, mientras que Requejo advirtió sobre la necesidad de sostener políticas de largo plazo que permitan transformar conocimiento en desarrollo industrial.

“La implementación a gran escala requiere políticas sostenidas, articulación entre el sistema científico y el sector productivo, y una estrategia que priorice la generación de valor agregado local”, sostuvo el investigador del INIFTA.

En ese sentido, el encuentro organizado por la Provincia fue valorado por ambos equipos como una herramienta para construir redes de colaboración entre instituciones y acercar las prioridades de la política energética a los grupos de investigación.

Para Pérez, la jornada permitió identificar áreas de interés común entre distintos proyectos financiados por CYTEB y abrir nuevas posibilidades de trabajo conjunto. Requejo, por su parte, destacó que estos espacios facilitan el intercambio de experiencias, la identificación de problemas comunes y la generación de soluciones integrales frente a los desafíos energéticos.

Mientras la Provincia apuesta a consolidar un ecosistema de innovación energética basado en la articulación entre ciencia, Estado y producción, los proyectos presentados durante la jornada muestran cómo la investigación aplicada puede traducirse en desarrollos concretos para la transición energética, desde dispositivos fotovoltaicos alimentados por luz interior hasta baterías más sustentables construidas a partir de residuos electrónicos.

, Loana Tejero

La industria energética argentina atraviesa uno de los períodos de mayor crecimiento de los últimos años impulsada por el desarrollo de Vaca Muerta, la minería y distintos proyectos de infraestructura. Sin embargo, el principal desafío ya no pasa únicamente por generar empleo, sino por encontrar trabajadores con perfiles técnicos y especializados para sostener esa expansión.

Según el informe Cadena de Valor para el desarrollo de Vaca Muerta del IAPG, hacia 2030 el sector requerirá entre 30.000 y 43.000 trabajadores directos adicionales para actividades vinculadas a perforación, acondicionamiento de pozos y operaciones.

«Hoy el desafío del sector ya no pasa únicamente por generar empleo, sino por encontrar personas con experiencia operativa real y capacidad de adaptarse a entornos altamente técnicos, dinámicos y exigentes», explica Carlos Stegmann, Key Account Manager de la división Oil & Gas de Adecco Argentina.

Los perfiles más buscados

El crecimiento de la actividad impulsa la demanda de operarios, soldadores, choferes, maquinistas e ingenieros, mientras las empresas buscan fortalecer sus capacidades operativas y acompañar la expansión de nuevos proyectos.

Al mismo tiempo, se observa un cambio en los criterios de contratación: la experiencia en campo, la especialización técnica y la capacidad de adaptación son hoy algunas de las habilidades más valoradas.

Esta situación se ve agravada por un desafío estructural del mercado laboral argentino. Según datos del Centro Argentino de Ingenieros, el país genera alrededor de 6.000 ingenieros por año, cuando la demanda potencial alcanza los 15.000 profesionales. Esta brecha refleja una creciente desconexión entre la formación disponible y las capacidades que requieren sectores estratégicos como energía, minería e infraestructura.

«Las empresas necesitan incorporar talento que pueda adaptarse rápidamente a operaciones complejas. Por eso la experiencia práctica y las habilidades técnicas específicas cobran cada vez más relevancia», agrega Stegmann.

Desarrollo regional: la oportunidad y el desafío

El potencial de crecimiento de industrias como Oil & Gas y minería también abrió un debate sobre el impacto que estos desarrollos tendrán en las economías regionales. Las recientes declaraciones del ministro Federico Sturzenegger, quien proyectó que en los próximos 30 años alrededor de 1,5 millones de personas podrían radicarse en Neuquén y otro millón en Catamarca impulsadas por la energía y la minería, generaron repercusiones en gobiernos provinciales y referentes locales.

Desde Nación sostienen que inversiones como las promovidas por el RIGI contribuirán a descentralizar la economía y fortalecer el interior productivo, pero autoridades provinciales y especialistas advierten que ese crecimiento requerirá inversiones significativas en infraestructura, vivienda, servicios públicos y formación de talento.

En Neuquén, por ejemplo, referentes locales señalan que localidades vinculadas a Vaca Muerta ya enfrentan fuertes presiones sobre la infraestructura urbana. En Catamarca, en tanto, el debate se centra en cómo gestionar el impacto que podría generar la expansión de la minería y el litio en las próximas décadas.

, Redaccion EconoJournal

Los parques eólicos y solares de las regiones de Cuyo y la Patagonia fueron los que más reducción de despacho de energía realizaron en el país por falta de capacidad de transporte eléctrico en las líneas de alta tensión entre marzo de 2025 y marzo de este año, según se desprende de los informes sobre generación renovable variable (eólica y solar) que realiza Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

Marzo de 2026 fue el mes con más reducción de despacho durante el período analizado, ya que -por limitaciones en las líneas de transmisión- los parques eólicos y solares tuvieron que dejar de entregar 91.580 megawatt por hora (MWh) que tenían disponible, triplicando a lo registrado al mismo mes de 2025, que tuvo una reducción de 32.724 MWh. En rigor, en el tercer mes del año (último mes analizado por Cammesa) los parques renovables entregaron un 4,1% menos de la energía posible que podían despachar.

Según el análisis que realizó EconoJournal sobre los informes de Cammesa en el último año con información disponible (período de marzo de 2025 a marzo de 2026), los dos meses más críticos fueron octubre de 2025 con una reducción de 64.092 MWh y diciembre de 2025 con 54.590 MWh. Mientras que mayo y junio de 2025 fueron los que tuvieron menos reducción de despacho.

Reducción de despacho

La compañía mixta analiza lo que en la jerga se conoce como curtailment, que es la reducción de energía despachada en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) de los parques eólicos y solares principalmente por cuellos de botella en las líneas de alta tensión. La falta de capacidad en el transporte eléctrico para evacuar nueva generación de energía es un problema que el país arrastra desde hace tiempo.

La reducción de despacho se produce para evitar que se inyecte una cantidad de energía que las redes no pueden soportar y que podría ocasionar un colapso en el sistema. El informe de Cammesa aclara que “no se considera energía reducida a aquella que no se generó por indisponibilidad de equipamiento propio del parque”.

Del análisis que realizó EconoJournal se desprende que entre marzo y septiembre de 2025 se registraron los niveles más bajos de curtailment y la región más afectada fue la Patagonia. Aunque en menor medida, también redujeron despacho Cuyo y Buenos Aires. En cambio, entre octubre de 2025 y marzo de 2026 la reducción fue mayor y la región más afectada fue en Cuyo, seguida por la Patagonia y NOA.

El período analizado sirve para observar un curtailment estático, que muestra cuál es el estado de situación del sistema de transmisión y los nodos de conexión eléctrica del país, a diferencia de un curtailment de período corto o dinámico, donde están incluidas reducciones provocadas por algún problema momentáneo en las redes, como la salida de servicio de un transformador o de una subestación.

Regiones

Según explicaron fuentes del sector a EconoJournal, el curtailment en la generación eólica y solar tiene un componente estacional que se explica por las condiciones climáticas y el consumo. Por los límites en las redes de transporte eléctrico en el país, en primavera y verano hay un mayor curtailment en la generación solar y en otoño e invierno en los parques eólicos.

En marzo de este año se registró la mayor reducción de despacho de energía desde 2020 (el último año con información disponible de Cammesa) con 91.580 MWh, superando a noviembre de 2023 (80.716 MWh) y noviembre de 2024 (68.300 MWh), que eran los meses con mayores registros en los últimos seis años y medio.

Cuyo fue la región que más curtailment tuvo en marzo de este año, ya que los parques solares y eólicos tuvieron que reducir su despacho en 60.207 MWh, un 65% del total del país. Patagonia redujo 22.914 MWh y Buenos Aires 2.531 MWh.

Cuyo también fue la región más afectada en septiembre (12.158 MWh, un 55,3% del total), noviembre (17.542 MWh, un 43%) y diciembre (21.092 MWh, un 38,6%) de 2025 y febrero de 2026 (21.432 MWh, un 61%).

La Patagonia también es una región con un alto índice de reducción de despacho renovable. En el período analizado (marzo de 2025 a marzo de 2026), esta región fue durante siete meses seguidos la que contabilizó más limitaciones de entrega de energía (marzo, abril, mayo, junio, julio, agosto de 2025 y enero de 2026).

El Noroeste Argentino (NOA) fue la región con mayor reducción de despacho del país en noviembre de 2025, cuando alcanzó un curtailment de 23.633 MWh, un 36,9% del total. Luego siguen la región que abarca a la provincia de Buenos Aires y, en menor medida de curtailment, continúan Centro, Comahue y Noreste (NEA).

Parques eólicos y solares con mayor reducción

En marzo de 2026, el mes récord de curtailment, 73 parques solares y 66 eólicos tuvieron reducir su despacho. Los 10 parques solares con más curtailment en marzo fueron: Parque Solar Tocota III, que tuvo una reducción de un 36% (5.725 MWh) relativa a la energía posible a generar en el mes.

Luego siguen Perla del Chaco un 33% (1.802 MWh); El Quemado I un 26% (12.671 MWh); Coperote I un 26% (155 MWh); Helios Santa Rosa un 24% (29 MWh); Anchoris un 23% (9.909 MWh); La Cumbre III un 23 % (246 MWh); San Rafael un 22% (8.990 MWh); Algarrobo 22% (303 MWh); y Los Molles 21% (5.185 MWh).

En tanto, los 10 parques eólicos con mayor nivel de curtailment en marzo de 2026 fueron: Parque Eólico (P.E.) Diadema II, que redujo un 39% (3.843 MWh) relativa a la energía posible a generar en el mes. Luego siguen Chubut Norte II, que redujo un 20% (2.012 MWh); Kosten un 11% (1.353 MWh); Diadema un 10% (227 MWh); Malaspina I un 9% (1.862 MWh); Manantiales Behr un 8% (4.020 MWh); Chubut Norte III un 7% (1.683 MWh); Garayalde un 6% (604 MWh); Bicentenario II un 4% (580 MWh); y Rawson III un 4% (391 MWh).

Cómo se calcula el curtailment (o la energía reducida)

Para medir las reducciones de despacho de energía eólica y solar, Cammesa explica en el informe que “el cálculo se realiza en base a las señales del Sistema de Operaciones en Tiempo Real (SOTR). En particular, en función de las señales de Potencia Generada y Potencia Posible que cada parque de generación renovable variable registra y envía (a Cammesa) cada 10 segundos. La potencia generada responde a una medición eléctrica, a diferencia de la posible, que resulta de un cálculo”.

