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Pan American Energy (PAE) presentó la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para un nuevo desarrollo del área de Cerro Dragón, en la provincia de Chubut, basado en la implementación de técnicas de recuperación terciaria. El proyecto permitirá incorporar una producción incremental de 46 millones de barriles de petróleo, con 18 millones de barriles que serán exportados, según lo informado por la empresa este jueves en el Argentina Week en París.

Del anuncio participaron el ministro de Economía, Luis Caputo; el jefe de Gabinete, Diego Santilli; el CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni; el gobernador de Chubut, Ignacio Torres; el embajador argentino en Francia, Ian Sielecki; el secretario general del Sindicato del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables del Chubut, Jorge Ávila; y el CEO de SNF, Pascal Rémy.

«El ingreso de este proyecto al RIGI, que es el primero para la producción convencional, será determinante para poder implementar técnicas de recuperación terciaria en zonas de menor productividad», destacó Bulgheroni.

RIGI de PAE en Cerro Dragón

El proyecto prevé una inversión cercana a los US$ 1200 millones e incluye la instalación de 22 nuevas plantas de inyección de polímeros, la perforación de 100 pozos productores e inyectores, la adecuación de los pozos inyectores para el manejo de polímeros, la intervención de 600 pozos productores y la construcción de instalaciones de superficie complementarias.

Para la implementación de la recuperación terciaria, PAE firmó una alianza estratégica con SNF, empresa francesa líder mundial en la fabricación y el procesamiento de polímeros. SNF proveerá las plantas de inyección de polímero con un diseño de última generación y el polímero a ser inyectado en el reservorio.

La recuperación terciaria es una técnica que se aplica una vez agotados los desarrollos de recuperación primaria (flujo natural y bombeo) y secundaria (inyección de agua de formación para mantener la presión), con el objetivo de movilizar el petróleo remanente atrapado en el yacimiento y maximizar su recuperación.

Se estima que su factor de recobro, – cantidad de hidrocarburo que se puede producir respecto al volumen total en el reservorio -, puede mejorar hasta un 5% adicional por sobre el alcanzado con la recuperación secundaria, lo que permite contrarrestar el declino, alargar la vida útil del yacimiento y alcanzar un mayor nivel de reservas.

El proyecto permitirá incorporar una producción incremental de 46 millones de barriles de petróleo y 30 BCF de gas natural, equivalentes a más de 16.600 barriles de petróleo por día en su pico sobre la producción proyectada.

La iniciativa prevé la realización de exportaciones de petróleo por un volumen de 18 millones de barriles, generando un impacto positivo directo en la balanza comercial de la economía argentina. El resto de la producción se destinará a incrementar la disponibilidad de petróleo Escalante para el abastecimiento del parque refinador local, permitiendo mantener la eficiencia operativa en el downstream del país.

La provincia percibirá más ingresos por las regalías asociadas a la producción incremental. Además, habrá una mayor actividad en la cuenca al desarrollarse nuevas zonas que anteriormente no eran económicas y se generarán nuevos puestos de trabajo directos e indirectos.

PAE implementará una política activa de desarrollo de proveedores locales para fortalecer el entramado productivo de la cuenca del Golfo San Jorge.

, Nicolás Deza

El gobierno de Río Negro convocó a una audiencia pública en Sierra Grande por el proyecto Argentina LNG que lidera YPF para exportar gas licuado desde el Golfo San Matías. La instancia será para analizar cuatro estudios de impacto ambiental vinculados a la construcción del gasoducto dedicado y poliducto que saldrán desde Vaca Muerta, un complejo industrial para el fraccionamiento de gases y la instalación de dos unidades flotantes de licuefacción.

La audiencia se hará 10 días antes de que YPF y sus socios internacionales ENI y XRG firmen en Buenos Aires la Decisión Final de Inversión (FID, por sus siglas en inglés) del proyecto, según anunció este jueves el presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, desde la Argentina Week en París.

«Estamos trabajando para transformar los recursos de Vaca Muerta en una plataforma de exportación de GNL a escala global», afirmó y sostuvo que Argentina LNG «es uno de los proyectos más importantes de la historia energética de nuestro país».

Contempla una capacidad inicial de 12 millones de toneladas anuales de GNL, «con la posibilidad de escalar hasta 18 millones», ratificó.

YPF sorteó el mes pasado con éxito la audiencia pública realizada en Plaza Huincul por la construcción de la planta de separación de gases de Neuquén y está previsto que en noviembre haya otra instancia en la misma localidad para analizar el estudio de impacto ambiental de los ductos que saldrán desde la provincia.

Cuatro estudios de impacto ambiental

En cuanto a Río Negro, la secretaria de Ambiente y Cambio Climático informó que la audiencia en Sierra Grande se hará el lunes 16 de noviembre desde las 8 en el gimnasio Vuta Mahuida de la ciudad, donde se analizarán los cuatro estudios de impacto ambiental que integran el proyecto: gasoducto dedicado, FLNG, poliducto y complejo industrial

En el caso específico del proyecto FLNG, se contempla la instalación y operación de dos Unidades Flotantes de Licuefacción de gas natural en el Golfo San Matías, aproximadamente a cinco kilómetros de la costa, junto con dos gasoductos submarinos independientes y las instalaciones necesarias para su conexión con tierra mediante un muelle o trestle, se indicó. Las unidades estarán destinadas a la licuefacción del gas para su posterior exportación a mercados internacionales.

Desde la Provincia recordaron que Argentina LNG integra «una cadena productiva» que contempla la producción de gas en Vaca Muerta, su tratamiento en Neuquén, el transporte mediante infraestructura de aproximadamente 525 kilómetros hasta la zona costera del Golfo San Matías, el procesamiento y la licuefacción en Río Negro y la posterior exportación de GNL.

«Dentro de este esquema, el poliducto estará destinado al transporte de líquidos y condensados asociados al procesamiento del gas, mientras que el complejo industrial contempla las instalaciones necesarias para su recepción y fraccionamiento en Río Negro», se explicó.

Ambas infraestructuras serán evaluadas junto con el resto de los componentes y sus respectivas etapas de construcción, operación, mantenimiento y cierre.

Participación en la audiencia

La audiencia permitirá que vecinos, organizaciones, instituciones y otros interesados conozcan los proyectos y expresen sus opiniones y aportes respecto de los estudios de impacto ambiental.

Cada participante podrá inscribirse para exponer sobre uno o más de los cuatro estudios que integran el proyecto Argentina LNG, de acuerdo con la temática seleccionada al momento de completar el formulario.

Las personas interesadas en hacer uso de la palabra deberán inscribirse mediante los formularios correspondientes al estudio de impacto ambiental sobre el cual quieran realizar su aporte.

Los formularios están disponibles en la web de la secretaría de Ambiente y Cambio Climático y permanecerán habilitados hasta 72 horas hábiles antes de la audiencia, con cierre previsto para el 11 de noviembre a las 8.

La participación oral tendrá una duración máxima de cinco minutos por participante y por estudio de impacto ambiental.

Toda persona interesada podrá consultar el expediente y la documentación vinculada al proyecto a través de los canales oficiales de la secretaría de Ambiente y Cambio Climático.

Licitarán una Zona Franca en Punta Colorada

El gobernador Alberto Weretilneck, quien también participa de la comitiva de la Argentina Week en París, anunció este jueves que Río Negro lanzará, antes de fin de año, la licitación internacional para poner en marcha una Zona Franca en Punta Colorada, en cercanías de Sierra Grande.

Dijo que tendrá una orientación industrial, logística y de servicios al comercio exterior y estará ubicada junto al área donde se concentran algunos de los principales proyectos exportadores de energía de la provincia. Pero también deberá servir para ampliar oportunidades para proveedores, pymes y empresas de servicios que puedan integrarse a las nuevas cadenas productivas.

«Tenemos que empezar a pensar en la petroquímica y en otros proyectos asociados que se puedan desarrollar alrededor de estas inversiones. Estamos pensando también en la próxima etapa», afirmó.

La concesión está prevista por un período inicial de 30 años, con posibilidad de una extensión por otros 10, y contempla una inversión mínima inicial de 10 millones de dólares, dijo el mandatario.

, Andrea Durán

En un contexto de alta volatilidad en los flujos globales de energía, el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, remarcó durante su participación en la Argentina Week la capacidad de Vaca Muerta para fortalecerse como un proveedor atractivo, previsible y libre de riesgos geopolíticos. Sostuvo además que el rol de Río Negro como hub exportador será clave para garantizar el abastecimiento de hidrocarburos en el mercado internacional.

El mandatario neuquino fue parte del panel “El Gas Argentino en el Mercado Mundial” en París, Francia, donde expuso acerca del potencial gasífero de Vaca Muerta y se refirió a las reformas jurídicas y las condiciones impulsadas desde la provincia para atraer nuevas inversiones. En este marco, recalcó las modificaciones a la Ley de Hidrocarburos a través de la Ley Bases y las nuevas regulaciones en materia de gas que aplicó Neuquén.

“Creo que fue muy importante la participación de todos los actores, tanto privados como públicos. También siempre rescato el trabajo que lleva adelante el sindicato (de Petroleros Privados) con sus trabajadores y las empresas locales, que son fundamentales”, expresó.

Figueroa agregó que la Ley Bases sentó un marco jurídico claro y un cambio de paradigma que permitió proyectar a Vaca Muerta hacia el mundo pensando los recursos “ya no para paliar la escasez en el mercado local, sino para generar inversiones desde la abundancia, para venderle al mundo”.

En esta línea, destacó el papel del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) como instrumento para mejorar la competitividad en Vaca Muerta y afirmó que “es tan importante para nosotros en toda la cadena de valor porque genera la posibilidad de ser mucho más competitivos, por la rebaja al impuesto a la renta. A su vez, en una industria como el gas y el petróleo, genera una aceleración de las inversiones que le da certezas al inversor para poder colocar su producto por debajo del precio que existe en el mercado internacional”.

Figueroa ponderó la alianza estratégica con Río Negro para exportar GNL

En referencia específica a la provincia, Figueroa sostuvo que la posibilidad de exportar gas natural licuado (GNL) abrió una nueva etapa para Neuquén y Río Negro. En este punto, destacó la ley provincial aprobada por la Legislatura -en el marco de un acuerdo con YPF- que permitió establecer un régimen de regalías diferenciadas para el proyecto Argentina LNG con el objetivo de mejorar los márgenes de rentabilidad considerando las variaciones del mercado internacional.

“Tenemos que ser competitivos porque somos tomadores de precio. Como bien dijo recién el presidente (Javier Milei), no podemos fijar el precio por decreto. El mercado pone ese precio y tenemos que ser competitivos, y creo que todos los actores hicimos las cosas para que esto pueda resolverse de esa manera”, expresó.

Además, agregó que como señal de certeza jurídica hacia los inversores, se modificó el Código Procesal Civil y Comercial permitiendo que todo arbitraje con sede en Neuquén se rija por las reglas de la Ley Nacional 27.449 de Arbitraje Comercial Internacional.

Por último, Figueroa recalcó el trabajo hecho en conjunto con el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, para consolidar a la provincia vecina como un hub exportador de crudo y GNL.

En ese sentido, señaló que la alianza regional “nos va a dar la posibilidad de salir al mundo con una calidad de producción diferenciada, que más tarde o más temprano el mundo la va a terminar de evaluar positivamente. La calidad de producción con emisión de metano cercana a cero para nosotros es muy importante para poder abastecer al mercado europeo, para ir a Japón y a Corea del Sur. Esto es un desafío que hemos tomado y lo hacemos en equipo con Alberto», aseguró.

Y concluyó: «Tengan plena certeza de que la seguridad jurídica, la seguridad política y la mirada hacia adelante están plenamente vigentes en nuestro pensamiento y en la hoja de ruta que hemos establecido”.

, Laura Hevia

El CEO de TotalEnergies, Patrick Pouyanné, reveló que la compañía definió una cartera de proyectos por US$ 10.000 millones para invertir en Vaca Muerta y Tierra del Fuego, durante su participación en el Argentina Week en París. La mayor inversión será en la provincia de Neuquén para desarrollar el shale oil en el bloque San Roque, un proyecto que sería presentado al Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI) en la primera mitad de 2027.

La cartera de proyectos informada este jueves por Pouyanné al presidente Javier Milei, funcionarios nacionales y provinciales y empresarios presentes en el evento en París incluye US$ 1.500 millones para un proyecto de gas offshore en Tierra del Fuego, unos US$ 4.000 millones para ampliar la producción de gas en Aguada Pichana, y alrededor de US$ 5.000 millones para producir 60.000 barriles por día de petróleo no convencional en San Roque.

El máximo directivo de TotalEnergies inclusive reveló que bautizarán «Proyecto Alberdi» a la inversión prevista en el offshore de Tierra del Fuego, a raíz de un diálogo que mantuvo con el presidente de la Nación.

TotalEnergies planea presentar el proyecto San Roque al RIGI

En tanto, y en lo que respecta a los proyectos en el no convencional en Vaca Muerta, el proyecto en San Roque sería presentado al RIGI antes de julio de 2027, indicó el Country Manager de TotalEnergies, Sergio Mengoni, al medio Bloomberg Línea.

En este caso, la compañía se encuentra en tratativas junto al gobierno de Neuquén para obtener la Concesión de Explotación No Convencional (CENCH) en el bloque y una prórroga en la concesión convencional para posteriormente aplicar el proyecto al RIGI. Para esto, Pouyanné pidió públicamente al gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, su acompañamiento para terminar el proceso.

TotalEnergies ya inició el pedido al gobierno neuquino y ahora resta culminar con los detalles para reconvertir el área. En este sentido, la provincia de Neuquén viene aplicando un nuevo esquema a las petroleras que soliciten una CENCH, a través del cobro de un Bono de Infraestructura equivalente al 6% de la renta del bloque, para la ejecución de obras. Las nuevas condiciones también implicaron en muchos casos la asociación con la petrolera neuquina GyP en un carry del 10%.

Para Aguada Pichana Este, en cambio, Total planea desembolsar una inversión estimada de US$4.000 millones para incrementar su producción actual de gas. Actualmente, el área promedia los 14 millones de metros cúbicos de gas por día (MMm3/d), siendo la tercera mayor productora de Vaca Muerta después de Fortín de Piedra y La Calera.

Para el offshore, TotalEnergies planea ejecutar tres nuevos pozos submarinos mediante una inversión de US$1.500 millones que se conectarán a las plataformas existentes del proyecto Fénix. Esta nueva operación demandaría para la perforación un costo de US$1.000 a US$1.500 millones por pozo. En este sentido, desde la compañía planean incorporar una nueva tecnología que le permitiría utilizar las plataformas ya existentes y disminuir los costos de la operación.

, Nicolás Deza y Laura Hevia

La comisión de Hidrocarburos y Energía de la Legislatura de Neuquén dio despacho por mayoría este miércoles al acuerdo firmado por Rolando Figueroa con 15 operadoras para financiar rutas en Vaca Muerta. Se trata de la segunda iniciativa de este tipo que encara el gobierno con la industria, aunque esta vez generó debate el uso de regalías anticipadas como mecanismo para costear las obras.

El ministro de Economía, Guillermo Koenig, fue el encargado de exponer el proyecto de ley frente a los diputados y defendió que «es un buen acuerdo». «Estamos discutiendo lo mejor que pudimos obtener en estas condiciones», afirmó el funcionario, quien relató que «costó» la negociación con las empresas que se extendió prácticamente todo el año.

La ley enviada por el gobernador ratifica el acuerdo firmado el 8 de septiembre con 15 operadoras por el cual adelantarán regalías por hasta 177,6 millones de dólares para prefinanciar la pavimentación y repavimentación de las rutas 7, 8 y 51 en la zona de Añelo y Rincón de los Sauces.

La Provincia deberá empezar a devolver los aportes a partir de los 30 meses de realizado el primer desembolso y Koenig estimó que la cancelación se podrá extender durante dos años.

«Estimamos que el volumen de regalías para entonces va a ser bastante más grande que el actual, por lo que no va a demandar un gran esfuerzo afrontarlo y además no tiene interés», sostuvo el ministro frente a la consulta de la diputada opositora Mónica Guanque (Democracia Neuquén) sobre si el repago no le restará liquidez al presupuesto.

Las empresas que participan del esquema de financiamiento son YPF, Vista, Pan American Energy, Chevron, Pluspetrol, Shell, Total Austral, Pampa Energía, Tecpetrol, Phoenix, Harbour Energy, Continental Resources, y GeoPark. 

Koenig explicó que las conversaciones por este acuerdo se iniciaron a principios de año, aunque el gobierno ya había puesto sobre la mesa la necesidad de que participen del financiamiento de infraestructura en 2024, a poco de asumir.

«En principio les costó entender esta problemática. Dijeron que para ellos el pago de regalías era suficiente para cubrir todo esto y nosotros les dijimos que no, que con las regalías solas no alcanzaba porque son parte del presupuesto y no había un margen suficiente para hacer estas obras», explicó.

El funcionario diferenció este segundo acuerdo del primero, por el cual las operadoras constituyeron un fideicomiso para financiar el Bypass de Añelo, en que la Provincia será la que se haga cargo de contratar y ejecutar los trabajos.

El dinero que las empresas adelanten irá a una cuenta especial que administrará Fiduciaria Neuquina SA, organismo que estará a cargo de la licitación.

Koenig dijo que las obras las definió Neuquén y que incluyen la pavimentación de la Ruta 8, desde el empalme de Ruta 6 hasta el Camino de la Tortuga; la pavimentación y repavimentación de la Ruta 51 (Mari Menuco), entre el empalme con la Ruta 8 y el empalme con la Ruta 17; la repavimentación de la Ruta 8, entre el empalme con la Ruta 51 y el empalme con la Ruta 7; y la repavimentación de la Ruta 7, en el tramo que va entre el límite con Río Negro y el empalme con la Ruta 8.

Una vez finalizadas, permitirán «tres alternativas para llegar a Añelo»: la actual por la Ruta 7, otra por la 51 y una tercera por el llamado Camino de la Tortuga. «A su vez, por la Ruta 8 descongestionamos el tránsito de la gente que va a Rincón de los Sauces y tiene que pasar a Añelo: tendremos más rutas y menos congestión», afirmó.

«Las regalías son de todos»

El principal cuestionamiento que plantearon bloques opositores como la izquierda y el kirchnerismo fue que el dinero para financiar las obras sea de regalías y no de las propias empresas.

«Que lo paguen quienes la usan. Me parece acertado que la devolución sea a través de peajes, pero no con las regalías que son de todos», planteó Darío Martínez (UP), quien opinó que las petroleras están teniendo «super utilidades» y propuso modificar ese aspecto del acuerdo para que el costo de las obras lo paguen las operadoras «y no sacárselo del bolsillo a los neuquinos que tienen otras prioridades».

Koenig sostuvo que sin esa cláusula se caería todo el acuerdo, por lo que rebatió que no era «factible» la propuesta. «Aunque nosotros pensemos en nuestro imaginario que las empresas deberían hacer esto, la verdad es que por contrato no están obligadas. La única forma de hacer esto es llegar a un acuerdo», defendió el ministro.

El funcionario pidió que piensen que las obras no solo le servirán a las empresas de Vaca Muerta, sino a los vecinos de Añelo y Rincón que hoy sufren el tránsito, además de los trabajadores que arriesgan su vida a diario por esas rutas.

«Antes no se hacían estas cosas y hoy se hacen», comparó Koenig con la anterior administración y aseguró que el gobierno de Figueroa tuvo que idear los mecanismos «de forma artesanal» porque no existía antecedente en ningún otro lugar del país. «No fue fácil de hacer, por eso nadie lo hizo antes», planteó.

El diputado del FIT, César Parra, también preguntó por la participación en el acuerdo de la empresa Harbour Energy, sobre la cual el gobierno nacional había iniciado un proceso de inhabilitación en 2021 por su participación en actividades de exploración en Malvinas.

«Creo que se está resolviendo. No puedo contestar a ciencia cierta si es la misma empresa o una continuadora, pero si es sancionada se tendrá que ver frente al hecho consumado», dijo Koenig. Como publicó EconoJournal, Harbour Energy se retiró del proyecto Sea Lion y ya no tiene participación en el proyecto.

El camino legislativo

El acuerdo para la pavimentación de rutas en Vaca Muerta aún debe pasar por las comisiones de Asuntos Constitucionales y de Presupuesto que se reúnen el martes que viene, aunque se descarta que se repetirá un similar resultado.

En la comisión de Hidrocarburos y Energía, el despacho se aprobó por mayoría de 10 diputados contra dos.

El gobernador Rolando Figueroa tiene el respaldo de su interbloque de La Neuquinidad y otros aliados como el Movimiento Popular Neuquino para motorizar la ley en el recinto, posiblemente, el miércoles que viene.

En paralelo, ya avanzó con la licitación de los proyectos ejecutivos para la pavimentación de las rutas 8 y 51, obra que abarcará unos 141 kilómetros de asfalto nuevo en total.

El ministro Guillermo Koenig estimó que esas obras podrían ponerse en marcha en 2027, mientras que, hacia fin de este año, ya podrían comenzar los trabajos de repavimentación de las rutas 7 y 8 incluidas en el acuerdo.

, Andrea Durán

En tiempo récord, los equipos de perforación Súper High Spec ya se encuentran operando plenamente para YPF en Vaca Muerta, según confirmó DLS Archer, la empresa líder en soluciones para desarrollos no convencionales, responsable de la integración de las unidades DLS-175 y DLS-176 a la flota local.

La incorporación de las dos unidades resulta de un acuerdo estratégico firmado a comienzos de año entre la petrolera y la compañía de Estados Unidos, Patterson-UTI. Procedentes de Houston, el inicio de operaciones de los perforadores materializa la ejecución del contrato a cinco años entre ambas compañías.

El acuerdo incluye la provisión de un equipo adicional, también de última generación, llamado DLS-177 y la integración de servicios de perforación con presión controlada (MPD).

La alianza con Patterson-UTI permitió atender la creciente demanda de perforación de alta complejidad en las áreas no convencionales. El despliegue de los equipos 175 y 176 introduce estándares internacionales de automatización y seguridad operativa, comparables a los de las cuencas más avanzadas del mundo, optimizando recursos y ofreciendo un
servicio de alto valor agregado que impulsa la productividad en cada pozo.

Vaca Muerta afianza su fortaleza operativa elevando los estándares de sus servicios

Gerardo Molinaro, VP de Land Drilling de DLS Archer, destacó el avance de las operaciones: «Ver a los equipos 175 y 176 perforando en Vaca Muerta nos llena de orgullo y es la demostración concreta de nuestra capacidad de ejecución», indicó.

«Junto a YPF, potenciamos nuestra presencia en el mercado argentino, reafirmamos nuestro compromiso con la excelencia operativa y la seguridad en cada aspecto de nuestras operaciones y seguimos
consolidando una relación estratégica que transforma la industria», concluyó.

En concreto, la puesta en marcha de estas unidades fortalece la eficiencia de las operaciones en Vaca Muerta y al mismo tiempo, tracciona al resto de la cadena de valor local al impulsar al ecosistema energético regional elevando sus estándares de servicios.

Con este nuevo hito operativo, y de cara a la futura llegada del equipo DLS-177 programada para el primer trimestre de 2027, DLS Archer afianza su liderazgo para el crecimiento sostenible de la industria energética argentina.

, Redaccion EconoJournal

YPF negocia con TotalEnergies un acuerdo para que la compañía francesa sea el offtaker (comprador) del proyecto de producción de combustible de aviación sostenible de la refinería de San Lorenzo, ubicada en la provincia de Santa Fe. Fuentes del sector confirmaron a EconoJournal que las compañías vienen en conversaciones desde hace varias semanas. El acuerdo podría anunciarse durante Argentina Week París que se realiza en París y donde participarán los presidentes Javier Milei y Emmanuel Macron, el CEO y presidente de YPF, Horacio Marín, y su par de TotalEnergies, Patrick Pouyanné.

Combustible para aviación

YPF busca convertir la refinería de San Lorenzo en una biorrefinería enfocada en la producción de Combustible de Aviación Sostenible (SAF, por sus siglas en inglés) y también de Aceite Vegetal Hidrotratado (HVO) para el sector de transporte.

La iniciativa demandaría una inversión cercana a US$ 500 millones y lo presentarán al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), según pudo averiguar EconoJournal de distintas fuentes cercanas a las negociaciones.

El SAF se elabora con grasa animal, aceites vegetales usados, biomasa y residuos orgánicos, entre otras materias primas similares a las que se utiliza para producir biocombustibles.

El acuerdo incluye a la productora de biodiesel Essential Energy Holdings, una empresa local que desde fines de 2024 tiene una sociedad (dividida en partes iguales) con YPF llamada Santa Fe Bio.

La llegada de la compañía francesa cambiaría la escala del proyecto y podría acelerar la inversión para aumentar considerablemente el volumen de producción de combustible sostenible.

Exigencia europea

TotalEnergies es uno de los principales productores de combustible SAF para aviación de Europa. En 2028 proyecta producir más de 500.000 toneladas anuales para cumplir con la normativa de la Unión Europea (aprobada en 2023) que fijó un mínimo de un 6% de uso de SAF en la aviación para 2030 hasta llegar de manera escalonada a un 70% en 2050. La compañía francesa tiene el objetivo de suministrar más del 10% de combustible SAF para aviones en Europa antes que termine la década, según información pública de la propia empresa.

En la Argentina, TotalEnergies opera el 25% de la producción de gas en activos en Vaca Muerta y en áreas offshore frente a las costas de Tierra del Fuego. También opera centrales eólicas y solares. Si se concreta definitivamente el acuerdo, la compañía francesa ingresaría en el sector de dowstream como comprador a largo plazo de combustibles de aviación sostenible.

Mercado de combustible para aviación

El desembarco de TotalEnergies es un paso clave para el proyecto de la biorrefinería de San Lorenzo, que permitiría que la Argentina exporte SAF en un escenario internacional donde se prevé que la demanda de este combustible aumentará considerablemente en la próxima década por las metas de descarbonización de la aeronáutica comercial.

Además, remarcaron que el acuerdo con la compañía francesa implicaría también una ventaja para la Argentina en la competencia frente a países de la región, en particular en la carrera que juega con Brasil.

El país vecino tiene en carpeta el proyecto Acelen Renováveis -de capitales de Abu Dhabi- que demandará una inversión de US$ 3.000 millones para producir SAF elaborado a base de una fruta local y que podría estar operativo a partir de 2030.

Santa Fe Bio

El proyecto impulsado por YPF y Essential Energy en la planta de San Lorenzo consiste en la reconversión de la refinería tradicional en un hub de producción de combustible sustentable. Antes de las negociaciones con TotalEnergies estaba previsto que la primera fase del proyecto -actualmente en ejecución- incluya la instalación de una planta de pretratamiento de materias primas con una capacidad máxima de 250.000 toneladas por año y la adecuación de tanques y sistemas logísticos.

La segunda fase, sin contemplar la sociedad con la compañía francesa como offtaker, prevé la instalación de la biorrefinería, que producirá combustible SAF con una capacidad de procesamiento de 170.000 toneladas por año. Según los planes de YPF, la puesta en marcha del proyecto está prevista para fines de 2029.

Historia de la refinería

YPF tuvo la propiedad de la refinería de San Lorenzo desde su inauguración en 1938 hasta 1993, cuando fue privatizada y vendida a la compañía Pérez Companc. Luego pasó a manos de la española Repsol y más tarde a la brasileña Petrobras.

En 2002 la adquirió la empresa Oil Combustibles y en 2018 paralizó su operación. Ese mismo año fue adquirida nuevamente por YPF en sociedad con Dapsa. En la actualidad, la empresa bajo control estatal tiene la titularidad exclusiva de las instalaciones de la refinería y el puerto emplazado sobre la hidrovía Paraná-Paraguay. Todo el complejo de la refinería de San Lorenzo incluye la destilería, planta de despacho de combustible, parque de tanques, planta de asfalto y un puerto de gran envergadura.

, Roberto Bellato

Las llamadas tierras raras son insumos fundamentales para producir dispositivos y tecnologías de la transición energética. Y a pesar de lo que su nombre pueda sugerir, su distribución en la tierra es abundante. Pero sí plantean, al menos, un desafío técnico: es difícil encontrarlas en concentraciones elevadas o puras, por lo que su explotación es compleja, y los procesos de separación y refinamiento resultan clave.

La startup Alkemio, fundada en 2023 por científicos y emprendedores argentinos, propone resolver estos dos últimos pasos. Desarrolló una plataforma basada en tecnología de reconocimiento molecular cuyo objetivo es recuperar y refinar tierras raras de manera más económica, flexible y sustentable que los métodos actuales. “Nuestra tecnología es un 80% más barata de instalar y un 20% más económica de operar”, asegura Ángel Centeno, CEO de la compañía que tiene su planta piloto y oficinas en el barrio porteño de Almagro.

En junio pasado, para continuar escalando el prototipo de su tecnología, realizaron su primera ronda de capitalización “pre-semilla”, durante la cual obtuvieron US$ 2 millones de fondos de inversión como VX Ventures, Dalus Capital, Amplifica Capital y Dragones, entre otros. Previamente, habían recibido un respaldo de US$ 400.000 de las aceleradoras Gridx y SkyDeck. La siguiente ronda será el año próximo y, en 2028, prevén avanzar a una capitalización “serie A”, que contempla mayores montos.

Mientras tanto, ya firmaron más de 10 acuerdos y cartas de intención con empresas de los sectores de minería y química de Estados Unidos, Brasil, Chile y Argentina para realizar validaciones, procesar muestras de materiales y demostrar el funcionamiento de su plataforma.

“En términos comerciales, hoy estamos analizando cuál es el socio que más nos conviene para hacer el ‘deploy’ de nuestra tecnología”, expresa el CEO de Alkemio, que emplea 14 personas, la mayoría de las cuales trabaja en el área de Investigación y Desarrollo.

El equipo directivo de la empresa se completa con Federico Pereyra Bonnet, Chief Innovation Officer; Lorena Molina Calderón, Chief Scientific Officer, y Ailín Svagzdys, Chief Research Officer.

Tierras para fabricar motores, baterías y turbinas

Las tierras raras son 17 elementos químicos que suelen encontrarse mezclados o dentro de minerales. “Pero en general, cuando hablamos de ellas, nos referimos a cuatro: el neodimio, praseodimio, terbio y disprosio, que son las ‘tierras raras magnéticas’, usadas para fabricar imanes permanentes. El 90% del valor de mercado está ahí”, precisa Centeno. Estos imanes se incorporan en la fabricación de los motores de vehículos eléctricos, turbinas eólicas, algunos tipos de baterías, sistemas de refrigeración magnética y discos rígidos para hardware, entre otros dispositivos.

Por sus aplicaciones industriales, según la Agencia Internacional de Energía (IAE), la demanda global de tierras raras crecerá un 25% hacia 2030, y se estima que trepará al 80% para 2050. Si bien entre el 80% y el 90% de los procesos de separación y refinado de esos recursos hoy se realizan en China, en los próximos años aumentará la participación de Estados Unidos, Australia, Francia, Malasia y Japón, entre otros países.

Los principales yacimientos se encuentran en China, con el 55% y 60% de la producción mundial; pero también hay explotaciones en Estados Unidos, Vietnam y Australia, y recientemente se descubrieron importantes reservas en Brasil e India. “Brasil, de hecho, posee la segunda reserva mundial de tierras raras, pero no hay una industria asociada para obtenerlas. Ahí es donde entra Alkemio”, expresa Centeno.

Plataforma de separación

La tecnología de Alkemio tiene dos diferenciales, destaca el ejecutivo. “En primer lugar, la desarrollamos por fuera de China, que hoy domina el proceso de refinamiento y tiene la capacidad de frenar sus exportaciones y la cadena de suministro de estos insumos. En segundo término, nuestro proceso es mucho más eficiente que los métodos actuales”, completa.

La misma IAE advierte sobre las exigencias técnicas que plantea la obtención, separación y refinamiento de estos recursos debido a la similitud de sus propiedades químicas. Los métodos de extracción por solventes, que se emplean actualmente, implican, además, el uso de celdas y tanques de acero inoxidable, junto con la aplicación de ácidos.

“Los sistemas actuales necesitan mil etapas para llegar a obtener cada tierra rara individual –describe Centeno-. Lo que hicieron los científicos Alkemio fue muy innovador: diseñaron nuevas moléculas que tienen la capacidad de encontrar, de una sola vez, cada tierra rara en particular. Esas moléculas tienen un ‘linker’ (enlazador) que funciona como un ‘brazo’, y en una sola etapa pueden identificar y conseguir el recurso de interés. El desafío químico es muy grande porque cada tierra rara se parece mucho a la otra.”

El proceso de refinamiento de Alkemio tiene tres fases: lixiviación, remoción de impurezas y separación. Funciona, sintéticamente, de la siguiente manera. Una vez extraído el recurso primario del yacimiento, en la primera etapa se obtiene una solución de tierras raras mezcladas con otros elementos. “En este caso, la industria suele usar ácidos muy duros y pesados, mientras que nosotros empleamos ácidos orgánicos”, compara Centeno.

En la siguiente fase, “a fin de quitar los elementos que no son relevantes para nuestro proceso, introducimos esa solución en columnas con resinas activadas que retiran las impurezas. Así se obtiene un concentrado que tiene todas las tierras raras mezcladas. Ese producto ya es comercializable, y de hecho se elabora en varios lugares”, agrega. En la tercera etapa, “metemos ese concentrado en columnas con nuestras moléculas activadas y adheridas a una resina; la molécula ‘agarra’ la tierra rara que nos interesa, por ejemplo el terbio, que queda adherido a esa resina. Finalmente, a través de un proceso elución, se obtiene el óxido de terbio, o del elemento que necesitemos”.  

Desarrollo de tecnología y modelo de negocios

El prototipo de Alkemio hoy se encuentra en la “etapa 6” del “Nivel de Madurez Tecnológica”, una escala de nueve rangos que clasifica a las tecnologías según su estado desarrollo. La instancia “6” indica que el sistema transita una fase de escalado y validación, y que se testea en un ambiente que simula adecuadamente las condiciones reales. Actualmente, por ejemplo, tiene la capacidad de procesar muestras de 20 kilos por lote.

La meta de Alkemio es seguir escalando su tecnología y explorar nuevos acuerdos con empresas. Los US$ 2 millones obtenidos en su ronda de financiamiento se están asignando principalmente a impulsar el desarrollo técnico y operativo de la empresa, como actividades de I+D para continuar con el diseño y síntesis de nuevas moléculas de separación; incrementar el nivel de madurez tecnológica del prototipo, y financiar el equipamiento de la planta piloto. También, si es necesario, para realizar demostraciones y operar la plataforma en las instalaciones de algún socio estratégico.

El modelo de negocios de Alkemio tiene dos orientaciones. La primera es licenciar y obtener regalías por el uso de su tecnología, “que es un esquema más fácil de escalar a través de contratos con las compañías usuarias”, observa Centeno. La segunda es proveer, de manera tercerizada, el servicio de procesamiento y refinado para compañías mineras u otras industrias. “Este modelo tiene mucho más margen, pero el desafío es operar la tecnología en las instalaciones o yacimientos de la compañía”, admite.  

Alkemio apunta a varios sectores: la minería tradicional, para la separación y refinamiento de tierras raras en los yacimientos (por ejemplo, en Brasil u otras localizaciones); minería de relaves, orientado a la recuperación de tierras raras a partir de residuos de la minería, y el segmento químico, para el procesamiento de ciertos concentrados que se generan como subproductos industriales (por ejemplo, de la elaboración de cerámicos).

Otros sectores de interés son los pasivos ambientales, como la extracción a partir de depósitos históricos de cenizas de carbón, y la industria del reciclaje, que implica la recuperación de tierras raras a partir de imanes y baterías en desuso.

, Mariana Pernas

El gobierno nacional firmó con Metrogas un acta acuerdo que prorroga por 20 años la licencia de distribución de gas, que vencía en diciembre de 2027. Era una decisión que el Ejecutivo tenía pendiente desde fines del año pasado. El acuerdo establece que la principal compañía distribuidora de gas natural del país invertirá US$ 186,8 millones en obras de gas en 10 años.

La nueva licencia se extiende hasta 2047. En lo formal, resta que se publique un decreto firmado por el presidente Javier Milei que así lo ratifique. Este último paso es clave para que Edenor, la empresa controlada por Edelcos, el holding que intengran José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberto, pueda concretar la compra del paquete accionario de Metrogas que poseía YPF. La petrolera controlada por el Estado ya acordó en agosto la venta de su participación accionaria por US$ 780 millones.

Metrogas será la segunda licenciataria de gas con una licencia extendida, luego de la prórroga por 20 años concedida este año a Transportadora Gas del Sur (TGS) para la prestación del servicio público de transporte de gas natural.

La prórroga está prevista en la Ley del Gas y en la Ley Bases. Antes de firmarla hubo una evaluación del ex ENARGAS que recomendó la renovación, la realización de una audiencia pública y la intervención de la Procuración del Tesoro y la Sindicatura General de la Nación (SIGEN).

Metrogas invertirá más de US$ 180 millones en obras

Como condición para la prórroga, Metrogas y su controlante retiran todos sus reclamos contra el Estado vinculados a la licencia, tanto en el país como en el exterior.

Por otro lado, la distribuidora ejecutará una obligación de inversión que había quedado sin cumplir por el congelamiento tarifario del período 2019-2020. La empresa invertirá 186,8 millones de dólares en obras de gas en 10 años, con penalidades si no se cumple.

Esta inversión no será trasladada a la tarifa y, al final de la licencia, las obras pasarán al Estado sin costo alguno. Cualquier conflicto se resolverá en tribunales argentinos y la obligación se mantendrá aunque cambie el accionista.

De esta forma, la distribuidora más grande del país tiene ahora un horizonte previsible hasta 2047, con obligaciones definidas y sin litigios pendientes con el Estado.

Metrogas abastece a más de 2,4 millones de clientes en un área de concesión que abarca la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y 11 municipios del sur del Gran Buenos Aires, lo que representa casi el 27% del total de los usuarios conectados a la red gasífera del país.

Con un tendido de cañerías que supera los 18.000 kilómetros de extensión, la firma entrega aproximadamente el 18% del gas suministrado a nivel nacional, posicionándose como una pieza de infraestructura central para la demanda residencial, comercial e industrial del área metropolitana.

Recientemente, la petrolera YPF acordó la venta de la totalidad de su participación accionaria en Metrogas y su comercializadora MetroEnergía a la distribuidora eléctrica Edenor, por un monto de US$ 780 millones.

Edenor es controlada mayoritariamente por el grupo Edelcos (Empresa de Energía Cono Sur S.A.), liderado por los empresarios José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti. A su vez, Manzano ya cuenta con una participación de 9,23% en la principal distribuidora de gas del país a través de su vehículo de inversión Integra Capital.

, Redaccion EconoJournal

La Entidad Binacional Yacyretá (EBY), operadora de la mayor central hidroeléctrica del país, compartida con Paraguay sobre el río Paraná, advirtió que una crecida provocada por el denominado “Súper Niño no representaría un incremento proporcional de la energía que genera porque podría traer más agua de la que la central puede aprovechar.

Con 3.100 MW de potencia instalada y 20 turbinas, Yacyretá, construida por Argentina y Paraguay, es una de las principales empresas generadoras de energía eléctrica de América Latina, ubicada entre Ituzaingó (provincia de Corrientes) y Ayolas (Paraguay).

La explicación está en el tipo de represa. Según detalló la EBY en un comunicado publicado la última semana, en centrales de llanura como Yacyretá las grandes crecidas elevan el nivel del río aguas abajo. Eso reduce el salto neto, es decir, la diferencia de altura entre el embalse y el río, y disminuye la eficiencia de las turbinas. El resultado es que cada metro cúbico que atraviesa la central genera menos energía que en condiciones normales.

“En caso de producirse debido al fenómeno ´Súper Niño´ un crecimiento sustancial en el caudal de ingreso a la Central, este fenómeno no representaría directamente un incremento proporcional de la generación”, señaló la entidad.  

Según la EBY, el caudal que llega a la central podría duplicar el promedio histórico, algo que ya ocurrió en otras ocasiones.

“Frente a situaciones excepcionales como las previstas bajo este fenómeno, la Entidad Binacional operará -en caso de ser necesario como operación de rutina- sus estructuras de descarga, para evacuar los excedentes a turbinar, con el objetivo en lo posible de atenuar los picos de crecida, logrando un flujo controlado y reduciendo así los riesgos aguas abajo”, indicó la entidad.

Modelos hidrometeorológicos

El comunicado de la Entidad Binacional Yacyretá se apoya en modelos hidrometeorológicos que asignan una probabilidad cercana al 100% a la persistencia de condiciones del Súper Niño durante lo que resta de 2026 y los primeros meses de 2027.

El organismo se prepara para un incremento significativo de las lluvias en el sur de Brasil, Paraguay y el noreste argentino, justamente la región que alimenta al Paraná antes de llegar a Yacyretá. Según la entidad, su Sector Hidrología sigue de manera permanente las precipitaciones y los caudales de los ríos de la cuenca de aporte directo. Ese esquema le permite alertar con varios días de antelación a las autoridades y a las comunidades ribereñas.

La Organización Meteorológica Mundial (OMM), agencia de Naciones Unidas, sostuvo en su última actualización que la probabilidad de que El Niño se mantenga entre septiembre y noviembre de 2026 y entre diciembre de 2026 y febrero de 2027 es excepcionalmente alta, cercana al 100%, y que el episodio alcanzaría una intensidad muy fuerte antes de llegar a su pico hacia fin de año.

En Argentina, el Servicio Meteorológico Nacional (SMN) informó en su boletín de septiembre que el fenómeno está en fase cálida y que hay un 100% de probabilidad de que El Niño se mantenga en el trimestre septiembre-octubre-noviembre, con intensidad fuerte o muy fuerte.

, María Eugenia Rodríguez

La distribuidora Edenor puso en funcionamiento una nueva subestación Moreno, en el oeste de la provincia de Buenos Aires, que beneficia a más de 70.000 clientes. Su incorporación permite aliviar las redes de las subestaciones Paso del Rey, Merlo, Catonas y La Reja.

La obra incorporó equipamiento de alta tensión de 132 kV, dos transformadores de potencia de 80 MVA y celdas primarias de media tensión con tecnología IEC 61850, además de los sistemas auxiliares, de protección, detección de incendios y telecontrol necesarios para su operación. La compañía no comunicó la inversión que demandó la obra.

En términos de calidad de servicio, desde la compañía destacaron que la subestación permitirá mejorar los indicadores que miden la continuidad y calidad del suministro eléctrico y acompañar la expansión residencial, comercial e industrial de la zona.

“La construcción de una subestación es el resultado de un proceso que comienza mucho antes de su habilitación. Este recorrido comprende distintas etapas, desde la disponibilidad del terreno y la obtención de los permisos necesarios hasta la planificación y el desarrollo del proyecto. A partir de allí, se avanza con la construcción, el montaje de los equipos, las vinculaciones con la red y la realización de las pruebas correspondientes”, destacó la empresa en un comunicado.  

, Redaccion EconoJournal

Los sectores de energías renovables y transmisión eléctrica están viviendo este año un renovado impulso a partir de hechos puntuales como la sanción del Congreso a la prórroga del régimen de estabilidad fiscal para las renovables y la licitación de la línea de transporte eléctrico AMBA I. Representantes de Aluar, la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) y Tecnolatina expusieron este martes sobre algunos de los temas que formarán parte de la agenda sectorial hacia adelante, en distintos paneles del Renewables & Electricity Day que organizó EconoJournal.

En el horizonte cercano aparece un proyecto de Ley de Transición Energética que busca establecer un marco de incentivos al estilo del RIGI para captar financiamiento externo y descarbonizar la economía. En paralelo, la industria observará el devenir de la licitación AMBA I, cuya apertura de sobres esta pautada para diciembre, un proceso que será clave para el desarrollo de otros corredores de transmisión eléctrica también priorizados por la Secretaría de Energía.

La desregulación eléctrica propiciada por la resolución 400 del 2025 aparece como un importante catalizador de estos y otros temas de un sector que navega entre las oportunidades y las necesidades generadas por las nuevas posibilidades de contractualización de la energía.

Ley de Transición Energética

La Cámara Argentina de Energías Renovables elaboró un proyecto de Ley de Transición Energética que busca establecer las bases para la descarbonización de la matriz energética en la Argentina. La iniciativa no es planteada solo como una meta ambiental, sino como una oportunidad de desarrollo económico, que permitiría aprovechar el financiamiento internacional disponible para reducir costos sistémicos millonarios y liberar excedentes de hidrocarburos para la exportación.

El presidente de CADER, Marcelo Álvarez, explicó que el proyecto comenzó a ser articulado en 2023 a los principales actores del sector privado, incluyendo a la Unión Industrial Argentina (UIA), instituciones del agro, universidades y organismos técnicos como AGUEERA, ATEERA y Cammesa. El objetivo es dotar al país de un marco regulatorio previsible que permita captar el flujo de capitales globales destinados a la mitigación del cambio climático.

La clave conceptual de la iniciativa está en la evaluación de las renovables como el verdadero vector competitivo frente al gas natural en generación eléctrica. «Las renovables no solamente son más limpias, sino que son más baratas y generan más empleo«, indicó Álvarez.

El directivo de CADER lo fundamentó con un estudio comparativo del Programa de Naciones Unidas para el Medio Ambiente para América Latina, que contrasta el escenario inercial (Business As Usual – BAU) con alternativas de descarbonización.

En dicho escenario al 2050, es decir, sin una descarbonización acelerada del sector de generación, las renovables frente al gas natural en la Argentina resultan diez veces más limpias, generan casi diez veces más empleos y generan casi el doble de ahorro entre CAPEX y OPEX de nuevas inversiones en generación.

Un modelo basado intensivamente en el gas natural generaría un ahorro de US$ 14.000 millones, pero apenas reduciría un 6% las emisiones. Por su parte, la opción centrada en las renovables propone un ahorro sistémico de US$ 31.000 millones y una mitigación de emisiones del 59% respecto al tendencial.

«La ley de transición lo que busca es, mediante una hoja de ruta asociada que le permita a la Argentina mitigar más que lo que les correspondería en términos de carbono, generar 4 efectos principales: bajar el precio local de la energía eléctrica; descarbonizar evitando impuestos de carbono en frontera; generar más empleo; y generar más inversión neta, tanto extranjera como local, a partir de tener una tasa de interés más baja y períodos de repago más largos», sintetizó Álvarez.

Cuáles proyectos se priorizarían luego de AMBA I

La posibilidad de concretar más proyectos de renovables también está sujeta a nuevas expansiones en transmisión. Justamente, la licitación de AMBA I será importante como caso testigo para otros proyectos de transporte eléctrico en alta tensión también incluidos por la Secretaría de Energía en la resolución 715 del año pasado.

El presidente de Tecnolatina, Rogelio Baratchart, puntualizó en los plazos para el recupero de la inversión en la obra contemplados bajo la figura de la Concesión de Obra Pública (COP), con la que se buscará adjudicar AMBA I y eventualmente otros proyectos de transmisión de la 715.

«El repago se realizará a lo largo de un plazo bastante extenso, más allá de la ingeniería que se ha desarrollado, con un mecanismo de hitos que de alguna manera compensan económicamente su cumplimiento, pero no de forma total al cumplirlos, sino que cada hito cumplido se irá pagando en cuotas. Así que este es un proceso largo que, probablemente, desde el punto de vista del final del pago, atravesará a tres administraciones«, analizó Baratchart.

El presidente de la empresa de consultoría energética también destacó que la obra de AMBA I está estructurada en dos fases y estimó un plazo de ejecución de entre dos años y medio y tres años para la primera fase. «La obra completa tiene un programa de aproximadamente 60 meses, pero no tiene desafíos técnicos», subrayó.

La licitación de AMBA I también despierta entusiasmo sobre cuáles serían los siguientes proyectos de la resolución 750 que la Secretaría de Energía enviaría a licitación. «Esta gestión identificó hace aproximadamente un año y medio tres corredores. Uno es el Corredor AMBA, otro es el Corredor Sur (Puerto Madryn-Choele Choel-Bahía Blanca), y después el Corredor Este Oeste (Diamante-Charlone-O´Higgins)», repasó el presidente de Tecnolatina.

Sin embargo, Baratchat también instó al área energética a darle prioridad a una línea proyectada entre Viboratá y Plomer . «El tema de Viborata/Plomer es importante porque la obra del AMBA I es esencial para darle seguridad y confiabilidad al abastecimiento de toda el área metropolitana y norte de la provincia. Después, para verdaderamente asegurarle esa calidad y darle el soporte de atención y permitir la incorporación de energía proveniente del sur, hace falta la vinculación con Viboratá«, aseguró.

El rol de Aluar

La progresiva desregulación del mercado eléctrico está llevando a generadores y clientes (distribuidoras y grandes usuarios) a definir estrategias de comercialización y planificar las compras de energía. No es un proceso exento de conflictos: las Pymes industriales que no anticiparon sus compras de energía se encontraron este invierno con facturas elevadas por el traslado del precio medio del mercado mayorista eléctrico, que se vio impactado por los mayores costos de importación de combustibles generados por la guerra en Medio Oriente.

El gerente de Recursos Energéticos de Aluar, Gabriel Vendrell, analizó el particular escenario que enfrentaron los Grandes Usuarios de Distribución (GUDIs). «El tema GUDI es paradigmático. Un poco por desconocimiento de la normativa, por alguna falla de comunicación nuestra o de las distribuidoras o del regulador, no le llegó una señal clara de que ya no iban a tener un precio estabilizado, sino que iban a ver el precio medio del mercado eléctrico mayorista», evaluó.

Aluar es el único productor y exportador de aluminio del país. Por la naturaleza electrointensiva del proceso de producción del aluminio, la empresa radicada en Chubut es el mayor consumidor industrial de electricidad del país. Esta condición forzó a la compañía desde sus inicios a perseguir el autoabastecimiento energético, primero con la provisión desde la hidroeléctrica Futaleufú, luego con generación térmica propia y más recientemente sumando energía eólica y solar.

«Todos nuestros contratos son de largo plazo, tanto el de energía eléctrica como de gas de aprovisionamiento de las turbinas, por la necesidad de asegurar el abastecimiento de energía. Por eso capaz que no sufrimos este día a día de las variaciones del precio en el mercado spot», explicó Vendrell.

Más allá de las necesidades propias de Aluar, Vendrell destacó que todas las empresas industriales están respondiendo a los cambios en el mercado eléctrico. «Cada vez más empresas están teniendo sectores dedicados exclusivamente al tema energético y se están evaluando también alternativas de generación distribuida», señaló.

Aluar también busca posicionarse como un jugador de relevancia en el segmento de generación eléctrica. «Cambiamos el paradigma, de gran usuario de energía eléctrica estamos migrando a un player importante en el sector energético«, dijo el directivo.

La empresa inaugurará en octubre una importante ampliación de su parque eólico, cercano a la planta industrial que posee en Puerto Madryn. La potencia instalada fue elevada de 246 MW a 582 MW. También inaugurará un parque solar de 30 MW en Buenos Aires en los primeros meses de 2027, cuya producción aún no se definió si será vendida al mercado spot o se contractualizará.

Con la ampliación del parque eólico, Aluar podrá liberar más potencia en su parque térmico de 676 MW. «Hay que buscarle un destino a esa produccion de energía, que puede ser el mercado mayorista o cualquier otra alternativa», explicó.

Sin embargo, la posibilidad de agregar nuevos proyectos y de comercializar la energía sigue supeditada al desarrollo de nuevas líneas de transmisión.
«Las ampliaciones de transporte nos van a liberar esa restricción«, concluyó.

, Redaccion EconoJournal

El director general de Transener, Pablo Tarca, afirmó que la empresa será protagonista en la licitación de AMBA I, el primer proyecto de transporte en alta tensión que el gobierno nacional buscará adjudicar a un privado. El directivo de la principal empresa transportista de energía del país también explicó por qué las baterías no son una solución para la demanda en los grandes proyectos mineros durante su participación este martes en el Renewables & Electricity Day que organizó EconoJournal.

El gobierno lanzó este año la licitación del proyecto AMBA I bajo la figura de la Concesión de Obra Pública (COP), un instrumento previsto por la legislación argentina desde hace décadas y recuperado dentro del nuevo marco normativo impulsado a partir de la Ley Bases aprobada en 2024. El valor de referencia de la inversión de AMBA I ronda los US$ 800 millones y el concesionario podrá recuperar la inversión mediante la remuneración COP durante un período de siete años.

Transener mira a la licitación de AMBA I

Transener es una de las empresas que buscará participar en la compulsa por el proyecto, cuya licitación prevé la presentación de ofertas para el 8 de diciembre próximo. «Transener va a ser protagonista en la licitación de AMBA I, más allá de que es operador y mantenedor. Lo estamos estudiando, queremos ser protagonistas y muy competitivos a la hora de participar como contratista para la construcción de la obra», afirmó Tarca.

Desde la óptica de Transener, en la compulsa se impondrá la oferta con el costo de construcción y el costo de financiamiento más competitivos. «El que logre la mayor eficiencia de la suma de las dos cosas va a tener el canon más competitivo», destacó el directivo.

El proyecto AMBA I en el plano técnico no presentará grandes desafíos tecnológicos ni de permisología, aunque requerirá muchos trabajos en instalaciones existentes. «La parte más compleja es que hay mucho trabajo para hacer en instalaciones que están en servicio, hay muchas adecuaciones de 25 de Mayo, de Atucha, de Ezeiza, de Rodríguez, de tramos de línea que hoy tienen un origen y un destino que van a cambiar«, explicó.

El Estado nacional este año se desprendió del 50% del paquete accionario de Citelec, la sociedad controlante de Transener, que se encontraba en manos de Enarsa. Edison Energía y Genneia se quedaron con el 50% de Citilec a cambio de US$ 356,17 millones. El otro 50% de la empresa está controlado por Pampa Energía.

Por qué las baterías no son ideales para abastecer grandes proyectos mineros

Durante la conversación con el director de EconoJournal, Nicolás Gandini, el director general de Transener defendió la importancia que la transmisión eléctrica y la generación térmica seguirán teniendo en la seguridad del suministro eléctrico. Además, explicó que los sistemas de almacenamiento de energía no son adecuados para atender las demandas eléctricas en los grandes proyectos mineros y tampoco constituyen un reemplazo completo de la transmisión eléctrica.

El argumento principal está en el tipo de potencia que ofrece la batería, que es diferente a la potencia que brinda un generador térmico o motor eléctrico. Se trata de una potencia de cortocircuito sintética y que aporta menos inercia al sistema eléctrico. A diferencia de los proyectos de litio, los mega proyectos de cobre emplearán equipamiento que requerirán de una potencia que aporte mucha inercia.

«Sin duda que si tenés en la punta de una línea una demanda minera de metales pesados, con molinos de trituración, con torque de arranque de los motores grandes, no podés arrancar todo eso con una potencia de cortocircuito sintética. Tenés que poner un rotor, y eso es un generador o un compensador», explicó Tarca.

En todo caso, una provisión con baterías para un gran proyecto minero debería ser acompañada de algún tipo de solución que aporte inercia. «Donde esté conectado ese proyecto, además de la batería y además del renovable, se necesita una potencia de cortocircuito adecuada para que cuando los molinos que trituran o los motores arranquen no se genere que la tensión baje», argumentó.

Las baterías tampoco tienen la capacidad de reemplazar el transporte eléctrico. «Con una batería podés reemplazar un lugar donde tenés una demanda puntual, estacionalizada, de corto período de tiempo, pero no vas a poder reemplazar un sistema de transporte estructural. Una línea que venga del Comahue a Buenos Aires no la vas a poder reemplazar llenando de baterías al AMBA«, analizó Tarca.

En ese sentido, el directivo trazó una comparación con las soluciones implementadas en Brasil y Chile ante la fuerte penetración de la generación renovable variable en la red de transporte eléctrico. «Se encontraron con un problema de inercia y de potencia de cortocircuito y están llenando de compensadores sincrónicos la red. Me parece que Argentina, si hace eso, sería un error», evaluó.

En cambio, el director general de Transener resaltó que la Argentina debería aprovechar el recurso gasífero que tiene gracias a Vaca Muerta. «Las distintas tecnologías y los distintos recursos que tiene la Argentina a nivel energético no son excluyentes, sino que son complementarios. Yo creo que Argentina no se puede dar el lujo de no usar el gas que tiene abundante«, dijo Tarca.

«La batería nos está regalando tiempo, pero lo tenemos que aprovechar para hacer las líneas de transporte que son necesarias», sintetizó el directivo de Transener.

Líneas de corriente continua

Por otro lado, el director general de la empresa afirmó que la empresa tiene un estudio básico realizado sobre implementación de líneas de corriente continúa en alta tensión, conocidas por la sigla HDVC. Se trata de un tipo de tecnología de transporte eléctrico aún no implementada en la Argentina pero que ya existe en Brasil y próximamente en Chile.

El estudio de Transener abarca dos alternativas: una línea entre el Comahue (Neuquén) y Choele Choel (Río Negro) y otra entre Comahue y el Gran Buenos Aires. Tarca explicó que la primera sería de menor porte en cuanto a capacidad de transporte, mientras que la segunda la consideró posible.

«Si bien normalmente las grandes lineas de continua tienen una gran central hidraúlica en su espalda, nosotros acá tenemos una gran disponibilidad de gas en la espalda con lo cual se puede pensar en poner dos o tres ciclos combinados grandes y traer 2500 o 3000 MW en continúa«, explicó el directivo de Transener.

«La ventaja fundamentalmente es de costos. Para poner generación tenés que tener transporte, gas y agua. Hay algunos lugares en el Comahue donde lográs tener las tres cosas y si el volumen de generación está para tener una línea de continúa me parece que se facilita«, concluyó.

, Nicolás Deza

Juan Luchilo, gerente general de Cammesa, no tiene dudas. “El sistema eléctrico tiene ir a un esquema lo más full gas posible”, afirmó en el Renewables y Electricity Day organizado por EconoJournal. “Desde el momento que se establece que Vaca Muerta es una fuente infinita de gas, hay que poner generación en boca de pozo y líneas de transporte”, agregó. No obstante, el funcionario dejó en claro que eso no se puede hacer a cualquier costo ni de un día para el otro. “Las baterías nos dieron una oportunidad de zafar de esos costos. Las baterías de 4 o 5 horas de almacenamiento son el producto que necesita Argentina para el tipo de demanda que tiene. Esas baterías representan un puente hasta que se resuelvan las ampliaciones de transporte en alta tensión capaces de sumar capacidad”, subraya.

La apuesta por el gas natural

–¿Qué lugar van a ocupar en la matriz de generación el gas natural, las baterías y las renovables? –le preguntó Nicolás Gandini.

El sistema eléctrico tiene ir a un esquema lo más full gas posible. Un sistema que tiene el swing que tiene nuestro sistema en invierno, de requerimiento de demanda residencial, puede requerir algún despacho de combustible alternativo en algunas semanas del año, pero efectivamente se tendrá que ir a un sistema lo más full gas posible, con la participación también del resto de las tecnologías que son competitivas.

–Brasil ha convalidado recientemente precios muy altos de potencia térmica y además hay demoras de 3 a 4 años en la entrega de turbinas. ¿Cómo inciden estas cuestiones que claramente no favorecen?

La referencia de Brasil es lo que no hay que hacer. Hacer una licitación por 20 gigas térmicos sobre una demanda de 100 gigas, va convalidando precios del orden de 40.000 o 30.000 dólares el megavatio y además con factor de utilización bajo. Es todo lo que me parece que no hay que hacer. Desde el punto vista nuestro, la obligación es operar el sistema y minimizar los costos. ¿Uno que quiere tener? Más potencia disponible para no tener problemas, para que el día que haga calor tener toda la potencia posible. Ahora bien, hay que cerrarlo contra el riesgo, o sea, es un tema de riesgo y costos. Por suerte, las baterías nos dieron una oportunidad de zafar de esos costos. Las baterías de 4 o 5 horas de almacenamiento son el producto que necesita Argentina para el tipo de demanda que tiene. Esas baterías representan un puente hasta que se resuelvan las ampliaciones de transporte en alta tensión capaces de sumar capacidad. El problema es que eso lleva tiempo y tampoco es gratis. Hay que encontrar la solución más eficiente en términos de costo y asumir un determinado riesgo. Nosotros tuvimos un pico de 30.000 megas hace un par de años y este verano fue de 28.000. En algún momento puede ser de 30.000, 31.000 o 32.000 megas, depende mucho más de lo que pase con el clima que de cualquier otra cosa. Estar preparados para esos 32.000 megavatios es una obligación, pero no a cualquier costo.

–Es muy interesante lo que está planteando porque si algunos sectores que hoy están de capa caída, sino en recesión, se reactivan, podés tener un salto de un 10% más de demanda en el pico…

Te interrumpo. La caída del nivel de actividad industrial, a mí no me asusta. Ojalá que suba, porque sube la demanda base. El problema del pico es el problema de la demanda residencial y la ineficiencia en general del sistema, pero la verdad que energía tenemos. Tenemos gas, tenemos gas por todos lados. Tenemos energía y tenemos la posibilidad de cubrir esa demanda de energía, tanto con nuevos proyectos renovables, que se hacen rápido, como con generación ociosa. Tenemos 50%-60% de factor de uso de los ciclos combinados. No es que tenga un sistema que está al taco todos los días, 80%-90%. No me preocupa ese crecimiento. Lo que sí hace es, una vez que se instala un crecimiento mayor, necesitas incorporar más oferta de generación.

No hay un problema de generación como en 2016

–¿No ve entonces un problema de generación como el de 2016?

No está tan complicado. Uno siempre quiere estar más cómodo, pero no está tan complicado como en el 2016. Nosotros enfrentábamos ese verano, que salió después la resolución 21, que fue exitosa en términos ejecutivos, ahora se están venciendo los contratos, en términos económicos después puede haber sido caro y fue con inversión privada pura. En ese momento no teníamos cómo abastecer la demanda. No había cómo abastecer el pico, ni había energía. El cambio fundamental, la verdad, es la incorporación de gas en forma masiva, que fue el gasoducto hoy Perito Moreno, y ahora con el invierno que viene, con la ampliación de TGS, vamos a ir a un sistema mucho más adaptado. Ya este invierno fue un sistema adaptado, con un invierno frío, malo, bastante fiero, 400, 500 mil metros cúbicos de gasoil, y no hay que olvidarse que consumíamos 3 millones de metros cúbicos de gasoil. Un número completamente de otra escala. Y un GNL también concentrado en pocas semanas, en 8 o 10 semanas de invierno.

–¿Hay alguna decisión tomada sobre qué hacer con los contratos de la resolución 21 que están por vencer?

Por default, todo contrato que cae va para la resolución 400, en el régimen del mercado a término y mercado spot, en las condiciones que está permitido para cada caso. En el caso de los contratos de la 21, no hay ninguna indicación de que vaya a ser distinto, puede ser un tema de análisis por parte de la Secretaría de Energía, pero hasta que tengamos alguna instrucción, para nosotros son máquinas que, de un día para el otro, van a dejar de tener un contrato y van a percibir a partir de ese momento la remuneración que le corresponde de un generador de mercado spot y pueden tener la libertad de comercializar libremente su energía, en forma bilateral.

Señales para la inversión

–¿Cómo están pensando en encontrar alguna fórmula que dé señal de precios de la inversión hacia mediano y largo plazo?

Algunos productos con las reglas de la 400 son competitivos, pueden ser competitivos. Renovables, son competitivos, tienen capacidad y cada vez más. Algún cogenerador puede ser competitivo, con las reglas de la 400 exclusivamente. Pago de energía, pago de potencia, renta plena y gestión de combustible a su cargo. Claramente otros productos no son competitivos, porque el pago de la potencia es insuficiente para pagar la inversión que se tiene que hacer. El mecanismo del servicio de reserva confiabilidad adicional se pensó en esa línea. Cada tipo de tecnología necesita un nivel de inversión diferente, entonces cada tipo de tecnología tendría una ayuda para una decisión de inversión diferente. Cada una de las tecnologías cumplen funciones distintas. Claramente el almacenamiento, con los miles de megavatios que recibimos de proyectos, los que quedaron también en Alma GBA afuera, tienen un espacio ultracompetitivo para ofertar en este marco. También es importante el concepto de que el servicio de reserva de confiabilidad adicional es un esquema por encima de una gestión completamente libre dentro del mercado de la resolución 400. Es decir, la potencia base que cobran es la de la 400 y se puede contractualizar con un privado, o con un gran usuario, o con un distribuidor. Y la energía se comercializa libremente en el mercado spot o en el mercado a término. En el caso de las baterías, es poco volumen, con lo cual es poco relevante, pero para el caso de la generación térmica puede ser relevante y también en el caso de los productos híbridos. A mi entender, los productos híbridos son de lo más interesante que puede venir en esta etapa, que es darte una capacidad de potencia firme y al mismo tiempo sumarte energía y funcionar como un puente de mejora de capacidad de nodos de la red, donde el recurso es muy valioso, de muy buena calidad, particularmente para solar. Para el eólico es más difícil.

–¿Cómo marida ese producto híbrido con esa visión de largo que vos tenés respecto a la necesidad de apostar por el gas?

Habíamos llegado a la mitad. Teníamos almacenamiento híbrido, luego turbinas y motores para resolver problemas de punta, pero rascando la olla. Es decir, no yendo a buscar como Brasil máquinas caras, sino yendo a buscar algo que sea muy eficiente, renovación de equipamiento, aprovechar instalaciones existentes y modernizar plantas, más como un puente también de confiabilidad hasta que entren otros productos más eficientes. Una línea de transporte entre Comahue y GBA, entre Mar del Plata y Buenos Aires, es muy eficiente para sumar potencia, pero mientras no exista, hay que tener algo de potencia para bancar el tiempo hasta que esa oferta aparezca. Desde el momento que se establece que Vaca Muerta es una fuente infinita de gas, hay que poner generación en boca de pozo y líneas de transporte. Así funcionó también en los 90. Es el mismo espejo. Tenés capacidad de gas suficiente y una capacidad de transporte razonable, hay que desarrollarla, pero, aun así, si uno mira los únicos ciclos combinados que tienen en nuestro sistema, porcentaje de uso superiores al 80% al 90% anual, son los que están instalados en el Comahue. Hay mucha capacidad disponible en la línea de transporte para llenarla con energía de base. Esa generación, que puede ser a través de un mecanismo de confiabilidad, no necesariamente introduce más capacidad para el sistema térmico de potencia en el pico. Entonces, hay que encontrarle la vuelta de manera tal de no pagar a través de un servicio de punta lo que es un servicio de base. Hay que hacer algunos ajustes sobre las metodologías para poder llevarlo adelante.

–¿Están empezando a estudiar la posibilidad de hacer algunas líneas que no sean las líneas convencionales de transporte sino trabajar con líneas de continua o algo de ese tipo?

Por lo menos nosotros no. Necesita mucha demanda de base para aprovechar una línea continua. En algún momento tuvimos ideas de un hub eólico en el Centro de la Provincia de Buenos Aires, para ir con una línea continua hacia Buenos Aires, pero no es tan trivial. Todas las líneas continuas del mundo se desarrollan asociadas normalmente a grandes centrales de base, hidroeléctricas en general.

–¿Qué viene en materia de ajustes de regulación de lo que es la resolución 400? ¿Falta algún tipo de instrumento adicional para poder contractualizar más a largo plazo?

Desde el punto de vista del funcionamiento del mercado y demás, uno puede decir que esta etapa de entrenamiento, que es activos existentes que se contractualizan libremente con otros demandantes, es de preparación para ese futuro que debería ser un esquema en el cual sea más virtuoso. Es decir, instrumentos que reduzcan los costos y que apalanquen con esa contractualización la incorporación de ofertas de mejor calidad. Cuando arranqué dije que tenemos medio vaso, hay que mirar también el medio vaso de los que están con contratos. O sea, siempre los 150 dólares de los que están sin contrato conviven con los de 70 u 80 dólares que están con contratos. Está claro que aquel que tomó una decisión de contractualizarse estaba más protegido. Después, los instrumentos para comunicar y para poner en claro cuál era la situación creo que es lo que hay que trabajar mucho para mejorar ese acceso a la información. Ahora bien, instrumentos especiales están previstos en la propia norma. Licitaciones centralizadas, algo parecido a los brasileros, parecido a los chilenos, se pueden hacer cosas. Pero para eso tiene que estar bien consolidada la vinculación del distribuidor como offtaker.

–¿Están empezando a tener consultas, sin hacer nombres propios, de empresas que estén mirando con realidad, instalar data centers?

Consultas hay muchas. Después si va a ser realidad o no, no lo sé, pero consultas hay muchas. La verdad que la estructura regulatoria que salió es una estructura razonable. Está equilibrado, razonablemente equilibrado. Nuestra preocupación siempre era, bueno, que un día para el otro aparezcan 1000 megas de demanda y no tengamos cómo abastecerla. Este mecanismo protege contra ese riesgo. Me preocupa más la parte operativa en demandas mineras, allá en la punta, punta de línea, cómo resolver los problemas técnicos de punta de línea, que no son solamente el tema de la garantía de suministro o la garantía de energía disponible, sino que operativamente el sistema pueda tomar esa demanda y cubrirla cuando hace falta. Por eso yo creo que hay que apalancar la inversión de TGN (Gasoducto Tratayén-La Carlota) para tener energía en esa zona.

, Redaccion EconoJournal

Las complejidades de un escenario signado por la introducción de reformas normativas, la necesidad de nuevas obras de ampliación en el transporte de electricidad y los desafíos ligados al crecimiento de la demanda fueron los ejes señalados por el subsecretario de Energía Eléctrica, Damián Sanfilippo, como ejes de la agenda eléctrica futura, durante la apertura del Renewables & Electricity Day 2026, en el Hípico de Palermo.

«El objetivo final es ir a una desregulación total del mercado donde las partes puedan contratar libremente”, sostuvo y aseguró que ése será el camino que seguirá transitándose a paso firme. “Tratamos de brindar la mayor cantidad de garantías y seguridades a los inversores para abordar un problema que lleva muchísimos años sin solución«, indicó luego.

Organizado por EconoJournal, en coproducción con Aires Renewables y Tavarone Rovelli Salim Miani, el Renewables & Electricity Day es el evento que año a año reúne a los referentes del sector eléctrico nacional. Este año bajo el eje «El mercado eléctrico frente a un nuevo ciclo de crecimiento: reformas regulatorias, ampliaciones de transmisión y grandes demandas», el encuentro hizo pie en cada una de las aristas del sector.

De acuerdo con Sanfilippo, las obras previstas en licitaciones como la emblemática AMBA I serán desarrolladas a través de inversiones privadas en función de lo estipulado por la Ley 17.520. “Se va a ofertar y va a ganar el contrato de concesión quien proponga la tarifa más baja. Obviamente los oferentes tendrán que cumplir ciertos requisitos técnicos y económicos”, aclaró. 

La tarifa prevista, puntualizó, se encuentra expresada en dólares y se ajusta por inflación. “La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) posee la misma prioridad de pago que el sistema otorga a los transportistas”, remarcó. 

La novedad, acotó, pasa por “la incorporación de un esquema de lotes que permite la liberación de flujos de manera secuencial para que los desarrolladores puedan empezar a recuperar lo desembolsado sin esperar que los proyectos estén finalizados”.

“Uno de los mayores inconvenientes que veíamos en el rubro pasaba por los largos plazos de recupero de la inversión. Para solucionar esta problemática decidimos dividir las obras en dos grandes etapas, las cuales a su vez fueron subdivididas en lotes. A medida que los mismos se van completando, se habilita el cobro de una parte proporcional de la tarifa para anticipar la recaudación de fondos”, explicó. 

Debe destacarse, añadió, que los lotes no necesariamente tienen que ser consecutivos. “Estas obras son bastante complejas y están plagadas de dificultades. Si por alguna razón se traba la realización de un lote, se puede certificar cualquier otro”, sostuvo. 

AMBA I: «Estaba claro que era la iniciativa prioritaria»

La licitación AMBA I, particularizó Sanfilippo, fue autorizada por la Resolución 202/2026 de la Secretaría de Energía, donde se publicaron los pliegos técnicos y las bases y condiciones. “Toda la documentación puede consultarse a través de Contrat.Ar. Vale resaltar que todas las preguntas de los posibles interesados y sus respuestas quedarán reflejadas en este sistema para el conocimiento general”, subrayó. 

Al tratarse de un leading case, afirmó, AMBA I pasó por la mirada de varias áreas de Gobierno que debieron analizar diferentes variables, desde la cuestión financiera hasta los requisitos de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). “También incorporamos la instancia del arbitraje internacional y la conformación de un panel técnico para resolver disputas, lo cual demandó mucho trabajo en materia legal y administrativa”, agregó. 

Es verdad, reconoció, que la concreción de la iniciativa se atrasó un poco. “Hubiéramos querido lanzarla antes. Pero con mucho esfuerzo llegamos a diseñar un producto que ojalá sea la solución para las limitaciones de transporte eléctrico en la Argentina”, manifestó. 

Al mismo tiempo, Sanfilippo sostuvo que el plan de obras de ampliación que hoy implementa el Gobierno nacional ya estaba definido en la Resolución 507 de 2023. “Cuando llegamos a la gestión vimos que había un consenso del mercado al respecto. Y estaba claro que AMBA I era la iniciativa prioritaria”, planteó.  

Según sus previsiones, el próximo paso, tal como fue fijado en la Resolución 311/2025, será construir líneas que traigan energía de los sectores productivos de generación como el sur y el oeste del país. “Igualmente, como ya he dicho en otras oportunidades, esto no es taxativo, sino que se encuentra sujeto a las modificaciones que vaya experimentando el mercado. En relación con los plazos, queremos salir cuanto antes, pero primero veremos el recibimiento que tenga AMBA I”, anticipó. 

Comahue y Nihuiles: qué particularidades tienen esas licitaciones

Consultado sobre las licitaciones de las represas del Comahue, enfatizó que cada una tiene sus peculiaridades. “En el caso de Futaleufú, donde están muy avanzados los pliegos, la particularidad pasa por el contrato con Aluar, el cual ya se encuentra negociado. Hay un borrador que formará parte del anexo del pliego de licitación”, adelantó. 

En cuanto a Los Nihuiles, apuntó, al vencerse la concesión los bienes del complejo hidroeléctrico revertían a la provincia. “Es por eso que ahora tenemos que encarar la licitación junto con Mendoza. En ese sentido, estamos concluyendo los borradores de los pliegos. Las obras están paradas por un alud que hubo a principios de 2025, lo que implicará grandes inversiones”, especificó. 

No menos relevantes serán las reconcesiones de Hidroeléctrica Tucumán e Hidroeléctrica Río Juramento. “Son centrales de cierta antigüedad que requieren obras de optimización. Los pliegos están bastante avanzados y estamos esperando el decreto que nos habilite a seguir adelante”, proyectó. 

En aras de darle confiabilidad al sistema para cubrir los picos de consumo eléctrico, Sanfilippo argumentó que el Gobierno no está trabajando en una convocatoria puntual. “Lo que venimos elaborando es un marco que permita hacer convocatorias periódicas a través de la Secretaría de Energía para incorporar potencia firme”, precisó. 

La figura del Servicio de Reserva de Confiabilidad Adicional, reveló, quedó establecida en la Resolución 400/2025. “Vamos a admitir todas las tecnologías en esa licitación, desde las generaciones térmica, hidroeléctrica y nuclear hasta las baterías de almacenamiento y los sistemas híbridos. En cada convocatoria se planteará un objetivo de potencia por tecnología. Asimismo, se tratará de identificar las regiones que más necesiten sumar nueva potencia”, puntualizó. 

Obviamente, admitió, la agenda electoral y el comportamiento de la macroeconomía pueden incidir sobre el plan de obras en marcha. “La idea es tratar de avanzar lo antes posible. Estamos trabajando para ello”, ratificó. 

En líneas generales, resumió Sanfilippo, se están viendo buenos resultados en el segmento eléctrico. “Gran parte de lo que queríamos se viene cumpliendo. Estamos en una etapa de transición de la aplicación de la Resolución 400″, aseguró.

Y agregó: «No podemos negar que los precios en el invierno se fueron muy arriba debido a factores locales e internacionales. Venimos analizando alternativas para cumplir nuestro objetivo final de ir a una desregulación total del mercado donde las partes puedan contratar libremente. Estamos evaluando tanto la oferta como la demanda, procurando ampliar las posibilidades de los grandes usuarios a la hora de contratar la generación existente. También apuntamos a flexibilizar la entrada y salida del Mercado Mayorista Eléctrico (MEM) para estabilizar los precios y otorgarle más previsión a los costos”, aseguró. 

Finalmente, en torno al flamante establecimiento de régimen especial para las nuevas grandes demandas de electricidad, denominadas como XDEM, el funcionario recordó que el concepto de demanda tendencial ya había sido incorporado en la Resolución 400. “Frente a la aparición de este tipo de proyectos, lo principal es proteger a los usuarios actuales del MEM. Por ello, toda nueva demanda que sobrepase el 0,5% de la demanda media anual tendrá que incorporar su propia generación de energía y potencia”, completó. 

, Redaccion EconoJournal

La reunión de directorio del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (Enrege) venía transcurriendo este lunes sin mayores sobresaltos, con el foco puesto en la actualización de tarifas de octubre, el apagón del 19 de septiembre y el plan de retiros voluntarios. Sin embargo, apenas se terminaron de tratar los temas del día, delegados de UPCN y ATE pidieron la palabra y cuestionaron a los directores por la falta de respuesta ante una serie de reclamos sindicales.

“Como autoridad máxima de UPCN dentro de lo que es el Enrege, estamos profundamente preocupados, y hablo también en nombre de ATE ya que acá estoy con Sergio (Salazar, delegado de ATE), por la falta de respuesta frente a los reclamos que venimos haciendo de manera sostenida”, aseguró Leonardo Weintraub, delegado de UPCN en el organismo.

Uno de los puntos que generó conflicto es el despido de 15 trabajadores. Apenas asumió el directorio del Enrege les solicitó a las distintas áreas que hicieran un informe sobre el desempeño de su personal y en base a esa información se decidió desvincular a 15 empleados considerados conflictivos.

Los gremios reclamaron y aseguran que el directorio se comprometió el pasado 2 de septiembre a reincorporar a dos de esos 15 empleados, pero como aún no lo hicieron decidieron meterles presión en la reunión de este lunes. Además, están pidiendo que les mejoren la indemnización a los 13 empleados que sí van a ser desvinculados.

“Desde la conformación de este directorio dijimos que no íbamos a hacer un palo en la rueda, sino que estábamos trabajando de común acuerdo para tirar todos del mismo carro. Ahora bien, no nos pongan de la vereda enfrente, porque, así como entendemos que los problemas se resuelven alrededor de una mesa y conversando, también sabemos hablar de otra forma y no nos gusta hablar de otra forma, pero si hablamos de otra forma es porque el diálogo se rompió”, agregó Weintraub.

Griselda Lambertini, vocal segunda del directorio, fue la primera en tomar la palabra y se mostró sorprendida por la reacción de los gremios. Dijo que la reunión del 2 de septiembre había sido positiva, pero que cuando el director Sergio Falzone les pidió una reunión en nombre del directorio para seguir conversando, los gremios se negaron.

“Juntarnos todos no es tan fácil. Por eso le pedimos a Sergio que se acercara, pero le respondieron que no. Además, Vicente (Serra, vicepresidente a cargo del directorio) ya se reunió con las personas a las cuales se les va a dar una nueva oportunidad”, respondió Lambertini, quien subrayó que la demora forma parte de los tiempos normales que demandan este tipo de cuestiones.