“Esta última representa la potencia que el parque podría inyectar a cada instante, tomando en consideración el recurso medido y la potencia disponible del equipamiento propio. En este sentido, solo puede diferir de la potencia generada cuando el parque se encuentra bajo una limitación externa a su generación”, concluye Cammesa.

, Roberto Bellato

La Cámara de Proveedores de Insumos y Prestadores de Servicios de los Sectores Petrolero, Minero, Energético y Ambiental de Santa Cruz (Cappema) oficializó la renovación de sus autoridades. Carina Mendoza fue elegida por unanimidad como la nueva presidenta de la institución, asumiendo el liderazgo en un momento de profundas transformaciones y oportunidades estratégicas para la región patagónica.

“Esta nueva conducción representa la continuidad de una visión de trabajo colectiva y consolidada. La gestión entrante reconoció formalmente la destacada labor realizada por el presidente saliente, Alejandro Mendoza, y los miembros del Consejo Directivo anterior, quienes lograron posicionar a la entidad con una sólida presencia provincial y una fuerte proyección en la agenda productiva nacional”, destacó la entidad a través de un comunicado.

El principal objetivo de la gestión de Carina Mendoza será potenciar el desarrollo de los proveedores locales, la generación de empleo genuino y asegurar una participación protagónica de las empresas santacruceñas en los grandes proyectos energéticos, petroleros y mineros.

Cappema sostiene que las empresas locales son el motor fundamental para el desarrollo sostenible y el principal sostén de las cadenas de valor en las comunidades donde operan. Para lograrlo, la Cámara continuara profundizado su articulación federal con distintas organizaciones y cámaras empresariales de referencia en todo el país, como Capmin (Cámara Argentina de Proveedores Mineros) y la PMAC (Proveedores Mineros Confederados) espacio de integración y sinergia compuesto por 13 cámaras.

“Esta integración estratégica consolida espacios de representación conjunta, fortaleciendo la voz de los proveedores santacruceños en los ámbitos donde se definen las políticas públicas, las inversiones y el crecimiento productivo de la Argentina”, concluyó la entidad.

, Redaccion EconoJournal

La minería argentina atraviesa uno de los momentos más relevantes de su historia reciente. Ya no se trata únicamente de un sector exportador en expansión, sino de una actividad estratégica capaz de aportar inversiones, empleo calificado, innovación tecnológica y generación de divisas en un contexto donde el país necesita recuperar competitividad y crecimiento sostenido.

Los números muestran que el sector comenzó a consolidarse como uno de los motores más dinámicos de la economía. Las exportaciones mineras crecieron de manera sostenida durante los últimos años y el interés por invertir en la Argentina volvió a crecer impulsado por la demanda global de minerales críticos. El litio se convirtió en un insumo central para la transición energética, mientras que el cobre volvió a ocupar un lugar estratégico en la nueva economía global asociada a la electrificación, las energías renovables y los sistemas de almacenamiento.

Pero la minería debe entenderse dentro de una visión más amplia del desarrollo argentino. La Argentina posee hoy cuatro grandes ejes estratégicos capaces de transformar su competitividad durante las próximas décadas: la energía, la producción de alimentos, la minería y la economía del conocimiento. Son sectores donde el país cuenta simultáneamente con recursos naturales, capacidades técnicas y potencial de escala global.

La energía ya comenzó a demostrarlo con Vaca Muerta. El sector agroindustrial hace décadas representa una de las principales plataformas competitivas del país. La economía del conocimiento se consolidó como una fuente creciente de exportaciones y empleo calificado. Y ahora la minería aparece como el cuarto gran vector capaz de ampliar la escala productiva y generar desarrollo federal.

La oportunidad es significativa porque el contexto internacional acompaña. La transición energética incrementó la demanda de minerales críticos para baterías, electromovilidad y sistemas eléctricos. En ese escenario, Argentina dejó de ser solamente una promesa geológica para comenzar a convertirse en un actor relevante dentro del mapa minero internacional.

La puesta en marcha del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) marcó además un punto de inflexión importante. La estabilidad fiscal y la reducción de incertidumbre permitieron destrabar proyectos demorados. Esto es clave en minería, donde las inversiones requieren horizontes de muy largo plazo y niveles de capital extremadamente elevados.

Sin embargo, el verdadero desafío comienza después del anuncio de inversión. Allí aparece nuevamente la infraestructura, la ingeniería y la capacidad de gestión como factores decisivos para transformar potencial en crecimiento real.

La experiencia acumulada durante los últimos quince años en el desarrollo de Vaca Muerta ofrece lecciones muy valiosas. El sector energético demostró que, aun en contextos complejos, es posible construir capacidades técnicas, atraer inversiones, desarrollar proveedores locales y ampliar infraestructura cuando existen reglas relativamente estables y una visión sostenida en el tiempo.

La minería tiene hoy la posibilidad de aprovechar buena parte de ese aprendizaje acumulado para acelerar su propio desarrollo. Desde la formación de capital humano hasta la articulación entre provincias, empresas, universidades y sistema científico-tecnológico, existe una experiencia reciente que puede permitir reducir tiempos, mejorar coordinación y aumentar competitividad.

Pero para lograrlo será indispensable resolver uno de los principales desafíos estructurales de la Argentina: la infraestructura.

Gran parte de los proyectos mineros se ubican en regiones alejadas de los grandes centros urbanos y de los principales nodos logísticos. Esto obliga a pensar corredores integrados de transporte, energía y recursos hídricos capaces de vincular producción, exportación y desarrollo regional. Rutas, ferrocarriles, líneas eléctricas, sistemas logísticos y acceso sustentable al agua serán tan importantes como la calidad geológica de los yacimientos.

La competitividad minera del futuro dependerá no sólo de lo que exista bajo el suelo, sino también de la capacidad de construir sistemas modernos y eficientes alrededor de esos recursos. Allí aparece además un desafío central de coordinación interjurisdiccional. Muchas de las inversiones necesarias exceden las capacidades de una sola provincia y requieren estrategias regionales capaces de integrar infraestructura, producción y acceso a mercados internacionales.

Al mismo tiempo, la sostenibilidad será cada vez más determinante. La licencia social para operar dependerá de la capacidad del sector para demostrar transparencia, eficiencia hídrica, reducción de emisiones y beneficios concretos para las comunidades locales. La minería moderna ya no puede pensarse con modelos extractivos tradicionales. Hoy hablamos de automatización, IA, monitoreo en tiempo real y procesos industriales capaces de optimizar simultáneamente productividad y sustentabilidad.

La Argentina tiene hoy una oportunidad histórica. Pocos países cuentan simultáneamente con capacidad energética, potencial agroindustrial, recursos minerales críticos y talento humano para competir en la economía del conocimiento. El desafío ya no es identificar oportunidades. El desafío es construir las condiciones institucionales, regulatorias e infraestructurales para convertir esas ventajas en desarrollo sostenido.

El futuro argentino dependerá en gran medida de nuestra capacidad para articular esos cuatro motores estratégicos y transformarlos en una visión integrada de crecimiento, inversión y desarrollo federal. Porque el desarrollo sostenible de un país nunca depende solamente de sus recursos naturales, sino de la inteligencia colectiva para convertirlos en futuro.

, Pablo Bereciartua, presidente del Centro Argentino de Ingenieros

YPF y Tesla concretaron este martes la firma de una carta de intención para el desarrollo conjunto de infraestructura energética y sistemas de carga para la movilidad eléctrica en la Argentina. El acuerdo bilateral fue suscripto por el presidente y CEO de la petrolera, Horacio Marín, durante una visita a la Gigafactory de Texas, la sede de Tesla, y establece el marco para la implementación de redes de carga rápida y almacenamiento.

La compañía informó esta tarde que el encuentro se estructuró con el objetivo de analizar los sistemas de infraestructura energética, los esquemas de movilidad eléctrica y las tendencias tecnológicas aplicadas que implementa la empresa norteamericana en sus procesos de producción y distribución a escala global.

El eje de la reunión se centró en la evaluación de complementariedades operativas entre ambas firmas. En los detalles técnicos se abordaron aspectos vinculados al diseño de redes de carga para vehículos eléctricos, la configuración de sistemas de almacenamiento de energía y los vectores de innovación tecnológica necesarios para la actualización de las matrices energéticas y los sistemas de transporte sustentable.

La Gigafactory que recorrió Marín, en Texas, es el complejo industrial de manufactura vertical a gran escala que funciona como sede global de Tesla y epicentro de su desarrollo tecnológico. Con una superficie cubierta de más de 900.000 metros cuadrados sobre un predio de 1.000 hectáreas en Austin es el lugar donde se fabrican desde las celdas de batería de litio hasta los sistemas de almacenamiento a escala de red Megapack y la arquitectura de los cargadores rápidos Superchargers.

La escala y la capacidad de ingeniería de este centro automatizado reflejan el volumen del holding liderado por Elon Musk, quien recientemente se consolidó en los mercados de capitales como el primer billonario de la historia global, a partir de la valorización de Space X, su empresa de fabricación aeroespacial y de servicios de transporte comercial espacial.

YPF y un acuerdo para acelerar el futuro de la energía

“En YPF creemos que el futuro de la energía requiere un enfoque integrado que combine infraestructura, tecnología e innovación. Esta visita nos permitió conocer de primera mano el trabajo de vanguardia que realiza Tesla y explorar posibles vías de colaboración con una de las compañías líderes a nivel global en estos campos”, señaló Marín.

Como resultado del encuentro, YPF y Tesla suscribieron una carta de intención formal para establecer un marco de cooperación bilateral. La firma estuvo a cargo de Marín y el regional Manager Chargind – Emerging Markets de Tesla, Igor Antarov, mientras que en los encuentros posteriores también se reunió con Michael Snyder, VP of Energy and Charging de Tesla.

El documento preliminar define las bases para el co-desarrollo de una red de estaciones de carga rápida y el despliegue de infraestructura específica para el almacenamiento de energía, combinando las patentes y soluciones de Tesla con la red de estaciones de servicio de YPF.

La viabilidad del proyecto conjunto se fundamenta en la integración de los activos de ambas corporaciones. El plan técnico estipula la convergencia entre la tecnología de carga y gestión energética desarrollada por Tesla y la capacidad instalada, capilaridad logística e infraestructura territorial que YPF posee en el mercado local.

Paralelamente, los equipos técnicos de ambas compañías mantuvieron sesiones de intercambio de datos sobre vectores específicos de abastecimiento eléctrico y eficiencia en almacenamiento. El diálogo incluyó la evaluación de tecnologías de baterías a gran escala y la aplicación de sistemas de software avanzados para la optimización de flujos eléctricos e innovación en el sector energético de red.

Actualmente, YPF dispone de una infraestructura operativa denominada «YPF Punto Eléctrico«, una red de electromovilidad que cuenta con más de 30 terminales de carga distribuidas en corredores viales estratégicos del país, incluyendo las conexiones entre Buenos Aires, la Costa Atlántica, Rosario y Córdoba.

La incorporación de los sistemas de transferencia de potencia y los protocolos de carga rápida de Tesla tiene como objetivo técnico escalar la capacidad instalada de esta red existente, incrementando la velocidad de abastecimiento e integrando módulos de almacenamiento masivo para optimizar el suministro en las estaciones de servicio de la compañía.

, Ignacio Ortiz

El ministro de Economía, Luis Caputo, anunció este martes la aprobación del ingreso del proyecto cuprífero Vicuña al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) por parte del Comité Evaluador, considerado el mayor de los proyectos de cobre en el portfolio minero de la Argentina. El megaproyecto en la provincia de San Juan es un joint venture entre las corporaciones BHP y Lundin que contempla una inversión inicial comprometida de US$9.700 millones.

Según las proyecciones de las compañías controlantes, el Distrito Vicuña que es la unión de los yacimientos Filo del Sol y Josemaría posee un potencial de escalabilidad a largo plazo de hasta US$18.000 millones de inversión. Por su envergadura financiera y constructiva, el activo se posiciona desde su inicio como uno de los cinco emprendimientos de cobre más grandes del mundo.

Al realizar el anuncio de la aprobación del RIGI en su cuenta de la red social X, Caputo resaltó que «este proyecto generará exportaciones por más de US$2.600 millones al año y más de 30.000 empleos directos e indirectos. Más inversión productiva, más trabajo y más crecimiento para los argentinos».

El esquema de desarrollo delineado por los operadores se estructuró a partir de los resultados de su Evaluación Económica Preliminar (PEA, por sus siglas en inglés) presentada en febrero de este año, la cual pauta una explotación secuencial por etapas operativas. La primera fase contempla el desarrollo inicial del yacimiento Josemaría, una decisión de arquitectura de procesos que optimiza la utilización de la infraestructura base ya planificada.

La segunda secuencia operativa incorporará los recursos de óxidos provenientes del depósito Filo del Sol, para culminar en una tercera etapa orientada a la expansión masiva sobre los recursos sulfurados y a la construcción de la infraestructura de molienda y transporte pesado requerida para procesar el mineral a gran escala.

Actualmente, Vicuña atraviesa un proceso de diálogo con autoridades nacionales, provinciales y de terceras compañías por el acceso a una línea eléctrica de alta tensión que asegurará el suministro de energía para las operaciones. Las partes vienen de participar de una audiencia pública en torno a la propuesta de la empresa de repotenciar y poner en operación en 500 kV una infraestructura que hoy funciona en 132 kV entre Nueva San Juan y Rodeo.

La riqueza minera de Vicuña

De acuerdo con las métricas geológicas detalladas en la PEA, el complejo minero posee un potencial nominal de producción promedio de 395.000 toneladas de cobre equivalentes al año durante sus primeros 25 años de vida útil. A esta producción base de metal rojo se adicionará un flujo coproducto estimado en 711.000 onzas de oro y 22,2 millones de onzas de plata anuales, lo que eleva el valor económico neto del activo y morigera el riesgo de volatilidad de precios internacionales mediante subproductos.

La compañía resaltó en distintos momentos que el enfoque modular y escalable adoptado por el consorcio permite mitigar los riesgos de ejecución de capital inicial (vulnerabilidades de ramp-up), alineando los plazos de construcción con la maduración técnica del yacimiento.

Vicuña computa una dotación actual de 2.421 trabajadores desempeñándose de manera directa en la operación de la Argentina. Esta estructura de personal técnico se compone actualmente por 580 empleados directos en nómina y 1.841 operarios vinculados contractualmente mediante firmas de servicios especializados.

La empresa también precisó que el desglose demográfico del empleo subraya que «el 92,6% de la plantilla global es de nacionalidad argentina, mientras que, en el segmento corporativo de contratación directa, la representatividad regional se incrementa sustancialmente con más del 81% de profesionales y operarios oriundos de la provincia de San Juan«.

Vicuña resaltó que el entramado productivo y de valor industrial que moviliza el proyecto se traduce en «una red activa de 245 empresas contratistas que proveen servicios de geología, perforación diamantina, transporte logístico de alta montaña, mantenimiento metalmecánico y obras civiles de alta complejidad».

«El impacto en la cadena de valor doméstica evidencia una fuerte impronta de desarrollo federal: 150 de estas firmas proveedoras corresponden a estructuras comerciales radicadas en San Juan, lo que equivale al 61,2% del padrón total de subcontratistas«, explicaron voceros de la compañía. Al interior del ecosistema pyme provincial, se destaca la participación de 20 empresas de base logística en el departamento de Iglesia y 130 distribuidas en el resto del territorio sanjuanino.

Tras las críticas recientes recibidas por la adjudicación a una empresa china de la construcción de un campamento de alta montaña, Vicuña resaltó su «estrategia de abastecimiento nacional que relega la participación de corporaciones de capital extranjero a menos del 4% del total de los proveedores activos del padrón del proyecto, cumpliendo con creces las normativas de compre local e integración productiva que demandan las regulaciones sectoriales».

A medida que el proyecto avance en el cronograma constructivo viabilizado por las ventajas impositivas del RIGI, las demandas de bienes de capital, insumos químicos, energía eléctrica de alta tensión e infraestructura vial experimentarán una evolución exponencial.

Este incremento de la demanda de insumos críticos exigirá que la cadena de proveedores locales inicie procesos de certificación de normas internacionales (ISO, Green Gold, entre otras) para dar respuesta al volumen operacional de un activo catalogado como de clase mundial. La ingeniería de detalle proyectada obligará a un escalonamiento continuo en la sofisticación de los servicios contratados durante los próximos dos ejercicios fiscales.

, Ignacio Ortiz

El oficialismo de Rolando Figueroa consiguió este martes un rápido despacho para el proyecto de ley que ratifica el acta acuerdo entre Neuquén e YPF que establece un régimen promocional de regalías para el GNL. Fue con una amplia mayoría, pero tras un extenso debate en un plenario de comisiones donde se volvieron a reiterar planteos de la oposición por el esquema negociado entre la Provincia y la petrolera nacionalizada.

Los representantes de La Neuquinidad acordaron unificar las comisiones de Energía, Asuntos Constitucionales y Presupuesto para darle trámite más expeditivo a la propuesta. El dictamen aprobado hoy será llevado a la sesión del 24 de junio, donde saldría aprobado sin dificultades, según los votos adelantados esta mañana.

La bancada que responde al gobernador defendió el acuerdo como «muy beneficioso» para Neuquén y lo comparó con lo que significó el de YPF y Chevron, en 2013, y que posibilitó el primer desarrollo masivo no convencional en Vaca Muerta.

«Es un hito fundacional. Hoy Neuquén no tienen ningún proyecto para la exportación del GNL; hace 10 años que hablamos de esto, pero no se pudo hacer ninguno. Esto tiene cualidades similares a las del inicio del no convencional y por eso se establecieron condiciones especiales», argumentó el diputado Francisco Lépore (Avanzar), uno de los principales voceros de Figueroa en la Legislatura.

Describió que fueron ocho meses de negociación entre los funcionarios del Ejecutivo provincial y la compañía que conduce Horacio Marín, y que los porcentajes diferenciales para las regalías del metano «habían arrancado mucho más abajo».

Ese aspecto fue, nuevamente, uno de los más discutidos en el plenario. Desde el kirchnerismo, Lorena Parrilli planteó que el gobierno negoció «migajas» con una mirada «cortoplacista» y Darío Martínez insistió con que faltó información para entender la estructura de costos sobre la cual se determinó que el proyecto Argentina LNG «no era rentable con las regalías al 12%».

«Queremos que se desarrolle el GNL, pero que Neuquén se siente a negociar en una posición mucho más fuerte. No hay GNL sin Vaca Muerta. Hubo mucha más valentía en los legisladores que aprobaron el acuerdo de YPF con Chevron porque se mantuvieron las regalías al 12%», afirmó.

Ese fundamento, que rodeó todo el debate, fue contestado por el diputado del MPN, Claudio Domínguez, quien defendió el proyecto a la par del oficialismo de Figueroa.

«Si no se hubiera dado el paso del no convencional en 2013, ¿cuántos barriles se estarían produciendo en la provincia. Serían 18.000 barriles día del convencional si no se hubieran animado», aseguró. Sostuvo que hubo otros proyectos para el desarrollo del GNL tanto en las gestiones de Alberto Fernández como en la de Mauricio Macri, pero los que se concretaron fueron «cero».

«¿Existe el GNL sin Vaca Muerta? Acá en Argentina no, pero en otros continentes sí. Son los que nos venden el GNL a 24 dólares el millón de BTU», advirtió.

Qué dice el acta acuerdo entre Neuquén e YPF

El acta acuerdo firmada entre Neuquén e YPF que saldrá ratificada por la Legislatura le otorga al proyecto estabilidad fiscal por 30 años y especifica que la Provincia no cobrará Ingresos Brutos sobre la venta del gas que tendrá como destino final la exportación de GNL.

Además, establece un esquema de alícuotas de regalías diferenciales que podrán variar en tres escalas: 7,5%, 10% o 12%.

Para su liquidación se tomará como referencia el precio de venta del gas natural con destino a la industria en condición firme de la Cuenca Neuquina.

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

Por último, el acuerdo entre Neuquén e YPF contempla el pago de un bono de infraestructura a la Provincia por 175 millones de dólares que la petrolera deberá ejecutar una vez que haya firmado la Decisión Final de Inversión (FID) con sus socios.

Ingresos Brutos sí o no

Otro cuestionamiento que se reiteró durante el plenario de comisiones realizado este martes fue el de la exención del cobro de Ingresos Brutos a la venta de gas entre los VPU (Vehículos de Proyecto Único) que tenga como destino la exportación de GNL.

El oficialismo insistió en conceptualizarlo como estabilidad fiscal, en lugar de exención porque aclaró que Neuquén, como ninguna otra provincia del país, cobra impuestos sobre las exportaciones. Y se volvió a citar el fallo de la Corte Suprema de Justicia en contra de Chubut por haber querido aplicar este tributo a YPF por el crudo que sale de esa provincia y que se vende al exterior tras ser industrializado en otras jurisdicciones.

El diputado y exsecretario de Energía, Darío Martínez, había llevado la semana pasada un cálculo sobre lo que «resignaría» Neuquén por el esquema de regalías diferenciales y el no cobro de Ingresos Brutos que ascendía a más de 3.000 millones de dólares, algo que desestimaron desde La Neuquinidad.