–La convocatoria que nos hizo Falzone no respondía al directorio en su conjunto. –respondió Weintraub.

–¿Quién te dijo eso a vos? ¿Quién te dijo que yo no tenía mandato del directorio? –le retrucó Falzone.

–En todo caso la nota debería haber dicho “en nombre del directorio los convocamos”.

–No fue una nota. Fue una llamada para convocar a una reunión para darle continuidad a estos temas y ustedes respondieron que no, que no se iban a reunir.

–Dijimos que no porque nosotros queremos reunirnos con el directorio en su conjunto para no generar ningún tipo de suspicacia. –aseguró Weintraub.

–En este punto en el directorio estamos de acuerdo. –insistió Falzone.

En ese momento, Lambertini volvió a tomar la palabra y les ofreció quedarse a conversar en forma privada, que fue lo que terminaron haciendo. La reacción de los gremios sorprendió porque desde el 2 de septiembre no pasó ni siquiera un mes, pero ellos insisten en que no estaban teniendo una respuesta adecuada.

EconoJournal pudo saber que los dos empleados van a ser incorporados en áreas diferentes a las que venían trabajando, pero todavía no está claro en qué términos. Una posibilidad es que se los indemnice como al resto y luego se los reincorpore con un contrato a plazo fijo. En lo que respecta a las indemnizaciones, los gremios pidieron que a los despedidos les garanticen la obra social por 36 meses, pero en ese punto todavía no hay acuerdo.

Retiros voluntarios   

Antes del cruce con los gremios, se analizó el estado de situación del plan de retiros voluntarios y se dejó en claro que todavía no se ha podido avanzar porque el ente está esperando la respuesta del Ministerio de Desregulación a la última propuesta que se le acercó.

–Traté personalmente de comunicarme hace una semana con las dos personas del Ministerio de Desregulación que están a cargo y no pude. –aseguró Lambertini, quien pidió tratar de acelerar la resolución de ese tema.

–He hecho lo mismo. Intenté comunicarse con Rosana Reggi y no he tenido respuesta. Lo que sí veo es que cada vez que nosotros mandamos una propuesta ellos la devuelven afinada y siempre a la baja –agregó Eric Salomone Strunz, gerente de Recursos Humanos del ente. Salomone también es uno de los hombres fuerte de UPCN, pero se retiró antes del planteo que formularon los delegados.

–La última propuesta que ustedes elaboraron ya estaba consolidada y ellos (Desregulación) la pasaron a la Secretaría de Presupuesto del Ministerio de Economía. Y estaban esperando una respuesta para emitir el dictamen diciendo que procedamos a implementar el retiro. –aclaró Vicente Serra.

–No debería tener ninguna injerencia la oficina de presupuesto porque nosotros tenemos presupuesto propio. –respondió Salomone.

–Está inserto en el tema de la política salarial general del Estado Nacional. Por eso están obligados a que pase por ahí. –replicó Serra.  

Durante la charla también se planteó que, en la próxima reunión de trabajo del directorio, que podría ser dentro de una semana, los cuatro directores van a evaluar qué decisión tomar sobre este tema si para entonces siguen sin tener una respuesta.

Aumentos en las tarifas de luz y gas

Fabián Bello, gerente de Desempeño y Economía del ex Enargas, expuso en la reunión sobre el aumento previsto para octubre en las tarifas de gas natural y aclaro que si los subsidios se mantienen como en septiembre –decisión que corre por cuenta de Economía—el incremento de la tarifa de gas residencial promedio país va a ser de 2,24%, lo que evidencia una aceleración frente al 1,4% de este mes.

Esa suba responde a una variación del tipo de cambio de 1% sobre el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), un incremento de 1,9% por la fórmula de ajuste por inflación que combina la variación del IPC y el IPIM en partes iguales y la aplicación del escalón 18 de la Revisión Quinquenal Tarifaria.

En el caso de las tarifas de electricidad, la suba del Valor Agregado de Distribución va a ser 2,41% en en Edenor y 2,34% en Edesur. Esos valores se explican por un aumento de 1,98% del ajuste por inflación y la cuota de la Revisión Quinquenal Tarifaria que para Edenor es 0,42% y para Edesur es 0,36%. No obstante, María Cristina Tonnelier, responsable del área de Análisis Regulatorio y Estudios Especiales del ex ENRE, dejó en claro que esos porcentajes no son los definitivos porque aún resta saber si el gobierno introducirá cambios en el costo mayorista de la energía.

En la reunión de directorio también se presentó un informe sobre las causas del apagón del pasado 19 de septiembre, en línea con las conclusiones preliminares que se conocieron luego del hecho. También se informó que a partir de ahora las reuniones de directorio van a ser transcriptas y esa transcripción va a acompañar el resumen habitual que se pone a disposición en la web del organismo. Otra novedad es que el plan de trabajo de la nueva Unidad de Integración y Transparencia se deberá ajustar a la norma internacional ISO 37.001 para ser aprobado en la próxima reunión de directorio junto con la propia resolución de creación de la unidad. La ISO 37001 es, básicamente, un estándar para diseñar y gestionar un sistema de prevención, detección y respuesta frente al soborno.

, Fernando Krakowiak

Las elecciones provinciales del 2027 en Neuquén aún no tienen fecha, pero un espacio político lanzó este lunes su plataforma de campaña con la que buscará disputarle la gobernación a Rolando Figueroa. Se trata del partido Cumplir, liderado por la diputada Brenda Buchiniz e integrado por una amalgama de dirigentes que incluye desde un exfuncionario de Javier Milei hasta un líder mapuche.

Bajo la consigna «dónde están los barriles» y un cuestionamiento sobre el derrame de Vaca Muerta, la propuesta busca consolidar un espacio opositor al gobierno que, por ahora, permanece vacante.

El partido hizo la presentación de su plataforma «La Gran Transformación» en un salón del hotel Gran Brizo Comahue de Neuquén capital. Allí reunió a integrantes de sus equipos de trabajo, candidatos y referentes de otras provincias que acompañaron como la exvicepresidenta de la Unidad de Información Financiera (UIF), María Eugenia Talerico, y el presidente del PRO Río Negro, Juan Martin.

Buchiniz respaldó los dichos del exministro nacional Alfonso Prat Gay sobre que el derrame de Vaca Muerta «no llega» a Neuquén y aseguró que «no se ve». Afirmó que «estamos ante una oportunidad histórica» y un «momento cúlmine en el que es necesario convertir la oportunidad en transformación».

«Hoy no están bien invertidos los recursos de los neuquinos», afirmó la legisladora, quien hoy integra el interbloque Neuquén República en la Legislatura junto a Cecilia Papa, los exintegrantes del oficialismo Mónica Guanque y Federico Méndez, y el radical César Gass.

Otro de los protagonistas del armado para el 2027 es el exdiputado nacional y exsecretario de Culto de Javier Milei, Francisco Sánchez, quien presentó las «transformaciones» que el espacio ofrecerá en su plataforma de gobierno.

Entre ellas mencionó la propuesta para que Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) se convierta en una empresa integrada de energía y deje de ser un instrumento de «toma y daca», así como la reducción a cero del impuesto sobre los Ingresos Brutos.

Un líder mapuche y el fantasma de Angola

La presentación de Cumplir reunió además a algunos de los candidatos que el espacio ya tiene confirmados para las intendencias como Nicolás Vahamonde, el empresario e influencer que competirá por Neuquén capital, y el concejal Jhonatan Lagos que lo hará en San Patricio del Chañar.

Pero también hubo actores políticos varios como el expresidente del Colegio de Abogados, Gastón Rambeaud; el titular del Colegio de Profesionales del Ambiente, Martín Islas; y el vocero de la comunidad mapuche Kaxipayiñ y empresario, Gabriel Cherqui.

«Para nosotros Gabriel es importantísimo porque creemos en el diálogo y en que las leyes se tienen que respetar. Este gobierno rompió el acuerdo que tenía con las comunidades originarias», definió Buchiniz.

Cherqui lidera una comunidad que mantiene una disputa territorial en una zona de Vaca Muerta y que el año pasado denunció penalmente a Figueroa y a autoridades de YPF por presunta contaminación ambiental. También intentó impugnar, sin éxito, el decreto que le otorgó a la petrolera nacionalizada dos concesiones no convencionales al sur de los lagos Barreales y Mari Menuco en Neuquén.

A la exvicepresidenta de la UIF, María Eugenia Talerico, le asignaron un rol como oradora en el acto. Apoyó iniciativas legislativas de Buchiniz como la difusión de declaraciones juradas de funcionarios públicos y la transparencia de los contratos de obra pública.

«El control del gasto público es hoy, si no, los ciudadanos se quedan sin provincia por más petróleo que haya. Pueden ser la provincia más autócrata y más pobre de Argentina», planteó.

«La meca del petróleo argentino está en Neuquén y se abre una gran oportunidad, pero también pueden ser Angola: un país muy rico en su naturaleza pero con ciudadanos que están en una miseria total y absoluta», lanzó.

Quién es Brenda Buchiniz

Cumplir aún no definió quién encabezará la fórmula para la gobernación, aunque se descarta que la candidatura recaerá sobre Brenda Buchiniz o Francisco Sánchez. El partido también está trabajando para sumar otros espacios y uno de ellos podría ser la UCR que quedó en manos de Juan Peláez, un funcionario de Figueroa que renunció para dar un giro opositor el año pasado.

«Hay varios, pero sabemos que el armado que hizo Figueroa en 2023 terminó vaciando los sellos políticos y los tiene dentro de su estructura. Pero la ciudadanía y los dirigentes quedaron por fuera de esos cascarones vacíos y mucha de esa gente está acercándose a nosotros», afirmó Buchiniz.

Confirmó que «los radicales pueden ser parte de esta construcción pero es una decisión futura» que se tomará cuando se conozca la fecha de los comicios.

Buchiniz es periodista e inició su recorrido político como candidata a senadora nacional de Consenso Federal, la alianza que llevó a Roberto Lavagna como candidato a presidente en 2019. En el 2023 ganó la banca de diputada provincial con el partido Cumplir que tenía al empresario de medios Carlos Eguía, por entonces libertario, como postulante a gobernador.

En el 2025, Buchiniz intentó formar parte de La Libertad Avanza, pero su no alineamiento con la senadora Nadia Márquez la dejó afuera del armado.

Consultada por EN/CLAVE, dijo que en Cumplir no se definen como «libertarios estrictamente». «Muchos de nuestros dirigentes sí son de pensamiento liberal. Tomamos varias iniciativas del gobierno nacional, pero las adaptamos a Neuquén. No nos referenciamos en esa supraestructura, nuestra discusión es provincial y no nacional», aclaró.

Y sobre La Libertad Avanza, consideró que «no está haciendo nada, no está observando, criticando ni presentando propuestas».

, Andrea Durán

BRISA Salud & Bienestar, empresa especializada en la promoción de la salud, llevará a cabo los próximos 29 y 30 de octubre la décima edición del Congreso BRISA de Enfermería, una convocatoria de capacitación profesional a la que podrán acceder, en forma virtual y gratuita, enfermeros, auxiliares y estudiantes de Enfermería de Argentina y Latinoamérica.

Bajo el lema “Cuidado 360: ciencia, liderazgo y bienestar”, el programa académico abordará los principales desafíos actuales de la profesión y contará con la participación de conferencistas nacionales e internacionales, que compartirán experiencias y conocimientos vinculados con la investigación, la gestión y la práctica clínica.

“En un mundo sanitario que cambia a ritmos vertiginosos, la actualización y la formación continua son herramientas que nos permiten empoderar nuestra disciplina. Por eso, este congreso no es una mera reunión académica, sino un espacio para impulsar la profesión y reflexionar sobre el futuro de los cuidados y de los sistemas de salud”, destacó el Lic. en Enfermería Héctor Eduardo Ponce, presidente del Congreso.

La agenda del evento

La agenda estará organizada en torno a temáticas vinculadas con el liderazgo y desarrollo profesional de la enfermería; seguridad del paciente y calidad asistencial; innovación e Inteligencia Artificial; formación y desarrollo de competencias; nuevos modelos de atención; cuidados especializados; bienestar y humanización del cuidado; y ética y regulación profesional. También se desarrollarán mesas de diálogo destinadas a complementar la formación profesional desde una mirada integral del cuidado y la salud.

En este marco, el Congreso busca promover el aprendizaje y la aplicación de prácticas basadas en evidencia, fortalecer la calidad y seguridad del cuidado, impulsar a las nuevas generaciones de profesionales y explorar nuevas herramientas y modelos para el ejercicio de la enfermería.

“La enfermería es una disciplina dinámica y en constante evolución, en la que la formación continua constituye una responsabilidad ética y profesional. Esta décima edición refleja nuestro compromiso con la promoción de la salud y el bienestar y con la formación integral de los profesionales, ampliando su alcance a toda la región”, afirmó la Dra. Leila Cura, presidente de BRISA Salud & Bienestar.

El Congreso BRISA de Enfermería se realiza desde 2018 y fue ampliando progresivamente su alcance, especialmente a partir de la incorporación de la modalidad virtual. La edición 2025 alcanzó un récord de 24.000 conexiones, consolidando la llegada regional de la iniciativa. Su modalidad online y gratuita permite ampliar el acceso a oportunidades de capacitación para profesionales de distintos puntos de Latinoamérica.

Las inscripciones se encuentran abiertas en brisaenfermeros.com La participación es gratuita, en modalidad virtual, y los asistentes podrán recibir el correspondiente certificado.

, Redaccion EconoJournal

El Gobierno publicó el viernes pasado la resolución 264 de la Secretaría de Energía, una normativa que establece las condiciones de borde bajo las cuales deberán incorporarse al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) las nuevas inversiones que impliquen un salto significativo en el consumo de electricidad.

La regulación apunta fundamentalmente a anticipar el impacto que podrían generar sobre el sistema eléctrico argentino grandes proyectos mineros —en especial los desarrollos de cobre previstos en la precordillera—, nueva infraestructura industrial vinculada a Vaca Muerta y la instalación de data centers o centros de datos, cuya demanda eléctrica puede alcanzar una escala comparable con la de grandes complejos industriales. La resolución menciona expresamente entre las nuevas demandas a los centros de datos e Inteligencia Artificial, minería, plantas de GNL e hidrógeno.

La medida constituye así un primer movimiento del Gobierno para gestionar cambios potencialmente disruptivos en el funcionamiento del mercado eléctrico. En el caso de los data centers, busca además anticiparse a una problemática que ya se manifestó en mercados eléctricos más desarrollados, principalmente en EE.UU., donde el crecimiento exponencial de los centros de procesamiento de datos planteó desafíos en materia de generación, redes, operación y costos del sistema.

La masificación de este tipo de emprendimientos en distintos nodos del sistema eléctrico norteamericano generó fuertes discusiones por su impacto sobre los costos, la necesidad de incorporar nueva infraestructura y la posibilidad de trasladar parte de esos mayores costos a otros usuarios. En algunas jurisdicciones, esa situación derivó además en cuestionamientos a la instalación de nuevos centros de datos y en un deterioro de la licencia social de esos desarrollos.

En esa clave, aunque el sistema eléctrico argentino cuenta actualmente con alternativas para reforzar el abastecimiento durante los momentos de mayor consumo —incluida la posibilidad de importar electricidad desde países limítrofes—, la nueva regulación apunta a evitar que la incorporación de consumos extraordinarios dependa estructuralmente de la capacidad ya existente en el sistema.

El límite de los 100 MW

La Resolución 264/2026 establece que toda nueva demanda —o ampliación de una existente— que represente al menos un 0,5% de la demanda media del MEM será considerada una Demanda Extratendencial (XDEM) y estará sometida a un régimen especial.

En números redondos, si se toma como referencia una demanda eléctrica media del sistema argentino del orden de los 20.000 MW, el umbral se ubicaría alrededor de los 100 MW. Es decir, un proyecto que requiera una potencia de esa magnitud ya no podrá simplemente conectarse al sistema y comprar toda la electricidad que necesite del mercado existente: deberá presentar un Plan Especial de Abastecimiento (PEA) y contribuir a incorporar nueva oferta de energía y potencia que respalde su consumo.

Ese Plan Especial de Abastecimiento deberá contemplar los primeros cinco años de funcionamiento del emprendimiento e incluir los compromisos de contratación, la ubicación de la nueva oferta de energía y potencia, los cronogramas de ejecución y los mecanismos de respaldo previstos.

El objetivo es evitar que la llegada de una inversión de gran escala traslade al resto del sistema eléctrico el costo de conseguir la generación y la potencia necesarias para abastecerla. En otras palabras: el proyecto que genere una nueva demanda extraordinaria deberá ocuparse también de que exista nueva oferta capaz de atenderla.

Data Centers y minería tendrán exigencias diferentes

La Secretaría de Energía dividió estas nuevas grandes demandas en dos categorías:

• Por un lado, las XDEM-Producción, donde se encuadran actividades industriales intensivas en electricidad, como minería, GNL e hidrógeno, entre otras.
• Por otro, las XDEM-Datos, destinadas a centros de datos y procesamiento computacional intensivo, incluido el entrenamiento y la inferencia de Inteligencia Artificial.

En ambos casos, los proyectos deberán acreditar contratos provenientes de nueva oferta por al menos el 80% de la energía que efectivamente consuman. La diferencia más importante aparece en la potencia firme —es decir, en la capacidad de generación disponible para respaldar físicamente esa demanda—: los proyectos productivos deberán contar con una cobertura equivalente al 100% de su demanda máxima, mientras que para los Data Centers la exigencia asciende al 115%.

Esto significa que un Data Center con una demanda máxima de 200 MW deberá respaldarse con al menos 230 MW de potencia firme. Ese 15% adicional funciona como una reserva de seguridad frente a un tipo de consumo que, por sus características, presenta una elevada continuidad y densidad de carga.

La regulación también define qué recursos podrán utilizarse como respaldo. Para la cobertura de energía, la nueva oferta podrá provenir de generación renovable, térmica, hidroeléctrica o nuclear, además de otras tecnologías que eventualmente reconozca la Secretaría de Energía. Para cubrir potencia firme podrán utilizarse centrales térmicas, hidroeléctricas y nucleares, así como sistemas de almacenamiento mediante baterías con una duración mínima de seis horas, entre otras alternativas.

Qué pasa si el proyecto no consigue su propio respaldo

Uno de los puntos centrales de la resolución es que no se prohíbe que una XDEM compre energía o potencia faltante en el mercado, pero hacerlo tendrá un costo sensiblemente mayor.

Si un proyecto no alcanza la cobertura contractual mínima y debe tomar del Mercado Spot parte de la energía que consume, esa electricidad tendrá un recargo específico. Para los Data Centers, la energía no cubierta se pagará al valor de la energía del período más un 100%, es decir, el doble de ese valor.

Así, por ejemplo, tomando como referencia que el precio monómico del sistema se ubicó en torno a los US$ 160 por MWh en julio de este año, un Data Center sin respaldo contractual hubiese pagado alrededor de US$ 320 por MWh por esa energía. Para los proyectos productivos, entre ellos los grandes desarrollos mineros y los vinculados al oil & gas, el adicional será del 50%: siguiendo el mismo ejemplo, en julio hubiesen pagado una cifra cercana a los US$ 240 por MWh por la energía no cubierta contractualmente.

La penalización es todavía mayor cuando el faltante no es de energía sino de potencia firme. En ese caso, la resolución establece que la potencia no respaldada contractualmente deberá pagar el cargo vigente para Grandes Usuarios incrementado en un 400% para los Data Centers y en un 200% para las XDEM-Producción.

Además, la norma establece un principio especialmente relevante para el funcionamiento del sistema: si existe un déficit de cobertura de potencia, las restricciones operativas recaerán primero sobre la nueva gran demanda antes de afectar al resto de los usuarios del MEM.

, Nicolas Gandini

(DESDE NEUQUÉN) Chevron, la segunda petrolera integrada más grande de Estados Unidos, decidió abrir por primera vez las puertas de sus operaciones para mostrar en detalle sus planes de desarrollo en Vaca Muerta. Tras obtener la concesión no convencional en El Trapial, la compañía norteamericana acelera el ritmo operativo respaldada por una solicitud de adhesión al RIGI por US$ 13.800 millones de inversión en la próxima década .

A 250 kilómetros de Neuquén capital, un aeródromo irrumpe en la estepa patagónica. Un vuelo de 40 minutos desde el Aeropuerto Presidente Perón conecta a la capital provincial con el eje petrolero neuquino que fue emblema en los años 80 y 90. Las cicatrices en la tierra aún dan cuenta de esa historia y, aunque ya casi no hay “guanacos” en ese paisaje desértico que dio origen a Rincón de los Sauces, Vaca Muerta reavivó una promesa que poco a poco empieza a tomar forma.

A los pies del volcán Auca Mahuida aparece la pista de aterrizaje de El Trapial, un área testigo del auge petrolero de finales del siglo pasado y que hoy busca sumar un nuevo capítulo de la mano del shale argentino.

El bloque comprende una superficie de 397 kilómetros cuadrados -casi dos veces la Ciudad Autónoma de Buenos Aires-. Chevron asumió su operación en 1999 tras adquirírsela a San Jorge y, tres años después, alcanzó su apogeo al producir 60.000 barriles diarios. El Trapial Curamched logró por entonces convertirse en el segundo yacimiento más productivo de Argentina. Pero el declino natural no perdonó.

Con una producción convencional actual marginal, Chevron decidió relanzar el bloque extendiéndose hacia la formación Vaca Muerta, donde ya conocía la calidad del recurso. En 2022, la firma reconvirtió el área a Concesión de Explotación No Convencional (CENCH), delimitando El Trapial Este y El Trapial Curamched. En la actualidad, negocia además con la provincia de Neuquén el tercio restante: El Trapial Oeste.

La transformación de Chevron en Argentina

“Chevron es pionera en Vaca Muerta. Hace más de una década que apostamos por este recurso y hoy El Trapial está viviendo una transformación muy importante”, afirmó Ana Simonato, Country Manager de Chevron Argentina, durante el video de bienvenida a la prensa.

Si bien durante estos años la petrolera mantuvo su asociación con YPF en Loma Campana, en 2025 decidió reestructurar sus negocios locales e incluir formalmente a Vaca Muerta dentro de su portfolio global de no convencionales, junto con Permian, Bakken y DJ Basin en Estados Unidos. Bajo este marco incluyó a El Trapial y Narambuena, otro bloque estratégico en el norte neuquino que opera en un 50% junto a YPF.

En marzo, el CEO global de la compañía, Mike Wirth, confirmaba el relanzamiento de las inversiones en el país: “La geología es excelente. El problema histórico de Argentina ha estado sobre la superficie, pero con el gobierno actual esos obstáculos se están abordando de manera sistemática y estamos viendo avances reales”.

El rol del RIGI

En junio pasado, Chevron presentó ante el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) un proyecto para desarrollar El Trapial por US$ 13.800 millones, la solicitud más alta registrada en la provincia detrás de Loma La Lata Oil de YPF.

Desde la compañía explicaron que el foco corporativo estuvo puesto durante años en alcanzar el millón de barriles en la cuenca Permian, relegando en la competencia por capital las oportunidades en Vaca Muerta. Asimismo, reconocen que la mejora en las condiciones políticas y económicas locales resultó determinante para priorizar los activos argentinos.

“Cuando Chevron entra a un país no lo hace pensando en el corto plazo”, señaló Juan Pablo Romanato, Operation Manager de Chevron Argentina. “Obviamente nos sentimos más cómodos cuando hay previsibilidad, ya que siempre buscamos que las condiciones se mantengan en el tiempo. Eso incluye políticas de libre mercado, respeto por los precios internacionales del crudo y un escenario regulatorio estable”, afirmó.

Si bien la petrolera mantuvo presencia ininterrumpida desde los 90, desde la firma aseguran que el Decreto 929/13 de Promoción de Hidrocarburos fue clave para sostener la operación: “Ahora el RIGI nos otorga esa previsibilidad proyectada a 30 años”, explicaron.

Bajo este marco, Chevron aceleró las tareas en El Trapial. Actualmente posee 47 pozos activos distribuidos en 12 pads y en agosto sumó un nuevo rig de perforación, mientras aguarda la aprobación formal del RIGI para desplegar su plan integral: triplicar la producción hacia 2035.

El trabajo no se limita a la perforación: en paralelo, la compañía avanzó en la renovación de sus facilities para separación y tratamiento de gas, almacenamiento de crudo y sistemas de evacuación. Para el gas, una conexión con el gasoducto Vaca Muerta Norte de TGS permite evacuar producción hacia Tratayén. En cuanto al crudo, Chevron forma parte de la sociedad VMOS, donde contrató el 12% de la capacidad para evacuar hasta 66.000 barriles diarios considerando el crecimiento proyectado en el área.

Aun así, la empresa prefiere mantener en reserva el detalle fino de sus proyecciones operativas mientras ultima las definiciones del proyecto bajo el RIGI: “Estamos conversando con el Gobierno nacional y vamos a cumplir con lo que se requiera pensando en un proyecto exportador. Mientras tanto, estamos listos para que el gas y el petróleo lleguen al mercado”, concluyó Ricardo Seeber, gerente de Relaciones Gubernamentales de Chevron.

, Laura Hevia

El gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, eligió a su contendiente para las elecciones del 2027. En una semana cargada de mensajes políticos, el mandatario subió al ring al peronismo de la provincia, al que cuestionó por no haber acompañado en la Legislatura el acuerdo con Oldelval para la construcción del oleoducto Duplicar Norte.

«Votaron en contra de que 600 rionegrinos tengan trabajo y de reparar las rutas 22 y 151», afirmó el mandatario, quien se hará de casi 5 millones de dólares, a través de esa ley, para iniciar las tareas de reparación de ambas trazas nacionales.

«Tres empanadas», le contestó el diputado Leandro García, quien justificó la decisión del bloque en que el traspaso de rutas que se acordó con el gobierno de Javier Milei no contempló la transferencia del dinero que mensualmente recauda Nación por el Impuesto a los Combustibles.

El peronismo de Río Negro tuvo una buena cuota de protagonismo esta semana. El highlight fue la visita de la candidata a gobernadora e intendenta de General Roca, María Emilia Soria, al vicegobernador Pedro Pesatti en su despacho de Viedma.

«Dos horas y un poquito más», dijo el dirigente que se extendió la charla entre ambos, donde compartieron su visión para la provincia y, al parecer, las diferencias con la gestión a la que Pesatti aún pertenece, pero de la que está distanciado desde el año pasado.

Según se difundió, plantearon en el encuentro la necesidad de que los proyectos exportadores como VMOS y Argentina LNG generen empleo, «para que una vez que pase el furor de la obra civil no llegue el dolor de la expectativa frustrada».

La unidad entre Soria y Pesatti encendió alarmas en la medida en que la candidata empieza a verse competitiva para la elección del año que viene. Y el vicegobernador, a quien el oficialismo le truncó en 2025 la intención de ser candidato a senador por exceso de peronismo, mantiene una buena imagen. 

El escenario para la gobernación, por ahora, se anticipa «de tercios» entre el PJ, Juntos Somos Río Negro y La Libertad Avanza, estos últimos sin candidato aún anunciado. Weretilneck quiere y puede, claro, pero mandarán las encuestas.

Soria, mientras tanto, cosecha. El viernes se cumplieron 15 años del triunfo como gobernador de su padre Carlos Soria y lo recordó con una imagen de la tapa del diario que informó su victoria. «Hay fotos que cuentan una historia. Y hay historias que merecen volver a contarse», sugirió.

Cisma neuquino

En Neuquén, nada más lejos de un peronismo competitivo. La denuncia por violencia de género contra el presidente del PJ provincial e intendente de Vista Alegre, José «El Turco» Asaad, devolvió esta semana al partido a la zozobra institucional.

Si el año pasado había quedado acéfalo tras la renuncia de Darío Martínez a la conducción, poco antes de las elecciones legislativas nacionales, las internas que se hicieron en abril pasado apuntaban a normalizar el funcionamiento del segundo sello con mayor cantidad de afiliados de la provincia.

Pero el triunfo de Asaad, un dirigente alineado con el peronismo afín a Rolando Figueroa, no pudo ser completo. Se quedó con la mayoría en el Consejo Provincial, pero el sector del histórico referente Oscar Parrilli obtuvo mayoría en el Congreso y rápidamente comenzó a extender su influencia sobre los demás órganos partidarios.

Ahora, la situación judicial de Asaad terminó de revolver las aguas.

Los consejeros de la facción parrillista, identificada bajo la agrupación Peronismo para la Victoria, realizaron una reunión el martes a la tarde en la que solicitaron la licencia del dirigente y designaron a la vicepresidenta, Anahí Valdez, como reemplazante. Un día después, los consejeros del Peronismo Territorial -la facción «rolista»- hicieron otra convocatoria en la que decidieron la suspensión preventiva de Asaad, la elección del vicepresidente segundo, Lucas Riquelme, como presidente a cargo y la intervención del Tribunal de Disciplina. «Es todo un tema», como definió un protagonista.

La sucesión temporal de Asaad va camino a ser judicializada y el peronismo neuquino pierde el tiempo que no tiene para definir su estrategia electoral del 2027. «Mientras nosotros seguimos mirando los papeles, Rolo nos pone candidatos en todos los pueblos», cuestionaron desde el sector de Parrilli.

Es el que puja porque el peronismo tenga boleta propia en las elecciones del año que viene, mientras el de Asaad, o lo que queda de él, auspicia que el PJ no lleve candidatos si es que no puede ser colectora de Figueroa. Ninguno de los dos espacios alcanza por sí solo los dos tercios que harán falta en el Congreso Provincial para imponer la estrategia.

, Andrea Durán

Budapest, Hungría – Europa atraviesa una nueva escalada de tensión con Rusia. Ataques cada vez más próximos a las fronteras de la OTAN e incursiones de drones llevaron a varios países europeos a reforzar sus sistemas de defensa y revisar sus protocolos ante una eventual extensión del conflicto más allá de Ucrania. La infraestructura energética figura entre los principales objetivos militares, lo que le suma presión a los precios. El propio Donald Trump aseguró que el aumento del diésel no tiene relación con la guerra contra Irán sino con el conflicto europeo.

La posibilidad de una guerra abierta entre Rusia y la OTAN no aparece hoy como el escenario más probable entre las fuentes consultadas por EconoJournal. El riesgo inmediato se encuentra en una zona más difícil de delimitar: operaciones híbridas, violaciones del espacio aéreo, ciberataques, sabotajes y posibles incidentes capaces de desencadenar una escalada no intencionada. Esta zona gris dificultaría la respuesta de la OTAN ante un posible ataque. Péter Tálas, investigador del Instituto John Lukács de Hungría y experto en política de seguridad de Europa Central, explica la situación a partir de la convergencia de cuatro procesos.

El primero es la intensificación de la campaña aérea de Rusia contra Ucrania, con oleadas cada vez mayores de drones y misiles dirigidos contra infraestructura energética, de transporte y otras instalaciones civiles. A esto se suman los ataques contra objetivos en el oeste ucraniano y próximos a la frontera polaca, que aumentan “el riesgo de que drones o misiles penetren en el espacio aéreo de la OTAN”.

El tercer elemento es tecnológico. “Están apareciendo sistemas más económicos que pueden utilizarse en mayor número y que, en algunos casos, resultan más difíciles de detectar”, explicó Tálas. Pero es el cuarto factor el que considera políticamente más importante: la actividad híbrida rusa fuera de Ucrania se volvió más visible y audaz.

¿Qué está sucediendo en Europa?

Uno de los episodios recientes más significativos ocurrió el 4 de agosto en el aeropuerto de Leipzig/Halle, Alemania, donde fueron encontrados drones cargados con explosivos. El 1° de septiembre, el gobierno alemán atribuyó oficialmente el intento de ataque a Rusia. Posteriormente, la Unión Europea señaló que el objetivo eran aviones de carga vinculados con el suministro a Ucrania y que el material utilizado era de grado militar.

La tensión también comenzó a sentirse sobre la frontera oriental de la OTAN. El 13 de septiembre, un dron ruso alcanzó un tren en territorio ucraniano, cerca de Yahodyn y de la frontera con Polonia. Otro ataque impactó en las proximidades de una estación de servicio, a unos dos kilómetros del territorio polaco.

Donald Tusk, primer ministro polaco, reforzó entonces la protección de los pasos fronterizos y, ante posteriores oleadas de ataques rusos contra Ucrania, Varsovia activó operaciones de aviación militar y puso en máxima disponibilidad sus sistemas terrestres de defensa aérea y radar.

El 16 de septiembre, la Unión Europea llevó esa preocupación al Foro de Cooperación en materia de Seguridad de la OSCE. Allí sostuvo que desde 2022 observa campañas híbridas rusas “persistentes, coordinadas y prolongadas” y advirtió que los actos de sabotaje, las disrupciones de infraestructura crítica y las operaciones de manipulación e injerencia se volvieron “cada vez más frecuentes y audaces”.

Moscú rechaza estas acusaciones. El presidente ruso, Vladimir Putin, negó reiteradamente durante septiembre que Rusia tenga planes de atacar a Europa y acusó a los gobiernos europeos de utilizar esa amenaza para justificar el rearme del continente.

Vale la pena recordar que el 20 de septiembre, Ucrania lanzó el mayor ataque con drones reportado hasta ahora contra la región de Moscú. Parte de los drones alcanzaron la principal refinería de la capital rusa, paralizado una parte importante de la capacidad de refinación de petróleo del país, según Reuters. Analistas creen que Rusia podría ordenar ataques híbridos como un mensaje disuasorio a Europa, teniendo en cuenta que una acción ucraniana a tal escala sólo es posible gracias al apoyo económico y militar europeo.

Ataques híbridos: la nueva amenaza

¿Cuán factible es entonces un ataque ruso directo contra un país de la OTAN? Tálas considera improbable, en las condiciones actuales, un ataque deliberado y a gran escala contra territorio de la Alianza. “El entorno de seguridad se ha deteriorado, pero un deterioro de la seguridad no equivale a una guerra inminente”, explicó.

Para el especialista, es necesario diferenciar entre la propagación accidental de la guerra, las amenazas híbridas y un ataque militar directo. Los riesgos asociados a los dos primeros escenarios aumentaron, mientras que la probabilidad del tercero continúa siendo considerablemente menor.

Incluso una eventual incursión de un dron o misil ruso en territorio de un país miembro no implicaría automáticamente la activación del Artículo 5 de la OTAN, que obliga a la defensa mutua de los países miembros. Según explicó Tálas, primero debería determinarse si se trató de un accidente, un fallo técnico, una provocación o un ataque deliberado. Ante un incidente grave, el país afectado podría solicitar consultas bajo el Artículo 4, mientras que el Artículo 5 cobraría relevancia si los aliados determinaran que se trató de un ataque armado.

“El peligro más probable hoy en día no es una invasión rusa de Hungría, sino las operaciones híbridas, las violaciones del espacio aéreo y una escalada no intencionada”, afirmó. Refinerías, complejos petroquímicos y plantas nucleares aparecen entre los principales objetivos.

El Parlamento Europeo incluye dentro de estas amenazas desde incursiones de drones y violaciones del espacio aéreo hasta sabotajes contra infraestructura crítica y cables submarinos, ciberataques, incendios provocados, operaciones de desinformación e instrumentalización de flujos migratorios.

Para Hungría, país que comparte unos 137 kilómetros de frontera con Ucrania, uno de los puntos particularmente sensibles es la infraestructura energética.

El país continúa dependiendo en gran medida del oleoducto Druzhba para abastecerse de petróleo ruso. En gas, tras el fin del tránsito ruso a través de Ucrania en 2025, TurkStream se convirtió en la principal ruta de llegada del gas ruso por gasoducto.

Por eso, una interrupción prolongada de estas infraestructuras podría tener consecuencias directas. “Una interrupción de unos pocos días o semanas sería manejable; sin embargo, una interrupción que se prolongara durante varios meses y afectara simultáneamente a diversas rutas de suministro tendría graves consecuencias económicas y repercusiones en los precios”, explicó Tálas.

“No sentimos que vivamos en época de guerra”

Mientras los gobiernos europeos refuerzan sus defensas y los especialistas advierten sobre un deterioro del escenario de seguridad, en las calles de Budapest la guerra todavía parece lejana.

“Nada cambia, pero psicológicamente nos afecta. No sentimos que vivamos en época de guerra, aunque sí sabemos lo que está sucediendo”, cuenta Eva, una profesora de inglés jubilada de 72 años que vive en la capital húngara.

La guerra está presente en su relato, aunque no necesariamente en su vida cotidiana. Al comienzo de la invasión, recuerda, la preocupación se concentraba especialmente en la minoría húngara que vive del otro lado de la frontera. En las estaciones de tren, vecinos reunían alimentos, mantas y ropa para las familias que llegaban desde Ucrania. “Al principio nos preocupábamos por los húngaros de allí”, recuerda.

Pero cuatro años después, la percepción parece diferente. Ni Eva ni otros jóvenes consultados por EconoJournal creen que un ataque ruso contra Hungría sea inminente. “Al principio seguía las noticias, pero ahora ya no”, comenta un joven estudiante de periodismo deportivo, quien además afirma que su vida no ha cambiado drásticamente por culpa de la guerra, más allá de la grandes olas migratorias de rusos y ucranianos que llegaron al país.

Respecto del sentimiento popular, Tálas advierte que no existen encuestas recientes que permitan medir cómo los acontecimientos de las últimas semanas modificaron la preocupación de la población. Los estudios anteriores sí muestran un fuerte rechazo a una extensión del conflicto, aunque eso no equivale necesariamente a creer que Rusia vaya a atacar Hungría.

Esa distancia entre prepararse para un riesgo y creer que ese riesgo vaya a materializarse atraviesa hoy buena parte del debate europeo. Mientras los gobiernos refuerzan radares, fronteras, infraestructura crítica y sistemas de defensa, en Budapest la guerra continúa desarrollándose lo suficientemente cerca como para preocupar, pero todavía lo suficientemente lejos como para no alterar la vida cotidiana.

, Carla Mastroianni

KAESER Compresores presentó en la Argentina SIGMA FLEX. Se trata de un modelo operativo que permite a las industrias acceder a una nueva instalación de aire comprimido sin realizar una inversión inicial. El esquema combina una cuota mensual fija con una facturación vinculada a las horas reales de funcionamiento del sistema.

La propuesta busca trasladar parte de la gestión de la infraestructura de aire comprimido desde la industria hacia el proveedor. Bajo este esquema, KAESER se ocupa de la instalación y de la asistencia técnica, mientras que el cliente abona por el servicio de acuerdo con el uso efectivo de los equipos.

La compañía señala que las tarifas fijas permiten una mayor previsibilidad sobre los costos operativos y reducen la exposición a gastos inesperados asociados con tareas de mantenimiento o reparaciones. De esta manera, las empresas pueden proyectar sus costos durante la vigencia del contrato sin tener que afrontar desembolsos vinculados con la renovación o ampliación de los equipos.

“Una industria necesita aire comprimido disponible, eficiente y sin interrupciones; el equipo es el medio para conseguirlo. Con SIGMA FLEX la planta contrata esa disponibilidad y nosotros nos hacemos cargo de la instalación que la sostiene”, explicó Gustavo D’Adamo, gerente general de KAESER Compresores Argentina.

Los atributos del modelo

Uno de los principales atributos del modelo es la posibilidad de adaptar la instalación a la evolución de la demanda. La capacidad del sistema puede modificarse durante la vigencia del contrato ante un incremento de los requerimientos de la planta, mientras que también se contempla la integración de equipos que ya se encuentren instalados en las instalaciones del cliente.

El esquema permite incorporar tecnología de última generación sin que la empresa deba inmovilizar capital en la adquisición de los equipos. En ese sentido, el acceso a instalaciones más eficientes puede contribuir a reducir el consumo energético asociado a la generación de aire comprimido, uno de los principales costos vinculados con la operación de estos sistemas.