«Lo que trata de hacer el gobierno es bajar los costos para que la inversión sea posible y ahí sí empezar a generar ingresos para la provincia», aseguró Marcelo Bermúdez del PRO, otro bloque aliado de Figueroa, y consideró que al proyecto «le sobra racionalidad».

En un tramo más álgido de la discusión, Francisco Lépore zanjó: «Hoy no se está resignando un carajo porque no hay nada. Se está discutiendo si el país sale del paradigma del autoabastecimiento por el de la exportación y si Neuquén quiere posicionarse primera».

Martínez propuso hoy, sin éxito, añadir un artículo en el proyecto como condición para votarlo que obligaba a YPF a priorizar mano de obra y contratación de obras con empresas locales: «Prioridad a todo lo neuquino y, si no lo hace, cae el régimen promocional», sugirió.

El horizonte para Cutral Co y Plaza Huincul

Uno de los aspectos que defendió la bancada de Figueroa en la Legislatura fue que la inversión, que YPF estimó en 25.000 millones de dólares, beneficiará a la región de Cutral Co y Plaza Huincul, localidades pioneras en el desarrollo petrolero en el centro de la provincia.

En el plenario de este martes se planteó que el proyecto podría generar unos 20.000 puestos de empleo directos y llegaría a 40.000 o 50.000 si se consideran los indirectos.

«Nuestra zona siempre ha sido muy castigada y es momento de que su sector político (por el peronismo) dé vuelta la página luego de lo que hicieron con la privatización de YPF en los 90», reclamó Yamila Hermosilla (Comunidad), diputada de Figueroa oriunda de esa región.

«Yo en el nombre de Cutral Co vengo a defender este proyecto. Si ustedes no lo van a apoyar, espero que no les dé la cara para ir a hacer campaña el año que viene buscando votos», sugirió.

Justamente Cutral Co es una de las pocas intendencias que están en manos de un sector aliado del kirchnerismo como lo es el de Ramón Rioseco, varias veces candidato a gobernador por ese espacio.

Sin embargo, el intendente viene manteniendo una buena relación con el gobernador Rolando Figueroa y ya se manifestó expectante por el desarrollo del GNL a partir de la producción que saldrá de las áreas Meseta Buena Esperanza I y II, Las Tacanas I y II, y Aguada Villanueva Norte.

Lo que no contiene, por ahora, la ley que se aprobará la semana que viene en la Legislatura, es un paquete de obras para la zona beneficiada. El bono de infraestructura de 150 millones de dólares que comprometió YPF por estas cinco concesiones no convencionales (CENCH) irá todo para Neuquén capital y aún no están definidos los proyectos que se financiarán con el segundo aporte, de 175 millones de dólares, que se ejecutará una vez que la petrolera acuerde la Decisión Final de Inversión (FID) con sus socios.

Los votos en contra

En el plenario de comisiones realizado este martes salieron tres despachos de mayoría: por la de Asuntos Constitucionales, votaron diez a favor y cuatro en contra; por la de Energía fueron 11 a favor y tres en contra, mismo resultado que por la de Presupuesto.

Los votos negativos fueron de los bloques del FIT, Unión por la Patria, la UCR y Democracia Neuquén. Este último lo integran Mónica Guanque y Federico Méndez, quienes se escindieron de Comunidad el año pasado, y Cecilia Papa, quien pertenecía a Fuerza Libertaria, otro sector aliado del gobierno.

La bancada de la UCR, que integra únicamente el diputado César Gass, suele ser pendular, pero en el último tiempo se viene posicionando en oposición al gobierno provincial.

El legislador afirmó que el viernes había viajado a Buenos Aires para reunirse con el exsecretario de Energía de la Nación, Jorge Lapeña, y consultar su opinión sobre el acuerdo junto a otros referentes como el economista Miguel Ponce y el exsenador de Chubut, Mario Cimadevilla.

Y se molestó porque, esa misma noche, recibió la convocatoria al plenario de comisiones que se realizó hoy. «Lamento que no pude llegar a ahondar en lo que me enviaron los técnicos. No me dieron esa oportunidad. Yo en esas condiciones no lo puedo votar», definió, pese a los esfuerzos de varios diputados oficialistas durante toda la mañana para convencerlo de lo contrario.

Si se trasladan los votos de esos cuatro bloques al recinto, cuando la ley se discuta el próximo miércoles 24 en general, serán nueve en contra sobre 35. Se podría sumar uno más si la diputada filo libertaria y opositora a Figueroa, Brenda Buchiniz, quien no participó del plenario, también vota en contra.

, Andrea Durán

El precio del barril Brent, el marcador de referencia para las inversiones en Vaca Muerta, cayó a la zona de los US$ 80 por barril de petróleo después de que se confirmara que Estados Unidos e Irán firmarán un acuerdo que pondría fin al conflicto en Medio Oriente y que incluirá la apertura del tráfico por el Estrecho de Ormuz. Si bien el documento reducirá la probabilidad de una crisis de suministro internacional por el agotamiento de los inventarios de petróleo, no elimina el riesgo geopolítico embebido en los precios.

La guerra en Medio Oriente generó un déficit global en la oferta de petróleo de casi 4 millones de barriles por día solo en abril, según Argus Media. El acuerdo aliviaría el sumistro de crudo por Ormuz, aunque navieras líderes como Mitsui OSK Lines anticipan que el restablecimiento de la confianza llevará tiempo. Para la consultora Rystad Energy los precios seguirán reflejando una prima de riesgo geopolítico de entre 5 y 10 dólares por barril.

Acuerdo entre EE.UU. e Irán

El presidente de los EE.UU., Donald Trump, anunció el domingo que se alcanzó un acuerdo con Irán. “El acuerdo con la República Islámica de Irán ya está completo. ¡Enhorabuena a todos! Por la presente, autorizo plenamente la apertura sin peaje del estrecho de Ormuz y, simultáneamente, autorizo el levantamiento inmediato del bloqueo naval de Estados Unidos”, publicó el presidente en sus redes sociales.

En rigor, las partes acordaron la letra general de un memorando de entendimiento (MoU) que será firmado el viernes en Génova y cuyo contenido real aún se desconoce. El vicepresidente estadounidense, J.D. Vance, calificó al memorando como “un documento muy general” cuyos detalles se concretarían durante negociaciones posteriores. “En varios temas, tendremos que resolver estas cuestiones durante la fase de negociación técnica”, declaró Vance el lunes.

Funcionarios estadounidenses deslizaron que el acuerdo se centra en la reapertura del estrecho de Ormuz y el levantamiento del bloqueo naval estadounidense, junto con incentivos financieros para Irán si cumple con ciertos objetivos. También abre un período de 60 días de negociaciones para un acuerdo definitivo sobre el futuro del programa nuclear iraní y de las toneladas de uranio enriquecido bajo su poder. “Irán acordó que nunca tendrá un arma nuclear”, afirmó Trump.

«Uno de los puntos clave del acuerdo es que el Organismo Internacional de Energía Atómica y Estados Unidos ayudarán a Irán a destruir sus reservas de uranio altamente enriquecido, y eso es algo que se especifica con mucha claridad», dijo Vance.

Está previsto que a la firma del acuerdo asista el vocero del parlamento iraní, Mohammad Bagher Ghalibaf. El presidente iraní, Masoud Pezeshkian, celebró la noticia en una publicación en X, afirmando que si se implementan correctamente todas las disposiciones del memorándum, podría convertirse en «un motivo de orgullo para el país». Sin embargo, el líder supremo de Irán, Mojtaba Khamenei, aún no se ha pronunciado sobre los anuncios.

Precio del petróleo Brent retrocede pero se mantiene el riesgo geopolítico

La posibilidad de una reapertura a la navegación por el estrecho de Ormuz impactó en el precio del Brent, cuya cotización este martes llegó a tocar los 81 dólares por barril. Sin embargo, consultoras y navieras evalúan el escenario con cautela.

La consultora internacional Rystad Energy evaluó que los anuncios del gobierno estadounidense elevan la posibilidad de ocurrencia de su escenario base de un acuerdo limitado que habilita un restablecimiento significativo de los flujos por Ormuz pero que no elimina el riesgo geopolítico embebido en los precios.

“Según este escenario, se alcanza un acuerdo limitado dentro del plazo de 60 días. Las sanciones contra Irán se suavizan gradualmente y los flujos a través del Estrecho se recuperan con el tiempo hasta alcanzar aproximadamente 10 millones de barriles diarios para enero. Sin embargo, se prevé que se mantenga una prima de riesgo geopolítico residual de entre 5 y 10 dólares por barril, ya que el acuerdo no despolitiza por completo el estrecho ni elimina el riesgo de futuras perturbaciones”, analizó la consultora en una nota difundida este martes.

Por el lado de las navieras, el CEO de Mitsui OSK Lines, la principal operadora de buques petroleros del mundo, evaluó que las empresas no reanudarán el tránsito por el estrecho durante semanas hasta que estén seguros de que el acuerdo es “sustancial».

“Lo que se necesita no es simplemente un acuerdo entre los países involucrados, sino que debe ser sustancial y traducirse en situaciones reales en el Estrecho de Ormuz, para que las navieras puedan transitar con tranquilidad”, declaró Jotaro Tamura en una nota a Financial Times.

El mercado espera señales concretas de una desescalada y apertura al tránsito por el estrecho el mismo día de la firma del acuerdo en Genova. Una normalización parcial de los flujos permitiría reducir el déficit global en el suministro de crudo y combustibles.

Argus estimó que el colapso del tránsito por Ormuz generó en abril un déficit de 3,8 millones de bpd en el balance global de petróleo crudo. 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 continuidad del conflicto empujaba a un escenario de mayores precios o de destrucción de demanda de crudo y combustibles, especialmente en Asia. Sin embargo, la firma de un acuerdo entre EE.UU. e Irán ahora podría evitar ese escenario.

, Nicolás Deza

Shell está transitando bajo un extremo hermetismo un proceso interno con el que aspira a reestructurar su negocio en Vaca Muerta, la formación no convencional donde opera desde hace 15 años, aunque todavía con una escala menor en términos productivos y comerciales que otros grandes jugadores del shale argentino.

La petrolera anglo-holandesa, que opera cuatro áreas en Neuquén y participa en otros bloques de la cuenca, está analizando alternativas para integrar sus activos bajo una nueva estructura societaria. El objetivo es avanzar en una Incorporated Joint Venture (IJV), un esquema mediante el cual podría asociarse con otra compañía para crear una nueva sociedad que le permita encarar la próxima etapa de desarrollo de sus yacimientos en Vaca Muerta. Así lo indicaron a EconoJournal varias fuentes privadas sin contacto entre sí.