El aire comprimido tiene un rol relevante en múltiples actividades industriales, entre ellas la agroindustria, la minería, la industria alimenticia, farmacéutica y automotriz, la metalurgia y los sectores de petróleo y gas. Se utiliza para accionar herramientas, automatizar procesos, transportar materiales y sostener líneas de producción.

Por ese motivo, la disponibilidad del suministro se vincula directamente con la continuidad de las operaciones. El desempeño de una instalación de aire comprimido puede analizarse a partir de variables como el caudal, el consumo energético y los costos de operación, parámetros que también permiten detectar oportunidades de optimización.

Mantenimiento y reparaciones

En el caso de SIGMA FLEX, el mantenimiento y las reparaciones forman parte del servicio contratado. KAESER queda a cargo de la asistencia técnica durante la vigencia del acuerdo, con el objetivo de reducir los riesgos asociados a fallas y paradas de planta.

“Al incluir el servicio técnico, se garantiza que nada falle, que la operación no se detenga. Cada hora de parada tiene un costo, y por eso la continuidad operativa es clave para el cliente y lo confirma al elegir SIGMA FLEX”, sostuvo D’Adamo.

, Redaccion EconoJournal

El Senado sancionó este jueves la ley energética que reagrupa una serie de reformas clave para el funcionamiento operativo y financiero del sector, y que concentró la atención fundamentalmente por la modificación del régimen de zona fría (ver aparte). El texto incluyó también la regularización de las deudas eléctricas con Cammesa, fijó criterios definitivos para el traslado de costos tarifarios en gas y electricidad, prorrogó por 20 años la estabilidad fiscal a las energías renovables y formalizó la derogación de decretos históricos de la actividad hidrocarburífera.

La iniciativa aprobada actuó en los hechos como una mini ley ómnibus de seis capítulos y reflejó los acuerdos políticos trabajados durante meses entre el Poder Ejecutivo y los bloques provinciales para ordenar la coyuntura del sistema energético.

Mediante esta sanción parlamentaria, se busca dar previsibilidad técnica y certidumbre legal a los esquemas de compensación económica, al tiempo que remueve trabas regulatorias y adecua las tarifas a los costos de abastecimiento del mercado mayorista.

Saneamiento en el mercado eléctrico: cómo se cancelarán las deudas con CAMMESA

En lo relativo al saneamiento financiero del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), la norma aborda la cancelación de pasivos para distribuidoras e instrumenta la reestructuración de acreencias en el transporte de jurisdicción federal. La Subsecretaría de Energía Eléctrica será la encargada de determinar los saldos pendientes originados por la congelación de cuadros tarifarios durante las sucesivas emergencias.

La ley estipula que los créditos reconocidos a favor de las distribuidoras «serán acreditados por instrucción del Poder Ejecutivo Nacional ante Cammesa, a los fines de cancelar deudas que las empresas distribuidoras registren por la compra de energía en el MEM«.

Para acceder a este esquema de condonación y compensación contable, las distribuidoras deberán estar al día con sus planes de pago y cumplir con una exigencia legal de rigor, ya que condiciona a «la renuncia a todo reclamo administrativo o judicial contra el Estado Nacional o Cammesa«. Por su parte, el texto aclara que en el caso del transporte de energía eléctrica bajo órbita federal, las compensaciones acumuladas a favor de las transportistas «serán aplicadas exclusivamente al pago de las sanciones por penalidades contractuales» aplicadas por el regulador.

El esquema legislativo extiende una invitación a las provincias y municipios para acordar un trato equivalente con las distribuidoras locales que registren deudas acumuladas por compra de potencia en el mercado mayorista. Cada autoridad local deberá determinar el impacto económico generado por sus normas de emergencia tarifaria para que la Secretaría de Energía coordine el cruce de saldos.

Sin embargo, la ley fija un límite sobre los fondos públicos al advertir que si los créditos reconocidos superan los pasivos contraídos con la administradora, «la diferencia deberá ser asumida por la jurisdicción correspondiente«.

La generación renovable recupera la estabilidad fiscal por 20 años

Para el segmento de energías renovables, la norma extiende de manera considerable los plazos de incentivo fiscal dispuestos originalmente por la Ley 27.191. La nueva ley prorroga la vigencia de los beneficios estipulados en el artículo 17 de dicha norma desde el 31 de diciembre de 2025 hasta el 31 de diciembre de 2045, otorgando un horizonte de estabilidad a la generación limpia por otras dos décadas.

De forma complementaria, la Subsecretaría de Energía Eléctrica quedó facultada para autorizar de manera excepcional la transferencia a terceros de contratos de abastecimiento de energía renovable firmados por entidades públicas. La medida requerirá la demostración de que la cesión del contrato constituye un requisito indispensable para concretar el financiamiento, la obra de infraestructura y la puesta en marcha efectiva del proyecto energético.

En relación con la industria del gas natural, la modificación aprobada en el artículo 38 de la Ley 24.076 ordena al Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad a garantizar el pase directo a tarifa de los costos de producción. Las distribuidoras trasladarán de forma automática los precios surgidos de mecanismos competitivos de compra, alineando la comercialización de gas de red con las pautas de oferta y demanda libre.

En cuanto al sector petrolero, el texto sancionado deroga de manera definitiva el Decreto 277/2022, marco que regulaba el acceso a divisas para la producción incremental de hidrocarburos. También queda derogado el Decreto 929/2013, conocido como «decreto Chevron», y los artículos correspondientes de la Ley 27.007. La ley aclara que las empresas mantendrán la vigencia de los derechos adquiridos bajo dichos regímenes hasta el cumplimiento de sus plazos originales.

Finalmente, para el sostenimiento del Fondo Fiduciario para Subsidios de Consumos de Gas, la ley fija un recargo máximo del 7,5% sobre el precio del fluido en el punto de ingreso al sistema de transporte. De dicho esquema quedan expresamente exentas las exportaciones de gas natural y gas natural licuado (GNL), como así también los volúmenes inyectados al sistema de transporte nacional que provengan de la importación y regasificación de GNL.

, Ignacio Ortiz

La Empresa Neuquina de Servicios de Ingeniería (ENSI), propiedad de la provincia de Neuquén y de la Comisión Nacional de Energía Atómica, decidió el año pasado poner en venta un stock de 6,2 toneladas de agua pesada que no estaba en condiciones de ser utilizada por las tres centrales nucleares de potencia que tiene el país. Once compañías extranjeras participaron de la compulsa. La china Wuhan Spectra fue la que más ofertó en cinco de los ocho lotes y en los tres lotes restantes la mejor oferta la hizo la alemana Merk. Según reveló C5N el miércoles, la exportación de parte de ese stock se terminó concretando recién esta semana. Unas 3,5 toneladas deberían haber partido hacia China, pero lo hicieron a los Estados Unidos. ¿Qué pasó en el medio?

Fuentes oficiales y privadas confirmaron a EconoJournal que el Ministerio de Defensa, cuando todavía estaba comandado por Luis Petri, fue quien vetó la venta de agua pesada a China. Para hacerlo hizo valer el decreto 603/92 que fija el régimen de control de las exportaciones sensitivas y de material bélico.

El motivo central por el cual se frena una exportación bajo este decreto es el riesgo de proliferación nuclear. Es decir, la sospecha o el peligro de que los materiales, equipos o la tecnología exportada terminen usándose para fabricar armas de destrucción masiva en lugar de aplicarse a fines médicos, científicos o energéticos pacíficos.

Toda esta información no fue explicitada este jueves por la “Oficina de Respuesta Oficial” cuando salió al cruce en la red social X del periodista Alejandro Bercovich, quien reveló en C5N que se estaba exportando agua pesada a Estados Unidos y calificó el hecho como “otro mimo para Trump de un Milei entregado”. “La exportación que menciona, unas 3,56 toneladas de agua pesada de grado no nuclear, es una venta que se realizó mediante una compulsa internacional de precios por la Empresa Neuquina de Servicios de Ingeniería (ENSI), hace más de un año, y los lotes fueron adjudicados a empresas tanto de Estados Unidos como de Alemania, que presentaron las mejores ofertas”, señaló la cuenta oficial.

El veto a Huwan Spectra se manejó con reserva, pero EconoJournal accedió a un informe de aquel proceso de venta donde queda claro que la firma china realizó la mejor oferta en cinco de los ocho lotes de agua pesada por un total de US$ 2.201.825. Los otros tres se los quedó Merk al comprometer US$ 1.775.571. ENSI iba a recibir de chinos y alemanes un total de US$ 3.957.396, pero la estadounidense Cambridge Isotope Laboratories (CIL), que había entrado tercera al podio, se terminó quedando con parte de ese stock al desplazar a Huwan.

¿Veto por riesgo nuclear o alineamiento estratégico?

Las fuentes del sector nuclear consultadas por EconoJournal aseguraron que la causa que llevó al veto a China hay que buscarla más por el lado del alineamiento político con Estados Unidos que por el riesgo de que esa agua pesada terminara contribuyendo con la fabricación de un arma nuclear. De hecho, en los últimos meses hubo varias decisiones de Milei que perjudicaron a empresas chinas.

En los pliegos de la nueva concesión de la Hidrovía conocidos en diciembre se estableció que no podían participar personas jurídicas controladas directa o indirectamente por Estados soberanos o agencias estatales. Eso dejó afuera a CCCC Shanghai Dredging, empresa estatal china que había mostrado interés en la concesión.

En febrero Argentina y EE.UU. acordaron profundizar la cooperación sobre minerales críticos como litio y cobre. El canciller Pablo Quirno sostuvo que el acuerdo no excluye formalmente a China, pero sí establece una orientación hacia EE.UU. y sus socios frente a economías consideradas capaces de “manipular” los mercados.

En agosto, el Gobierno aprobó el pliego para la ampliación del sistema de transporte eléctrico AMBA I y el esquema volvió a restringir la participación de empresas controladas por Estados extranjeros, lo que afectó particularmente a PowerChina.  

También quedó frenado el proyecto China-Argentina Radio Telescope (CART) después de que en junio de 2025 venciera el convenio entre las instituciones argentinas y chinas y el gobierno no lo renovara. Por último, se podrían sumar al listado las presiones del embajador estadounidense Peter Lamelas para que la pyme CALF no contrate a la china Huawei frente a la pasividad del gobierno nacional.   

La venta del stock de agua pesada de ENSI puede escribirse en esa serie, aunque es un negocio muy marginal. De hecho, la mayor oferta por el total de los lotes la había realizado la china Huwan Spectra y eran apenas 3,8 millones de dólares. No obstante, la intervención oficial hizo que lo que iba a ir para China terminara quedando en manos de la estadounidense CIL, que se había ubicado tercera en la compulsa, detrás de Huwan y Merk.  

Ahora bien, ¿puede que haya habido efectivamente un riesgo asociado a la exportación de esa agua pesada a China y que la decisión no haya obedecido a las presiones de Estados Unidos? Para responder a esa pregunta es necesario explicar qué es el agua pesada y qué función cumple en la industria nuclear.

¿Qué es el agua pesada?

Cuando dos átomos de deuterio se combinan con un átomo de oxígeno forman agua pesada (D₂O). Es, en esencia, agua cuyas moléculas contienen deuterio en lugar del hidrógeno común. Se llama “pesada” porque el deuterio hace que cada molécula pese más que una molécula de agua convencional.

El agua pesada tiene una propiedad particularmente importante en la industria nuclear: puede utilizarse como moderador en determinados tipos de reactores, donde ayuda a controlar los neutrones producidos durante la fisión. Por eso es un material sujeto a controles internacionales de no proliferación.

¿Qué significa exactamente que puede utilizarse como moderador? En un reactor nuclear, la fisión libera neutrones muy rápidos. Para que puedan provocar nuevas fisiones de manera eficiente en determinados reactores, hay que reducir su velocidad. Ahí entra el agua pesada: actúa como moderador, porque los átomos de deuterio frenan esos neutrones al interactuar con ellos. Así se consigue que los neutrones sean más eficaces para mantener la reacción en cadena. Es decir, no significa que controle la potencia del reactor como un regulador, sino que modera —desacelera— los neutrones.

Su relevancia para la proliferación está en que permite operar determinados reactores con uranio natural, y esos reactores pueden producir plutonio. De hecho, el Departamento de Defensa de EE.UU. señala que los reactores de agua pesada son particularmente aptos para producir plutonio para armas.

El problema es que esta agua pesada estaba “fuera de especificación”. Tenía una concentración de D₂O demasiado baja y eso afectaba su utilidad como moderador. Por eso ENSI no le vendió esa agua pesada a Nucleoeléctrica Argentina para Atucha I, Atucha II o Embalse.

¿Si no servía como moderador de un reactor nuclear por qué se vetó su exportación a China haciendo valer el decreto 603/1992? Los expertos consultados coincidieron en señalar que “fuera de especificación” no equivale automáticamente a que resulte inútil para cualquier aplicación nuclear, pero tampoco permite concluir que tenga utilidad bélica. Depende de qué parámetro hizo que quedara fuera de especificación y en qué concentración de D₂O quedó.

El lote 1 tenía una concentración de deuterio de 99,88 y el lote 2 de 99,39. Fuentes del sector remarcaron a EconoJournal que para que sirva como moderador de los reactores nucleares que opera Nucleoeléctrica debe tener 99,95. Sin embargo, la India, por ejemplo, informa actualmente un grado nuclear de 99,82–99,91% y CNEA acaba de utilizar en el RA-10 agua pesada de grado reactor con una concentración de 99,86. Además, agua pesada con concentraciones de deuterio de 99,39 o 98,38, como la que tenían los lotes 2 y 3 también puede ser considerada un material sensible. No obstante, nada de eso prueba que la china Huwan Spectra fuera hacer con el agua pesada algo diferente de lo que ahora hará la estadounidense CIL.

, Fernando Krakowiak

La Libertad Avanza consiguió este jueves los votos para aprobar la ley que modifica el régimen de Zona Fría y retrotrae el alcance de los subsidios al gas a la Patagonia, Malargüe y la Puna. La senadora Julieta Corroza de La Neuquinidad apoyó la sanción, tras el compromiso del gobierno nacional a Rolando Figueroa de que se mantendrá para los usuarios de la región el descuento del 50% sobre la tarifa.

Lo mismo hizo Edith Terenzi, representante del gobernador de Chubut, Ignacio «Nacho» Torres, y legisladores del norte del país, quienes recibieron la promesa de sancionar una resolución para establecer «zonas cálidas» que subsidien el consumo eléctrico.

El debate fue prácticamente exprés y se dio en un contexto de ajustado quórum que flaqueó por momentos. Fue porque, tras la aprobación de la reforma del Banco Central, el bloque kirchnerista se retiró del recinto para no avalar el tratamiento de la ley de Zona Fría.

La media sanción que había llegado de la Cámara de Diputados en mayo finalmente se ratificó en el Senado con 38 votos a favor, 8 en contra y ninguna abstención.

La senadora de Salta, Flavia Royon, actuó como miembro informante del proyecto y reconoció que «no es popular, pero introduce equidad». Defendió que el esquema de subsidios al gas debe tender hacia un sistema focalizado.

«Por un criterio fiscal, comparto que los subsidios dejen de ser generalizados solamente por zona geográfica para que lleguen a quienes realmente los necesitan», planteó.

Usuarios adentro y los que quedan afuera

El régimen de Zona Fría se creó originalmente en 2002 para subvencionar a usuarios residenciales de las regiones con mayor severidad climática del país como la Patagonia, Malargüe y la Puna.

Pero en el 2021, el Congreso amplió su alcance y extendió los beneficios del régimen 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.

La reforma devuelve el espíritu inicial del esquema, eliminando esa ampliación hacia zonas «templadas», pero conservando el subsidio a unos 940.000 usuarios del país que, por la quita del subsidio sobre el cargo fijo y el transporte, igualmente tendrán aumentos en sus boletas.

Con esta ley, los subsidios ya no se aplicarán sobre la totalidad de la factura, sino solamente sobre uno de los tres componentes que la integran como es el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST).

Como publicó EconoJournal, según estimaron especialistas, en provincias como Neuquén el aumento promedio podría ubicarse en torno al 20% de la factura final residencial.

En regiones con mayor severidad climática y menor densidad poblacional, como Tierra del Fuego o el sur de Santa Cruz, el impacto podría ser todavía mayor y trepar hasta niveles cercanos al 30%.

Royon detalló que son 3.360.000 los usuarios de la llamada Zona Fría «ampliada» del 2021 que ahora quedarán afuera del régimen, pero pasarán al esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).

Y planteó que aún hay «6 millones que dependen de las garrafas». «Este proyecto no lo toca, pero me parece importante poner estos números en contexto para dimensionar quién está recibiendo el subsidio», apuntó.

Porcentaje discrecional

El punto de conflicto que tenía Neuquén con la ley era con el artículo 2° del proyecto que ya no especifica el porcentaje de subsidio del 50% para la Patagonia.

En cambio, 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». 

Si bien el gobierno de Rolando Figueroa había planteado su disconformidad con esta herramienta de discrecionalidad para el gobierno nacional, finalmente aportó su voto para la sanción sin cambios que pretendía el oficialismo.

Corroza garantizó el quórum en la sesión de este jueves, además del voto positivo que fue en general y en particular en un mismo acto a pedido de la jefa de la bancada de La Libertad Avanza, Patricia Bullrich.

Hubo un intento del santacruceño José María Carambia para solicitar un cuarto intermedio y obligar al oficialismo a revisar el dictamen, pero finalmente no prosperó.

Además de la bancada libertaria, apoyaron ley el PRO, Convicción Federal y aliados dialoguistas como Flavia Royon de Salta, Beatriz Ávila de Tucumán, Carlos Arce y Sonia Rojas Decut de Misiones, Carlos «Camau» Espínola de Corrientes, Edith Terenzi de Chubut y Julieta Corroza de Neuquén. De la UCR dieron su voto a favor Eduardo Vischi, Mercedes Valenzuela, Silvana Schneider y Flavio Fama.

En contra lo hicieron Maximiliano Abad, Carolina Losada, Eduardo Galaretto, Daniel Kroneberger, Mariana Juri y Rodolfo Suárez. El exgobernador de Mendoza había anticipado esta tarde en sus redes socials su voto negativo y recordó que, en el 2021, fue uno de los que trabajó para ampliar las zonas incluidas en el régimen de subsidios.

También se opusieron a la sanción Natalia Gadano y José María Carambia de Santa Cruz.

Zonas Cálidas será una resolución

La senadora Flavia Royon explicó en la sesión que los más de 3 millones de usuarios que saldrán del régimen de Zona Fría aprobado en la ampliación del 2021 pasarán al esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).

Y dijo que los beneficios ya no serán con un criterio de zona geográfica sino «de nivel socioeconómico y consumo indispensable».

En cuanto a la creación del llamado régimen de Zonas Cálidas, que fue una prenda de negociación del gobierno de Javier Milei para obtener el apoyo de los gobernadores del Norte Grande, la senadora indicó que «no va a ser con una ley, va a ser un proyecto de resolución».

«Y van a ser solamente para familias con ingresos menores a 4,8 millones de pesos, no para todos», añadió.

, Andrea Durán

Raízen —licenciataria de la marca Shell—, Axion Energy y Puma aumentaron en las últimas horas hasta un 5% el precio del gasoil y alrededor de un 2,5% el de las naftas, lo que arroja una suba promedio cercana al 3% en los surtidores. El movimiento busca absorber, al menos parcialmente, el fuerte incremento de los costos de reposición que enfrentan las refinadoras por la disparada de los combustibles a nivel internacional. YPF, que concentra cerca del 55% del mercado, aún no definió si acompañará la suba.

El principal problema para las compañías está hoy en el gasoil, cuyo precio internacional se disparó por las crecientes restricciones en la capacidad global de refinación, aunque también incide la nueva escalada del petróleo que volvió a superar la barrera de los US$ 100 por barril.

El mercado mundial de diésel atraviesa una situación particularmente crítica. Los ataques ucranianos sobre refinerías rusas y las interrupciones en el suministro y transporte de combustibles en Medio Oriente redujeron la disponibilidad del producto, mientras buena parte de la capacidad de refinación global opera prácticamente al límite. Esa combinación llevó al precio internacional del diésel a niveles récord.

Qué hará YPF

Ahora resta saber qué hará YPF. A comienzos de abril, Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, anunció la puesta en marcha de un esquema de compensación —un “buffer” o mecanismo amortiguador— destinado a evitar que la escalada internacional del petróleo se trasladara de manera inmediata y completa a los surtidores.

El mecanismo, que EconoJournal explicó en detalle el 2 de abril, permitió que productores y refinadores administraran temporalmente las diferencias entre el precio interno y las referencias internacionales. La premisa era que la brecha acumulada pudiera recuperarse más adelante, una vez que el petróleo retornara a valores más cercanos a los US$ 80 por barril.

Sin embargo, la decisión de las compañías privadas de volver a aumentar los combustibles tras varios meses de relativa estabilidad deja en claro que para las refinadoras ya no existe certeza de que el precio internacional del petróleo vaya a regresar rápidamente a valores cercanos a los US$ 70 u 80 por barril.

En una de las tres compañías que aplicaron aumentos explicaron a EconoJournal que los reportes internacionales con los que trabaja la empresa proyectan que el petróleo podría mantenerse por encima de los US$ 85 por barril hasta mediados de 2027.

Esa perspectiva modifica la lógica con la que originalmente fue diseñado el buffer. El mecanismo suponía absorber temporalmente una coyuntura excepcional para recuperar posteriormente los márgenes cuando se normalizara el mercado internacional. Si los precios elevados se prolongan durante varios meses, la capacidad de las refinadoras para continuar acumulando esa diferencia se reduce.

A eso se suma la presión que existe sobre el costo de adquisición del petróleo. Las refinadoras locales compran el crudo tomando como referencia la paridad de exportación del Brent. Con un Brent en torno a los US$ 100 por barril, esa referencia se ubica cerca de los US$ 92 una vez descontado el impacto de las retenciones a la exportación del 8%.

La ecuación se vuelve todavía más exigente porque la paridad de exportación no siempre constituye el techo efectivo del precio. El Medanito, un crudo liviano y de alta calidad producido principalmente en Vaca Muerta, está recibiendo en determinadas operaciones un premio por encima del Brent por sus características y por las condiciones del mercado internacional. Ese diferencial encarece todavía más el abastecimiento para las refinadoras que necesitan comprar petróleo a terceros.

Frente a ese escenario, entre algunas refinadoras se exploró incluso la posibilidad de alcanzar una suerte de acuerdo privado con los productores de crudo no integrados, con el objetivo de administrar temporalmente el impacto de la escalada internacional.

Entre esos productores figuran compañías como Pluspetrol, Vista, Tecpetrol, Chevron y CGC, entre otros actores relevantes del upstream. Sin embargo, la iniciativa ni siquiera llegó a convertirse en una negociación formal. Fue apenas un intento germinal que no avanzó frente a la negativa de las compañías productoras a convalidar un mecanismo de ese tipo.

El problema es particularmente sensible en el gasoil. Fuentes del mercado de combustibles señalaron a EconoJournal que, incluso después del aumento aplicado esta semana, el precio doméstico continúa entre un 15% y un 25% por debajo de la paridad de importación, según las estimaciones de las distintas compañías privadas.

En otras palabras, la corrección de hasta 5% aplicada en surtidor está lejos de cerrar la brecha generada por el salto del precio internacional del diésel.

La mirada del Gobierno

En el equipo económico existió comprensión frente a la decisión de las petroleras privadas. El mensaje transmitido desde el Ministerio de Economía fue que el escenario internacional se volvió a complicar en las últimas semanas y que, con los actuales niveles del petróleo y especialmente del gasoil, resulta cada vez más difícil sostener prácticamente congelados los precios internos.

Al mismo tiempo, en el Gobierno existe preocupación por el impacto que una nueva ronda de aumentos de combustibles pueda tener sobre la inflación, el principal indicador sobre el cual la administración de Javier Milei articula buena parte de su narrativa económica y política.

No obstante, consideran que el efecto directo e indirecto de esta corrección sobre el índice de precios sería acotado. Estimaciones que manejan en el sector indican que por cada 10% de aumento en los precios de los combustibles, el impacto total sobre el IPC ronda los 0,4 puntos porcentuales.

Bajo esa relación, un incremento promedio cercano al 3% como el registrado esta semana tendría una incidencia del orden de 0,1 a 0,15 puntos porcentuales sobre el IPC, aunque el impacto efectivo dependerá también del momento y la velocidad con que las nuevas pizarras se trasladen al resto de la economía.

, Nicolas Gandini

La generadora PCR firmó un contrato de suministro de energía renovable con el Parque Empresarial Austral, el hub de innovación, tecnología y negocios de la Universidad Austral. Mediante este entendimiento, abastecerá el 75% de la demanda eléctrica del predio con energía eólica generada por la reciente ampliación del Parque Eólico Mataco–San Jorge y por el Parque Eólico Vivoratá, que forman parte del conjunto generador Luz de Tres Picos.

El acuerdo comenzó a regir el 1 de agosto de 2026 y tendrá una vigencia de un año, hasta julio de 2027. El suministro contempla una energía contratada de 600 MWh anuales y permitirá al Parque Empresarial Austral avanzar en sus objetivos de sostenibilidad mediante el abastecimiento con energía de origen renovable.

Este nuevo contrato reafirma el compromiso de PCR de acompañar a empresas e industrias en sus procesos de descarbonización, ofreciendo soluciones energéticas que contribuyen a reducir la huella de carbono y a promover una matriz energética más limpia y eficiente.

El acuerdo se concreta bajo el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), un régimen que permite a los grandes usuarios del sistema eléctrico contratar directamente su provisión de energía limpia con generadores privados, sin intermediación estatal.

A través de este mecanismo, las empresas pueden fijar condiciones contractuales a medida, asegurar el abastecimiento de fuentes eólicas o solares para cumplir con los objetivos de la Ley 27.191 y avanzar de forma directa en sus metas corporativas de descarbonización.

Capacidad instalada e inversiones en infraestructura eólica

A fines de julio, con una inversión de US$ 55 millones, PCR puso en marcha la ampliación del Parque Eólico Mataco–San Jorge, ubicado en el partido de Tornquist, provincia de Buenos Aires. El proyecto incorporó seis nuevos aerogeneradores Vestas de 6,2 MW de potencia unitaria, que adicionan 37,2 MW al parque.

De esta manera, Mataco–San Jorge alcanzó 276,6 MW de potencia, consolidándose como el complejo eólico de mayor capacidad instalada de la provincia de Buenos Aires y uno de los principales desarrollos de generación renovable del país. Hoy genera energía renovable suficiente para abastecer el consumo de más de 340.000 hogares y evita la emisión de cerca de 480.000 toneladas de CO₂ por año.

PCR opera actualmente cuatro complejos eólicos con una capacidad instalada total de 582 MW, entre los que se encuentra el primer parque híbrido (eólico-solar) de la Argentina. Asimismo, la compañía avanza en la construcción del Parque Eólico Olavarría en alianza con ArcelorMittal Acindar, que ampliará su capacidad de generación renovable en 185,6 MW y reafirma su estrategia de crecimiento en el sector.

«En PCR trabajamos para que cada vez más empresas puedan avanzar en sus objetivos de sostenibilidad a través del acceso a energía renovable. Este acuerdo con Parque Empresarial Austral refleja el acompañamiento a nuestros clientes en sus procesos de descarbonización, con soluciones energéticas confiables que generan valor para su operación y el ambiente«, señaló Ariel Costanzo, director de Energías Renovables de PCR.

Por su parte, Belén Aliciardi, líder de ESG de Parque Empresarial Austral, señaló que la institución entiende «la sostenibilidad como una dimensión estratégica de la gestión y como un factor cada vez más relevante para la competitividad de las empresas».

, Redacción EconoJournal

El crecimiento de Vaca Muerta y la transformación del mapa energético argentino están generando nuevas oportunidades de inversión y negocios para la Patagonia. Pero al mismo tiempo, la mayor escala y complejidad de los proyectos energéticos plantea desafíos para las empresas en materia de integridad, gestión de riesgos, ciberseguridad, inteligencia artificial y transparencia en las cadenas de valor.

Sobre ese escenario se desarrollará el 4° Congreso Patagónico de Ética y Compliance, que tendrá lugar el miércoles 30 de septiembre en el Auditorio del Museo Nacional de Bellas Artes (MNBA) de Neuquén. La jornada es organizada por Fundación Potenciar junto con la Asociación Argentina de Ética y Compliance (AAEC) y reunirá a CEOs, líderes empresariales y referentes de Compliance, Legales y RSE.

El encuentro busca abordar el compliance desde una perspectiva vinculada con los desafíos concretos que atraviesan actualmente las organizaciones, en una región que se encuentra en plena transformación a partir del desarrollo de Vaca Muerta, las nuevas inversiones energéticas y la proyección exportadora.

Seis paneles sobre los nuevos desafíos empresariales

La jornada estará organizada en dos bloques y contará con seis paneles. El primero comenzará con “Liderando con integridad” y continuará con “Compliance, Inteligencia Artificial y Ciberseguridad”, dos temas centrales para las compañías frente a la transformación digital y la incorporación de nuevas tecnologías.

Luego de un espacio de networking, el segundo bloque abordará “Negocios sustentables”, “Integridad en la Cadena de Valor” y “El futuro de la Energía: el nuevo mapa energético de la Argentina”.

Este último panel tendrá como telón de fondo dos de los principales procesos que están modificando el escenario energético nacional: el desarrollo del oleoducto Vaca Muerta Sur y el avance de la Argentina hacia una nueva etapa exportadora de gas natural licuado (GNL).

La jornada cerrará con “Canal de denuncias: investigaciones internas y respuestas frente a incidentes”, dedicado a las herramientas que utilizan las organizaciones para prevenir, detectar e investigar eventuales incumplimientos.

Participarán especialistas de la AAEC y referentes de compliance de compañías como Shell y Cía. Mega, entre otras.

Una agenda que crece junto con la región

El Congreso Patagónico de Ética y Compliance nació en 2019 y llega este año a su cuarta edición. Más de 700 personas participaron de las ediciones anteriores, que incluyó la ponencia de más de 41 disertantes de compañías como Shell, YPF, Pan American Energy, TGS y Clusterciar.

La edición 2024 contó además con el acompañamiento de 28 empresas auspiciantes, reflejo del interés que genera esta agenda entre las organizaciones de la región.

La propuesta combina la experiencia de la AAEC en materia de ética e integridad con el conocimiento de Fundación Potenciar sobre el entramado empresario patagónico. En un contexto de crecimiento de las inversiones y de mayor integración de las empresas locales a cadenas de valor de alcance nacional e internacional, el objetivo es generar un espacio para compartir experiencias y herramientas aplicables a esta nueva realidad.

El 4° Congreso Patagónico de Ética y Compliance se realizará el 30 de septiembre, de 9 a 13 horas, con acreditación desde las 8:30, en el Auditorio del MNBA de Neuquén. La entrada es gratuita y los cupos son limitados.

La inscripción está abierta en fundacionpotenciar.org/congresopatagonico

, Redaccion EconoJournal

La provincia de La Pampa avanza en una estrategia integral para consolidarse como el hub logístico y de servicios para el desarrollo de Vaca Muerta. Ante la falta de recursos no convencionales propios en su territorio, la administración provincial decidió capitalizar su ubicación geográfica estratégica y sus ventajas competitivas en costos operativos e infraestructura. El objetivo apunta a captar el flujo de bienes y servicios que abastecen a la formación neuquina.

El objetivo apunta a captar el flujo de bienes y servicios que abastecen a la formación neuquina. Para ello, la provincia despliega un esquema de ventajas competitivas alineadas con los regímenes de inversión vigentes en otras provincias e incluso a nivel nacional.

Los alcances del mismo se darán a conocer el próximo 6 de octubre en un encuentro que el gobernador Sergio Ziliotto mantendrá con un centenar de empresarios, en el predio de Parque Norte de la ciudad de Buenos Aires.

Como anticipo de estos beneficios que serán presentados a las empresas de los distintos anillos de la cadena de valor de Vaca Muerta, destacan créditos fiscales directos por generación de empleo, exenciones tributarias de largo plazo en Ingresos Brutos, Sellos e Inmobiliario, acceso a financiamiento bonificado a través del CFI y la oferta de infraestructura clave en parques industriales y la Zona Franca de General Pico, lo que garantiza estabilidad jurídica y costos operativos inferiores.

La iniciativa forma parte de una política de promoción que se lleva adelante desde el Centro de Negocios La Pampa-Neuquén para otorgarle un enfoque eminentemente comercial B2B. Este espacio permite a pymes pampeanas industriales, de construcción, servicios y alimentos articularse directamente con la creciente demanda que genera la explosión demográfica y productiva de la cuenca neuquina.

La provincia organizó dos misiones exploratorias hacia Vaca Muerta con la participación de decenas de empresas locales. Sebastián Lastiri, Director Ejecutivo de la Agencia La Pampa de Inversiones y Comercio Exterior, exlicó a EconoJournal que «las misiones exploratorias permitieron concretar un vínculo comercial empresa a empresa, y de introducción para conocer cómo funciona el ecosistema, entendiendo los distintos anillos del proceso y buscando la complementariedad con las cámaras y autoridades de Neuquén«.

Ventajas competitivas y desarrollo energético

Uno de los principales activos de la propuesta pampeana es su cercanía geográfica respecto de los grandes centros proveedores del país, como Buenos Aires, Santa Fe, Córdoba y Entre Ríos. Prácticamente a la mitad de distancia de la cuenca no convencional en comparación con estas provincias, La Pampa absorbe una parte sustancial del tránsito pesado que transporta insumos críticos como arenas de fractura, varillas de acero, tubos y productos químicos.

En términos de costos, la provincia sostiene una ventaja sustancial frente al territorio neuquino. Sobre esta diferencia de valores, Lastiri puntualizó que «hay muchas actividades, sobre todo las intensivas en mano de obra o que necesitan mucho territorio, en las que La Pampa es mucho más competitiva que Neuquén en costo, producto del impacto en términos de estructura que generó el fenómeno Vaca Muerta».

A este escenario se suma una política de incentivos fiscales y financieros. Desde 2021 rige en la provincia un marco normativo mediante el cual las empresas deducen de impuestos provinciales, como Ingresos Brutos, los montos destinados a la nómina salarial, llevando la carga tributaria efectiva para el sector industrial a niveles cercanos a cero. Asimismo, la Ley de Desarrollo Energético otorga exenciones por diez años en tributos inmobiliarios y de vehículos a proyectos de generación.

Por el lado del abastecimiento energético, La Pampa atraviesa su propia transición mediante un plan trazado a 20 años que busca transformar a la provincia de importadora neta a exportadora de energía. A través de la reconversión de Pampetrol en una firma energética integral y la promoción de parques fotovoltaicos y generación distribuida, la meta para 2027 es cubrir más del 60% de la demanda local con fuentes renovables.

El secretario de Energía y Minería de La Pampa, Matías Toso, también en diálogo con EconoJournal, se refirió al rol logístico y a la ausencia de recursos shale en suelo pampeano: «No tenemos evidencia en ninguna de las perforaciones de que la formación Vaca Muerta haya llegado a La Pampa. Por eso, es un vínculo logístico en el que casi todo lo que va a Vaca Muerta pasa por la provincia, lo que genera una oportunidad en materia de localización, distancias y desarrollo de servicios».

No obstante, la expansión del transporte pesado expone el estado crítico de la infraestructura vial. El flujo continuo de camiones por arterias nacionales como la 151, la 35 y la 5 sufre un severo deterioro que amenaza la fluidez de la cadena de suministros. Toso remarcó sobre esta situación que «el gobernador pidió a Nación la transferencia de 1.200 kilómetros de rutas nacionales. El estado más crítico es el final de la ruta 151, por donde cruzan más de 2.500 camiones con arenas y equipos hacia el yacimiento».

Además, la provincia busca perfeccionar sus herramientas financieras de cara a los próximos años. En relación con el andamiaje técnico y las nuevas convocatorias a inversores, Lastiri anticipó que «se está trabajando en un nuevo esquema financiero, impositivo y legal que permita ofrecer con mayor intensidad la oportunidad que representa La Pampa con respecto a Vaca Muerta, respaldados en una historia de equilibrio fiscal y cumplimiento de nuestras promesas«.

, Ignacio Ortiz

YPF anunció este miércoles a última hora que recibió una propuesta de financiamiento de largo plazo por hasta US$ 6000 millones del Export-Import Bank de Estados Unidos (Exim Bank) para Argentina LNG, el megaproyecto que la petrolera que conduce Horacio Marín desarrolla junto con la italiana Eni y XRG, el brazo internacional de inversiones energéticas de ADNOC.

La propuesta del Exim Bank todavía no constituye un crédito definitivamente aprobado. Se trata de un term sheet (carta de condiciones) no vinculante por hasta US$ 6000 millones y su eventual otorgamiento deberá recibir la aprobación final del directorio de la agencia estadounidense. YPF precisó, además, que el financiamiento estará destinado a la adquisición de bienes y servicios estadounidenses para las etapas de infraestructura y producción del proyecto.

En los hechos, esa condición permite identificar a dos grandes contratistas estadounidenses que podrían traccionar una parte relevante del financiamiento: McDermott y Pumpco. El propio Departamento de Estado de Estados Unidos destacó expresamente los contratos adjudicados a ambas compañías al presentar este miércoles el denominado Corredor Andes-Atlántico.

McDermott y una megaplanta para procesar el gas

El primero de esos jugadores es McDermott, uno de los grandes proveedores internacionales de soluciones de ingeniería y construcción para la industria energética, con presencia en más de 30 países.

Según confirmaron a EconoJournal fuentes al tanto del proceso, McDermott se adjudicó la construcción de una gigantesca planta de tratamiento de gas y fraccionamiento de líquidos de gas natural (NGL’s) que estará emplazada en Río Negro y que será una pieza central del complejo de Argentina LNG.

La instalación recibirá y procesará el gas proveniente de Vaca Muerta antes de que llegue a las unidades flotantes de licuefacción y permitirá separar y procesar los líquidos asociados a esa producción, como etano, propano, butano y gasolinas, entre otros productos.

El Departamento de Estado confirmó oficialmente la adjudicación al señalar que el financiamiento propuesto por EXIM contempla el contrato otorgado a McDermott para la ingeniería, provisión, construcción y puesta en marcha de una instalación de fraccionamiento de NGL y tratamiento de gas.

Se trata de una obra de otra escala que, según fuentes al tanto del proyecto consultadas por este medio, podría requerir inversiones por más de US$ 8000 millones, una cifra que por sí sola permite dimensionar la magnitud del paquete de financiamiento que está negociando YPF.

La italiana Eni, principal socio internacional de YPF en Argentina LNG, prevé anunciar formalmente la adjudicación a McDermott la próxima semana, según pudo saber EconoJournal.

Pumpco construirá los ductos de Argentina LNG

El segundo gran contratista estadounidense es Pumpco Inc., que integra junto con la italiana Bonatti y la argentina Contreras Hermanos el consorcio que se adjudicó el contrato EPC para construir el sistema de ductos que conectará Vaca Muerta con la costa de Río Negro.

El Departamento de Estado precisó que se trata de un contrato de más de US$ 1000 millones, sujeto a la decisión final de inversión (FID) de Argentina LNG. Bonatti informó, por su parte, que el sistema recorrerá unos 527 kilómetros, desde Meseta Buena Esperanza, en Neuquén, hasta Sierra Grande, en Río Negro, e incluirá un gasoducto de 48 pulgadas y un ducto paralelo para transportar líquidos.

Pumpco pertenece al grupo MasTec, una de las mayores compañías estadounidenses de construcción de infraestructura, controlada por la familia Mas. Jorge Mas, uno de sus principales accionistas, es además uno de los propietarios del Inter Miami, el club donde juega Lionel Messi.

Un crédito para potenciar exportaciones estadounidenses

La arquitectura financiera explica por qué Washington puso el foco específicamente en McDermott y Pumpco. El Exim Bank no funciona como un banco de desarrollo tradicional: es la agencia oficial de crédito a la exportación de Estados Unidos y su misión es respaldar empleos estadounidenses facilitando la venta al exterior de bienes y servicios producidos en ese país.

Creado en 1934 durante la presidencia de Franklin D. Roosevelt, el organismo utiliza préstamos directos, garantías y seguros de crédito para respaldar exportaciones estadounidenses y cubrir riesgos que los financiadores privados no están dispuestos a asumir.

Por eso, los US$ 6000 millones funcionan como un techo de financiamiento y no como un desembolso automático para YPF. El volumen que finalmente pueda canalizarse dependerá, entre otras variables, de la participación de bienes y servicios estadounidenses dentro de los contratos de Argentina LNG y de la aprobación definitiva de las operaciones.

Además, para que los grandes contratos de infraestructura puedan avanzar, YPF, Eni y XRG deberán alcanzar la decisión final de inversión (FID) del proyecto, una decisión prevista para el última bimestre del año. Como parte de ese proceso Santander y JP Morgan están trabajando en el project finance, el cual forma forma parte del proceso de estructuración financiera asociado al FID, porque permite determinar cómo se financiará la inversión (deuda, equity, garantías, contratos de repago, etc.).

Argentina LNG contempla inversiones por unos US$ 51.000 millones a lo largo de toda su vida útil. Sólo hasta 2031, cuando está previsto que comiencen a operar las primeras dos unidades FLNG, YPF calcula desembolsos cercanos a US$ 29.000 millones: unos US$ 24.000 millones en infraestructura estratégica y otros US$ 5000 millones en el desarrollo de los recursos gasíferos que abastecerán al proyecto.

El Corredor Andes-Atlántico

El paquete para Argentina LNG se inscribe dentro de una iniciativa de mayor alcance. Estados Unidos y la Argentina lanzaron este miércoles el Corredor Andes-Atlántico, destinado a conectar las regiones mineras del noroeste y Vaca Muerta con los puertos del Atlántico mediante inversiones en ferrocarriles, ductos, infraestructura eléctrica, puertos y conectividad digital.

Washington anunció que el EXIM y la Argentina acordaron un esquema que contempla herramientas de financiamiento por hasta US$ 7000 millones hacia 2027 para proyectos de infraestructura y capacidad productiva. De ese total, hasta US$ 6000 millones podrían concentrarse en Argentina LNG.

En el sector eléctrico, el programa incluye a AMBA I, la obra de transmisión en alta tensión que el gobierno argentino licitó en agosto bajo el régimen de Concesión de Obra Pública. El proyecto, estimado en alrededor de US$ 800 millones, cuenta con el respaldo de una garantía crediticia del Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

El capítulo de infraestructura digital contempla, a su vez, inversiones en fibra óptica, cables submarinos, conectividad inalámbrica y satelital, centros de datos vinculados con inteligencia artificial e infraestructura compartida de telecomunicaciones. Entre los proyectos mencionados aparece la ampliación y modernización de la red de fibra óptica de ARSAT, cuya primera etapa cuenta con un préstamo del BID por US$ 49 millones.

, Nicolás Deza

Central Puerto está montando junto a la usina eléctrica que opera en la dársena 6 del Puerto de Buenos Aires una planta de almacenamiento de energía en baterías que contará con una potencia nominal de 150 MW y una capacidad total de almacenamiento de 750 MWh. Este miércoles por la mañana la empresa organizó una visita para la prensa, de la que participó EconoJournal, donde sus directivos detallaron cómo funcionara este nuevo sistema que busca reforzar el sistema eléctrico durante los picos de consumo. ´

Las baterías están siendo montadas en un predio de tres hectáreas a la vera del río que le fue concesionado a la empresa por la Administradora General de Puertos. Son 135 contenedores de tecnología de Litio-Ferrofosfato (LFP), modelo Tener C2-L600, del proveedor chino CATL.

Los contratos para la compra del equipamiento se firmaron en noviembre del año pasado y la construcción de la obra comenzó en febrero. El grado de avance se ubica actualmente en el 70%. Las baterías ya están instaladas en el predio, pero aún resta completar las conexiones. Para completar todas las conexiones se van a requerir unos 125 kilómetros de cables. La intención es terminar entre octubre y noviembre y poder conectarlas a la red antes de fin de año.

Las baterías almacenan electricidad en corriente continua y a través de 1080 inversores de Huawei se convertirá en corriente alterna. Luego hay 23 centros de transformación, también provistos por Huawei, que recibirán la electricidad en corriente alterna y elevarán su tensión hasta 33 kV para permitir su posterior inyección a la red. Por último, está previsto montar una subestación equipada con 2 transformadores de potencia de 33/132 kV y 105 MVA cada uno, diseñada para vincular los circuitos del parque con la red de transporte eléctrico.

La inversión prevista por Central Puerto para esta planta de almacenamiento, denominada Nuevo Puerto, es de US$ 150 millones. La compañía tiene además un segundo proyecto en Central Costanera con una potencia nominal de 55 MW y una capacidad total de almacenamiento de 275 MWh. La inversión en este caso está cerca de los US$ 40 millones.  

¿Cómo funcionan las baterías de almacenamiento?

Las baterías no van a generar energía. Lo que hacen es desplazarla en el tiempo. En algún momento del día, la absorben, la guardan y después la entregan al sistema. Las 135 baterías que está montando Central Puerto van a tardar en cargarse entre 6 y 8 horas.

En el momento en el que las baterías se cargan le suman mayor demanda al sistema de generación. Por lo tanto, se van a comenzar a cargar después del pico de consumo de la noche y a lo largo de toda la madrugada. Luego, en el momento en el que la demanda crece pueden aportar energía durante 5 horas.

“La regulación fijaba 4 horas, pero se fijó un incentivo económico y si aumentábamos un poco el CAPEX, es decir, si hacíamos el equipo un poco más robusto, podíamos capturar un margen adicional. Por eso lo diseñamos para descargar durante 5 horas”, aseguró Leonardo Katz, director de Planeamiento Estratégico de Central Puerto.

La regulación a la que hace referencia Katz son las reglas que fijó el gobierno cuando convocó a una licitación, denominada AlmaGBA, para contratar centrales de almacenamiento de baterías. En los pliegos de esa licitación se estableció también se remunera a los operadores a través de un pago por capacidad disponible, que formó parte de lo que ofertaron las empresas en la licitación. El diferencial de precios que pueda llegar a haber entre el momento que se carga la batería y el momento en que se descarga no se lo apropia el generador.  

El que dispone cuando se va a utilizar esa energía almacenada en las baterías no es el operador sino Cammesa. La empresa cobra por tener esa energía disponible y lo único que sí sabe es que Cammesa puede disponer de esa energía 180 veces al año. Esa cifra que se estableció en los términos de referencia la empresa la necesitaba porque al momento de diseñar el complejo de baterías no es lo mismo saber que se van a tener que cargar y descargar 180 veces que 365 veces por año. En términos de desgaste y electrónica es diferente. Si luego la empresa no está disponible esas 180 veces va a sufrir una penalización.

La licitación de AlmaGBA estableció que la energía disponible en las baterías la pagan las distribuidoras, en este caso Edenor y Edesur. Se estableció un esquema de contrato directo con las distribuidoras con garantía final de Cammesa.

–¿Cómo se organiza la prioridad de ese despacho? Si ustedes tienen las baterías cargadas y pueden brindar energía al sistema, pero esa energía también la puede brindar una central termoeléctrica, ¿quién brinda energía si no es necesario que los dos la brinden? –preguntó EconoJournal.

Hay un montón de criterios, pero vamos a hacerlo simple. El arranque de una máquina térmica lleva tiempo, no puede generar energía instantáneamente, tiene rampas de subida y bajada. Si Cammesa observa que va a necesitar más energía toda la semana, las 24 horas del día, por citar un caso extremo, va a optar por la máquina térmica, pero si solamente necesita cubrir 2 horas durante una noche, probablemente use la energía disponible en la batería. –aseguró Gabriel Ures, director comercial de Central Puerto.

Por qué montar estas plantas de almacenamiento en baterías

Hay una discusión abierta sobre si conviene montar estas plantas de almacenamiento de energía en baterías o si es mejor ampliar el parque de generación térmica a gas, sobre todo en un país como la Argentina que cada vez va a tener más gas de la mano de la explotación de Vaca Muerta. Los ejecutivos de Central Puerto dijeron que esa decisión depende de múltiples factores y no tomaron partido, pero aseguraron que en la actualidad el sistema de almacenamiento en baterías supone una ventaja en lo que refiere a los tiempos de instalación.

“Este tipo de proyectos puede demorar menos de dos años entre que lo pensás y lo ponés en marcha. Hoy no pasa lo mismo con el equipamiento térmico por la fuerte demora que hay en la entrega de turbinas”, señala Katz. “Fechas de entrega de turbinas para 2029 prácticamente no hay. Por lo tanto, hay que pensar en 2030, 2031 o 2032 para la entrega de una máquina nueva, dependiendo de la tecnología”, agregó.

El sector de proveedores de turbinas de gas está fuertemente concentrado. El segmento de turbinas grandes lo controlan General Electric, Siemens y Mitsubishi un poco más atrás. Esas tres compañías. “El modelo de negocios de estas firmas cambió radicalmente en los últimos años. General Electric, por ejemplo, fue parte del consorcio que construyó Vuelva de Obligado. Hoy no participa en ningún escalón de la construcción. Solo vende máquinas y se especializó en determinado segmento de máquinas. Produce solo cuatro máquinas. Siemens también produce solo cuatro y Mitsubishi dos. ¿Por qué les pasó eso? Porque el mercado se les fue achicando de la mano del boom de las energías verdes, el reemplazo de combustibles fósiles por energías renovables. Hasta hace poco era difícil conseguir que el BID financiara una turbina de gas”, remarca Katz.

En ese contexto, cuando la demanda comenzó a presionar por el boom del shale en Estados Unidos y la construcción de data centers para el desarrollo de la inteligencia artificial las demoras en los plazos de entrega comenzaron a ser cada vez mayores. Las empresas no tienen capacidad de entrega y lo que se está produciendo es un negocio de ventas de espacios en el lugar de fabricación. “Si hoy quisiéramos encarar un proyecto de ese tipo tendríamos que señar un slot a un valor cercano al 30% de una turbina de gas y hay que pagarlo cash. Y si después el proyecto no se hace ese dinero se pierde”, concluyó Katz.     

, Fernando Krakowiak

El mercado eléctrico argentino atraviesa una etapa de transformación en la que vuelven a aparecer sobre la mesa proyectos de inversión, nuevas necesidades de infraestructura y una demanda que plantea desafíos crecientes para todo el sistema. En ese contexto, el próximo 29 de septiembre se realizará una nueva edición del Renewables & Electricity Day, un encuentro organizado por EconoJournal junto a Aires Renewables y Tavarone Rovelli Salim Miani, que reunirá a los principales protagonistas de la industria para analizar las condiciones que pueden marcar la próxima etapa de expansión del sector.

La jornada se desarrollará desde las 8 en el Salón Dorrego del Hípico Alemán, en la Ciudad de Buenos Aires, y tendrá como eje “El mercado eléctrico frente a un nuevo ciclo de crecimiento: reformas regulatorias, ampliaciones de transmisión y nuevas demandas”.  La convocatoria reunirá a referentes públicos y privados de toda la cadena eléctrica y energética, con el objetivo de analizar los desafíos y oportunidades que surgen frente a un escenario de nuevas inversiones y crecimiento de los consumos.

La agenda estará atravesada por una pregunta central: cómo acompañar con inversiones, infraestructura y nuevas tecnologías el crecimiento esperado de la demanda eléctrica, en un sistema que al mismo tiempo deberá incorporar nueva generación, ampliar sus redes y avanzar en la modernización de la distribución.

Las nuevas reglas para la expansión del mercado eléctrico

La apertura estará a cargo de Damián Sanfilippo, subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, quien abordará la agenda eléctrica para 2026-2027. Luego, Juan Luchilo, gerente general de CAMMESA, participará del panel dedicado al nuevo mercado eléctrico y a las reglas necesarias para viabilizar la expansión. El debate pondrá el foco en las condiciones bajo las cuales podrán concretarse nuevas inversiones en generación y en cómo funcionará el mercado frente a las necesidades de crecimiento del sistema.

La discusión continuará con representantes de algunas de las principales empresas generadoras del país: Bernardo Andrews, CEO de Genneia; Martín Mandarano, CEO de YPF Luz; Rubén Turienzo, director Comercial de Energía Eléctrica de Pampa Energía; y Martín Genesio, presidente y CEO de AES.

Térmicas, renovables, baterías e híbridos: el nuevo mix

Uno de los bloques centrales del encuentro estará dedicado a la transformación del mix de generación. El panel reunirá a Martín Brandi, presidente y CEO de PCR; Pablo Ferrero, director Ejecutivo de MSU Energy; Gabriel Ures, director Comercial de Central Puerto; Nicolás Berson, director de la Unidad de Negocios Renovables de TotalEnergies; y Federico Sbarbi Osuna, CEO de Coral Energía.

La discusión abarcará la convivencia entre distintas tecnologías de generación y el papel que tendrán las centrales térmicas, las energías renovables, los sistemas de almacenamiento con baterías y los proyectos híbridos.

La incorporación de almacenamiento aparece como uno de los cambios tecnológicos que pueden modificar la forma en que se gestiona la generación renovable y la estabilidad del sistema. Es por esto que la agenda del evento incluye específicamente el desarrollo de baterías y nuevos esquemas híbridos dentro de la discusión sobre el futuro mix eléctrico.

Transmisión: el cuello de botella de la expansión

La expansión de la generación abre otro interrogante: cómo transportar esa nueva energía hacia los centros de consumo. El bloque dedicado a transmisión tendrá como protagonista a Pablo Tarca, director general de Transener, y estará enfocado en cómo gestionar el sistema mientras se concretan las nuevas ampliaciones de infraestructura.

La transmisión aparece como uno de los puntos críticos de la próxima etapa. El crecimiento de la oferta renovable, la instalación de nueva potencia y la aparición de grandes consumidores requieren capacidad adicional de transporte para evitar que las restricciones de la red terminen condicionando el desarrollo de nuevos proyectos.

Distribución con foco en la digitalización y modernización

El otro gran eslabón de la infraestructura eléctrica será la distribución. El panel “Distribución: digitalización, modernización tecnológica y nuevos mercados” reunirá a Claudio Puértolas, presidente del Directorio de EPEC; Fernando Pini, director de Asuntos Legales y Regulatorios de Grupo DESA; y Miquel Farrell, director Técnico de Edenor.

La discusión estará centrada en las transformaciones que deberán atravesar las redes de distribución frente a una demanda que incorpora nuevos usos y tecnologías, desde la digitalización de las redes hasta la incorporación de nuevos consumos eléctricos. El desafío será doble: sostener la calidad y confiabilidad del servicio y también adaptar la infraestructura a un escenario de mayor electrificación y crecimiento de la demanda.

¿Qué priorizar después de años de demoras?

Uno de los paneles buscará poner el foco en las prioridades que deberá definir el sector después de un período marcado por retrasos en infraestructura e inversiones. Bajo el título “Un catch-up inteligente del sector eléctrico: qué priorizar después de años de demoras”, participarán Nicolás Eliaschev, socio de Tavarone Rovelli Salim Miani, y Diego Werner, CEO y presidente de Aires Renewables.

La conversación permitirá abordar las condiciones regulatorias y de mercado necesarias para acelerar el desarrollo de nuevos proyectos y ordenar las prioridades de inversión.

Aluar: cuando un gran usuario se convierte en jugador del mercado

La relación entre crecimiento industrial y sistema eléctrico tendrá un caso concreto como protagonista. El panel “Caso Aluar: de Gran Usuario a jugador integral del mercado eléctrico” tendrá como expositor a Gabriel Vendrell, gerente de Recursos Energéticos de Aluar, con la moderación de Nicolás Gandini y la co-moderación de Nadia Sager, CEO y founder de Geinsa.

El caso permitirá analizar desde la perspectiva de un gran consumidor industrial cómo las necesidades de abastecimiento energético pueden generar nuevas estrategias de participación en el mercado eléctrico. La aparición de grandes demandas industriales será uno de los ejes que organizan la agenda de esta edición del Renewables & Electricity Day.

La tecnología como el nuevo cuello de botella

La expansión de la generación también enfrenta restricciones vinculadas con el equipamiento y la tecnología necesaria para concretar nuevos proyectos. El panel “Tecnología: el nuevo cuello de botella para expandir la generación” estará integrado por Gastón Giani, Energy Business director de Wärtsilä, e Ignacio Dapena, Business director Digital Power de Huawei.

La conversación pondrá el foco en las soluciones tecnológicas necesarias para acompañar la expansión del sistema eléctrico y en cómo la digitalización, la gestión inteligente de activos y las nuevas tecnologías pueden convertirse en factores determinantes para ampliar la capacidad de generación.

Financiamiento, contractualización y nuevas oportunidades

Hacia el cierre de la jornada, la discusión se trasladará al mercado y a las condiciones para estructurar nuevos desarrollos. El panel “Mercado & Tendencias: cómo estructurar nuevos desarrollos en el sector eléctrico” contará con la participación de Lisa Viscidi, especialista Líder en Energía del BID; Javier Constanzó, socio de Tavarone Rovelli Salim Miani; Mario Caramutti, socio de F&G Advisors; y María José Magnani, Head of Regulatory Affairs de Andina Energies. El objetivo será abordar las tendencias que pueden definir el desarrollo de nuevos proyectos, desde las condiciones regulatorias y contractuales hasta el acceso al financiamiento.

Finalmente, Marcelo Álvarez, presidente de CADER, y Rogelio Baratchart, presidente de Tecnolatina S.A., participarán del bloque “Un doble clic sobre contractualización, RIMI, transmisión & barreras persistentes”, que cerrará la agenda con una mirada sobre algunos de los obstáculos que todavía enfrenta la expansión del sector.

Quienes deseen participar pueden inscribirse acá.

, Redaccion EconoJournal

Pre-sal Petróleo (PPSA), la empresa estatal en Brasil dueña de los contratos de producción compartida con las operadoras en el presal, llevará adelante a fines de octubre su primera subasta de suministro de corto plazo de gas natural para las industrias. La expectativa del gobierno de Lula da Silva es que los precios subastados a las industrias arrojen un valor cercano a US$ 5 por millón de btu (MMBTU). La subasta será el primer test de una política que busca abaratar el gas para la demanda industrial y que contempla, a partir del próximo año, la posibilidad de realizar subastas de suministro de largo plazo con gas importado desde Vaca Muerta.

En concreto, PPSA este martes abrió a consulta pública la preconvocatoria con las reglas preliminares para la primera licitación del gas natural de la Unión que se celebrará el próximo 22 de octubre. La versión definitiva incorporará reglas complementarias elaboradas por el Ministerio de Minas y Energía (MME), con miras a subastar 1,1 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) en modalidad firme, a ser entregados entre marzo y diciembre de 2027.

El gas de la Unión son los volúmenes de gas en manos de PPSA, la empresa que representa al Estado en los contratos de producción compartida con Petrobras y otras operadoras en las explotaciones offshore del presal. Bajo este régimen, las petroleras ceden al Estado una parte del excedente de su producción de petróleo y gas.

Es un esquema similar al implementado por la provincia de Neuquén en las nuevas concesiones no convencionales de hidrocarburos (Cench), que contemplan la posibilidad del pago de regalías en especie (es decir, entregando producción de petróleo o gas a la empresa estatal neuquina (GyP).

Con esta primera subasta, el objetivo del gobierno es generar una primera señal de que es factible proveer un gas barato para las industrias. La demanda industrial se redujo en los últimos años a partir del declive del suministro de gas desde Bolivia y por el aumento de las importaciones de GNL, que son más costosas. Esta situación derivó en precios para las industrias en el orden de los US$ 14 por MMBTU.

“Esta subasta es una iniciativa inédita y estratégica para el país. La PPSA comienza a actuar como un nuevo agente en el mercado, ampliando la oferta y contribuyendo al objetivo del gobierno de hacer que el gas natural sea más accesible y competitivo para la industria brasileña. Muchos compradores nos están contactando, interesados ​​en participar en esta subasta”, afirmó el director presidente de PPSA, Luis Fernando Paroli.

Vaca Muerta como alternativa de importación en el esquema de Brasil

La expectativa de entregar un gas barato se funda en un acuerdo rubricado entre PPSA y Petrobras por el uso de la infraestructura de gasoductos y de procesamiento de gas de la petrolera estatal de Brasil. PPSA entregará los volúmenes a los ganadores de la subasta a la salida de las unidades de procesamiento. En ese punto, espera entregar un gas de alrededor de US$ 5 por MMBTU, precio al que se deberá sumar luego el costo por el transporte hasta las fábricas de cada cliente.

PPSA realizará más subastas a corto plazo, con entregas entre 2027 y 2030, y planea celebrar subastas de suministro de largo plazo, con entregas a partir de 2030. Las reglas para las subastas de largo plazo no fueron redactadas aún pero se espera que sean sustancialmente distintas a las licitaciones de suministro de corto plazo. La diferencia central es que los volúmenes de los contratos de largo plazo solo podrán ser destinados a nuevos emprendimientos o para ampliaciones en la capacidad de producción de las empresas.

Es en esa ventana en donde el gobierno brasileño evalúa que el gas importado desde Vaca Muerta o GNL puede jugar un rol. La lectura oficial es que los volúmenes de gas en poder de PPSA por los contratos de producción compartida son insuficientes como para inducir un cambio drástico en la demanda de gas de las industrias. Por lo tanto, buscará comprar en el mercado volúmenes importantes de gas para luego subastarlos a las industrias.

Las operadoras en la Argentina no cuentan actualmente con la infraestructura de gasoductos necesaria para firmar contratos de entrega en firme a Brasil. Sin embargo, con las subastas de largo plazo de PPSA se podrían abrir la puerta a los contratos de offtake para respaldar el financiamiento de nuevos proyectos de gasoductos. La primera subasta de largo plazo tendría lugar en 2027.

Cómo será la primera subasta de gas para industrias en Brasil

La primera compulsa de suministro de corto plazo se realizará en dos fases a través de una plataforma electrónica. Primero se recibirán las ofertas iniciales de los competidores y luego se pasará a una fase de competencia dinámica en la que resultarán ganadoras las empresas que ofrezcan pagar las primas más altas. La fórmula tomará como referencia el Henry Hub.

La subasta estará dedicada exclusivamente a los consumidores libres del sector industrial, con preferencia para la industria de base que, conforme a una ordenanza normativa del MME, comprende cinco sectores: químico y petroquímico; fertilizantes nitrogenados; cerámico; vidriero; siderúrgico, metalúrgico y minero.

El gas se entregará a los compradores a la salida de la Unidad de Tratamiento de Gas de Itaboraí, de Petrobras, ubicada en el Complejo de Energías Boaventura (antiguo Comperj). A partir de ese momento, corresponderá a los ganadores de la subasta contratar el servicio de transporte para garantizar la logística del gas natural hasta la unidad consumidora.

La oferta total de 1,1 millones de metros cúbicos diarios se distribuirá en una primera ronda entre los cinco sectores antes señalados, en volúmenes específicos para cada segmento. La mayor cantidad, unos 350.000 m³/día, se asignará al sector químico y petroquímico. Le seguirá el sector siderúrgico, metalúrgico y minero, que competirá por 320.000 m³/día. Se reservan 200.000 m³/día para el sector cerámico, 130.000 m³/día para el de fertilizantes y 100.000 m³/día para el del vidrio.

En la oferta inicial, cada competidor indicará el volumen deseado, respetando un mínimo de 10.000 m³/día y un máximo de 160 000 m³/día, limitado a los volúmenes por sector. Además del volumen, en esta etapa el competidor ofrecerá pagar una prima.

Tras la apertura de las ofertas iniciales, comenzará la fase dinámica de la subasta, en la que las empresas podrán presentar nuevas ofertas en la plataforma, incrementando la prima. No se permitirá modificar el volumen ofrecido inicialmente durante el proceso de licitación. Las ofertas ganadoras serán aquellas que ofrezcan las primas más altas a la Unión.

El precio inicial de la subasta se calculará con base en una fórmula que considera el 115% de las cotizaciones diarias promedio del Henry Hub y los tipos de cambio diarios promedio, ambos calculados en el mes anterior al suministro, más el pago de una prima en dólares. La prima inicial que se añadirá será de 1,80 USD/MMBtu. A modo de ejemplo, considerando el Henry Hub a 2,95 USD/MMBtu, el precio inicial del gas natural sería hoy de 5,19 USD/MMBtu.

, Nicolás Deza

Un intendente de Neuquén enfrenta una denuncia por violencia de género que lo podría dejar afuera del municipio antes de finalizar su mandato. Se trata de José «El Turco» Asaad de Vista Alegre, una localidad de poco más de 4.000 habitantes, quien asumió en 2023 de la mano de Rolando Figueroa y que este año se hizo de la conducción del Partido Justicialista en representación del sector del peronismo afín al gobernador.

«Más allá de que los municipios son autónomos, no hay que hablar sobre cuestiones hipotéticas. Pero si eso es tal cual como pareciera que es, yo creo que Asaad tiene que renunciar», aseguró Figueroa.

Sobre el intendente ya recae un pedido de remoción por «inhabilidad moral» en el Concejo Deliberante de Vista Alegre, impulsado por concejales opositores. En paralelo, desde el PJ le solicitaron su renuncia a la conducción del partido y este miércoles definirán su apartamiento del cargo mientras avance la causa judicial.

La denuncia fue presentada por la expareja del intendente el domingo 20 de septiembre por la tarde en la comisaría 49 de la localidad. Según manifestó, había acudido a la vivienda de Asaad a buscar sus pertenencias cuando el dirigente la agredió físicamente.

Tras los hechos, el Poder Judicial le impuso una medida cautelar de restricción de acercamiento y la mujer constató las lesiones en el hospital local.

Figueroa aseguró que «el Estado provincial se puso al servicio de la víctima» y que la acompañaron «desde el primer momento». La denunciante hizo la presentación junto a la secretaría de Mujeres de la provincia que conduce Lorena Barabini, también integrante del PJ.

Asaad al poder

Vista Alegre, una localidad de tradición frutícola que en los últimos años comenzó a recibir el impacto del desarrollo de Vaca Muerta por su ubicación estratégica entre las rutas 7 y 51, fue una de las que dio el batacazo con Rolando Figueroa en 2023.

Allí se impuso José «El Turco» Asaad con el sello de Comunidad del gobernador con el 34,5% de los votos, desplazando por apenas dos puntos al exintendente Gabino Jofré, quien competía por el MPN.

Asaad, de extendida tradición familiar en el peronismo, fue luego la punta de lanza del sector del partido afín al gobernador para tomar las riendas del PJ en oposición al sector históricamente referenciado con Oscar Parrilli.

Pero las internas que se realizaron este año le otorgaron una victoria pírrica: se quedó con la presidencia del Consejo Provincial, pero no logró mayoría en el Congreso, el órgano de representación territorial donde se define la estrategia electoral y de alianzas del partido.

Su vicepresidenta Anahí Valdez, además, rápidamente se desmarcó de su armado tras acusar a Asaad de querer «entregarle el sello» del PJ a Figueroa para el 2027. Hoy es una de las promotoras de su apartamiento: «la gravedad institucional de una denuncia de estas características resulta incompatible, mientras se esclarecen los hechos, con el normal ejercicio de la máxima responsabilidad ejecutiva de nuestro partido», declaró.

Asaad tenía intenciones de competir por su reelección en 2027 bajo el paraguas de Figueroa y con el sello del Frente Grande, uno de los partidos de extracción peronista que actuará como colectora del gobernador.

Si finalmente se ve obligado a renunciar o es removido del cargo, esa posibilidad quedará prácticamente descartada. De esa forma, solo quedarían en pie como candidatos del rolismo en Vista Alegre el exintendente Gabino Jofré, quien se mudaría al sello de Comunidad, y Néstor Martínez, un «outsider» que jugaría con el partido de Mariano Gaido, Primero Neuquén.

Pedido de remoción

Esta semana, los concejales Antonio Osés, Enzo Durán, Cecilia Martínez y Marisel Muñoz presentaron una nota a la presidenta del Concejo Deliberante, Sandra Hernández, solicitando la remoción y/o apartamiento del cargo del intendente.

«Entendemos que existe inhabilidad moral para seguir ejerciendo la función pública», justificaron, y plantearon que, «si es necesario se convoque a sesión extraordinaria» para definir los pasos a seguir.

Vista Alegre es un municipio de segunda categoría que no cuenta con Carta Orgánica propia. Para una decisión de este tipo, los concejales deberían recurrir a la ley 53 de municipalidades.

En su artículo 161° indica que la suspensión preventiva procede «de pleno derecho» cuando un juez «califique en autos la existencia de semiplena prueba de responsabilidad» y la remoción cuando se produjera sentencia firme condenatoria. Ninguno de los casos aplicaría aún para Asaad, quien hasta el momento no tiene formulación de cargos realizada.

Pero el artículo 162° también habilita al Concejo Deliberante a juzgar al intendente «en los demás casos de incapacidad o mal desempeño en sus funciones». Para disponer la suspensión preventiva deberá calificarse la transgresión de «grave» mediante el voto de cinco de los siete miembros que lo integran.

Esto demandaría la convocatoria a una sesión especial con ocho días de anticipación como mínimo, citar al intendente para explicarle la acusación y permitirle ejercer su defensa.

Más que estas alternativas, en el oficialismo parecen apuntar más a que Asaad dé un paso al costado.

«Niego los hechos»

El intendente José Asaad publicó un comunicado en el cual negó los hechos y aseguró que demostrará su inocencia con pruebas en la justicia.

«Niego los hechos de violencia que se me atribuyen. Lo que se está diciendo no refleja lo que ocurrió y voy a demostrarlo donde corresponde: ante la Justicia», afirmó.

En el texto que difundió en sus cuentas personales y en las redes de la municipalidad de Vista Alegre sostuvo: «No voy a entrar en una pelea pública ni exponer cuestiones personales y familiares. Hay personas involucradas que merecen respeto y situaciones privadas que no corresponde discutir en los medios».

«Voy a presentar las pruebas, testimonios presenciales y todos los elementos necesarios para esclarecer lo sucedido», planteó.

, Andrea Durán

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, lanzó este martes la campaña «1.000 días, 1.000 razones, 1.000 obras», un balance de gestión para «rendir cuentas» de los primeros mil días de su mandato y trazar una hoja de ruta sobre cómo se proyecta la provincia al 2030. A pocos meses de ingresar en el tiempo de descuento electoral, el mandatario pidió «no naturalizar» lo realizado hasta el momento y aseguró que «no sucede en ningún otro lugar de la Argentina».

La presentación la encabezó durante el mediodía en Casa de Gobierno junto a todo su gabinete, una postal que no se veía desde hace tiempo. Figueroa expuso las principales acciones de su gobierno en términos de orden fiscal e infraestructura, principalmente, y afirmó «se cambió el paradigma de monetización del subsuelo».

Repasó los aportes que las empresas de Vaca Muerta están haciendo en las becas educativas que creó la Provincia, los acuerdos para financiar la pavimentación de rutas en el corredor petrolero y los bonos de acceso e infraestructura que esta gestión empezó a exigir para otorgar nuevas concesiones no convencionales.

«Hay que saber manejar la provincia de manera eficiente, hay que sentirla», sostuvo.

Figueroa puso como principal eje de su gestión la utilización de los recursos de la explotación hidrocarburífera para construir la infraestructura que sostenga el crecimiento y, al mismo tiempo, diversificar la matriz económica.

Y volvió a remarcar que Neuquén recibe el 13% de lo que genera cada barril de petróleo y que con ese porcentaje debe construir la «sustentabilidad social» que demanda la industria, mientras que una parte de esos recursos se distribuye entre el Estado nacional y otras provincias.  

Apuntó que a la provincia llegan más de 70 nuevos habitantes por día, lo que dimensionó como alrededor de 30.000 en el año, el equivalente a «otro Chos Malal que se suma».

Relanzamiento sin candidato

«Para que Neuquén empiece a crecer, había que hacer 1.000 obras. Eso hicimos», fue el mensaje que transmitió el gobierno durante el acto y que se acompañó con videos institucionales en el que vecinos de toda la provincia valoraron obras de acceso al gas, asfalto y la construcción de escuelas en reemplazo de aulas tráiler.

«Escúchenme, vamos a tener en marcha 1.075 obras solo financiadas por el gobierno provincial», afirmó Figueroa, quien reclamó no naturalizar las cosas que se están haciendo en la provincia «que pareciera que son fáciles».

Frente a la consulta de EN/CLAVE, defendió que la campaña apuntará a explicar lo que está haciendo la gestión porque «es bueno que la sociedad sepa y rindamos cuentas». Pero negó que esté vinculado al relanzamiento de su gestión de cara al proceso electoral del 2027.

«No se está pensando en una elección, porque incluso todavía no tenemos candidato. Eso es una realidad», planteó.

Sobre su la continuidad de su gabinete para lo que resta de su mandato, actualmente compuesto por 11 ministros, dijo estar «muy contento» y lo describió como «una mezcla de juventud con experiencia».

«Los gabinetes van evolucionando, algunos muchos otros poco», afirmó y defendió que «son elegidos, son buenos», pero que deben también se debe evaluar quiénes están «apasionados» por el trabajo y quiénes hacen «la plancha mirando desde afuera».

En el acto hubo intendentes alineados al gobierno y funcionarios, aunque menor presencia de diputados y ningún representante de la oposición.

«Los desafíos son generacionales, no de un partido político. Nosotros invitamos a los otros partidos, ayúdennos todos. Para mí la la construcción de neuquinidad es con todos. El que se queda fuera es porque quiere quedarse fuera», afirmó Figueroa.

Y criticó que «los que están centrados hoy pensando en la política no juegan en el equipo». «Nosotros estamos jugando otra liga que es pensar en las próximas generaciones y lo otro viene por decantación y viene solo», evaluó.

, Andrea Durán

Venoil Energía concretó la toma de control efectiva de las concesiones hidrocarburíferas Valle del Río Grande y Cerro Fortunoso, ubicadas en el departamento de Malargüe, al sur de la provincia de Mendoza. La operación marca el cierre del proceso de cesión impulsado por YPF en el denominado Plan Andes, mediante una transacción y traspaso operativo que demandará una inversión integral de US$ 150 millones a lo largo de diez años.

Los directivos de Venoil Energía destacaron mediante un comunicado el trabajo realizado por YPF a lo largo de la historia productiva de estas áreas. Asimismo, valoraron «la articulación técnica mantenida durante la transición para garantizar la continuidad del flujo productivo y cimentar esquemas de trabajo conjunto destinados al desarrollo energético local».

“Este take over representa un nuevo salto de escala para Venoil Energía. Nuestro propósito es consolidarnos a través del talento, la eficiencia y la confianza en nuestra cadena de valor”, expresó Gustavo Naves, presidente & CEO de Venoil Energía.

Puntualmente, la operación prevé un compromiso de inversión de US$ 91 millones, millones para ambas áreas -US$ 32,15 millones en Cerro Fortunoso y US$ 58,85 millones en Valle del Río Grande-, destinada a la reactivación de pozos inactivos, workovers, conversiones de pozos productores a inyectores, recuperación mejorada con polímeros e instalaciones de superficie.

El plan contempla además la perforación de nuevos pozos, la primera actividad de este tipo en las áreas en más de seis años: un dato que marca el cambio de estrategia respecto del período previo, en el que la operación se sostuvo sin incorporación de pozos nuevos. A ese compromiso se suman actividades contingentes por US$ 59 millones -que incluyen perforaciones adicionales-, lo que lleva el programa integral a US$ 150 millones.

El impacto en el portfolio y en el nivel de empleo

El traspaso de estos activos en el sur mendocino genera un fuerte impacto en la estructura laboral de la empresa. Venoil Energía, que hasta la fecha operaba en la cuenca Cuyana y en Santa Cruz con una nómina de 340 colaboradores, superará los 800 trabajadores tras la integración formal de las operaciones de Malargüe.

En términos de proyección productiva, la empresa estructuró un plan integral de inversiones de US$ 229 millones a desplegar en sus distintos activos en la Argentina. Del desembolso total presupuestado, US$ 206 millones estarán destinados a sus bloques hidrocarburíferos en Mendoza, mientras que los US$ 23 millones restantes se volcarán a sus activos en Santa Cruz.

Con la ampliación del portfolio y el incremento de su capacidad operativa en campos maduros, la compañía busca afianzar una estrategia de crecimiento sostenido. La apuesta apunta a revitalizar áreas tradicionales mediante la eficiencia técnica, la inyección de capital directivo y la generación de valor en las cuencas productivas del país.

, Redacción EconoJournal

Tras obtener el traspaso de las rutas nacionales 22 y 151 por parte de Vialidad Nacional, Río Negro se dispone a comenzar rápidamente con las obras en los puntos clave para la circulación y la entrada a Vaca Muerta. En una conversación que mantuvo en El Fondo del Pozo, el gobernador Alberto Weretilneck anunció que, tras un acuerdo hecho con Oldelval y un endeudamiento por US$ 60 millones, en noviembre comenzarán a reparar los puntos más críticos y detalló cómo piensa financiar el resto de los tramos que pasan por la provincia.

“El manejo de las rutas no fue una decisión fácil, pero la verdad es que del 50% del Impuesto a los Combustibles que pagamos todos, se va a Buenos Aires y no vemos nada”, recriminó el mandatario en relación al convenio que logró con la gestión de Javier Milei y que le permitió obtener el traspaso de las trazas por 20 años. Afirmó que ante la falta de expectativas de que el Gobierno nacional retome o gestione nuevos trabajos sobre las rutas que atraviesan la provincia, impulsaron la cesión de la jurisdicción.

“No solo que no las construyeron, sino que además las abandonaron y las rutas están hoy en estado crítico. No podemos someter a la provincia y a los rionegrinos al abandono, a fallecer en las rutas y a tener el nivel de accidentología que tenemos. Por eso lo que hicimos fue hacernos cargo”, afirmó durante la entrevista.

En materia de financiamiento, a diferencia de la estrategia de Neuquén de solicitar regalías anticipadas a las operadoras, detalló que Río Negro estructurará un esquema financiero por etapas. “La primera parte va a ser a costo de la provincia, la segunda parte va a tener que pagarla la industria y quienes usen las rutas”, precisó Weretilneck. La urgencia inicial se cubrirá con recursos provinciales: los primeros 10.000 millones de pesos aportados a partir del bono que otorgará Oldelval por el proyecto Duplicar Norte, sumados a un crédito de 60 millones de dólares gestionado ante Fonplata.

Weretilneck confirmó que -tras la aprobación del convenio por parte de la Legislatura rionegrina- la provincia comenzará rápidamente con las tareas de bacheo sobre la Ruta 151 a la altura de Catriel, el punto que presenta mayor deterioro y que resulta vital para el tránsito de arena hacia Vaca Muerta.

La segunda fase está prevista para comenzar entre enero y marzo, y estará orientada a finalizar obras abandonadas por Nación, como la rotonda de Chichinales, el puente ferroviario y el Puente 83 en Cipolletti. En tanto, proyectan hacia 2027/28 un sistema vial integrado entre Cervantes y el río Neuquén para responder a la nueva dinámica del tránsito pesado que requiere la industria petrolera.

Weretilneck confirmó que para este esquema prevén concesionar las rutas y establecer el cobro de peajes: “El sistema vial integrado va a tener que ser concesionado para que las propias empresas puedan llevar adelante las obras, la gestión y el cobro de peaje. Creo que no hay otra alternativa”, planteó.

Nuevos bonos para infraestructura

El mandatario se refirió también a los acuerdos firmados con la industria para obtener fondos destinados a fortalecer la economía local y desarrollar infraestructura. En este sentido, abordó el “bono VMOS” -equivalente a unos US$ 1.000 millones que serán otorgados a 13 años- y que en un principio había generado roces con el consorcio que exportará crudo desde Punta Colorada. Ante esto, afirmó que ya trabajan para implementar un esquema similar con el proyecto Argentina LNG, la propuesta de Southern Energy (SESA) y el plan de Transportadora de Gas del Sur (TGS) para exportar Líquidos de Gas Natural (LGNs) y que atravesará territorio rionegrino.