Encontrar un socio que cumpla con las condiciones que busca la compañía no resulta sencillo. En esa lista de condiciones figuran una escala comparable en Vaca Muerta en términos de acreaje, la posibilidad de capturar eficiencias operativas y financieras a partir de la integración de activos y una cultura corporativa compatible en términos de liderazgo, gestión y toma de decisiones.

Desde el punto de vista financiero, la creación de una nueva sociedad permitiría dotar de mayor agilidad al negocio. La deuda, las inversiones y el flujo de fondos quedarían concentrados en una estructura independiente, con mayor autonomía para financiar y ejecutar los programas de desarrollo que demandan los activos no convencionales.

Consultada por EconoJournal, Shell evitó realizar comentarios sobre el tema. No obstante, fuentes cercanas a la empresa señalaron que no está en discusión una venta de los activos de la compañía en la Argentina. Por el contrario, explicaron que el objetivo es encontrar la mejor alternativa para maximizar el valor de sus yacimientos, mejorando los estándares operativos y el acceso al financiamiento para acelerar el desarrollo de los bloques que posee en Neuquén.

Las mismas fuentes remarcaron que una estructura de este tipo también permitiría sortear algunas de las dificultades que históricamente enfrentan las grandes compañías multinacionales para operar en la Argentina. Durante los últimos 15 años, las restricciones cambiarias, las limitaciones para girar dividendos al exterior y la volatilidad macroeconómica afectaron la capacidad de planificación financiera de empresas globales como Shell.

Los activos que la compañía posee en Vaca Muerta, especialmente Sierras Blancas, Cruz de Lorena, Bajada de Añelo y Coirón Amargo Sur Oeste, se encuentran ubicados en una de las zonas más desarrolladas de la ventana petrolera de la formación. Además de su potencial geológico, tienen la ventaja de estar rodeados por bloques que ya alcanzaron una escala productiva significativa, una característica que incrementa su atractivo para cualquier potencial socio.

Aun así, la búsqueda no será sencilla. Fuentes de la industria señalaron que Shell mantiene conversaciones con algunos de los principales jugadores del mercado local, entre ellos compañías de capitales argentinos con fuerte presencia en Vaca Muerta, así como también con empresas internacionales que están evaluando oportunidades para ingresar o expandirse en la cuenca neuquina.

Sin embargo, aún no está claro si la petrolera logrará encontrar un candidato que reúna las características que busca para avanzar con la reestructuración de su negocio en la Argentina.

El proceso también permite reinterpretar los mensajes que Shell emitió a principios de año. En febrero, luego de que Reuters publicara que la compañía estaba evaluando alternativas para desprenderse de sus activos en la Argentina, el CEO global de Shell, Wael Sawan, y la directora financiera, Sinead Gorman, desmintieron esa versión y calificaron esa información como “fake news”.

Adura, el antecedente que ayuda a entender la estrategia de Shell

El antecedente más cercano para comprender la estrategia que Shell evalúa en la Argentina se encuentra en el Reino Unido. A fines de 2024, la petrolera anunció junto con Equinor la integración de sus activos offshore en el Mar del Norte británico mediante una Incorporated Joint Venture (IJV).

La operación se completó formalmente a fines de 2025 y dio origen a una nueva compañía denominada Adura, controlada en partes iguales por ambas empresas. La nueva sociedad nació con una producción superior a los 140.000 barriles equivalentes de petróleo por día y se convirtió en el principal productor independiente del Mar del Norte.

La lógica detrás de la transacción fue capturar eficiencias operativas, reducir costos, optimizar la asignación de capital y crear una estructura con mayor flexibilidad financiera para administrar activos maduros en una etapa de creciente exigencia competitiva. Fuentes del sector consideran que esa experiencia funciona hoy como la referencia más cercana para entender el tipo de esquema que Shell analiza replicar en la Argentina, con las particularidades propias del negocio no convencional.

Los números de Shell en Vaca Muerta

Shell desembarcó en Vaca Muerta hace más de una década y hoy posee una posición relevante dentro del shale argentino en términos de acreaje, aunque todavía lejos de la escala alcanzada por los principales jugadores de la cuenca, como YPF, Vista, Pluspetrol, Tecpetrol y Pampa Energía, que durante los últimos años avanzaron con esquemas de desarrollo más agresivos y una mayor aceleración de inversiones.

La compañía concentra su actividad principalmente en las áreas Sierra Blanca, Cruz de Lorena, Bajada de Añelo y Coirón Amargo Sur Oeste. En Sierra Blanca y Cruz de Lorena posee un 90% de participación, mientras que Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) conserva el 10% restante bajo el esquema de carry provincial.

En Bajada de Añelo, otra de las áreas operadas por Shell, la compañía posee un 50% de participación y comparte la concesión con YPF, que controla el porcentaje restante. En tanto, en Coirón Amargo Sur Oeste (CASO) cuenta con un 45% de participación, mientras que YPF y Pluspetrol poseen el resto del capital accionario.

La producción neta atribuible a Shell en sus áreas ronda actualmente los 35.000 barriles diarios de petróleo y supera los 1,3 millones de metros cúbicos diarios de gas natural.

El portfolio de la compañía cuenta además con instalaciones de superficie desarrolladas en buena parte de sus activos. En Sierra Blanca y Cruz de Lorena construyó una Central Processing Facility (CPF) con capacidad para procesar unos 42.000 barriles diarios de petróleo. Una infraestructura similar desarrolló en Bajada de Añelo para acompañar el crecimiento de la producción de la zona.

Fuentes de la industria destacan que el principal atractivo de los activos de Shell radica en la calidad del recurso, el potencial probado del subsuelo y su ubicación geográfica dentro del sweet spot de la ventana de shale oil de Vaca Muerta. Varias de sus concesiones, además, cuentan con infraestructura desarrollada, un factor que facilita la generación de sinergias operativas y potencia su atractivo para una eventual integración societaria.

, Nicolas Gandini

“Argentina es uno de los países núcleo de nuestro portafolio. Estamos con muchas ganas de aumentar nuestra presencia”, aseguró Mariano D’Agostino, vicepresidente de Marketing & Comercial de Harbour Energy en el panel del Midstream & Gas Day, organizado por EconoJournal, en que tres productoras destacaron la desregulación que está impulsando el gobierno de Javier Milei en el mercado del gas. También participaron Victoria Sabbioni, VP Comercial de CGC y Santiago Patrón, director de Comercialización y Midstream de Pampa Energía, bajo la moderación de Daniel Nuñez, gerente de operaciones de Megsa

La visión de Harbour Energy

D’Agostino destacó que el sector atraviesa un momento de transición y se mostró confiado con respecto a las posibilidades que ofrece la industria hidrocarburífera argentina. “Hay una ola de crecimiento que se está concretando en lo que refiere a GNL y de la que somos parte, somos socios, pero ya estamos pensando hacia dónde vamos más allá de eso”, aseguró el ejecutivo de Harbour, compañía que tiene una participación del 15% en el consorcio Southern Energy que está llevando adelante un proyecto para exportar GNL.

“¿Cómo vamos a ser más competitivos? Yo sintetizaría esa pregunta que nos hacemos todos los días en cómo hacer que Vaca Muerta sea más competitiva a nivel global. Porque nosotros, cuando miramos las inversiones, las vemos competiendo con otro portafolio que está distribuido en casi todo el mundo hoy, en casi todos los husos horarios, y tenemos que convencer a nuestro management en casa matriz o a nuestros accionistas de que es un buen momento para invertir en la Argentina”, agregó D’Agostino.

Con esa pregunta como disparador de su análisis, el ingeniero de Harbour puso el foco en tres cuestiones: la infraestructura, la interacción entre el mercado doméstico, el regional y el mercado de exportación de líquidos y la atracción del capital extranjero.  

Respecto de la infraestructura, remarcó que la inversión en esa área es “la llave que desbloquea el valor de las moléculas que tenemos hoy en Vaca Muerta”.

Luego sostuvo que la otra clave es “cómo hacer que la interacción entre los tres mercados que tenemos, que es el mercado doméstico con su dinámica, complicada hasta ahora por esta transición que estamos viviendo, el mercado regional todavía con cierta administración y el mercado de exportación a través de líquidos, a través de GNL, que hoy viene fuertemente apalancado en las reglas del RIGI también. La interacción de esas tres realidades va a determinar la eficiencia y la competitividad de nuestra industria”, agregó.

Por último, aseguró que es fundamental hacer más atractivo el mercado para el capital extranjero porque es el próximo salto en eficiencia, en competitividad y en volumen que podemos tener. “En el inicio del foro, María (Tettamanti) planteó un buen norte en el que los privados vayamos asumiendo cada uno nuestros roles, nuestras responsabilidades y tomemos nuestras decisiones. Creo que es importante marcar que eso se viene demostrando. Pasó como un dato, pero hoy Ricardo Hösel dijo que la cuenca pasó de producir 250.000 a 700.000 barriles. Ese salto es impresionante. En cuanto a la producción de gas, hace 5 años a la cuenca neuquina le costaba llenar los caños y ahora se amplió el transporte y vamos a sacar el gas de Southern Energy también de la cuenca neuquina. Todo esto en menos de 15 años. Es motivo de orgullo lo que pasó y creo que eso es lo que también ven nuestros accionistas, ven desde la Harbour, cuando ve a la Argentina”, subrayó.  

CGC elogió los cambios regulatorios

Victoria Sabbioni, vicepresidenta Comercial de CGC, sostuvo que el mercado gasífero atraviesa una etapa de transición marcada por el cambio de reglas y el sinceramiento de tarifas y costos de abastecimiento. Según explicó, las distribuidoras recuperaron un rol central como responsables de contratar no sólo el gas sino también el transporte, mientras que la adecuación de las rutas y tarifas de transporte permitió alinear mejor la realidad física del sistema con los compromisos contractuales. “El mercado todavía está conviviendo con esos cambios, adaptándose cada actor de la cadena”, señaló.

La ejecutiva destacó que el nuevo esquema obliga a todos los participantes a redefinir estrategias de contratación y asumir mayores riesgos comerciales, un proceso que CGC observa “de manera muy positiva” porque acerca al sector a una lógica de mercado. En ese contexto, mencionó la revisión de mecanismos heredados del Plan Gas, la reformulación de obligaciones de inyección para los productores, la salida progresiva de Enarsa de algunos contratos con distribuidoras y los avances para que los generadores eléctricos comiencen a comprar directamente su combustible.

Al mismo tiempo, Sabbioni remarcó que ya se están tomando decisiones que trascienden la coyuntura y apuntan al mediano y largo plazo. Entre ellas mencionó proyectos vinculados al GNL, nuevas iniciativas de transporte y la contratación anticipada de capacidad para exportación. “Estamos conviviendo con decisiones de cómo nos movemos en este corto plazo de la transición, pero al mismo momento ya tomando posiciones respecto del mediano y largo plazo”, afirmó. Según su análisis, estas definiciones muestran a los distintos actores buscando asegurar tanto el abastecimiento de gas como la capacidad de transporte necesaria para futuros desarrollos y exportaciones.

Pampa Energía, una empresa integrada que aprovechó la oportunidad

Santiago Patrón, director de Comercialización y Midstream de Pampa Energía, afirmó que el mercado atraviesa un año de transformaciones profundas, impulsadas tanto por la reasignación de capacidad de transporte como por los cambios regulatorios que habilitan a los generadores eléctricos a gestionar directamente la compra de gas. Destacó especialmente la resolución 400, que permite a los productores transferir los contratos que mantenían con CAMMESA a generadores específicos. En el caso de Pampa, explicó que la compañía aprovechó esa posibilidad para asumir el abastecimiento de sus propias centrales térmicas.

Según Patrón, la integración entre producción de gas y generación eléctrica le permitió a la empresa convertir un riesgo en una oportunidad. Al desvincularse del esquema de CAMMESA, Pampa incrementó en dos millones de metros cúbicos diarios su producción para abastecer sus centrales durante el invierno, cuando la demanda de las distribuidoras aumenta. Además, la compañía participó activamente en las licitaciones de GNL para junio y julio, obteniendo volúmenes para las centrales Genelba y Ensenada Barragán. “Estamos volviendo a lo que era en su momento el libre mercado de compra de combustibles”, sostuvo.

De cara al futuro, el ejecutivo advirtió que el crecimiento del gas asociado proveniente de Vaca Muerta no eliminará la necesidad de seguir desarrollando producción de gas seco, especialmente para cubrir los picos de demanda invernales. En ese sentido, consideró que el fin del Plan Gas obligará a un reacomodamiento entre oferta y demanda y que “el precio va a tener que reflejar la necesidad de producir el gas seco”. También señaló que grandes consumidores, distribuidoras y generadores deberán modificar sus estrategias de contratación y asegurar suministros con mucha mayor anticipación que en el pasado para garantizar el abastecimiento en los meses de mayor consumo.

, Redaccion EconoJournal

«Cuando Tecpetrol decidió hacer Fortín de Piedra, en el plazo récord en que decidió hacerlo, tomó la capacidad instalada de Córdoba, Santa Fe y Buenos Aires para poder producir el equipamiento y hacer realidad el yacimiento», recordó Luis Lanziani, Director de Desarrollo y Gestión de Proveedores de Tecpetrol en el ciclo El Fondo del Pozo. En aquel hito que hoy aporta el 15% del gas del país, se necesitaron empresas de más de 13 provincias, incluyendo Salta, Mendoza y La Pampa.

La petrolera del Grupo Techint lanzó su proyecto petrolero con una inversión estimada de US$ 2.500 millones, en el que buscará adherirse a los beneficios del RIGI. Hoy, con 800 empresas argentinas ya involucradas en el desarrollo de Los Toldos II Este, Neuquén juega con una musculatura propia mucho más madura, pero el paradigma de la petrolera del Grupo Techint sigue siendo el mismo: el proyecto no convencional argentino aseguran es, en el fondo, un proyecto de tracción federal.

A casi dos años de lanzar el desarrollo masivo del área, el directivo habló acerca del trabajo que hoy realizan en el hub norte de Vaca Muerta y se refirió a los retos y exigencias que deben encarar las empresas que participan de la cadena de valor: «Nosotros nos entendemos como un eslabón más de la cadena. Nuestro negocio y nuestra operación se materializan a través de la red de proveedores», explicó.

El brazo petrolero de Techint encaró este desarrollo apoyado en las pymes, tal como lo había hecho casi una década atrás, aunque ahora con nuevos desafíos geográficos. Los Toldos II Este se ubica en una zona alejada del core tradicional de Vaca Muerta (Añelo), en las cercanías de Rincón de los Sauces. Esta ubicación le permitió a la compañía apalancarse en proveedores petroleros que nacieron al calor del convencional, pero también obligó a otras empresas a radicarse en esa zona de influencia, donde convergen proyectos de peso como El Trapial de Chevron, Bajo del Choique de Pluspetrol, Rincón de Aranda de Pampa Energía o Bajo del Toro Norte de YPF y Vista.

“Una empresa no puede crecer si la comunidad que la rodea no crece con ella. Sería raro que una comunidad vea que un negocio es próspero pero que no haya involucramiento. En ese sentido, Tecpetrol en todos los lugares donde operó siempre estuvo muy vinculado con las comunidades locales, con el empresario local y con la gente, por una cuestión estratégica y práctica de decir: ¿qué es mejor que la gente que conoce el clima, la coyuntura y que está cerca?”, afirmó Lanziani.

Competitividad e independencia industrial

Bajo este enfoque, el directivo resaltó que la mirada del grupo que lidera Paolo Rocca apunta a fortalecer a la industria nacional como un vector crítico: “La industria nacional es clave para lograr el desarrollo de Vaca Muerta y hay que apoyarla”. Para esto, afirmó que la competitividad es un requisito imprescindible para que el ecosistema empresarial argentino crezca y pueda sortear los vaivenes económicos. Pero además, sostuvo que es importante abandonar el histórico «instinto de supervivencia» que caracterizó al empresariado local, acostumbrado a no arriesgar por miedo a los vaivenes macroeconómico, para dar paso a una mentalidad corporativa de largo plazo.

“El camino lógico es poder ir segmentando y que las compañías se dediquen a lo que son buenas, porque es allí donde tienen oportunidades de ser competitivas y de trabajar en el desarrollo de todos los segmentos de servicios. Esto permite tener una independencia en la decisión para estar involucrado con un ecosistema industrial en donde la innovación está muy cerca de tus necesidades y no tanto del negocio de alguien de afuera”.

De esta forma, Lanziani puso sobre la mesa una discusión urgente para la cadena de valor: la necesidad de que las pymes locales dejen de operar bajo el sesgo de la coyuntura para estructurarse como verdaderas corporaciones de escala. “Nosotros tenemos que salir a competir en el mundo. Eso significa que nuestros costos tienen que estar alineados para poder estar a ese nivel. El mundo no necesita tanto a Vaca Muerta, que no significa que Vaca Muerta no sea importante, pero nosotros nos tenemos que dar cuenta de que el mundo no va a dejar de girar porque no coloquemos nuestro producto. Tenemos que colocarlo en un mercado internacional que compite entre sí, y todos los eslabones de la cadena tienen que estar mentalizados en eso”.

En un escenario de alta actividad, señaló que el histórico «instinto de supervivencia» se convierte en un cuello de botella. “Hoy, el que no innova, el que no escala, se queda”, advirtió en relación a un ecosistema que avanza de forma traccionada.

La respuesta de las pymes: cómo gerenciar el crecimiento

En este cambio de chip que propone la operadora, Nicolás D´Angelo, representante de la firma neuquina Equipel, afirmó en El Fondo del Pozo que el salto de escala de Vaca Muerta obligó a revisar los cimientos de la organización hacia adentro. El empresario explicó que, para brindar soluciones confiables en este nuevo escenario, el negocio debe sostenerse sobre tres pilares fundamentales: capital, procesos y personas.

Frente al desafío de la escala, D´Angelo detalló la estrategia que implementaron internamente para profesionalizarse y no morir en el intento: «Uno de los principales focos que pusimos como empresa en los últimos años fue el desarrollo de gerencias propias para poder llevar adelante nuestra visión. Claramente, para lograr eso hay que desarrollar personas, y desarrollar personas requiere mucho tiempo», concluyó.

, Redacción EconoJournal

Marcelo Rucci, el secretario general del poderoso sindicato de Petroleros Privados, inició un proceso de expansión política en el área de influencia de Vaca Muerta con un desembarco en Río Negro de la mano de un nuevo partido, Fuerza Rionegrina y Federal.

La agrupación inició en septiembre pasado el trámite para obtener su reconocimiento provisorio como partido de distrito en el juzgado federal con competencia electoral de esa provincia y funcionará como un émulo del recientemente aprobado en Neuquén, Fuerza Neuquina y Federal.

Se trata de un experimento político partidario inédito en la región: hasta el momento, el voto de los trabajadores del sector había sido canalizado a través del Movimiento Popular Neuquino, con el fallecido líder Guillermo Pereyra como conductor de una línea interna propia, la Azul y Blanca, que también tenía a Rucci como uno de sus referentes.

El año pasado, el actual conductor del gremio comunicó su desafiliación del partido provincial derrotado por Rolando Figueroa para dar paso a una construcción política propia. Más adelante lo hizo su hija, Daniela Rucci, aunque al igual que la otra legisladora de extracción petrolera, Paola Cabeza, permanece bajo la denominación emepenista en la Legislatura.

«El MPN desapareció. Nosotros entendemos que es momento de empezar algo nuevo, que represente a los trabajadores como corresponde», afirmó Rucci al firmar su salida del partido.

Hubo un antecedente en 2023 impulsado por Martín Pereyra, hijo del histórico referente petrolero, que se llamó Energía Ciudadana y participó en la elección provincial de ese año como lista colectora del entonces candidato a gobernador del MPN, Marcos Koopmann. Funcionó más como un sello para aportar a la estrategia electoral que como una construcción política del sector y obtuvo poco más de 6.000 votos, el 1,4% del total. No llegó a pelear una banca en la Legislatura.

El cuarto partido de Neuquén

En cuanto a Fuerza Neuquina y Federal, los petroleros iniciaron el trámite para su inscripción a finales del 2024 y obtuvieron el reconocimiento definitivo en enero de este año al reunir más de 3.300 afiliaciones y superar el mínimo exigido por la justicia.

Ese número convirtió rápidamente a la fuerza como la cuarta con más afiliados en Neuquén detrás del MPN, el Partido Justicialista y la Unión Cívica Radical, aunque todavía lejos en números.

La creación de Fuerza Rionegrina y Federal, en cambio, es más reciente. El apoderado es, como en la vecina provincia, el abogado Estanislao Martín López, otro hombre ligado al sindicato. El trámite lo inició en septiembre del año pasado, por lo que aún se encuentra en proceso de reunir avales para obtener una personería provisoria que le permita buscar las 2.462 afiliaciones mínimas que se exigen en Río Negro.