“Queremos que con Vaca Muerta Argentina sea un país exportador mundial de gas y petróleo, y Río Negro está dispuesta a cumplir el rol de ser el lugar donde se alberga el hub exportador más importante de América Latina. Para eso tienen que entender nuestras condiciones. Nosotros dejamos en claro que no buscábamos beneficios de la industria para el Estado, sino de la industria para la comunidad en su conjunto. Este concepto es el que prima”, afirmó.

Señaló que la provincia garantizó el consenso social para que todos estos proyectos puedan concretarse y expresó que “hay algo muy importante que es el andamiaje general que Río Negro plantea. Nos propusimos ser una provincia previsible de aquí a toda la vida útil de estos proyectos, porque la industria necesita confianza y estabilidad fundamentalmente, pero todos estos proyectos generan impacto y la idea de estos bonos es mitigar ese impacto, porque si no no tendríamos elementos para hacerlo”, sostuvo.

Empleo, capacitación y proveedores: una carrera a contrarreloj

Weretilneck afirmó, por otro lado, que estos grandes proyectos despiertan expectativas en la comunidad y señaló que hoy hay una carrera a contrarreloj para poder dotar a la provincia de empleo capacitado y una red de proveedores que aún no está desarrollada.

“Somos muy estrictos con el cumplimiento de nuestras leyes como el 80% de empleo rionegrino. Esto tiene dos objetivos: primero, que nuestros vecinos se sientan protagonistas de lo que está pasando y segundo, no generar expectativas de que vengan de otras provincias a radicarse y después no tengan trabajo. Pero además, buscamos que la mayor cantidad de proveedores de estos megaproyectos sean de nuestras empresas”, sostuvo.

En este sentido, explicó que Río Negro es una provincia agrícola, ganadera, pesquera, minera en desarrollo y turística, y sostuvo que “nuestros empresarios, nuestros pequeños y medianos industriales y nuestra matriz del sector privado está pensada para otra cosa: para la pera, la manzana, la cereza, el maíz, la alfalfa, la ganadería, la pesca y el turismo. Prepararlos para un nivel de exigencia como el que tiene la industria del gas y el petróleo es difícil. A veces cuesta porque este tipo de proyectos traen sus proveedores de otros lugares”.

Weretilneck sostuvo que lograr esto requiere un nivel alto de exigencia para que las pymes puedan alcanzar los estándares que solicita la industria hidrocarburífera y generar un entramado industrial y una asociatividad entre empresas: “Esto forma parte del trabajo acelerado que venimos haciendo en el último año y medio: capacitar al personal, hacer cumplir la ley del 80/20, formar las cámaras empresariales, asociar a nuestras cámaras con las grandes empresas que vienen y ahí vamos”, concluyó.

, Laura Hevia

El día de la primavera 2026 llegó con alerta naranja e intensos vientos en una amplia zona del país, con eje en el centro bonaerense y la costa atlántica, y una producción de energías renovables que se mantuvo destacada durante buena parte de la mañana y la tarde: la demanda de energía eléctrica de Argentina fue cubierta en cerca de un 40% por fuentes renovables, un valor destacado para un día hábil (el récord, del 19 de octubre de 2025, había sido de 44%, pero domingo, día de menor demanda).

Así lo reportó Cammesa en su seguimiento en línea de la generación renovable. Pasadas las 14:00, la generación eólica y fotovoltaica rondaba los 6.500 MW -alrededor de 4.200 MW eólicos y 2.300 MW solares-, sobre una demanda total de casi 17.000 MW. Sumando bioenergía e hidráulica de baja potencia, el total renovable llegó a cubrir el 40% de esa demanda, según la métrica de Ley 26.190. Hacia las 18:00, la cobertura de la demanda con renovables bajó al 30%.

Alertas naranjas y energía eólica

El Servicio Meteorológico Nacional (SMN) emitió alertas naranjas por vientos en el día de la primavera en provincias del norte, centro del país. En provincia de Buenos Aires, en cuyos centro y sur se encuentra buena parte de la capacidad eólica instalada del país, fue por vientos de entre 50 y 70 km/h con ráfagas de hasta 90.

El nivel naranja, según la propia definición del organismo, implica “fenómenos meteorológicos peligrosos para la sociedad, la vida, los bienes y el medio ambiente” y recomienda extremar precauciones: asegurar objetos que puedan desplazarse, evitar actividades al aire libre y estar atento a la caída de ramas o estructuras sueltas. Es el segundo nivel más alto del sistema de alertas tempranas del SMN, por debajo solo del rojo, reservado para fenómenos excepcionales con riesgo de emergencia o desastre.

Como informó EconoJournal, un mapeo de aerogeneradores de Argentina de la empresa Alpes Energy señalaba a abril 2026 la operación de 1.249 aerogeneradores en total en nueve provincias, distribuidos en 72 parques eólicos y 4.558 MW de potencia habilitada. Dentro de ese total, Buenos Aires va a la cabeza: tiene 513 aerogeneradores, mientras que las provincias patagónicas con producción eólica, Neuquén, Río Negro, Chubut y Santa Cruz suman, entre todas, 558 equipos. 

La capacidad de los equipos crece por el número de aerogeneradores y porque los nuevos equipos son más potentes. Tienen rotores de mayor diámetro y torres capaces de aprovechar mejor el viento.

En Buenos Aires hay parques eólicos en Bahía Blanca, Tornquist, Villarino, Tandil y Olavarría, entre otros partidos que hoy estuvieron bajo alerta naranja por vientos y aportaron energía al sistema eléctrico. Una matriz eólica que, en un 21 de septiembre particularmente ventoso, se hizo notar.

, María Eugenia Rodríguez

El gobierno de Neuquén mantuvo el superávit de sus cuentas en el segundo semestre del año, empujado por el crecimiento de las regalías de Vaca Muerta y una contención del gasto por debajo de los ingresos corrientes. La fórmula de equilibrio fiscal con obras que Rolando Figueroa implementó desde su llegada al poder en 2023 será parte de la estrategia discursiva para la campaña del año que viene en la diferenciación con la gestión de La Libertad Avanza.

La Provincia cerró la primera mitad del año con una ejecución de recursos por ahora mejor de la que había presupuestado. Esto se dio, principalmente, por efecto de la suba del precio del barril de petróleo que generó la guerra en Medio Oriente y su correspondiente impacto en las regalías y la recaudación de Ingresos Brutos.

Según los datos que difundió el ministerio de Economía de Neuquén, los ingresos corrientes del primer semestre superaron los 4 billones de pesos, de los cuales 1,7 billones correspondieron a regalías. Las de petróleo explicaron más del 76%, las de gas un 18% y las hidroeléctricas completaron el resto.

La segunda fuente de ingresos fue la recaudación provincial, que alcanzó los 1,1 billones a partir del cobro de Ingresos Brutos, Sellos e Impuesto Inmobiliario.

El gobierno destacó que más del 84% de los ingresos corrientes de Neuquén son de origen provincial y que la mayor incidencia de los recursos propios está vinculada al crecimiento de la actividad hidrocarburífera.

La coparticipación nacional y los envíos por leyes especiales, en cambio, fueron apenas de 0,6 billones. El escaso reparto que recibe la provincia del gobierno central es uno de los reclamos que viene haciendo Figueroa, en particular ahora que Neuquén aporta un 5% del Producto Bruto Interno (PBI) del país.

Los gastos, por debajo

En el apartado de los gastos, los corrientes totalizaron 3,4 billones de pesos a junio de este año, con un peso preponderante del gasto salarial, que se llevó 2,4 billones (más del 70%). Neuquén tiene un acuerdo con los gremios estatales por los cuales los sueldos de los 70.000 trabajadores provinciales se actualizaron trimestralmente por inflación.

Otra partida en importancia fue la de transferencias, donde los municipios se llevaron 0,5 billones por el reparto de la coparticipación provincial y otros aportes discrecionales del Poder Ejecutivo.

La secretaria de Hacienda de Neuquén, Carola Pogliano, explicó que el aumento del precio del barril fue lo que permitió compensar parte del impacto de la inflación que viene siendo superior a la prevista en el presupuesto. «Todas las consultoras están estimando que la inflación anual va a estar arriba del 30%», afirmó en declaraciones oficiales.

Pero detalló que, durante los primeros siete meses del año, los ingresos corrientes de la provincia crecieron 18% en términos reales, mientras que los gastos corrientes aumentaron un 7,8%.

Esta diferencia fue la que le permitió a la gestión obtener un resultado económico de 0,5 billones de pesos (583.588 millones) en el primer semestre y mantener el equilibro que es una de las vías que elige Figueroa para diferenciarse de las administraciones anteriores.

El ritmo de la obra pública

En la primera mitad del año, el gobierno también pudo sostener el ritmo de inversión en obra pública, aunque todavía lejos de lo que presupuestó para todo el 2026.

Según los datos publicados por Economía, la Inversión Real Directa alcanzó los 396.079 millones de pesos, cuando la previsión a alcanzar a fin de año es de 1,1 billones.

Es posible que en el monto influya la veda climática que paraliza buena parte de los trabajos en las zonas de la cordillera durante el invierno. Además de las que se retomarán con el comienzo de la primavera, habrá otras que se activarán con licitaciones nuevas como las del corredor petrolero de Vaca Muerta que se acordaron con las empresas operadoras.

El resultado financiero del período alcanzó los 137.377 millones y el planteo de la gestión de Figueroa fue que se busca «sostener el crecimiento sin resignar el orden fiscal». Es la fórmula de superávit, pero con obras, con la que viene distinguiendo su gobierno del que encabeza Javier Milei.

Los funcionarios de Economía ahora están elaborando el proyecto de Presupuesto 2027 que se presentará el 31 de octubre con las variables que presentó el presidente en el Congreso: una inflación anual del 18%, dólar a fin de año de 1.847 pesos y un crecimiento del PBI del 4%.

A eso le añadirá la estimación de producción de gas y petróleo para el año y una previsión respecto de los precios, lo que permitirá estimar las regalías a recibir el año que viene.

, Andrea Durán

La terminal de OTAMERICA en Puerto Rosales recibió los brazos de carga que serán destinados a la tercera posición de operación del nuevo muelle del Proyecto Rosa Negra. La incorporación de estos equipos constituye un nuevo avance en la ampliación de la infraestructura ubicada en el partido de Coronel Rosales, que apunta a incrementar su capacidad operativa, según precisaron desde la compañía.

Los equipos arribaron al Puerto de Zárate y posteriormente fueron trasladados por camión hasta Punta Alta. Fabricados por la empresa neerlandesa KANON, cada uno de los brazos de carga tiene una altura de 27 metros, un peso aproximado de 38 toneladas y una capacidad máxima de transferencia de 4.000 metros cúbicos por hora.

Los equipos serán trasladados por vía marítima hasta la plataforma mediante pontones. Este procedimiento forma parte de la secuencia prevista para su instalación en la nueva posición del muelle. El montaje está previsto para la próxima semana, sujeto a las condiciones climáticas necesarias para realizar las maniobras de izaje y posicionamiento.

Los trabajos estarán a cargo de la UTE integrada por Dyopsa, Trevi y Concretnor, mientras que la supervisión corresponderá a la empresa especializada AESA. También participará un técnico especialista de KANON.

Una nueva posición operativa

La llegada de los brazos de carga se produce durante la tercera etapa del Proyecto Rosa Negra, que contempla la incorporación de una posición adicional de operación al muelle existente.

Con esta ampliación, la infraestructura adoptará una configuración en forma de “T” y contará con capacidad para atender operaciones de buques de porte Panamax a Suezmax.

La incorporación de esta tercera posición forma parte de las obras previstas para ampliar la capacidad operativa de la terminal de Puerto Rosales y fortalecer la infraestructura asociada al movimiento de hidrocarburos.

, Redaccion EconoJournal

El apagón que el sábado por la noche dejó sin electricidad a más de 600.000 usuarios del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) se originó por una falla en un interruptor de 220 kilovoltios (kV) de la estación transformadora Malaver, una instalación de Edenor ubicada en el partido bonaerense de San Martín.

La distribuidora confirmó públicamente que el origen del incidente estuvo en un interruptor de 220 kV de esa estación y señaló que continúa investigando las causas específicas que provocaron el desperfecto.

Según pudo reconstruir EconoJournal de fuentes al tanto del incidente, el equipo involucrado fue el interruptor N° 64 de la estación Malaver. El evento habría tenido, además, una segunda anomalía que resultó determinante para explicar la magnitud que finalmente alcanzó el apagón: no habría actuado correctamente la protección por “discrepancia de polos”, un mecanismo diseñado precisamente para evitar que una falla de este tipo permanezca en la red.

Qué ocurrió en Malaver

Los interruptores utilizados en redes de 220 kV cuentan con tres polos, uno por cada una de las fases del sistema eléctrico. Ante determinadas fallas, esos equipos o sistemas de protección deben abrir para interrumpir el paso de corriente y aislar rápidamente el sector afectado.

Fuentes consultadas por este medio explicaron que uno de los polos del interruptor N° 64 quedó abierto mientras los restantes permanecieron cerrados. Esa condición dejó al sistema funcionando transitoriamente con una de las fases interrumpida y produjo un fuerte desequilibrio eléctrico.

En condiciones normales, las corrientes que circulan por las tres fases de un sistema trifásico se encuentran equilibradas. Cuando una de ellas queda abierta, ese equilibrio se rompe y puede aparecer lo que técnicamente se denomina corriente residual u homopolar, que en la operación cotidiana de las redes también suele identificarse como “corriente de neutro”.

Es decir, el problema inicial en el interruptor generó una condición eléctrica anormal que debía ser identificada y despejada rápidamente por los sistemas automáticos de protección.

La protección que debía actuar

Ahí aparece un segundo elemento central para entender lo ocurrido. Los interruptores de alta tensión cuentan con una protección denominada “discrepancia de polos”, cuya función es detectar cuando los tres polos del equipo no se encuentran en la misma posición.

Si, por ejemplo, dos polos permanecen cerrados y el tercero queda abierto, la protección detecta esa diferencia. Después de una temporización previamente configurada —para evitar actuar ante los pequeños desfases que pueden producirse durante una maniobra normal— el sistema debe enviar una orden de disparo para llevar el interruptor a una condición segura.

En general, eso implica ordenar la apertura de los tres polos y aislar eléctricamente el sector donde se produjo la anomalía.

Según indicaron a este medio fuentes conocedoras de lo sucedido, esa protección no habría funcionado como estaba previsto en Malaver. Por ese motivo, la condición de desequilibrio y la circulación de corriente de neutro permanecieron durante más tiempo del que debería haber tolerado el sistema.

Por qué la falla se propagó

La persistencia de esa condición anormal terminó provocando la actuación de otras protecciones de la red e impactó también sobre el sistema de generación. En una red eléctrica interconectada, la salida intempestiva de instalaciones de transmisión o generación puede modificar en pocos instantes los flujos de potencia y las condiciones eléctricas de instalaciones ubicadas a kilómetros del lugar donde se originó el incidente.

La secuencia exacta de actuación de cada protección es uno de los elementos que todavía deberán determinar los análisis técnicos del evento. Esos registros permiten reconstruir, con precisión de milisegundos, qué equipo falló primero, qué protecciones actuaron posteriormente y cómo se propagó la perturbación.

Casi 600.000 usuarios sin suministro

El alcance fue significativo. En el momento de mayor afectación se registraron 519.472 usuarios de Edenor y 78.125 de Edesur sin suministro, es decir, más de 600.000 usuarios entre ambas distribuidoras.

El apagón alcanzó numerosos barrios de la Ciudad de Buenos Aires y localidades del conurbano. En el área de Edenor se registraron cortes desde el norte del Gran Buenos Aires hasta barrios porteños como Belgrano, Palermo, Recoleta, Saavedra y Villa Urquiza.

La perturbación también alcanzó instalaciones que abastecen el área de concesión de Edesur. La distribuidora informó durante la noche del sábado que la interrupción que afectó a sus clientes había sido provocada por una falla externa a su propia red.

El suministro comenzó a recuperarse progresivamente durante la noche y quedó prácticamente normalizado antes de la medianoche.

, Nicolas Gandini

Budapest, Hungría — La asociación Eurometal, que representa al sector europeo de distribución e intermediación de acero, tubos y metales, lideró el pasado 7 de septiembre una marcha en Bruselas para la Competitividad Industrial. EconoJournal dialogó con Alexander Julius, presidente de la asociación, sobre el peso de los costos energéticos, la competencia de Estados Unidos y Asia, y el riesgo de que las nuevas inversiones industriales comiencen a localizarse fuera de Europa. “Los clientes industriales siguen afrontando precios minoristas de electricidad y gas sustancialmente superiores a los niveles previos a la crisis y a los que pagan sus competidores”, aseguró.

La asociación representa a unas 3.500 empresas -en su mayoría pequeñas y medianas- que generan alrededor de 100.000 empleos directos y suministran aproximadamente el 60% del acero que llega a más de un millón de clientes industriales y del sector de la construcción en Europa.

El precio del gas es una de las mayores preocupaciones de la entidad. El viernes cerró a 79 €/MWh, tensionando el mercado eléctrico, el cual ya arrastraba precios altos desde el año pasado. En 2025, el precio promedio de la electricidad para consumidores no domésticos de la Unión Europea, con un consumo anual de entre 500 y 2.000 MWh, se ubicó en 0,1837 €/kWh, según Eurostat. Si bien hubo una leve recuperación desde los 0,1987 €/kWh del segundo semestre del 2022 (año en el que comenzó la invasión rusa a Ucrania) el mercado eléctrico europeo está lejos de volver a la normalidad, teniendo en cuenta que durante el 2020 el precio rondaba los 0,125 €/kWh.

La Agencia Internacional de Energía (IEA) también advirtió que “los precios para las industrias de alto consumo energético en 2025 continuaron siendo, en promedio, aproximadamente el doble que en Estados Unidos y más del 50% superiores a los de China e India”. Esta pérdida de competitividad, con el precio de la energía como uno de los factores causantes, se convirtió en una de las principales preocupaciones de la industria europea.

Energía cara, importación, relocalización y el riesgo de perder inversiones

—¿Cuál es el estado actual de la industria europea del acero en términos de capacidad instalada y empleo?

—La producción de acero bruto en la UE cayó a un mínimo histórico de 125,8 millones de toneladas en 2025. Desde 2019, Europa ha perdido aproximadamente 34 millones de toneladas en términos de producción y utilización de la capacidad. En consecuencia, la utilización de la capacidad se mantiene muy por debajo del nivel requerido para una industria intensiva en capital, que por lo general necesita operar por encima del 85% aproximadamente para seguir siendo competitiva.

El impacto en el empleo suele producirse con cierto desfase temporal. Inicialmente, las empresas reducen los turnos y la jornada laboral, y aplazan la contratación y las inversiones. Los cierres y la pérdida definitiva de puestos de trabajo llegan más tarde. Por tanto, una baja utilización de la capacidad hoy en día constituye una señal de alerta importante sobre el empleo futuro.

—¿Los precios de la energía siguen restándole competitividad a la industria?

—Los precios han bajado desde un pico excepcional provocado por la crisis, pero descender desde niveles de emergencia no equivale a recuperar la competitividad internacional. Si bien los precios mayoristas europeos se han estabilizado, los clientes industriales siguen afrontando precios minoristas de electricidad y gas sustancialmente superiores a los niveles previos a la crisis y a los que pagan sus competidores. La factura industrial final también incluye los costos de red, impuestos, tasas y el costo del carbono. Además, Europa sigue dependiendo estructuralmente de los combustibles importados y expuesta a los precios mundiales del GNL.

Esta situación es especialmente grave porque la transición hacia una producción de acero baja en carbono requiere mucha más electricidad y, en algunos procesos de fabricación, hidrógeno renovable o bajo en carbono. Europa insta a las empresas a electrificar sus procesos precisamente cuando la electricidad constituye una de sus mayores desventajas competitivas. Si no se resuelve esta contradicción, las inversiones en descarbonización se retrasarán o se destinarán a otras regiones.

—¿Se están redirigiendo ya las inversiones fuera de Europa debido a los costos energéticos?

—Sí, aunque la deslocalización industrial rara vez se produce como un simple traslado de una fábrica completa. Por lo general, adopta la forma de cierre de capacidad europea, suspensión de inversiones en Europa y abastecimiento del mismo mercado desde un centro de producción de menor costo fuera de la UE. Un ejemplo claro es Vallourec, el fabricante francés de tubos de acero sin costura. La empresa cerró sus operaciones de laminación en Düsseldorf y Mülheim, Alemania, y trasladó la producción de los artículos que allí se fabricaban a su centro industrial en Brasil. El cierre afectó a unos 1.500 trabajadores, incluidos 835 empleados que posteriormente recibieron ayudas del Fondo Europeo de Adaptación a la Globalización. Vallourec declaró que abastecer a los mercados internacionales de petróleo y gas desde Brasil resultaba mucho más rentable que producir en Alemania.

Una tendencia más reciente —y potencialmente más perjudicial— es que las empresas mantienen su presencia en Europa, pero ubican la nueva capacidad de producción en otros lugares. ArcelorMittal, por ejemplo, decidió en 2025 no llevar a cabo las inversiones previstas en instalaciones de hierro de reducción directa (DRI) de bajas emisiones y hornos de arco eléctrico en Bremen y Eisenhüttenstadt, a pesar de la propuesta de ayudas públicas alemanas por valor de 1.300 millones de euros. La empresa aludió explícitamente a los precios de la electricidad y a la falta de un entorno económico y normativo viable.

Eurometal también ha mantenido un estrecho contacto con numerosos fabricantes de toda la cadena de valor europea del acero y los metales. En estos intercambios, las empresas nos han comunicado que han detenido o aplazado inversiones en la UE y que están considerando ubicar su futura capacidad fuera de Europa. La tendencia es inequívoca y profundamente preocupante.

—¿Qué rol tienen hoy los costos de electricidad y gas frente a la competencia con Estados Unidos, China o India?

—No existe un porcentaje único y significativo aplicable a todos los fabricantes o procesadores de acero. Lo relevante es que, incluso cuando la energía no representa el mayor costo individual, el sobreprecio europeo afecta a todas las fases de la cadena: fabricación del acero, laminado, tratamiento térmico, transformación, transporte y reciclaje. Dicho sobrecosto se acumula en el precio del producto final. En el caso de productos estandarizados que se comercializan internacionalmente y tienen márgenes reducidos, una desventaja de costos relativamente pequeña puede determinar dónde se adjudica un pedido o dónde se realiza una inversión. Europa no puede dar por sentado que la eficiencia medioambiental bastará por sí sola para compensar una base de costos estructuralmente más elevada.

Los costos del gasoil y del transporte también constituyen una parte importante del problema de competitividad. Los productos siderúrgicos y metálicos son pesados, y los distribuidores y procesadores europeos dependen en gran medida del transporte por carretera. Por tanto, la competitividad energética debe evaluarse teniendo en cuenta el costo industrial total —incluidos la electricidad, el gas natural y los combustibles para transporte— y no sólo los precios de la electricidad.

—¿Cuáles serían, entonces, los otros factores que explican la tendencia negativa para la industria?

—Se trata de un problema de competitividad acumulativa. La energía es una de las causas estructurales más importantes, especialmente en el caso del acero primario, los metales no ferrosos, el tratamiento térmico y otros procesos que consumen mucha energía. La débil demanda también es importante: los sectores europeos usuarios de acero se contrajeron nuevamente en 2025, y la demanda de acero se mantiene alrededor de 10 millones de toneladas por debajo de su nivel de 2019. Al mismo tiempo, las importaciones de productos transformados con uso intensivo de acero se duplicaron con creces entre 2010 y 2024, alcanzando más de ocho millones de toneladas.

La carga regulatoria de Europa es otro componente. Las empresas europeas enfrentan costos de carbono, informes de sostenibilidad, requisitos de productos y obligaciones administrativas cada vez mayores que muchos competidores extranjeros no enfrentan. Cada medida puede tener un objetivo legítimo, pero su costo combinado y la velocidad de implementación no se han evaluado adecuadamente. Por lo tanto, el problema no es energía versus regulación versus comercio. Es la combinación de altos precios de la energía, reglas asimétricas, importaciones a precios injustos, demanda débil y lentitud en la concesión de permisos lo que hace que la inversión en Europa sea cada vez más difícil.

—¿Cuál sería la solución a esta problemática para Eurometal? ¿Pueden los subsidios y las tarifas especiales restaurar la competitividad?

—Durante la manifestación de Eurometal en Bruselas nuestro mensaje fue precisamente que la industria europea no pide subsidios ni un trato especial. Pedimos unas condiciones de competencia equitativas que permitan a las empresas europeas competir en igualdad de condiciones. Los fabricantes europeos cumplen con algunas de las normas más exigentes del mundo en materia medioambiental, social, de contabilidad de carbono y de producto. Estos requisitos conllevan costos. Sin embargo, Europa sigue importando productos acabados y semielaborados de países donde los productores no siempre afrontan obligaciones, costos de carbono o requisitos de transparencia equivalentes. Esto genera un desequilibrio fundamental. Proteger el acero en su fase primaria resulta insuficiente si los productos transformados que contienen grandes cantidades de acero pueden entrar en Europa sin estar sujetos a obligaciones equivalentes en materia de carbono, trazabilidad y normativa. Lo que Europa necesita es un sistema energético estructuralmente competitivo y unas condiciones de comercio justo. Las medidas comerciales y las normas sobre el carbono deben abarcar los productos transformados pertinentes y evitar la elusión de la normativa.

El desafío hacia el próximo invierno

De cara al invierno 2026/2027, desde Eurometal advierten que el desafío ya no pasa únicamente por garantizar el abastecimiento energético, sino por asegurar que la industria pueda acceder a la energía a precios que le permitan competir internacionalmente. La asociación también puso el foco en acelerar las medidas destinadas a equiparar las condiciones entre los fabricantes europeos y los productos importados.

En ese sentido, Julius valoró la reciente posición adoptada por el Parlamento Europeo para ampliar el Mecanismo de Ajuste en Frontera por Carbono (CBAM) a determinados productos transformados intensivos en acero y aluminio, aunque advirtió que el calendario previsto -a partir del 2028- resulta demasiado lento frente a las decisiones de inversión que las empresas deben tomar actualmente.

, Carla Mastroianni

El presidente de Bolivia, Rodrigo Paz, anunció la eliminación de los subsidios al gasoil (diesel) que aún permanecían vigentes para los pequeños consumidores. La medida tuvo un impacto directo en los precios en el surtidor, que durante el fin de semana treparon a casi dos dólares por litro de gasoil. El objetivo oficial es poner fin a los subsidios a los combustibles, cuyo costo asciende a US$ 55 millones semanales, explicados principalmente por el gasoil.

En concreto, el presidente boliviano firmó el viernes el decreto supremo 5716 que establece una nueva fórmula para el cálculo del precio del gasoil que se comercializa en las estaciones de servicio. El decreto reemplaza el precio fijo por un mecanismo de precio de paridad de importación, que suma al costo del diésel importado el transporte, el almacenamiento, la inspección, el financiamiento y los impuestos aduaneros.

La nueva fórmula arroja un precio inicial de 17,95 pesos bolivianos (1,83 dólares) por litro, un aumento de 83% con respecto al precio antes fijado en 9,80 bolivianos para el segmento minorista. El nuevo precio ya era abonado por el segmento mayorista (camioneros e industrias).

El regulador calculará y publicará todos los días hábiles el precio de referencia para las estaciones, tomando como precio de referencia de importación el Diésel ULSD Colonial 62 pipe fob cycle 1, Houston close, pipeline fob.

La fórmula establece una banda de tolerancia de +/- 5% sobre el precio de importación, habilitando subas o bajas en el precio de referencia para las estaciones de servicio si el precio de importación se desvía de esa banda.

Por la noche del viernes, Paz explicó por cadena nacional que la nueva fórmula representa el fin de los subsidios a este combustible. «Hemos tomado la decisión de que, desde hoy el diésel costará lo mismo que nos cuesta comprarlo fuera«, dijo el mandatario.

Sobre los subsidios a las naftas, el GLP y el gas natural, el ministro de Hidrocarburos, Marcelo Blanco, aseguró que por el momento la eliminación de subsidios únicamente alcanza al gasoil. Las naftas se comercializan a un precio fijado en 6,96 pesos bolivianos por litro.

El fin de los subsidios al gasoil también forma parte de la letra chica negociada con el Fondo Monetario Internacional (FMI) a cambio de un préstamo de US$ 1900 millones. El directorio del FMI ratificaría el préstamo el próximo 2 de octubre y liberaría una primera partida de US$ 250 millones.

Normalizar el abastecimiento de gasoil en Bolivia

La eliminación de los subsidios al gasoil forma parte de una serie de medidas que la administración de Rodrigo Paz viene aplicando progresivamente desde el inicio de su mandato para normalizar la importación y abastecimiento de combustibles en Bolivia. El país importa el 90% del gasoil que consume.

La primera medida fuerte llegó en diciembre con el descongelamiento de los precios de las naftas y gasoil. En ese momento el precio de la nafta prácticamente se duplicó, mientras que el precio del gasoil casi se triplicó. Los precios estuvieron prácticamente congelados por más de dos décadas, con un consecuente costo fiscal que en los últimos años se ubicó entre US$ 1500 y US$ 2000 millones por año.

Sin embargo, esos aumentos fijados por decreto quedaron desactualizados cuando el Banco Central de Bolivia a fines de junio adoptó un régimen cambiario flexible en reemplazo del fijo que se mantuvo por 15 años. El dólar oficial dejó de cotizar a 6,96 bolivianos y ahora cotiza a valores diarios, ubicándose actualmente en 11 bolivianos por dólar.

La promesa de abandonar el sistema de subsidios a los combustibles que rige desde 2005 finalmente comenzó a materializarse el último viernes, con la nueva fórmula para ajustar los precios del gasoil en los surtidores para el segmento minorista.

Otra medida significativa se tomó a comienzos de septiembre con la publicación del decreto supremo 5701 que autorizó de manera excepcional a las refinerías del país a importar petróleo crudo para procesarlo y comercializar directamente sus combustibles derivados a precio de mercado, sin subsidio alguno.

, Nicolás Deza

El proyecto de baterías más grande de la primera tanda de la licitación AlmaGBA, BESS Nuevo Puerto, se suma próximamente al sistema eléctrico argentino. Con 150 MW, forma parte de la primera iniciativa y licitación a gran escala de sistemas de almacenamiento de energía (BESS, por las siglas en inglés) para reforzar el suministro en los picos de consumo en el AMBA. Usa baterías de litio-ferrofosfato -LFP- y es propiedad de Central Puerto.

Según la última presentación a inversores de la compañía, actualizada el 17 de septiembre, BESS Nuevo Puerto, ubicado en el predio de la central homónima de Central Puerto, en el puerto de la Ciudad de Buenos Aires, utiliza baterías provistas por CATL (Contemporary Amperex Technology Co.), fabricante mundial del segmento, y está en un avance de obra de un 69 por ciento.

El contrato tiene una vigencia de 15 años, con Edenor como off-taker. La presentación explica cómo funciona en la práctica: es Cammesa, la administradora del mercado mayorista eléctrico, quien suministra la energía a cargar, sin costo adicional para la empresa ni arbitraje de precios de por medio.

El proyecto tiene una autonomía de cinco horas de descarga continua, lo que equivale a unos 750 MWh, según el comunicado de adjudicación de la empresa. La compañía prevé energizarla entre octubre y noviembre de 2026, con entrada en operación comercial en el último trimestre del año.

Nuevo Puerto es parte de la iniciativa AlmaGBA para reforzar los nodos más exigidos de las redes de Edenor y Edesur. De los 667 MW finalmente adjudicados entre siete empresas, Central Puerto se llevó las dos ofertas más competitivas: la de Nuevo Puerto y la de Costanera, su otro proyecto de baterías BESS de 55 MW. Según la última presentación a inversores, Costanera también usa baterías de litio-ferrofosfato de CATL y venderá su energía a Edesur.

Otros proyectos de baterías BESS que ingresan en 2026 y 2027

Cammesa informa en su web los principales ingresos previstos en almacenamiento de baterías (BESS) correspondientes a proyectos del programa AlmaGBA.

Según su programación, además de BESS Nuevo Puerto, cuyo ingreso está previsto para mediados de diciembre, otros tres proyectos de AlmaGBA tienen fecha de ingreso antes de fin de 2026: BESS Chingolo (Sullair, 24 MW); BESS Costanera (el otro proyecto de Central Puerto, 55 MW), y BESS Alma Sur (Central Dock Sud, 90 MW).

El sistema continúa incorporando capacidad durante 2027: entre otros, se informa el ingreso de BESS Parque y BESS Pilar (EDS3, 50 MW cada uno), BESS Brown y BESS Glew (Rowing, 22 MW cada uno), BESS Matheu (MSU, 150 MW —otro proyecto que empata a Nuevo Puerto como el más grande de todo AlmaGBA—), BESS Maschwitz (Genneia, 40 MW) y BESS San Fernando (Aluar, 30 MW).

, María Eugenia Rodríguez

La reforma electoral de Javier Milei dio su primer paso en el Senado. Esta semana, la comisión de Asuntos Constitucionales puso el proyecto por primera vez en debate y La Libertad Avanza defendió la necesidad de eliminar las PASO, uno de los desvelos políticos del presidente de cara al 2027. El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, no tiene problemas con eso.

Dijo en más de una ocasión que las considera un «gasto innecesario» y que hasta le interesa despejar agosto del calendario para convocar las elecciones provinciales ese mes. Lo repitió el martes pese a que, como viene contando EN/CLAVE, hoy la balanza parece inclinarse más a los primeros meses del año que viene.

Pero la reforma del oficialismo apunta a algo más que las primarias. La jefa de la bancada libertaria, Patricia Bullrich, explicó en la comisión que, además de endurecer los pisos de afiliación para los partidos y flexibilizar el acceso al financiamiento privado, también busca incorporar en la Boleta Única de Papel la opción de votar por lista completa.

«Tienen un problema de instrumentación», reconoció el gobernador sobre los planes del oficialismo para habilitar a sus aliados a «colgarse» de la fórmula de Milei con sus propios sellos. Ni más ni menos que traer las listas colectoras de vuelta al sistema electoral nacional, pero algo complicado de incorporar con esta herramienta de votación.

Figueroa, por el momento, no repitió la posición contra la lista completa que había sido bandera de los provincialismos en el debate del 2024. Esta semana dijo solamente que el gobierno nacional tiene un «desafío», que es «cómo se conjugan dos sistemas totalmente diferentes».

No habría oposición per se a las colectoras que son un mecanismo extendido en Neuquén: las utilizó el gobernador en el 2023 para conjugar su alianza multipartidaria y todo indica que lo hará de nuevo en 2027.

Pero aún evita anticipar posición sobre la reforma electoral de los libertarios y lo mismo hizo Julieta Corroza en el Senado. La representante de La Neuquinidad fue convidada a la comisión porque se incorporaron los proyectos de Ficha Limpia en el paquete, entre ellos el suyo, pero adelantó que exigirá que los debates se separen. Considera que este último es el que le interesa a la gente, versus la reforma electoral que solo está en la agenda de los partidos. 

Una advertencia y dos viajes

Figueroa remató su rodeo al tema asegurando que «falta tanto» para las elecciones que el gobierno provincial aún no entró en modo campaña. E inmediatamente dio una señal de lo contrario: un mensaje en clave que pareció activar uno de los principales argumentos para la apuesta reeleccionista del año que viene.

«Es mucho el desafío que tenemos por delante por lo que se está generando en Neuquén. Yo creo que tenemos que tomar conciencia de lo que estamos viviendo en la provincia y de cómo nos tenemos que cuidar. Y de cómo tenemos que cuidar nuestra forma de vida y nuestra forma de administrar las cosas», sostuvo.

Vuelve así el leitmotiv de la campaña legislativa del 2025 cuando La Neuquinidad salió a enfrentar a los partidos nacionales, principalmente, La Libertad Avanza, por las bancas del Congreso que se pusieron en juego.

Este martes, Figueroa encabezará un acto en Casa de Gobierno para presentar la campaña institucional «1.000 días. 1.000 razones. 1.000 obras» que buscará hacer un balance de los primeros mil días de gestión y un repaso de las obras que se están haciendo en toda la provincia. Casi una plataforma de campaña anticipada para salir a mostrar cómo es esa «forma de administrar las cosas» que sería grato preservar.

En los siguientes días, el gobernador viajará a participar en París de la Argentina Week invitado por el gobierno de Milei. A Neuquén se le asignó un lugar importante en la agenda por ser una de las provincias que más inversiones ha conseguido hasta ahora. Pero antes, Figueroa tendrá agenda propia en España y hasta visitará un centro de esquí en Francia con la intención de replicar mejoras en los cerros de la provincia.

El gobernador eligió concentrarse en esa agenda y evitó un viaje a China, algo que no hizo el intendente de Añelo, Fernando Banderet. Esta semana aterrizó en Shangai junto al dirigente de ATE y vicepresidente de CALF, Carlos Quintriqueo, desafiando las advertencias de la embajada de Estados Unidos sobre incorporar tecnología de Huawei en Vaca Muerta. El jefe comunal prepara junto a la cooperativa eléctrica una inversión en fibra óptica y un data center para unir la ciudad con el corredor petrolero.

Hubo algunas reacciones no del todo felices en algunos funcionarios del gobierno provincial. El intendente se mueve sin pedir permiso, tal como hizo con la presentación de la ley para pedir la autonomía de Añelo, por ahora sin movimiento en la Legislatura. De a poco se lo ve más en sintonía con el gremio petrolero que con Comunidad, aunque el apoyo mutuo en 2027 seguirá siendo el mismo.

, Andrea Durán

La compañía Profertil, el mayor productor de fertilizantes del país, presentará el proyecto de ampliación de la planta de Bahía Blanca en el RIGI antes de fin de año. Así lo aseguraron a EconoJournal fuentes cercanas a la compañía. La expansión de Profertil demandará una inversión de alrededor de US$ 2.000 millones y generará una nueva demanda de gas de Vaca Muerta, la principal materia prima de la compañía para la producción de urea granulada y amoníaco.

El nuevo tren productivo que Profertil instalará en la planta de Ingeniero White le permitirá elevar la producción de 1.320.000 a 2.830.000 toneladas de fertilizantes nitrogenados por año. En los hechos, la ampliación de la planta tendrá una capacidad de producción de más de 1.500.000 toneladas anuales.

La compañía, que desde diciembre del año pasado tiene como principal accionista a Adecoagro con un 90% y a la Asociación de Cooperativas Argentinas (ACA) con el 10% restante, informó este viernes que en agosto produjo más de 120.700 toneladas de urea granulada, el mayor volumen registrado para ese mes en sus 25 años de historia.

Detalles del proyecto de ampliación

Para avanzar en la presentación del RIGI antes de que termine el año, la compañía conformó un equipo de 50 profesionales que trabajan exclusivamente en ese objetivo. El equipo lleva invertido más de US$ 35 millones en los avances de la ingeniería de base, las obras para reacondicionar el muelle (el proyecto de ampliación no necesita una terminal portuaria nueva) y las instalaciones en la planta, entre otras iniciativas, según pudo relevar EconoJournal.

Según las estimaciones que hacen en Profertil, la obra demandará alrededor de cuatro años. Creen que estaría operativa para fines de 2030. La compañía tiene reservado desde hace algunos años el espacio para construir el nuevo tren de producción dentro de las instalaciones en Ingeniero White, a ocho kilómetros del centro de Bahía Blanca.

La obra demandará alrededor de 3000 trabajadores. En la actualidad, Profertil opera con más de 1000 trabajadores y en algunos momentos particulares, como en una parada de planta, puede llegar a demandar 1500 personas.