Sin embargo, el partido ya comenzó un proceso de expansión territorial con la apertura de «casitas» partidarias en varias ciudades del Alto Valle como Allen, Barda del Medio, Cinco Saltos e incluso Catriel, una de las localidades de mayor tradición petrolera en Río Negro.

La junta promotora la integran Fernando Gabriel Valenzuela, Gabriela Gisela Menabide y Pablo Gustavo Retamal, todos de Cinco Saltos.

De esa ciudad ubicada a poco más de 20 kilómetros de Neuquén capital, en una zona frutícola de Río Negro que décadas atrás abrigó el sueño de ser un polo petroquímico de la mano de Indupa, es oriundo el número dos de Rucci, el secretario adjunto del gremio, Ernesto Inal.

Inal, el armador

«Hace 25 años me tocó irme de donde nací a buscarme un futuro», afirmó el dirigente en uno de los actos que el partido realizó en su ciudad natal donde, aseguran quienes estuvieron presentes, fue recibido como un «rockstar».

Inal, quien luce como el principal referente del partido de este otro lado del río, es también el candidato más firme para suceder a Rucci en la conducción del sindicato.

En ese discurso que brindó ante unas 4.000 personas, criticó que «el tiempo pasa y las ciudades de al lado están cada vez más lindas». «¿Qué pasa en Cinco Saltos que no crece, que nadie se acuerda?. No vengo a buscar votos para mí, vengo a ayudar al pueblo donde nací», sostuvo.

En el gremio aseguran que ni Marcelo Rucci ni Ernesto Inal serán candidatos en 2027. Es más, que el secretario general le «prohibió» postularse a todos los integrantes de la comisión directiva de Petroleros. «Tienen que buscar a los candidatos entre ustedes, los que estén mejor preparados», repiten en los actos con la militancia.

La estrategia para el 2027

Hay alguna certeza sobre cómo jugará esta nueva estructura partidaria en Neuquén, con un armado que apoyará una eventual reelección de Rolando Figueroa y formará listas para disputar bancas en la Legislatura, concejalías, intendencias y, por qué no, una diputación nacional.

Rincón de los Sauces, principal bastión político de Rucci, aparece como una de las más plazas más deseadas y los petroleros suman allí el diálogo con referentes gremiales como César Godoy de Uocra, el peronista que resultó segundo en las elecciones municipales del 2023.

Distinto es el escenario en Río Negro, donde no se anticipó ninguna alianza con los espacios de poder existentes. Rucci tiene buen diálogo con el gobernador Alberto Weretilneck, aunque aseguran que el partido está dispuesto a «hablar con todos».

El objetivo es darle una alternativa de representación más directa a un electorado que, según el diagnóstico del sector, no la encuentra en los actores habituales. «Este no es un partido exclusivo de un gremio, sino una idea que nace del sector petrolero para representar a quienes la política tradicional ha olvidado», planteó Rucci en uno de los últimos actos de la agrupación.

El partido anclará su estrategia en las ciudades donde tiene acción gremial como Cipolletti, Roca, Allen, Cinco Saltos, Barda del Medio y Catriel, aunque no se privó de sumar avales en Bariloche.

, Andrea Durán

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, reveló este viernes el plan de contingencia que maneja la compañía ante el riesgo inminente de que el conflicto en Medio Oriente bloquee o retrase la llegada de las dos monoboyas clave para el megaproyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). En un encuentro con la prensa, el directivo admitió que ese equipamiento es el cuello de botella del proyecto en caso de que no se resuelva en breve la situación en el Estrecho de Ormuz.

Tanto Marin como Gustavo Chaab, CEO de VMOS, señalaron en las últimas semanas la preocupación por la suerte logística de estos equipos que se instalarán 8 kilómetros mar adentro vinculados a la costa de Río Negro, a la altura de Punta Colorada, mediante un oleoducto submarino. «Estamos en tiempo, forma y costo, nada fuera de lo programado», aseveró Marín al referirse a la mayor obra de infraestructura petrolera del país.

«Vamos a terminar toda la parte técnica de la obra en octubre y luego de las comprobaciones y el llenado de los tanques deberíamos lograr la primera exportación de crudo en enero. Pero es cierto que hoy el cuello de botella son las boyas que se están construyendo en Emiratos Árabes por la situación en el Estrecho de Ormuz, y si el conflicto se extiende más allá de septiembre tenemos un problema«, admirtió el directivo.

Anticipando el eventual contratiempo, Marín afirmó que «de manera inminente vemos que se va a poder encontrar una solución y que va a funcionar. Con la misma compañía que la está fabricando tenemos ubicada una monoboya en Latinoamérica, que no es la misma tecnológicamente, pero la traeríamos igual porque el valor de ese equipo se paga con el costo de un solo día de atraso de exportaciones, no tiene sentido no hacerlo».

Cómo es la tecnología de las monoboyas

La fabricación de las monoboyas está a cargo de Bluewater, una compañía con sede central en los Países Bajos, especializada en el diseño y suministro de sistemas de amarre marítimo de alta complejidad. La firma neerlandesa concentró el proceso de construcción de los equipos en astilleros ubicados en los Emiratos Árabes Unidos, un enclave estratégico que hoy se encuentra bajo la amenaza de la parálisis logística global por su cercanía con las zonas de conflicto en Medio Oriente.

De acuerdo al fabricante, las boyas originales contratadas para el proyecto son las denominadas Catenary Anchor Leg Mooring (CALM) que desde la perspectiva de la ingeniería se destacan por su sistema de transferencia de fluídos en movimiento continuo, gobernado por sus juntas giratorias.

Este componente permite transferir caudales masivos de petróleo que pueden superar los 50.000 barriles por hora desde un oleoducto submarino rígido y estático en el lecho marino hacia un buque que se mueve en las tres dimensiones debido a oleaje, corrientes y vientos.

Este diseño permite un sellado hidráulico a presiones extremas, eliminando riesgos de microfugas ambientales mientras el mecanismo rota en 360 grados sin interrupción, y representa uno de los mayores logros de la ingeniería de fluidos offshore. El otro pilar tecnológico clave es su dinámica de anclaje inteligente basada en curvas de catenaria. El uso de pesadas cadenas de acero que cuelgan hacia el fondo marino no busca rigidizar la boya, sino dotarla de una flexibilidad controlada: el propio peso de los eslabones suspendidos actúa como un resorte gigante que absorbe las energías cinéticas del mar abierto.

La estructura para recibir los petroleros VLCC

Esta flexibilidad se complementa en la actualidad con sistemas de telemetría digital avanzada que monitorean en tiempo real la tensión de los cabos de amarre y sensores ópticos de detección temprana. Así, ante un cambio meteorológico extremo o una sobretensión que supere los límites de seguridad, el sistema activa válvulas de desconexión rápida de emergencia, interrumpiendo el flujo en milisegundos para blindar la operación contra fallas.

Para las tareas de montaje y fijación en el mar, el consorcio liderado por YPF seleccionó a la firma naviera DOF, de origen noruego, que ya cuenta con un despliegue operativo en el litoral patagónico. La experiencia en ingeniería subacuática de esta corporación escandinava representa una garantía para el proyecto, al punto de que los sistemas de amarre y anclaje necesarios para fijar las estructuras marítimas ya arribaron al país, asegurando la infraestructura de base a la espera de las boyas.

La compañía había comunicado oficialmente el contrato ante la Bolsa de Oslo, fijando una inversión estimada de US$ 50 millones para ejecutar la instalación y el precomisionamiento de las dos monoboyas de tipo CALM en las aguas de Punta Colorada, cerca de Sierra Grande.

El calado profundo del lugar y la tecnología del sistema a implementar permitirá, por primera vez en la historia petrolera de la Argentina, el amarre seguro y la carga simultánea de buques del tipo VLCC (Very Large Crude Carrier), los superpetroleros capaces de almacenar hasta dos millones de barriles de crudo que optimizarán los costos de flete internacional.

La megaobra de infraestructura, que demanda una inversión de US$3.000 millones motorizada por un consorcio de las principales petroleras de la cuenca Neuquina, apunta a duplicar la capacidad de evacuación de la región. La previsión es que el VMOS comience a operar con una capacidad inicial de 180.000 barriles diarios, para incrementar a 390.000 barriles a mediados de 2027, y su plateau inicial de 550.000 barriles en 2028.

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, Ignacio Ortiz

Vaca Muerta es la segunda reserva de gas natural no convencional más grande del mundo. Mientras abastece el mercado interno y fortalece su estructura de exportación, la Inteligencia Artificial plantea la posibilidad de otro vector más de desarrollo a través de los data centers y el consumo gigante de energía que requieren. 

Este fue el escenario planteado por Tomás Ocampo, CEO de Unblock, Hugo Bertini, Consultor Senior de PS Advisoring y Paulo Castro, Business Development Manager de Wärtsilä durante su participación en el panel “Inteligencia Artificial y Data Centers: nuevas demandas para el gas natural” en el Midstream & Gas Day organizado por EconoJournal. 

Y si bien los centros de datos no son nuevos y tienen ya décadas, la IA impuso sus reglas de juego altamente demandantes de energía. ¿Por qué? Porque se necesitan en funcionamiento 24×7.  “Argentina es uno de los países con mayor cantidad de transacciones en Internet. Detrás de este uso están los datos. Y el país necesita hacer algo en el corto plazo con los data centers que es una industria netamente de electricidad”, explicó Bertini. 

Se trata de una industria que se basa en tres pilares -aunque por cierto hay más-, según el especialista. “Se necesita seguridad física y jurídica para que esto crezca, pero el pilar más importante es la continuidad en el suministro de energía”. 

La especificidad de los data centers de la IA

Tomás Ocampo profundizó respecto del consumo de energía de los data centers de la IA. “En Estados Unidos estamos hablando de data centers con más de 1000 megas en algunos casos”, ejemplificó. En tanto, el data center que opera Unblock en Los Toldos –el más grande de Argentina- destinado a minar Bitcoins- es de 20 megas y quema aproximadamente 120.000 metros cúbicos día.

“Existen dos tipos de data centers de IA: los de inferencia, como Chat GPT, que recibe preguntas. Y luego, están los que entrenan el modelo. Esos son los gigantes de 1000 megas que consumen entre 4 y 5 millones de metros cúbicos día. Y para consumirlos tiene que haber una inversión de 60.000 millones de dólares. Entonces el ratio de CapEx a consumo de gas es gigante”, describió. 

Aún así, y a pesar de ser gigantesco, el consumo de estos data centers es también variable porque el entrenamiento de la IA es en pases. Y es aquí donde el uso de motores resulta conveniente.  “Los data centers están pasando de decenas de megas a cientos e incluso miles de megas. Y eso trae un desafío que es la energía: cómo suministramos energía a esos data centers. Y en este contexto, ¿Por qué los motores ganan protagonismo? Por algunos atributos técnicos como la flexibilidad, el bajo consumo de agua y también la modularidad”, explicó a su turno Paulo Castro. 

Si bien los tiempos de entrega entre turbinas y motores son semejantes, la clave reside en las redundancias, según Castro. “Si pensás en una turbina a escala, vas a tener redundancias muchas veces del 100%, mientras que con motores flexibles, que pueden tener rápido arranque, eso te baja un poco la parte de redundancias y eso obviamente lo podés traducir a Capex, Opex”.

Vaca Muerta y motores de data centers: los ejes de una oportunidad incipiente

La mirada puesta en el gas y los motores en particular para abastecer de energía a los data centers de IA tuvo un impulso importante desde que Elon Musk aramar Colossus 1 con generadores reciprocantes chicos y una red de compra de generadores bagger, según lo indicado por Ocampo. 

El interés en los motores se complementa con una realidad: el mercado americano atraviesa importantes desafíos de conexión con esperas de hasta 7 años de conexión a la red eléctrica. “Pero el mercado de data centers es hoy. Entonces, el mercado americano está yendo hacia un modelo de gas en la base. Cruzaron los gasoductos de gas cruzaron las fibras y en ese lugar armaron un data center off grid consumiendo gas 24/7 mientras planifica la transición”, indicó Castro. 

“Nosotros vemos que  el desarrollo de motores de data centers acá en Argentina va a ser un vector de consumo también. Es pensar en un gas que deja de ser solamente para generación de energía pero también para que abastezca el crecimiento de una nueva industria”, agregó.

“Hay una oportunidad muy interesante no solamente para la energía que necesitamos sino también para posicionar al sur para que el frío entre y acompañe en el consumo y evitar un consumo de energía para refrigerar los consumos de E-Tech. Estar en latitudes como Bahía Blanca, Chubut y Neuquén favorecen eso”, sostuvo Bertini.

Y concluyó: “Primero se procesaba y se guardaba un dato. Y el resto lo tiraba: hoy proceso datos, genero información con lo cual el volumen de información es enorme. La industria se dio cuenta de que debe hacerse independiente de la red. Necesito garantizar que la energía 7×24 sea autogenerada. Después puedo utilizar la red. Hoy la industria exige autogeneración. Hoy Argentina recibe consultas para mostrar la red y ubicar un data center allí donde se genera. Hace muchos años atrás se pedía espacio para producir: hoy pido energía”.

, Lorena Alem

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

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

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

El desafío de dar valor a la abundancia de Vaca Muerta

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

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

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

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

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

La industria tiene un nuevo rol en un mercado desregulado

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

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

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

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

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

, Ignacio Ortiz

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Parte del equipo de EconoJournal que hizo posible el evento.

, Daniela Damelio

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

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

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

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

La composición sectorial de los proyectos

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

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

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

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

, Redacción EconoJournal

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

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

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

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

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

Cómo dimensionar el costo real antes de decidir

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

Nuevo workshop

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

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

La jornada

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

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

Trayectoria

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

–¿Qué piden para las próximas licitaciones?

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

, Natalí Risso

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

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

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

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

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

El artículo que desató la polémica

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

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

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

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

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

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

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

Demasiada flexibilidad

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

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

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

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

Interna por las autoridades en Energía

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

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

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

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

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

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

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

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

, Andrea Durán

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

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

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

La formación y el trabajo de los reparadores de palas

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

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

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

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

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

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

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

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

La experiencia de un técnico: apoyo en drones e IA

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

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

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

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

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

Daños: rayos, golpes, fallas

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

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

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

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

, María Eugenia Rodríguez

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

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

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

En qué consiste el Proyecto NGLs

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

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

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

Cuando energía por sí sola no alcanza

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

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

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

El desafío de los proveedores

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

La articulación como respuesta

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

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

, Nicolás Deza

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

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

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

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

Vaca Muerta permite pensar en nuevas inversiones

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

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

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

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

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

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

, Ignacio Ortiz

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

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

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

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

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

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

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

, Redacción EconoJournal

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

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

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

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

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

Apalancados por el gas

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

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

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

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

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

Logros en eficiencia operativa

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

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

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

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

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

, Roberto Bellato

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

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

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

Diversificación del abastecimiento de GNL

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

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

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

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

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

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

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

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

Exportación de GNL y los contratos a largo plazo

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

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

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

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

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

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

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

Competitividad de Vaca Muerta

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

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

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

, Roberto Bellato

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

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

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

El esquema técnico de transición de TGS

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

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

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

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

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

La ampliación de Mega y el salto en la industrialización

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

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

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

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

, Ignacio Ortiz

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

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

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

El cambio de paradigma que impulsa el gobierno

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

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

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

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

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

Habrá cortes para las industrias que no se aseguren el gas

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

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

Cómo evolucionarán los precios

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

En modo ‘fast-track’

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

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

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

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

Tres milagros

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

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

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

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

Escenario desafiante

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

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Precio de referencia y exención de impuestos

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Jurisdicción extranjera, contratación neuquina

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

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

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

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

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

Cruces por los 1.000 millones que «no llegaron»

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

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

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

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

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

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

Los números de Figueroa

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

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

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

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

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

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

, Andrea Durán

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

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

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

YPF y el ciclo de vida de sus proveedores

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

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

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

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

, Redacción EconoJournal

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

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

“Deberán presentar sus proyectos de GNL”

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

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

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

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

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

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

El valor del gas y las regalías, lo más consultado

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

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

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

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

, Laura Hevia

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

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

Plan de Telemedicina

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

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

El proyecto

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

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

El candidato uno: Juan Carlos Pintado

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

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

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

El candidato dos: Diego De Vega

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

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

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

El MPN, garantía de aval

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

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

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

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

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

El rol del Tribunal de Cuentas

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

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

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

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

, Andrea Durán

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

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

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

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

Regalías móviles del 7,5% al 12%

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

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

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

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

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

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

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

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

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

, Laura Hevia

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

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

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

Baterías en cadena

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Ventana de oportunidad

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

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

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

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

Litio, servicios y exportación

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

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

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

, Mariana Pernas

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

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

Financiamiento de proyectos renovables

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

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

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

Emisión de un bono verde

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

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

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

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

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

, Redaccion EconoJournal

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

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

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

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

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

RIGI: más de US$ 121.000 millones en proyectos

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Capital extranjero en minería y predominio nacional en energía

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

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

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

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

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

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

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

El impacto esperado del Súper RIGI y el RIMI

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

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

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

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

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

, Loana Tejero

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Los cambios que prevee la segunda etapa del proyecto

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

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

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

, Ignacio Ortiz

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

«Esto nunca fue un campo de concentración»

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

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

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

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

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

Críticas a los partidos nacionales

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

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

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

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

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

Buteler apostó a la reelección de Weretilneck

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

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

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

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

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

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

, Andrea Durán

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

América Latina entra en escena

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

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

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

Qué lugar ocupa Argentina en el mapa emergente de Tierras Raras

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

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

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

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

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

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

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

, Loana Tejero

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

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

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

Pelea por la sede y el ninguneo como estrategia de desgaste

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

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

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

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

Polémica por la renovación de los contratos

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

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

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

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

Dos secretarías para un solo directorio

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

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

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

Diferencias salariales

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

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

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

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

El dilema del diseño institucional

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

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

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

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

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

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

, Fernando Krakowiak

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

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

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

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

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

Los dos polos de agregado de valor del gas

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

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

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

La obra inaugurada y la continuidad del proyecto

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

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

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

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

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

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

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

, Ignacio Ortiz

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

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

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

Cómo se desarrollaron los primeros componentes exportados por Nucleoeléctrica

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

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

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

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

Exportaciones nucleares

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

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

, Nicolás Deza

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

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

Nuevo parque solar

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

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

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

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

, Loana Tejero

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

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

Exportaciones de gas y los planes de Pan American en Brasil

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

, Nicolás Deza

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Mercuria y la adquisición de un activo estratégico

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

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

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

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

Manzano: El puente entre Mercuria y la Argentina

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

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

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

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

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

Las sinergias a futuro: el rol de Edenor

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

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

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

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

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

, Nicolas Gandini

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

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

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

¿De qué se trata la nueva fórmula?

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

El algoritmo de evaluación responde a la siguiente ecuación:

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

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

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

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

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

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

La mirada del mercado

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

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

, Laura Hevia

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

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

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

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

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

El clúster noroeste: una extensión del hub norte

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

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

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

El noreste y sus desafíos geológicos

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

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

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

El bloque mejor ranqueado

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

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

Bloques de gas al sur de Vaca Muerta

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

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

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

, Laura Hevia

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

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

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

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

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

«Para gobernador no está la fortaleza»

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

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

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

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

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

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

Estabilidad y apoyo a Figueroa, las claves

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

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

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

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

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

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

Cómo se fundó el MPN

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

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

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

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

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

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

, Andrea Durán

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

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

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

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

Qué implica para Raízen la venta del negocio de Downstream

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

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

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

El desembarco de Mercuria y la continuidad de la marca Shell

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

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

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

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

, Loana Tejero

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

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

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

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

Reforma eléctrica

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

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

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

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

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

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

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

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

Industrias sin cobertura

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

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

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

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

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

El delay de la facturación: un problema adicional

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

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

, Nicolas Gandini

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

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

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

El diseño en el país de reactores SMR

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

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

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

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

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

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

Avanza el desarrollo del ACR-300

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

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

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

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

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

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

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

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

Programa FIRST

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

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

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

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

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

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

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

, Nicolás Deza

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

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

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

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

El saldo del acuerdo con YPF

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

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

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

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

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

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

, Redacción EconoJournal

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Ampliación de la Estación Transformadora de Ezeiza

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

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

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

Financiamiento con IFC

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

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

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

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

, Loana Tejero

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

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

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

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

La prioridad para la UE en la Argentina es la minería

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

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

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

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

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

La mirada de la banca sobre el sector minero

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

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

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

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

El financiamiento de los proveedores y subcontratistas

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

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

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

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

, Ignacio Ortiz

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

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

Obra de la Estación Transformadora de Ezeiza

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

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

Iniciativa privada

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

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

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

Ampliación de infraestructura eléctrica

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

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

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

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

, Loana Tejero

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

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

La apuesta por la arena de Entre Ríos

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

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

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

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

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

Los cuellos de botella en la ruta de la arena

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

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

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

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

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

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

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

Rutas saturadas y un sistema ferroviario insuficiente

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

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

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

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

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

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

, Redaccion EconoJournal