La compañía presentó este lunes un hecho relevante en la Comisión Nacional de Valores (CNV) para crear una sucursal dedicada para conformar el Vehículo de Proyecto Único (VPU), una figura legal que exige el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).

Esa decisión la tomaron los directores Ignacio Bosch, Guillermo Sánchez, Emilio Gnecco y Mario Imbrosciano en la reunión de directorio del 31 de agosto donde aprobaron la formación de la sucursal dedicada. La semana pasada Profertil también presentó ante la CNV un cambio en el estatuto de la sociedad para sumar el proyecto de ampliación de la planta como parte de los objetivos de la compañía.

Sinergia con Vaca Muerta

Profertil produce urea granulada y también alcanza las 790.000 toneladas anuales de amoníaco. En la actualidad, demanda 2,5 millones de m3/día de gas natural. La urea es esencial para la producción de trigo, maíz y cebada, entre otros productos agropecuarios.

La expansión del complejo petroquímico de Bahía Blanca significa una nueva demanda de gas natural de Vaca Muerta en el mercado doméstico. Es una muestra de la sinergia que hay entre la producción de gas no convencional de la cuenca Neuquina y el sector agropecuario.

Con la ampliación de su planta, Profertil alcanzará una producción de 2,8 millones de toneladas por año de fertilizantes. Además, se suma el proyecto que la compañía Pampa Energía lanzó este año para producir 2,1 millones de toneladas anuales también en Bahía Blanca.

De este modo, la Argentina podría alcanzar casi 5 millones de toneladas por año de fertilizantes a partir de 2030. Un volumen suficiente de urea para abastecer el mercado interno, sustituir importaciones y lograr saldos exportables.

, Roberto Bellato

Vaca Muerta se consolidó como una de las locomotoras de la economía argentina y se prepara para un nuevo salto de escala. La ampliación de la infraestructura de evacuación, el crecimiento esperado de la producción, las exportaciones de gas y los nuevos proyectos de inversión configuran un escenario de expansión para la industria petrolera. Sin embargo, este crecimiento no necesariamente garantiza que las empresas argentinas de la cadena de valor crezcan al mismo ritmo. Carlos Echeverry, del Cluster CIAR; Nicolás D’Ángelo, de Equipel; Gustavo Puzzolo, de Conuar; y el economista Juan Carlos Hallak, debatieron sobre el tema en el nuevo programa de Aguas Arriba, conducido por Nicolás Gandini.

Para Echeverry, el escenario actual tiene dos caras. Por un lado, sostuvo que las obras y las nuevas condiciones para exportar están resolviendo las limitaciones que hasta ahora condicionaban el crecimiento de la producción. Pero, al mismo tiempo, advirtió que las empresas proveedoras vienen atravesando años complejos y que actualmente enfrentan una competencia cada vez mayor.

“Aguas adentro hubo un año y medio, dos, en que la actividad convencional y en campos maduros, con las 55 [áreas convencionales cedidas] del Plan Andes de YPF, paró a cero. Ahí muchas empresas casi se destruyeron, además de la baja actividad y gente disponible para todos lados”, planteó.

Además, problematizó la competencia a la que se enfrentan las empresas proveedoras: “Hoy la competencia en Neuquén es tremenda, la oferta supera cualquier demanda. Entonces, cosas específicas, como equipos de perforación o fractura, pueden seguir teniendo valor agregado y van a seguir creciendo. Todo lo demás va a crecer de forma moderada, con precios bajos y una competitividad feroz”.

A eso se suma el interés de empresas provenientes de otros sectores de la economía por ingresar a Vaca Muerta, atraídas por de los pocos segmentos que mantienen un fuerte dinamismo. “Muchas que vienen, entran, bajan los precios y luego se tienen que ir porque soportar un cashflow negativo durante mucho tiempo no es fácil”, señaló Echeverry.

D’Ángelo sumó otro cambio que obliga a las empresas a redefinir sus estrategias: la apertura de la economía.

“Lo que se dio hace muy corto plazo fue un cambio de condiciones realmente bestial. Veníamos de una economía 100% cerrada a una economía 100% abierta. Y todos nos tuvimos que acostumbrar a esta nueva forma de trabajo”.

En el caso de Equipel, la empresa de servicios vinculada al sector eléctrico de la cual D’Ángelo es director comercial, se alcanzó un acuerdo con Siemens para importar componentes de celdas de media tensión y completar localmente su adaptación a las necesidades del mercado argentino.

“Hoy hay que salir a ver al mundo, qué es lo que el mundo puede ofrecer, y cómo customizamos o adecuamos a las demandas locales lo que podemos traer del mundo. Yo creo que ahí está el agregado de valor”, explicó.

El acuerdo demandó cerca de dos años de trabajo y requirió que Equipel certificara sus capacidades ante la compañía internacional. “Son procesos largos, pero claramente son procesos que hoy por hoy no podemos dejar de lado. Si uno quiere crecer, creo que el crecimiento viene por ese lado”, agregó.

“Win-win”: asociarse para ganar escala

La asociatividad apareció como uno de los principales puntos de coincidencia entre los empresarios. Frente a este nuevo panorama de competitividad, la posibilidad de asociarse con otras compañías puede convertirse en una vía para acceder a capacidades que una pyme difícilmente pueda desarrollar por sí sola.

Para eso, el Cluster CIAR busca utilizar su estructura para vincular empresas que quieran ingresar al mercado neuquino.

“Vos necesitás venir o con una tecnología o con un servicio especial. Aprovechá todo lo que tenemos que ya estamos establecidos: cómo entrar en un yacimiento, las bases, los equipos, te proveemos gente, contratos. Con eso tenés entre 12 y 18 meses menos de caja negativa”, informó el empresario.

Gandini: —Lo que no sé es si culturalmente, y hasta a veces políticamente, existen las condiciones para que eso fluya. Tiene que haber mucha confianza entre el que está entrando y el que ya está. ¿Eso existe o no?

Echeverry: —No, hay que desarrollarlo, hay que mostrar. En la empresa tenemos 30 años de experiencia. La confianza se gana día a día y se pierde muy rápido. Entonces, sí es fundamental generar esa confianza. Ya tenemos algunas asociaciones para presentar, que las vamos a presentar ahora [en la expo AOG Patagonia de octubre]. No es fácil. Acá hay que generarlo, pero creo que es un win-win para ambas partes.

D’Ángelo coincidió: “Por ahí unos años atrás no estaba tan clara esta necesidad o ganas de querer asociarse, pero lo que yo veo hoy y charlo con colegas es mucha predisposición y buena voluntad de querer asociarse, generar un win-win básicamente”.

“Hoy estamos hablando de un salto de escala y muchas veces sabemos que para hacer frente a ese salto de escala o lo que es necesario abastecer no se puede hacer por sí solo”, agregó.

La colaboración también puede servir para desarrollar capacidades que actualmente no existen en escala suficiente en el país. Gustavo Puzzolo relató el caso de un producto de exportación que Conuar está desarrollando y para el cual necesitaba fundición de plomo a gran escala.

“No encontrábamos fundición de plomo a alta escala, había todo pequeña escala. Entonces armamos un equipo de ingeniería entre la Comisión Nacional de Energía Atómica, Conuar e Y-TEC, y fuimos a buscar dos empresas y las estamos desarrollando”, explicó.

Según indicó, en octubre está prevista la primera entrega de ese insumo. “Es la primera vez que se hace una fundición de plomo de ese nivel y de esa calidad”, sostuvo.

La estrategia de Conuar, agregó, apunta además a internacionalizar su producción y arrastrar en ese proceso a otras empresas argentinas.

“Hoy creo que hay una gran oportunidad de internacionalizar la industria nacional, no solo mirando Vaca Muerta sino mirando la frontera”.

Echeverry aportó otra experiencia: en su anterior empresa trabajaron junto con Y-TEC y Tecpetrol para desarrollar localmente material disoluble que posteriormente también pudieron exportar. Para el empresario, combinar nuevas generaciones, capaces de incorporar rápidamente tecnologías, con trabajadores que acumulan décadas de conocimiento de la actividad, puede definir la competitividad de las compañías.

¿Qué lugar debería ocupar el Estado?

Respecto del papel del sector público, Hallak destacó las mejoras de productividad, eficiencia, calidad e internacionalización que están impulsando las propias empresas, pero consideró que falta una estrategia pública que acompañe ese proceso.

“Comparado con otras experiencias internacionales, ahí hay una ausencia total de instrumentos. Pero además de los instrumentos, que hay muchos, lo principal es la voluntad, la visión, la vocación, y eso está faltando”.

Para el economista, una política de desarrollo de proveedores no debería reducirse al compre nacional. De hecho, señaló que es uno de los instrumentos que menos le gustan si se aplica de manera aislada porque puede generar ineficiencias. En cambio, enumeró varias herramientas que puede utilizar el Estado.

“Ahí está la inteligencia de un Estado: en estar monitoreando la situación, tener los sistemas de información, tener los vínculos, el entendimiento de dónde apretar en cada momento para ir diciéndoles a las empresas y guiándolas hacia que hagan esfuerzos en desarrollar proveedores”, planteó.

D’Ángelo puso como contrapunto la experiencia de Neuquén. Destacó el funcionamiento de FECENE, la Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia de Neuquén, como espacio de articulación entre empresas, gobierno provincial y sindicatos.

“Se nuclea lo privado, lo público y lo sindical en una misma mesa. Entonces eso permite agilizar muchas discusiones o muchas situaciones que de otra manera llevarían muchísimo tiempo”, explicó.

Echeverry también apuntó a cuestiones más concretas que puede resolver el sector público, especialmente infraestructura y condiciones regulatorias. “Así como hizo la provincia de Neuquén con el tema de la logística, no solo la logística para sacar petróleo y crudo sino también para moverse, automáticamente genera riqueza: ahorra costo, ahorra tiempo”, sostuvo.

Hallak aclaró que considera positiva una mayor apertura después de años de fuertes restricciones, pero cuestionó la velocidad del proceso.

“Veníamos de una economía super cerrada y está muy bien para mí ir a una economía mucho más abierta, no hay duda. La discusión es sobre la velocidad, se abrió muy rápido mucho, se sacaron un montón de cosas -las SIRAs, el antidumping, el Valor Criterio, aranceles-, más el RIGI que también es una forma de apertura en lo que es traer insumos importados y maquinaria importada para este sector en particular”, informó el economista.

Hallak cuestionó específicamente la incorporación del upstream petrolero al RIGI porque, según sostuvo, las principales restricciones al crecimiento están cada vez más relacionadas con infraestructura y proveedores. “¿Vale la pena sacrificar recursos fiscales para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta? ¿O es mejor usar esa plata para construir los caminos, las capacitaciones? Es una decisión, es un trade off”.

Gandini le planteó entonces un contraargumento: después de la caída que experimentó la producción argentina alrededor del 2010, una política pública podría priorizar alcanzar rápidamente una producción de hasta dos millones de barriles diarios, aún resignando recursos fiscales, para aumentar las exportaciones y generar las divisas necesarias para la economía.

Hallak: —Pero esa urgencia por llegar a los dos millones, ¿es para que entren más dólares? Macroeconómicamente, que aumenten las exportaciones no es un fin en sí mismo. Ese aumento de exportaciones tan rápido lo estás viviendo en este momento. En estas condiciones te genera un tipo de cambio más bajo que te hace estancar al resto de la economía.

Gandini:  —¿Eso hasta dónde no es por el propio diseño del esquema cambiario del Gobierno?

Hallak: —No está tan claro que sea por eso que el dólar esté tan bajo. Yo creo que en gran parte está bajo por estas exportaciones incrementales que están habiendo. No es un tema ideológico de sí o no, es de calibración, cómo vas manejando el tema. Ya está creciendo a un ritmo rapidísimo y lo va a hacer hagas lo que hagas, con o sin esta medida particular, que es el RIGI al upstream petrolero.

Para el economista, el desafío está en qué ocurre alrededor de ese crecimiento: “La restricción general para que ese aumento de exportaciones se traduzca en un beneficio real tiene que ver más con que lo sepas aprovechar, con que eso te de el tiempo para que los proveedores se desarrollen, que se asocien, que mejores la productividad”.

Echeverry introdujo otra tensión desde la perspectiva de las empresas proveedoras: “El RIGI llega a las operadoras pero después todos los demás no tenemos toda esa ventaja impositiva”.

“Están en desventaja porque ustedes cuando tienen que importar tienen que pagar el arancel versus el competidor que paga un arancel más bajo afuera”, respondió Hallak.

Frente a un escenario con mayores oportunidades pero también más competencia, D’Ángelo planteó que las pymes deben encontrar un equilibrio entre invertir para crecer y evitar decisiones que puedan comprometer su sustentabilidad.

“Tenés que ser bastante cauto y analizarlo porque te puede llevar puesto”, señaló y presentó otra cara de la misma moneda: “Tampoco te podés quedar quieto porque cuando viene la ola, en vez de surfearla, te vas con ella”.

Para D’Ángelo, justamente allí puede aparecer una ventaja de las empresas de menor tamaño: “Tal vez esa es la ventaja que tenemos las pymes, somos empresas más ágiles”.

El desafío, sostuvo sobre el final del programa, será que esa agilidad pueda sostenerse cuando aumenten los volúmenes que demanda Vaca Muerta. “Crecer en cantidad es fácil, pero hay que tener toda una infraestructura detrás, hay que tener tecnología, y hoy más que nada hay que ser eficiente”, afirmó.

, Redaccion EconoJournal

El consorcio integrado por Contreras Hermanos, Boetto y Buttigliengo (BBC) y Construmin obtuvo el contrato para la construcción del Corredor Norte de Acceso al proyecto de cobre Josemaría, el más importante que tendrá la Argentina en los próximos años. La obra, adjudicada por Vicuña Argentina tras un proceso competitivo que contempló la capacidad técnica, los antecedentes y la territorialidad, comprende un tramo de 63,6 kilómetros dentro del departamento Iglesia, San Juan.

Se trata del primer segmento del Corredor Norte, una traza clave para garantizar la conectividad y la logística operativa hacia la Fase 1 de Josemaría, por la que se trasladarán insumos y equipos hacia la alta cordillera.

El contrato prevé una inversión global de US$ 135.012.246,91 y contempla un plazo de ejecución de 27 meses. Los trabajos asignados al grupo contratista abarcan obras viales integrales, movimiento de suelos masivo, sistemas de drenaje, alcantarillado, estructuras complejas, puentes, señalización e instalaciones eléctricas, indispensables para la transitabilidad pesada en terrenos de exigencia topográfica.

Desarrollo local y experiencia en obras estratégicas

Uno de los aspectos más significativos de esta adjudicación es el peso estratégico otorgado al desarrollo de la cadena de valor local. La incorporación de la sanjuanina Construmin como socio territorial responde a un programa de vinculación previa entre firmas nacionales e industriales de la provincia de San Juan, orientado a potenciar la contratación regional, la transferencia de conocimiento y la generación de empleo directo.

Este esquema de trabajo se encuadra en los programas de valor social de la operadora minera, diseñados para articular la infraestructura vial con el crecimiento socioeconómico regional. La meta compartida es que la dinamización del empleo y los servicios asociados impacten de forma directa sobre las comunidades del departamento Iglesia y zonas aledañas durante los más de dos años de trabajo previstos.

Por el lado de la capacidad constructiva nacional, la participación de Contreras Hermanos aporta el respaldo de una firma con ocho décadas de trayectoria en grandes obras de infraestructura en la Argentina. La compañía aplica estándares operativos internacionales en proyectos de alta complejidad, registrando participaciones recientes en consorcios estratégicos como la ejecución de tramos clave del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK).

Asimismo, la contratista mantiene una presencia operativa constante en los principales bloques no convencionales de la cuenca neuquina. En Vaca Muerta ejecuta obras de superficie y tendido de ductos en áreas de máxima productividad como La Amarga Chica y Bajada del Palo, prestando servicios para operadoras líderes de la industria hidrocarburífera como YPF y Vista.

La concreción de las Secciones A1 y A2 del Corredor Norte marca el inicio formal de la fase de infraestructura pesada para el cluster Vicuña. La consolidación de esta vía no solo garantizará la accesibilidad continua para la fase de construcción de Josemaría, sino que sienta las bases viales para una de las regiones con mayor potencial de extracción de cobre a escala global.

, Ignacio Ortiz

El consorcio VMOS S.A. concretó con éxito su bautismo de fuego en el mercado de capitales doméstico al colocar su primera emisión corporativa por US$ 233,6 millones.

La transacción no solo reafirma el apetito del mercado por instrumentos vinculados al midstream de la Cuenca Neuquina, sino que se posicionó de inmediato como la segunda emisión de deuda corporativa en dólares más grande registrada en el mercado local en un debut institucional.

El proceso de licitación evidenció un notable interés por parte de inversores institucionales y privados, al recibir ofertas por más del doble del tramo base que la compañía planeaba colocar inicialmente, fijado en US$ 100 millones. Esta sobresuscripción fue calificada por el propio consorcio como un claro mensaje de respaldo del mercado al ritmo de desarrollo de Vaca Muerta y a la viabilidad de su infraestructura de despacho.

Con un plazo de vencimiento a 48 meses y un cupón fijado en el 6,25% anual, la estructura del bono corporativo permite complementar el esquema financiero del proyecto. La iniciativa requiere un desembolso global estimado en US$ 3.000 millones y se encuadra de forma estratégica dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para asegurar estabilidad regulatoria y económica.

El consorcio desarrollador de la obra está integrado por las principales operadoras con presencia en la Cuenca Neuquina: YPF —quien lidera la iniciativa—, Vista, Pan American Energy (PAE), Pampa Energía, Pluspetrol, Chevron Argentina, Shell Argentina y Tecpetrol, sumando además la participación institucional de la empresa estatal neuquina Gas y Petróleo del Neuquén (GyP).

El complemento del histórico project finance internacional

El antecedente financiero inmediato que sustenta la envergadura de VMOS fue el histórico project finance internacional cerrado a mediados de 2025. En aquella instancia, el consorcio rubricó un préstamo sindicado por US$ 2.000 millones encabezado por Citi, Deutsche Bank, Itaú, JP Morgan y Santander, constituyendo el mayor crédito comercial privado adjudicado para infraestructura en el país en los últimos años.

Las obras en ejecución comprenden el tendido de un oleoducto de 437 kilómetros de longitud entre Allen y la terminal marítima de Punta Colorada, en la costa de la provincia de Río Negro. El complejo incluye la construcción de una playa de tanques de almacenamiento de 120.000 metros cúbicos y un sistema de amarre con monoboyas en aguas profundas diseñado para operar con superpetroleros del tipo VLCC (Very Large Crude Carrier).

En el plano operativo, el consorcio confirmó que los trabajos en territorio rionegrino alcanzaron un grado de avance físico del 80%. Este progreso consolidado contempla frentes críticos de ingeniería como las perforaciones dirigidas para el cruce del río Negro y los primeros acoples de las conducciones submarinas que alimentarán los puntos de embarque en el Atlántico.

De acuerdo con el cronograma del proyecto, la puesta en marcha progresiva del ducto transformará la logística hidrocarburífera nacional al elevar la capacidad de transporte de la cuenca de 650.000 a 1,2 millones de barriles diarios. Una vez operativo en su máximo potencial de exportación, de aproximadamente 550.000 barriles por día, VMOS se convertirá en un generador de divisas estimado entre US$ 15.000 y US$ 20.000 millones anuales.

, Redacción EconoJournal

Gabriel Álamo es presidente del Movimiento Popular Neuquino desde hace nueve días y, como nuevo líder del partido que dominó la provincia de Neuquén durante seis décadas, ya tiene una misión: conducir a su estructura y a su militancia detrás de la reelección de Rolando Figueroa en el 2027. Y también una certeza: «Ante opciones nacionales, siempre primero una opción provincial».

Para el actual diputado y jefe de la bancada emepenista en la Legislatura, el adversario ideológico del gobierno provincial en los comicios del año que viene será La Libertad Avanza y aseguró que la prioridad del armado electoral debe apuntar a no poner en riesgo la «autonomía provincial» y la continuidad del crecimiento de Vaca Muerta.

En diálogo con EN/CLAVE, Álamo sostuvo que «todos los partidos que tienen una base provincialista, y en particular aquellos donde hay compañeros que hicieron su escuela y se formaron en el MPN, tienen que buscar los puntos de encuentro, no las diferencias, y acompañar».

El dirigente asumió la presidencia del partido el 9 de septiembre, tras proclamarse la única lista que se había presentado para disputar la interna. Lo acompaña en la conducción el histórico dirigente y funcionario de muchos gobiernos, Jorge Lara, quien quedó al frente de la Convención.

El MPN hoy conserva su sello en 33 intendencias y en la Legislatura, donde controla una bancada de 10 diputados, más numerosa incluso que la de Comunidad, el partido del gobernador.

Pero ese escenario podría cambiar a partir del 2027, si es que el nombre del partido que moldeó el desarrollo de la provincia desde su consolidación institucional en los años 60 no aparece en ninguna boleta.

Por ahora, a lo que hoy aparece como una certeza que los propios dirigentes afirman por lo bajo, Álamo prefiere no anticiparse. «Lo que estamos haciendo ahora es trabajar con los intendentes, con las seccionales para definir cuál es la herramienta más conveniente para que todo el músculo político del MPN que asumió y que está en gestión acompañe al gobernador», afirmó.

Estimó que esa decisión, que recaerá en la Convención que reúne a 52 representantes de todas las ciudades de la provincia, se tomaría cerca de fin de año.

Lo que se sabe es que Figueroa llevará a la elección del año que viene un esquema similar al que utilizó en el 2023, con listas colectoras de diversos extractos políticos que presentarán candidatos propios a la Legislatura pero se unificarán en la fórmula para la gobernación.

Sumar a los provincialismos

Gabriel Álamo, un profesor de matemáticas que encontró en la política «otra forma de trabajar para la gente», fue dos veces intendente de Aluminé y conoció al gobernador en 2008, cuando este ocupaba el cargo de secretario de Juventud y Deportes en el gobierno de Jorge Sobisch.

Definió que lo más importante del cambio de autoridades en el MPN es «poder materializar desde lo político lo que venimos haciendo desde lo institucional», es decir, que el respaldo que el partido dio desde la Legislatura y las intendencias a la gestión ahora se traduzca en un apoyo electoral.

«Entendemos que Rolando Figueroa representa las banderas de nuestro partido, las banderas que siempre nosotros militamos y defendimos», planteó el diputado, quien llamó a otros espacios provincialistas a encolumnarse detrás del proyecto reeleccionista.

En ese lote ya cuenta a Primero Neuquén, el partido del intendente Mariano Gaido, y a Fuerza Neuquina y Federal, el del líder petrolero Marcelo Rucci, entre otros.

«No podemos poner en riesgo la autonomía provincial, la defensa de los recursos y las banderas que hoy representa Rolando Figueroa. A mí me consta, justamente por recorrer la provincia, cómo las obras de infraestructura llegan a cada rincón de la provincia y se distribuyen en las distintas regiones. Llevar escuelas y gas a una comunidad mapuche es algo que siempre pensamos que debía suceder», aseguró.

«El partido no está terminado»

En las últimas semanas, hubo agrupaciones internas y algunos referentes del MPN como el exgobernador Jorge Sobisch que salieron a cuestionar el alineamiento del partido detrás de Rolando Figueroa e incluso plantearon dudas sobre la transparencia de la convocatoria a internas.

De ese estanque también salió a pescar el secretario general de ATE y titular de Más por Neuquén, Carlos Quintriqueo, quien convocó a los militantes desencantados a sumarse a su construcción política «sin renunciar a su identidad».

«Es un indicador de que el partido no está terminado ni mucho menos, porque hoy tiene 88.000 afiliados. Y puedo asegurar que, en el interior, el MPN sigue siendo un partido importante», sostuvo Álamo.

También analizó que, desde hace años, «los votos dejaron de ser trasladables» detrás de un dirigente.

El diputado y nuevo presidente del partido alertó que «cualquier expresión partidaria por fuera de una propuesta provincialista o cualquier expresión incluso individual, personalista, lo único que hace es dividir y poner en riesgo la autonomía de la provincia».

Los rivales y el objetivo 2030

Consultado por EN/CLAVE sobre quién considera que será el principal adversario de Rolando Figueroa en las elecciones del 2027, Gabriel Álamo enumeró, en primer lugar, a los partidos nacionales.

«Sin una administración provincial que tome las decisiones mirando la provincia, ponemos en riesgo todo lo construido. Y un partido nacional claramente tiene a los jefes políticos en el Obelisco», planteó.

«Tenemos que tener en cuenta eso: ante las opciones nacionales, primero una opción provincial encolumnada con Rolando Figueroa, que ya ha demostrado lo que ha hecho con la provincia y lo que tiene planificado. No podemos poner eso en riesgo», definió.

Desde lo ideológico, y a título personal, consideró que «claramente» será La Libertad Avanza. «Un gobierno provincial que distribuye sus recursos de manera equitativa, federal, con justicia social, está muy lejos de este gobierno nacional que prácticamente no mira hacia el interior», aseveró.

Y dio como ejemplo el traspaso de rutas nacionales «sin los recursos para mantenerlas».

En cuanto a la sucesión de un eventual segundo gobierno de Figueroa, el nuevo presidente del MPN analizó que el partido debe empezar a mirar «el 2030, el 2031 y ahí sí poder pensar en un candidato propio».

«Pero para eso falta mucho, hay que recorrer mucho, y también entiendo que el paradigma de la política está cambiando. Tenemos que seguir utilizando nuestra inteligencia y también escuchar mucho a la gente para ver qué es lo que le está pasando con los partidos y ahí viene la autocrítica que nosotros tenemos que hacer: ver cómo el MPN se reinventa para seguir hacia adelante», sostuvo.

, Andrea Durán

El gobernador de la provincia de Buenos Aires, Axel Kicillof, criticó el proceso de tasación de Nucleoeléctrica y la intención del gobierno nacional de privatizar el 44% de su paquete accionario. «Privatizarla es un error, malvenderla es un delito», disparó el gobernador este jueves durante el encuentro «Realidad del sector nuclear argentino» organizado por la provincia. Entre los participantes estuvo un integrante del Tribunal de Tasaciones de la Nación (TTN), que también cuestionó el método para tasar la empresa.

El gobierno nacional encargó la tasación de las centrales nucleares al Banco de Inversión y Comercio Exterior (BICE). La expectativa oficial es recaudar cerca de 1000 millones de dólares por la venta del 44% del paquete accionario de Nucleoeléctrica (NASA). El proceso de privatización fue formalmente lanzado a través del decreto 695 de septiembre de 2025, anticipado por este medio, aunque no hubo mayores novedades desde entonces.

Críticas a la tasación y privatización de Nucleoeléctrica

Durante el encuentro con referentes y representantes gremiales del sector nuclear realizado en la Casa de Gobierno en La Plata, el presidente de la Sala C del TTN, Daniel Eduardo Martín, tomó la palabra para referirse a la tasación y la privatización parcial de las centrales nucleares.

Martín afirmó que el TTN es el único ente público facultado para tasar los activos del Estado en procesos de privatización e indicó que el organismo ya tasó el valor de las centrales nucleares en tres oportunidades.

Principalmente, cuestionó que entre las modificaciones a la Ley 24.065 de Energía Eléctrica introducidas el año pasado por la Secretaría de Energía mediante el DNU 450/25, en el artículo 75 se determinó que se deberá aplicar un único método de tasación de los activos a privatizar.

«Uno de los últimos artículos de la ley dice que para la privatización, el único método que se debe utilizar para tasar la empresa es el método de flujo de fondos descontado. La finalidad de este punto para mí es muy cuestionable, pero no tiene facultad la Secretaría de Energía de determinar un método de tasación. El único organismo rector de tasación es el Tribunal de tasación, y es el único que sabe qué método utilizar», disparó el ingeniero electromecánico y titular de la Sala C del TTN.

Martín argumentó que «el método de flujo de fondos tiene como destino, para este tipo de privatizaciones, bajar el valor de las empresas, utilizando el riesgo país y utilizando una tasa de descuento altísima. Para llegar a que NASA vale 1000 millones están utilizando una tasa de descuento del 14%, que es un despropósito para una empresa que todos los electrones que genera están vendidos al momento que los produce».

Y agregó: «La empresa vale 13.000 millones de dólares. Llegamos a esta conclusión porque en los balances del 2025, la exposición que se hizo de las tres centrales nucleares, que son la base de Nucleoelectrica, está en el orden de los 6352 millones de dólares en el registro contable. Pero en la regla, el valor actual de la empresa es de 11.600 millones, sin contar el valor en construcción».

Kicillof coincidió con la lectura realizada por el representante del TTN. «Vender a 1000 millones o pretender menos por algo que evidentemente sale 6 o 7 veces más significa dilapidar un patrimonio que es de todos los argentinos«, dijo el gobernador de Buenos Aires. «La privatización de NASA es un negociado», concluyó.

Cuál fue la agenda del encuentro sobre el sector nuclear

La gobernación de Buenos Aires convocó a referentes y representantes gremiales del sector nuclear a un encuentro en La Plata para comenzar a dar forma a un «Plan Estratégico Nuclear». Entre los temas conversados figuraron la paralización del proyecto CAREM, la relevancia de sostener la línea tecnológica de uranio natural y agua pesada y la crisis salarial en los organismos públicos de ciencia y tecnología.

Además de Martín también expusieron la diputada nacional y ex presidenta de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), Adriana Serquis, el ex presidente de Nucleoeléctrica, José Luis Antúnez, el referente gremial de APCNEA e investigador de CNEA, Ándres Kreiner, el subsecretario de Energía de la provincia, Gastón Ghioni, el presidente de la Comisión de Investigaciones Científicas (CIC) de la provincia, Roberto Salvarezza, y representantes de los gremios ATE y Luz y Fuerza, entre otros.

Desde la provincia están estudiando legalmente cómo puede evitar la privatización de la empresa, indicó Kicillof ante una consulta de EconoJournal y otros medios presentes. «Es una irresponsabilidad del gobierno de Javier Milei, lo que está en juego es el patrimonio de los argentinos y las capacidades del sector», señaló.

Recientemente, el Banco Provincia (Bapro) otorgó un crédito a INVAP para respaldar un contrato de actualización tecnológica del reactor NUR en Argelia. gobernador también destacó el apoyo que desde la provincia le están dando al sector científico y nuclear. «INVAP hace mucho tiempo que es cliente del Banco Provincia, es una política provincial apoyar la ciencia, la tecnología y particularmente a los sectores de punta como lo nuclear y satelital«, remarcó el gobernador.

, Nicolás Deza

El gobernador de La Pampa, Sergio Ziliotto, cuestionó la decisión del presidente Javier Milei de otorgarle el 100% de las regalías de Los Nihuiles a Mendoza. «Es un decreto innecesario, inviable y descabellado», sostuvo a EconoJournal. La decisión del Poder Ejecutivo Nacional busca dejar sin efecto el marco normativo que regula el complejo hidroeléctrico sobre el río Atuel, pero en la últimas horas la justicia federal ordenó la suspensión del decreto presidencial al otorgarle una medida cautelar a la provincia.

El mandatario provincial se refirió en duros términos al DNU dictado por la administración central, el cual buscó derogar la normativa de 1973 que sentó las bases para la posterior transferencia de las obras del complejo hidroeléctrico a Mendoza en 1992.

Aquel esquema tripartito entre la Nación, Mendoza y La Pampa reconoció la interprovincialidad del río Atuel y garantizó la cesión del 50 % de las regalías por la generación de energía hidroeléctrica para la provincia pampeana, un derecho que hoy el Gobierno nacional pretende dejar sin efecto en la antesala de la privatización de los activos energéticos.

Durante un encuentro con la prensa en la Ciudad de Santa Rosa, Ziliotto expuso ante la consulta de EconoJournal la postura técnica y política de la provincia frente al avance de la administración nacional en la cuenca del Atuel. «Cualquier alumno de primer año de la Facultad de Derecho entiende que un acuerdo entre tres partes no se puede anular unilateralmente. Ese decreto deroga una norma que había sido avalada por un acuerdo tripartito», aseveró el mandatario.

«En aquella oportunidad La Pampa prestó el acuerdo para que la Nación le transfiera las obras del Nihuil a Mendoza, y esa provincia se comprometió a que La Pampa reciba las regalías», argumentó el gobernador pampeano.

El frente jurídico y la privatización hidroeléctrica

Al profundizar sobre el escenario normativo, el mandatario ratificó que la vigencia del pacto de 1992 es inalienable: «Es un decreto que desde lo jurídico es innecesario porque no tiene ningún tipo de validez, es el ABC del derecho: un acuerdo tripartito no puede ser derogado por una sola de las partes. Aparte, ese acuerdo fue homologado por la Corte Suprema de Justicia y fue avalado por la Legislatura de las dos provincias; un respaldo jurídico mayor no se le puede encontrar».

Ziliotto relacionó además la maniobra de la Casa Rosada con el proceso licitatorio para privatizar la generación hidroeléctrica: «Al sector que viene y va a ganar la licitación no le cambia pagar las regalías, lo único que dice el acuerdo es que son 50 y 50. Nosotros, hace alrededor de 30 días, cuando vimos que estaba en marcha el proceso, mandamos una nota a Mendoza como signataria para que tengan en cuenta el derecho que tiene La Pampa en base a ese convenio».

A fines de julio, la Secretaría de Energía de la Nación formalizó el llamado a licitación pública nacional e internacional para transferir al sector privado la concesión del Complejo Hidroeléctrico Los Nihuiles (Nihuiles I, II, III y IV). La licitación contempla además la venta del 100 % del paquete accionario de Hidroelectricidad Mendocina S.A. (HEMSA), en una licitación conjunta entre la nacional y la provincia para readecuar las instalaciones tras el vencimiento de los contratos y proyectar nuevas inversiones.

Asimismo, el mandatario volvió a cargar contra el histórico incumplimiento ambiental por el caudal ecológico fijado para el río Atuel: «En el último fallo, que ya lleva seis años sin cumplir, la Corte dijo que La Pampa tiene que tener un ingreso de 3,2 metros cúbicos por segundo para comenzar a restituir el ambiente, porque el mayor daño es el ambiental. Hace seis años que Mendoza incumple la sentencia y hace seis años que la Corte no hace cumplir su fallo».

En el plano de los recursos hídricos y el desarrollo regional, Ziliotto trazó un paralelismo demográfico para ilustrar el impacto de la corta del río iniciada en 1947: mientras la localidad mendocina de General Alvear pasó de 3.000 a más de 50.000 habitantes en las últimas décadas, la pampeana Santa Isabel se mantuvo estancada en 3.000 pobladores.

«Nos cortaron un río hace casi 80 años. Si se aplica un uso eficiente en la administración del agua, se garantizaría el flujo para restituir el ecosistema sin afectar la producción«, aseveró el gobernador en referencia a los estudios técnicos desarrollados junto a las universidades nacionales.

En esa misma línea, el mandatario extendió el debate a la soberanía de las cuencas e interconectó la causa con la disputa en torno a la Ley de Glaciares: «La Pampa es un ejemplo de cómo se puede perjudicar a una provincia cuando las decisiones se toman mirando alrededor de la Casa Rosada, sin conocer la evolución de las economías regionales ni la tipología geográfica, ocurren estas cosas».

«Que un río nazca en una provincia no significa que sea de su exclusiva potestad; la jurisprudencia de la Argentina demostró hace rato que los ríos son interprovinciales», agregó. Pero Ziliotto valoró que el mismo juez federal de Santa Rosa que ahora avaló a la provincia por las regalías de Los NIhuiles fue quien le rechazó la cautelar contra la reforma de glaciares, medida que La Pampa apeló ante la Cámara Federal de Bahía Blanca.

Freno judicial a los alcances del decreto presidencial

La disputa se reabrió rápidamente por el fallo de la Justicia Federal con asiento en Santa Rosa que declaró la inaplicabilidad y suspendió con efecto inmediato los alcances del decreto presidencial. La medida cautelar le exige a la Nación retener y efectivar la liquidación del 50 % de las regalías hidroeléctricas en favor del tesoro pampeano y de los municipios de la cuenca afectable.

La resolución judicial ordenó darle traslado formal al Poder Ejecutivo Nacional por un plazo de tres días para que efectúe su descargo antes de dictar la sentencia sobre la medida de cautela, mientras la provincia prepara su demanda de fondo en la jurisdicción contencioso-administrativa, en un plazo de diez días.

«Acudimos a las instancias jurisdiccionales por estrategia judicial. No pedimos una cautelar a la Corte por una cuestión de tiempos; la jurisprudencia ya aprobó esta metodología para frenar los perjuicios económicos mientras se dirime la cuestión de fondo», detalló al expliacar que la competencia para litigios entre provincias y la Nación corresponde a la Corte Suprema.

El dictamen judicial, además de frenar el perjuicio económico inmediato sobre la percepción de regalías hidroeléctricas, rechazó las pretensiones de Mendoza de arrogarse el cobro íntegro del recurso en una presentacion previa ante la Corte Suprema. Con la cautelar concedida por el fuero federal, La Pampa buscará asegurar la intangibilidad de sus recursos coparticipables por generación en Los Nihuiles en tanto el máximo tribunal defina las cuestiones de fondo.

, Ignacio Ortiz

Como parte del Plan Exploratorio Neuquén Ronda N° 1/2026, la empresa provincial Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) llevó a cabo este miércoles la apertura de los Sobres B correspondientes a las propuestas económicas de los oferentes precalificados. El proceso arrojó ofertas por más de US$ 180 millones en concepto de bono de acceso al Tesoro provincial y compromisos de inversiones exploratorias que superan los US$ 230 millones.

Tras la recepción realizada el pasado 19 de agosto se habían registrado 20 ofertas presentadas por 10 oferentes para 8 de las 15 áreas hidrocarburíferas que licita la petrolera neuquina, aunque finalmente 9 compañías presentaron propuestas económicas.

La compulsa representa el primer proceso licitatorio de nuevas áreas que realiza GyP en casi una década. Para esta nueva ronda, el mapa de competidores combinó a gigantes de la industria internacional -como Continental Resources– con empresas locales consolidadas en el convencional que buscan desembarcar en shale neuquino y a otros actores de menor envergadura.

Las principales propuestas

Tal como estaba previsto, se conocieron las propuestas económicas de las empresas que superaron la etapa técnica para adjudicarse las nuevas áreas de Vaca Muerta. GeoPark encabezó la compulsa en el área Corralera Noreste tras presentar un contundente bono de acceso de US$ 60,5 millones y una inversión exploratoria de US$ 34 millones, superando holgadamente la propuesta técnica y económica del consorcio Phoenix-Continental.

Por su parte, PCR se posicionó como el oferente con mayor puntaje provisorio en tres bloques clave: La Tropilla I (ofreciendo un bono de US$ 30,5 millones e inversiones por US$ 17,7 millones), Águila Mora Noreste (bono de US$ 20,5 millones y US$ 19,3 millones en inversiones) y Santo Domingo II (con un bono de US$ 20,5 millones y un plan exploratorio de US$ 18,6 millones). En estos activos compitió directamente contra Phoenix-Continental y propuestas de actores como Patagonia Resources y Bentia Energy.

En tanto, Patagonia Energy lideró las posiciones en Corralera Noroeste impulsada por el compromiso de inversión exploratoria más elevado de toda la licitación -US$ 78,7 millones- sumado a un bono de US$ 22,1 millones.

El resto de las áreas en competencia mostraron ofertas encabezadas por JPM Energía en Pampa de las Yeguas II NE (bono de US$ 18,5 millones y US$ 26,1 millones en inversiones), Phoenix-Continental en Corralera Sur (bono de US$ 7,1 millones) y Selva María Oil en Chasquivil Sur (bono de US$ 1 millón y US$ 16,8 millones de inversión.

GyP solicitó más información

Previo a la apertura de las ofertas, la comisión evaluadora de GyP solicitó información complementaria a varias de las empresas que estaban en carrera, especialmente a aquellas que cuentan con una estructura más reducida o una menor trayectoria dentro de la industria petrolera.

El objetivo central del gobierno neuquino fue verificar la solvencia económica, financiera y la capacidad operativa real de las empresas para afrontar los compromisos en bloques exploratorios, donde el riesgo geológico es más elevado que en el corazón consolidado de la formación.

Desde GyP explicaron que el diagnóstico sobre el nivel de riesgo y la espalda financiera de cada compañía incidirá directamente en la recomendación de preadjudicación. En esa línea, advirtieron que la mayor oferta económica en la fórmula polinómica no garantizará la adjudicación automática.

«Estamos buscando un socio. No estamos vendiendo un auto o cualquier otro bien transable, donde lo único que importa es el precio de venta. Tenemos una mirada de largo plazo que apunta a encontrar un socio para GyP que ponga en valor áreas inexploradas o con mayor riesgo geológico. Queremos estar seguros de que las empresas tengan la capacidad financiera y operativa necesaria para cumplir los compromisos asumidos», argumentó una fuente provincial al tanto del proceso. Con esto, la provincia busca evitar ofertas especulativas que luego deriven en incumplimientos de inversión.

, Redacción EconoJournal

Un grupo de ingenieros de la administradora mayorista del mercado eléctrico, Cammesa, elaboraron un informe en el que sugieren reducir el parque termoeléctrico y reemplazarlo gradualmente con más generación renovable, combinada con un incremento de baterías (BESS, por sus siglas en inglés), que podrían funcionar como “amortiguadores” para garantizar la estabilidad del sistema eléctrico argentino.  

El informe modela un escenario futuro escenario tomando como base una expansión eólica y solar y analiza cómo esa transformación podría afectar la capacidad del sistema eléctrico para mantenerse estable ante desequilibrios pasajeros entre generadores de distintas zonas del país.

Según los técnicos de Cammesa, “una problemática de creciente relevancia para el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) son las oscilaciones inter-área asociadas al aumento de la generación renovable en la matriz energética. A partir de simulaciones sobre el sistema argentino proyectado a 2028, se evalúa la aplicación de sistemas de almacenamiento de energía en baterías BESS equipados con controladores Power Oscillation Damper (POD), cuyos resultados muestran una mejora en la estabilidad del sistema al reducir la amplitud y la duración de dichas oscilaciones”.

Esa estabilidad podría lograrse también con centrales térmicas que generen electricidad en base a gas natural. De hecho, a Argentina le sobra gas la mayoría del año por la producción de Vaca Muerta. Sin embargo, el informe de Cammesa sugiere otro camino.

El trabajo fue elaborado por Nicolás de San Juan, Paolo Lambri, Juan Carlos Brunello y Félix Gallego, de Cammesa, y se presentó a fines de agosto en la Sesión CIGRE 2026, evento global que se celebra cada dos años en París, Francia, y reúne a expertos y líderes de la industria del sector de los sistemas eléctricos.

Los resultados del trabajo señalan un aumento significativo en el amortiguamiento de las oscilaciones inter-área cuando se activan los equipos BESS-PODy representan una base técnica para que los planificadores y las autoridades reguladoras adopten esta tecnología como un servicio clave para la integración de energías renovables a gran escala, garantizando al mismo tiempo la fiabilidad de la red.

La función de estabilización de las baterías

Los ingenieros de Cammesa modelaron el sistema eléctrico argentino completo, sumando las redes de Paraguay y Uruguay y la interconexión con Brasil, y proyectaron un escenario a 2028 con una demanda de 20.200 MW y toda la generación eólica y solar prevista para ese año en hasta el 30% de la generación total del SADI.

Para exigir al sistema, simularon una falla típica de este tipo de estudios: partiendo de una condición N-1 (la línea de 500 kV Río Grande/Embalse fuera de servicio), simularon una caída de 500 MW en la energía importada desde Brasil.

¿Resultados? Sin baterías, el amortiguamiento del sistema fue de 3%. Con baterías concentradas en el Gran Buenos Aires, subió a 5%, el mínimo que exige el criterio de estabilidad del SADI. Y con baterías distribuidas por todo el país, el amortiguamiento llegó a 8%.

Las baterías instaladas fuera del área metropolitana tuvieron un impacto proporcionalmente mayor que las concentradas en el AMBA, porque para amortiguar este tipo de fenómeno importa tanto la cantidad como la ubicación.

Sugieren reducir el parque termoeléctrico

Los autores concluyeron que un despliegue distribuido en todo el país reduce la necesidad de mantener en servicio centrales térmicas tradicionales solo por su aporte a la estabilidad, lo que abre margen para despachar una proporción mayor de energía renovable sin comprometer la seguridad del sistema.

Los técnicos basan esa afirman en que las baterías no sirven solo para cubrir picos de demanda o reforzar nodos críticos, las funciones tradicionales de almacenamiento, sino que también pueden cumplir una función de estabilización del sistema que hasta hace poco dependía exclusivamente de las centrales sincrónicas tradicionales (térmicas, hidroeléctricas y nucleares).

Baterías BESS que ingresan al sistema

Como informó EconoJournal, entre agosto y octubre 2026 entran al sistema eléctrico argentino 229 MW correspondientes a la primera iniciativa y licitación a gran escala de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica en baterías BESS.

Se trata de AlmaGBA, la iniciativa del Gobierno Nacional que busca instalar capacidad de almacenamiento en nodos eléctricos críticos del AMBA para las áreas de concesión de Edenor y Edesur. De una demanda de 1.347 MW ofertados por el sector privado, se adjudicaron 713 MW.

, María Eugenia Rodríguez

TGN busca construir un gasoducto entre Tratayén, en la cuenca Neuquina, y La Carlota, en Córdoba, al que bautizará Manuel Belgrano. La obra demandará una inversión de US$ 2200 millones y proyecta una capacidad inicial de abastecimiento de 13 millones de metros cúbicos diarios, previéndose la puesta en funcionamiento para abril de 2029. La compañía solicitará la adhesión al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) para avanzar.

El objetivo es potenciar la creación de valor del gas de Vaca Muerta y resolver así el déficit de abastecimiento en el centro, norte y litoral de Argentina y desarrollar mercados de exportación a países vecinos.

La obra atravesará cinco provincias (Neuquén, Río Negro, La Pampa, San Luis y Córdoba), con una inversión de US$ 1.500 millones que, sumada a obras complementarias en el Sistema TGN, se incrementará a US$ 2.200 millones. Son 753 kilómetros de extensión en dos tramos de 36 y 30 pulgadas de diámetro.

“Argentina tiene una oportunidad extraordinaria para transformar, con una infraestructura troncal, el gas de Vaca Muerta en energía competitiva, con producción local, sustitución de importaciones y la generación de saldo exportable”, señaló Horacio Pizarro, CEO de TGN.

El ejecutivo agregó luego que “el Gasoducto Manuel Belgrano es el resultado de un objetivo estratégico que apunta a dar una solución concreta al déficit que viene padeciendo un amplio sector de nuestra geografía, construyendo un puente para brindar más oportunidades de desarrollo económico y social. Una inversión privada que se materializa en un contexto de reglas claras y visión de largo plazo para una Argentina que proyecta un futuro de crecimiento”.

Menos importaciones y más exportaciones

En su pico de actividad, el conjunto de obras a ejecutar demandará un total de 2.000 empleos. La nueva infraestructura permitirá conectar la mayor producción de Vaca Muerta con industrias y centrales eléctricas, contribuyendo a reducir en US$ 700 millones anuales la utilización de combustibles líquidos como el GNL y gasoil importados, fortalecer la competitividad regional y generar nuevas posibilidades para las exportaciones de gas hacia países vecinos del orden de US$ 450 millones por año.

La reducción de la importación y las opciones de exportación que se abren, mejorarán el balance de divisas, indispensables para robustecer la macroeconomía.

Asimismo, desde el punto de vista operativo la ampliación de la capacidad de transporte contribuirá a evacuar volúmenes crecientes de gas, incluido el gas asociado a la expansión de la producción de petróleo en la cuenca neuquina.

Los detalles de la obra

En términos técnicos, el detalle de la obra consigna que los primeros 278 kilómetros del gasoducto serán de 36 pulgadas y los siguientes 475 kilómetros de la traza contarán con un diámetro de 30 pulgadas. Las obras asociadas implican un aumento de capacidad sobre el Sistema TGN de hasta 14 millones de metros cúbicos diarios. Las mismas consideran adicionalmente la construcción de 147 km de loops de 30 pulgadas en las provincias de Córdoba, Santa Fe, Catamarca, Santiago del Estero y Tucumán, y la incorporación de hasta 71.000 HP de potencia en 5 plantas compresoras.

La dinámica del proceso prevé la convocatoria a un concurso de capacidad para el nuevo gasoducto a fines de septiembre y una manifestación de interés y posterior concurso abierto de capacidad en el Sistema TGN. La presentación y adjudicación de ofertas para ambas instancias tendrá lugar a fines de noviembre.

“Por las características del proyecto y el encuadre del mismo, está contemplado que sea presentado ante el Ministerio de Economía a fin de solicitar su adhesión al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI)”, informó la compañía a través de un comunicado.

“La nueva obra ha sido identificada con el nombre Manuel Belgrano con el ánimo de empoderarlo con su visión en el desarrollo integral -económico y social- de Argentina, considerando el impacto positivo que tendrá el proyecto a nivel federal por la articulación territorial entre las diferentes regiones del país”, concluyó la empresa.

, Redaccion EconoJournal

El barril de Medanito, el crudo liviano que se produce principalmente en la Cuenca Neuquina, está cotizando nuevamente con premios sobre contratos futuros del Brent, el marcador internacional de referencia para las inversiones en Vaca Muerta. El diferencial a favor de la producción argentina responde a un mercado petrolero que vuelve a estar en déficit producto de la escalada en la guerra en Medio Oriente, con precios que superan los US$ 120 por barril en mercados puntuales y fuertes alzas en las tarifas de los tanqueros.

Puntualmente, el precio del Medanito este mes pasó de cotizar con descuentos a registrar premios de US$ 2 contra los contratos de Brent de enero 2027, según el relevamiento de precios diarios de Argus. Los contratos de enero pegaron un salto y cruzaron la barrera de los 90 dólares por barril desde inicios de la semana pasada. Este martes cotizaron a 98 dólares, mientras que el Brent en el mercado al contado (spot) está cotizando a 107 dólares.

«Es un movimiento que ya viene desde la primera semana de septiembre y que se ha intensificado en los últimos días. El precio del Medanito pasó de un descuento de US$2/barril frente al Ice Brent de enero el 2 de septiembre a una prima de US$2/barril frente al Ice Brent de enero el viernes 11 de septiembre«, señalaron desde Argus ante una consulta de EconoJournal.

El diferencial registrado es sobre el precio de exportación de Medanito desde Bahía Blanca según el assesment de Argus. Argentina contará desde el año próximo con una nueva terminal de exportación de petróleo crudo desde Punta Colorada en Río Negro, con la inauguración del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).

Medanito: diferenciales positivos ante la escalada en Medio Oriente

Uno de los drivers detrás del diferencial positivo para el crudo argentino es la intensificación de los ataques cruzados entre Irán y los Estados Unidos en el estrecho de Ormúz, aunque la principal variable que está afectando a los mercados en los últimos días es la salida de servicio desde el viernes de un oleoducto clave en Arabia Saudita debido a un ataque con drones. El impacto concreto es de una pérdida de oferta de entre 2,5 y 3 millones de barriles diarios de petróleo.

El Ministerio de Energía de Arabia Saudita confirmó el viernes la salida de servicio del oleoducto Este-Oeste tras recibir un ataque con drones proveniente desde territorio irakí, presuntamente ejecutado por células que responden a Irán. El oleoducto, con una capacidad nominal de transporte de 7 millones de barriles por día, venía transportando unos 2,5 millones de bpd promedio este mes.

Dicha infraestructura le permitió a Arabia Saudita evacuar una buena parte de su producción por el Mar Rojo, a través de la terminal de Yanbu, frente a las dificultades para exportar a través del estrecho de Ormúz desde el inicio de la guerra en marzo.

El oleoducto ahora quedó fuera de servicio por tiempo indefinido. La petrolera Saudi Aramco, dueña y operadora del ducto, recortó sus envíos de crudo Yanbu a Europa en el inicio de esta semana. Uno de los países más afectados es Polonia, en donde se registraron precios de US$ 120 dólares, según Reuters.

Por otro lado, la alternativa que Arabia Saudita está implementando para sostener sus exportaciones al Asia es incrementar las operaciones de transferencia de crudo (ship to ship) en el golfo de Omán, cruzando por Ormuz.

Saudi Aramco está ofrenciendo su grado insignia Árabe Liviano, así como los grados Árabe Medio y Árabe Pesado, a compradores asiáticos con contratos a largo plazo para su carga desde Sohar, al norte de Omán.

El aumento de las cargas y los volúmenes ofertados por Aramco está en línea con movimientos de otros productores del Golfo Pérsico, que también están ofreciendo más crudo para su carga fuera del estrecho de Ormuz. Se tratan de buques que logran cruzar por Ormuz, a menudo con las señales de seguimiento desactivadas.

Los precios de los fletes también están registrando fuertes aumentos. El valor del flete desde el Golfo Pérsico al Asia Pacífico de un VLCC (los buques petroleros de mayor tonelaje del mercado) se disparó en los últimos días a casi US$ 250 por tonelada transportada. A comienzos de mes cotizaba a 150 dólares por tonelada.

, Nicolás Deza

La comisión de Minería, Energía e Hidrocarburos del Senado consiguió este miércoles dictamen favorable para avanzar con la ley que modifica el régimen de Zona Fría y lo retrotrae al esquema previo a la ampliación del 2021. Tras meses de parate y arduas negociaciones, la media sanción de Diputados finalmente llegará al recinto sin modificaciones y con el aval del bloque de Rolando Figueroa, quien había reclamado que se elimine la arbitrariedad para que el Poder Ejecutivo defina el porcentaje de los subsidios en la Patagonia.

El martes, el gobernador de Neuquén se reunió en Buenos Aires con el jefe de Gabinete de la Nación, Diego Santilli, y el ministro de Economía, Luis «Toto» Caputo, quienes ratificaron el compromiso de mantener «inalterable» el subsidio para la provincia, según se difundió oficialmente.

La promesa es política y no implica cambiar el texto de la ley para explicitar que el porcentaje seguirá en el 50%, como originalmente había reclamado el bloque de La Neuquinidad para apoyarlo en el recinto.

Pero Figueroa se fue de la reunión con los funcionarios de Javier Milei con algo más: el traspaso por 30 años de rutas nacionales que venía reclamando desde el 2024. Este miércoles, en Mendoza, el gobernador firmó los convenios con Vialidad Nacional para la transferencia de la administración de más de 165 kilómetros que incluyen, además, la conexión con dos pasos internacionales con Chile.

El acuerdo habilita al gobierno de Neuquén a gestionar, mantener y mejorar la Ruta 242 hacia el paso Pino Hachado; la 231 hasta el paso Cardenal Samoré; y la Ruta 40, en un tramo que va desde el empalme de la 237 hasta la 231, en el sur del territorio.

El interés de la gestión provincial es instalar un sistema de peajes para cobrar a los camiones de Chile que utilizan el cruce argentino para evitar el pago en su país.

Además, Figueroa firmó un segundo convenio para avanzar en las negociaciones con las contratistas que destraben la paralización de la obra de la Circunvalación de Villa La Angostura, sobre Ruta 40.

Los firmantes del dictamen

El dictamen de Zona Fría avanzó en el Senado tras una exposición de la secretaria de Energía de la Nación, María Carmen Tettamanti, quien defendió que la ley «tiene un componente de justicia muy alto».

Aseguró que la ley que en 2021 amplió los beneficios del régimen 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 «buscó votos para las elecciones, pero no tenía ninguna racionalidad para un esquema de subsidios que tiene que ayudar a personas que lo necesitan».

Ratificó que conservarán el beneficio las regiones vigentes antes de este cambio, es decir, la Patagonia, la Puna y Malargüe, lo que abarca unos 950.000 usuarios. Por la quita del subsidio en el cargo fijo y el transporte, igualmente tendrán aumentos «en promedio de 25.000 pesos por mes», estimó.

En cambio, las zonas que queden afuera pasarán al esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF).

El punto de conflicto que tenía Neuquén con la ley era el artículo del proyecto que sustituye el 3° de la ley 27.637. La redacción que salió de Diputados 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 que rige hasta ahora establece que tales beneficios «serán equivalentes al 50% de los cuadros tarifarios plenos establecidos por el Enargas».

El gobierno nacional no accedió a modificar esa redacción como había pedido La Neuquinidad, aunque la senadora Julieta Corroza finalmente aportó su firma este miércoles según consta en el dictamen al que accedió EN/CLAVE.

Se incorporó así a Pablo Cervi, Agustín Monteverde, Juan Cruz Godoy, Silvana Schneider, Bruno Olivera Lucero, Agustín Coto, Ezequiel Atauche, Patricia Bullrich y Enzo Fullone (La Libertad Avanza), Andrea Castaño (PRO) y otros dialoguistas como Flavia Royon (Primero los Salteños), quien lo hizo en disidencia, Carlos «Camau» Espínola (Impulso País), y Carolina Moisés y Guillermo Andrada de Convicción Federal. Flavio Fama firmó en disidencia parcial.

Según pudo saber este medio, la intención del oficialismo es llegar con el dictamen a una sesión del Senado que podría convocarse el próximo 24 de septiembre. Este jueves, la Cámara Alta se reunirá pero para tratar otros proyectos de interés para el gobierno como la reforma del Banco Central y la ley de Biocombustibles.

, Andrea Durán

El crecimiento de la demanda eléctrica, el mayor costo de la energía, la
necesidad de reducir emisiones y el desarrollo de activos industriales cada
vez más alejados de la infraestructura convencional están modificando la
forma de diseñar proyectos tanto en oil & gas como en las industrias
electrointensivas.

En ese contexto, la generación distribuida ofrece ventajas muy importantes porque permite acercar la generación al punto de consumo, reducir vulnerabilidades frente a la red eléctrica y construir arquitecturas energéticas escalables, adaptadas a la evolución de la demanda.

“Durante años el desafío consistía en conseguir energía. Hoy consiste en gestionarla de la manera más eficiente, confiable y económicamente sustentable posible”, sostuvo en diálogo con EconoJournal, Susana González Antico, socia fundadora y vicepresidenta de Turbine Heat & Power S.A. (THP) -representante de Capstone Energy+, channel partner de Baker Hughes (para las turbinas NovaLT12 y NovaLT16) y de FlexSteel en Argentina y Uruguay.

En la actualidad la disponibilidad, la eficiencia y el costo total del ciclo de vida desplazaron al precio de adquisición como principal criterio de inversión en infraestructura energética industrial. “Estamos frente a un cambio estructural, ya que las compañías necesitan producir con mayor disponibilidad, menor intensidad energética, menores emisiones y un costo total de operación cada vez más competitivo», explicó González Antico.

En Argentina, además, el desarrollo de Vaca Muerta está consolidando una oferta creciente de gas natural competitivo, que convierte a la autogeneración y la cogeneración en alternativas cada vez más atractivas, al mismo tiempo que la evolución tarifaria obliga a analizar con mayor profundidad el costo de abastecimiento energético en el largo plazo.

“La energía deja de ser un servicio auxiliar y pasa a formar parte de la estrategia del negocio. La confiabilidad del suministro, la resiliencia frente a interrupciones de red, la eficiencia energética y la gestión del ciclo de vida de los activos impactan directamente sobre la rentabilidad de las operaciones. La decisión ya no pasa únicamente por cuánto cuesta un megavatio-hora, sino cuánto cuesta perder un megavatio-hora cuando un proceso crítico se detiene«, agregó. 

THP desarrolla soluciones de generación eléctrica para infraestructura crítica

En el actual contexto de la industria del O&G, THP busca integrar tecnologías que resuelvan esa nueva realidad con el desarrollo de soluciones de generación eléctrica para infraestructura crítica como instalaciones de superficie y plantas de compresión ubicadas en zonas sin acceso confiable a la red. 

“A partir de las microturbinas Capstone Energy+, comenzamos a integrar sistemas de generación primaria capaces de abastecer los servicios eléctricos esenciales de una planta compresora con el propio gas disponible en el yacimiento”, explicó la cofundadora de la empresa.

En ese tipo de aplicaciones, las microturbinas no cumplen una función de respaldo, son la fuente principal de energía de la operación. Su arquitectura modular permite ajustar la generación a la demanda real, incorporar redundancia sin duplicar la capacidad instalada y mantener el suministro aun cuando un módulo está fuera de servicio.

“Con el tiempo incorporamos nuevas tecnologías para resolver otros componentes críticos de la infraestructura de nuestros clientes”, sostuvo.  En ese sentido, THP trabaja hoy sobre tres ejes. 

1. La generación distribuida y la cogeneración mediante microturbinas Capstone Energy+; 
2. Las turbinas industriales Baker Hughes NovaLT para aplicaciones de mayor potencia; y 
3. Los sistemas FlexSteel para transporte de hidrocarburos y fluidos industriales. 

“Nuestra propuesta de valor, sin embargo, no consiste en representar marcas internacionales, sino en integrar ingeniería, logística internacional, puesta en marcha, mantenimiento especializado, monitoreo remoto y gestión del ciclo de vida de activos dentro de una única solución”, explicó González Antico.

La generación distribuida cobró un rol clave en la industria porque la energía pasó a evaluarse desde una perspectiva estratégica. “Las empresas ya no analizan únicamente el costo por megavatio-hora sino que analizan el costo de perder producción, el impacto de una indisponibilidad, las emisiones, la continuidad operativa y el costo total del ciclo de vida”, destacó luego.

Las microturbinas Capstone se diferencian desde su propia arquitectura. Su diseño cuenta con un único conjunto rotativo y cojinetes de aire, por lo que no requieren lubricantes, refrigerantes líquidos ni los sistemas auxiliares asociados, como bombas, radiadores o circuitos de aceite. Esto se traduce en una menor complejidad mecánica, menos componentes sujetos a desgaste y una operación con menores necesidades de mantenimiento.

Además, su diseño modular permite adaptar la capacidad del sistema según las necesidades de cada operación y escalarla a medida que la demanda crece. La incorporación de redundancia en caliente (hot standby/N+1) también aporta mayor continuidad operativa: si un módulo queda fuera de servicio o requiere mantenimiento, los demás pueden seguir funcionando, minimizando el impacto sobre la operación. A esto se suma la posibilidad de utilizar distintos combustibles gaseosos y aprovechar el calor generado mediante sistemas de cogeneración o trigeneración, manteniendo emisiones muy bajas.

Una línea con máxima disponibilidad y mínimo costo de propiedad (TCO)

La incorporación de la línea NovaLT de Baker Hughes le suma a THP un escalón superior de potencia para el segmento industrial. “La familia NovaLT fue desarrollada por Baker Hughes con un concepto muy claro: máxima disponibilidad y mínimo costo total de propiedad (TCO), una filosofía que atraviesa todo el diseño de la plataforma”, destacó la vicepresidenta de la compañía.

En eficiencia, estas turbinas incorporan álabes de guía de tobera variable (Variable Nozzle Guide Vanes), optimizando el rendimiento a carga parcial. En materia ambiental, sus sistemas Dry Low Emissions aseguran emisiones de NOx inferiores a 15 ppm y permiten operar con hidrógeno. Además, alcanzan eficiencias térmicas de hasta 84% en esquemas de cogeneración. Para aplicaciones industriales, su flexibilidad operativa permite utilizarlas tanto como fuente de base de carga como para complementar la generación existente, gracias a la posibilidad de encenderlas y apagarlas según las necesidades de la operación.

El diferencial clave reside en la reducción de paradas no programadas y en una estrategia orientada a maximizar la disponibilidad y minimizar el TCO. El diferencial clave reside en la reducción de paradas no programadas. Los intervalos de mantenimiento se extienden a 35.000 horas para el Hot Gas Path y a 70.000 horas para revisiones mayores, eliminando las inspecciones boroscópicas intermedias. “Para industrias de proceso continuo, donde cada hora de parada representa pérdidas económicas significativas, esa filosofía resulta tan importante como la potencia instalada”, concluye.

Transporte de fluidos: el tercer eje de THP 

El transporte de fluidos representa otro pilar crítico de la infraestructura, sobre todo en desarrollos no convencionales que exigen plazos mínimos. FlexSteel aporta una solución que modifica el diseño tradicional mediante tuberías flexibles reforzadas con acero bajo normas API 15S y 17J.

FlexSteel propone una alternativa al diseño tradicional de ductos mediante tuberías flexibles reforzadas con acero, calificadas bajo las normas API 15S y API 17J. Su formato continuo, suministrado en carretes de gran longitud, permite reducir significativamente la cantidad de soldaduras y uniones realizadas en campo. Esto cobra especial valor en proyectos que requieren rapidez de ejecución, como las Early Production Facilities, líneas de flujo, sistemas de recolección y redes de inyección, donde reducir los trabajos de soldadura también implica menos equipos, menor exposición del personal y menores tiempos de construcción.

Por su parte, su revestimiento interno actúa como barrera entre el fluido y la estructura de acero, ofreciendo una alta resistencia frente a CO₂, H₂S, agua salina y otros agentes corrosivos. De esta manera, se reduce la corrosión interna y las necesidades de mantenimiento asociadas a la integridad de las líneas. Asimismo, la disposición helicoidal de los flejes de acero de alta resistencia, que permite distribuir las cargas de presión y los esfuerzos mecánicos de manera uniforme, otorgando al sistema una elevada resistencia frente a los ciclos de presión y contribuyendo a una vida útil prolongada.

, Redacción EconoJournal

Las exportaciones mineras argentinas alcanzaron US$ 4.742 millones durante el primer semestre de 2026, el mayor valor registrado para un período enero-junio desde que existen estadísticas comparables para el sector. El resultado representa un crecimiento de casi 75% interanual, frente a los US$ 2.712 millones exportados en la primera mitad de 2025, y una expansión del 156% respecto de 2024, cuando las ventas externas habían alcanzado US$ 1.852 millones.

La magnitud del salto también puede observarse en perspectiva histórica. En el primer semestre de 2011, durante el anterior ciclo alcista de los precios de los metales, las exportaciones mineras habían rondado los US$ 2.260 millones. El registro de 2026 más que duplica ese nivel. En tanto, respecto de las estadísticas de hace dos décadas, las ventas externas se multiplicaron por más de ocho.

La evolución también muestra un cambio respecto de la década pasada. Entre 2012 y 2021, las exportaciones mineras del primer semestre se mantuvieron en una franja relativamente estable, entre los US$ 1.184 millones de 2020 -afectado por la pandemia- y valores cercanos a los US$ 2.000 millones. Ese nivel comenzó a ser superado en 2025 y la tendencia se profundizó durante este año.

Exportaciones de oro y plata

El oro continúa siendo el principal producto minero exportado por la Argentina y representó alrededor del 61% del total durante el primer semestre de 2026. Su valor exportado se ubicó por encima del promedio de los años anteriores.

La plata también mantuvo una participación relevante y se ubicó entre los principales minerales exportados. Sin embargo, las perspectivas productivas para ambos metales durante 2026 contemplan menores niveles de producción y un incremento de costos. En ese contexto, el crecimiento del valor exportado de oro y plata estuvo asociado principalmente a los elevados precios internacionales de estos commodities.

El litio gana participación

El principal cambio en la composición de las exportaciones mineras se observa en el litio, que durante el primer semestre se consolidó como el segundo mineral más relevante para las ventas externas del sector.

El litio supera a la plata en participación desde 2023 y en la actualidad explica cerca de una cuarta parte de las exportaciones mineras. Su peso en la canasta exportadora creció de manera significativa durante la última década: representaba menos del 5% del total hace diez años y menos del 3% hace dos décadas.

El crecimiento está vinculado con la puesta en marcha y ampliación de operaciones productivas en el país. Según relevamientos de la Secretaría de Minería, las cantidades exportadas del complejo litio aumentaron más de 68% interanual durante el primer semestre de 2026.

La inversión extranjera también alcanzó un máximo

El récord exportador coincidió con un máximo histórico en el stock de Inversión Extranjera Directa (IED) de la minería argentina. De acuerdo con los datos del Banco Central de la República Argentina (BCRA), el stock de IED del sector alcanzó los US$ 24.849 millones en marzo de 2026, frente a los US$ 22.049 millones registrados en el trimestre anterior.

El stock de IED refleja el valor acumulado de las inversiones que empresas del exterior mantienen en el sector en un momento determinado. Incluye los aportes de capital de las casas matrices, las utilidades reinvertidas y el financiamiento otorgado por grupos empresariales a sus filiales locales.

La evolución de los últimos años muestra una aceleración. En marzo de 2024, el stock era de US$ 12.402 millones, por lo que se duplicó en dos años. En septiembre de 2019 alcanzaba US$ 8.361 millones, mientras que a comienzos de 2017, primer dato disponible de la serie desagregada, se ubicaba en torno a los US$ 6.000 millones.

Explotación de minas y canteras concentra el crecimiento

Por actividad, el mayor incremento se registró en el segmento de explotación de minas y canteras. El stock de IED de esa actividad pasó de poco más de US$ 1.000 millones en 2017 a superar los US$ 13.000 millones en el último dato disponible, convirtiéndose en el principal componente del stock de inversión extranjera del sector. La extracción de minerales metalíferos y los servicios de apoyo a la minería también registraron incrementos significativos durante los últimos años.

Un récord de inversión en el primer trimestre

Los flujos de inversión también muestran una aceleración reciente. Durante el primer trimestre de 2026 ingresaron US$ 2.799 millones netos de IED en minería, de acuerdo con el BCRA. Se trata del mayor registro trimestral de la serie y supera en 36% al máximo anterior, de US$ 2.055 millones, correspondiente al segundo trimestre de 2024.

La evolución contrasta con el período 2017-2021, cuando los flujos trimestrales de IED minera rara vez superaban los US$ 500 millones y en algunos períodos fueron negativos.

A partir de 2023 comenzó a observarse una mayor magnitud de los ingresos, mientras que desde 2024 la mayoría de los trimestres registró montos superiores a los US$ 1.000 millones, aunque con algunos períodos negativos.

El sostenimiento de estos flujos durante los últimos dos años se reflejó en la evolución del stock de IED y coincide con la expansión de las exportaciones mineras.

Inversión y exportaciones, dos etapas de un mismo proceso

La coincidencia entre el máximo exportador y el récord de ingreso de capitales refleja dos etapas diferentes de la actividad minera. Se trata de un sector caracterizado por ciclos de inversión largos, en los que pueden transcurrir varios años entre la decisión de desarrollar un proyecto y el inicio de las exportaciones. En ese marco, el récord exportador del primer semestre de 2026 está vinculado con inversiones realizadas durante períodos anteriores, mientras que los nuevos flujos de capital apuntan a ampliar la capacidad productiva futura.

El proceso tiene especial relevancia para los proyectos vinculados con litio y cobre, minerales que concentran parte de las nuevas iniciativas de inversión minera en el país.

En términos del comercio exterior, durante la primera mitad de 2026 la minería representó casi el 10% de las exportaciones argentinas, en línea con estimaciones de la Cámara Argentina de Empresas Mineras (CAEM) y la Bolsa de Comercio de Rosario (BCR), y alcanzó también un máximo histórico en su participación sobre las ventas externas del país.

, Redaccion EconoJournal

Las nuevas tecnologías aplicadas a optimizar la operación y mantenimiento de los parques eólicos tienen un rol cada vez más protagónico. En los últimos años, la compañía danesa Vestas, especializada en soluciones en energía renovable, incorporó el uso de inteligencia artificial, análisis de datos, drones y robots de manera integrada en el mantenimiento de los parques eólicos, una tecnología que le permitió reducir hasta un 50% el tiempo de inspección de los aerogeneradores.

El objetivo de Vestas con la innovación tecnológica es ganar agilidad en la gestión de la operación y mantenimiento para permitirle a las compañías de generación renovable tener disponible a las turbinas eólicas durante más tiempo y alcanzar mayores niveles de producción de energía.

La compañía danesa está en la Argentina hace más de 30 años. En la actualidad cuenta con 2.800 MW bajo operación y mantenimiento. Pero en lo que queda de 2026 superará los 3.000 MW, según adelantaron desde Vestas a EconoJournal. En total, realiza la operación y mantenimiento en 740 aerogeneradores de 40 parques eólicos. A nivel mundial, mantiene la mayor flota de aerogeneradores del mundo con 165 GW y más de 56.000 turbinas bajo servicio en 71 países mediante operaciones onshore y offshore.

Drones y robots

Vestas ya dispone de un servicio que incluye drones y robots. Estos equipos toman cientos de imágenes que se analizan y, mediante el uso de inteligencia artificial, la compañía obtiene una visión más rápida y consistente del estado de las palas de los aerogeneradores. Este servicio permitió una significativa reducción del trabajo en altura del equipo técnico.

Los drones capturan imágenes detalladas desde distintos ángulos de la superficie exterior de las palas. Además, Vestas toma imágenes del interior mediante los “crawler drones”, como se conoce a los robots tipo oruga que recorren y sacan fotos del interior de las palas de los aerogeneradores. Una de las ventajas que tienen los robots es que llegan a un extremo interior de la pala que una persona no puede llegar y la inspección la realizan a una gran velocidad.

Estos equipos le permitieron a Vestas registrar entre dos y tres turbinas por día, reduciendo a la mitad los tiempos de inspección. En la actualidad, la compañía solo demora en inspeccionar un parque eólico entre dos o tres semanas, dependiendo la cantidad de aerogeneradores que tenga.

En diálogo con EconoJournal, el director de Service de Vestas Argentina, Alejandro Carlos Francisco explicó que “los drones y los robots hacen un escaneo con fotografías de toda la estructura interior y exterior de la pala para detectar potenciales fallas antes de que se manifiesten. Nos anticiparnos para hacer reparaciones preventivas. Antes lo hacíamos manualmente. Ahora incorporamos la inteligencia artificial y los drones se pilotean solos”.

Uno de los aspectos que pueden identificarse mediante las inspecciones es la erosión severa del borde de ataque de las palas, el frente de la estructura que choca permanentemente contra el viento. Este tipo de deterioro puede reducir hasta un 5% la producción de energía de un aerogenerador, según los cálculos que realizó la propia compañía danesa.

En el análisis posterior Vestas también utiliza inteligencia artificial para determinar si se necesita una intervención. Luego, los 200 profesionales revisan y validan los hallazgos para identificar daños, evalúan su evolución y definen la prioridad de las intervenciones. Vestas también se apoya en otros 200 profesionales de empresas contratistas.

Poliuretano

Desde Vestas adelantaron a EconoJournal que a fin de año la compañía traerá al país un nuevo equipo de drones que van a pulverizar las palas de los aerogeneradores con una película de poliuretano para protegerlas de los efectos climáticos. Se trata de un polímero líquido que al secarse forma una placa protectora. Los dones tienen un sistema de pulverizado diseñado para aplicarse sin que el viento sea un impedimento.  

Francisco señaló que “el nuevo servicio que vamos a incorporar es una placa de poliuretano que se aplica en altura mediante drones y sirve para prolongar la vida útil de las palas. Es un cubrimiento adicional contra efectos externos como el clima”.

Grúas, plataformas y sistema de anticipo de fallas

Vestas también cuenta con un sistema de monitoreo sobre vibraciones que genera de forma automática una orden de trabajo que le indica al técnico del parque que revise algún aspecto específico de un aerogenerador. Esta inspección busca encontrar un punto potencial de falla antes de que se manifieste.

Además, la compañía tiene desplegadas dos grúas de manera permanente que van rotando en los distintos parques eólicos, una las regiones del centro y sur del país y la otra en el centro y norte, que le permite realizar reparaciones con mayor agilidad.

Vestas también sumará antes de fin de año una plataforma para que los operarios trabajen a 150 metros de altura y evitar, de este modo, tener que bajar las palas al piso para los arreglos. Estos servicios explican una reducción de un 30% de los plazos de reparación que alcanzó la compañía danesa, según detalló Francisco.

, Roberto Bellato

El Grupo 360Energy anunció la creación de 360EPC Solar S.A., una nueva unidad de negocios dedicada a brindar servicios de EPC (Engineering, Procurement and Construction) para proyectos de generación solar y almacenamiento de energía de terceros.

La compañía estará enfocada en las distintas etapas vinculadas con la ingeniería, gestión de compras y construcción de parques solares y sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS, por sus siglas en inglés), tanto en la Argentina como en otros mercados de la región.

La nueva empresa se apoya en los más de 15 años de experiencia de 360Energy en el desarrollo y ejecución de proyectos de generación solar. Durante ese período, la compañía construyó 20 parques y proyectos solares, con más de 500 MW de capacidad y el despliegue de más de 1,2 millones de paneles solares en ocho provincias argentinas y en Brasil.

“360Energy cuenta con una vasta experiencia en el desarrollo, diseño y ejecución de proyectos de generación solar. A lo largo de estos años hemos consolidado un equipo de trabajo sólido que nos ha permitido realizar en forma exitosa la construcción de proyectos en Argentina y en Brasil, convirtiéndonos en referentes de la industria”, señaló Francisco Recaré, quien asumió como gerente general de 360EPC Solar.

De la construcción propia a los servicios para terceros

La experiencia de 360Energy en construcción se desarrolló a partir de las condiciones que presentaba el mercado argentino durante los primeros años de expansión de la energía solar. Según explicó la empresa, ante la falta de compañías de EPC especializadas en el sector, el grupo conformó su propio equipo de construcción.

Ese proceso le permitió desarrollar capacidades en las distintas fases de un proyecto energético, desde el desarrollo y la ingeniería hasta la planificación, construcción, puesta en marcha y posterior operación y mantenimiento.

Con la creación de 360EPC Solar, ese conocimiento será ofrecido como servicio a otros desarrolladores e inversores que requieran la ejecución de infraestructura solar y de almacenamiento.

En ese sentido, Recaré señaló que la nueva compañía buscará atender oportunidades vinculadas con el autoabastecimiento industrial, parques solares de pequeña y mediana escala y proyectos BESS.

“La región, y en particular la Argentina, presenta importantes oportunidades en el sector de las energías renovables y sistemas de almacenamiento. En este escenario, la creación de 360EPC Solar nos permite escindir una unidad de negocios de Ingeniería y Construcción que acompañe a quienes requieran soluciones competitivas e innovadoras de generación solar y almacenamiento”, afirmó el ejecutivo.

Los primeros proyectos

Entre los primeros proyectos que serán construidos por 360EPC Solar se encuentran los parques solares Realicó y Arrecifes, adjudicados a 360Energy en el marco del programa RenMDI. A estos se suman los proyectos de almacenamiento BESS Nonogasta y BESS Realicó, correspondientes al programa AlmaSADI.

De acuerdo con la información difundida por la compañía, los cuatro proyectos contarán con financiamiento de bancos multilaterales de desarrollo, en una operación liderada por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) que se encontraba próxima a cerrarse al momento del anuncio.

Estos contratos constituirán los primeros trabajos de la nueva unidad y le permitirán comenzar a desarrollar su actividad como proveedor de servicios EPC para proyectos solares y de almacenamiento en el mercado argentino y regional.

Dos unidades dentro del Grupo 360Energy

Con la creación de 360EPC Solar, 360Energy Solar S.A. continuará concentrada en su actividad principal: el desarrollo, generación y almacenamiento de energía, mediante soluciones de mediana y gran escala, además de las tareas de operación y mantenimiento.

En cambio, la nueva compañía tendrá como foco la prestación de servicios de ingeniería, compras y construcción tanto para proyectos propios del grupo como para terceros.

, Redaccion EconoJournal

Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), la empresa provincial controlada por el Estado neuquino, abrirá este miércoles a las 11 los sobres B con las ofertas económicas presentadas por las compañías que compiten por desarrollar ocho de los 15 bloques que la petrolera estatal puso a disposición de inversores privados.

Durante las últimas dos semanas, la comisión evaluadora de GyP solicitó información complementaria a varias de las empresas que continúan en carrera, especialmente a aquellas que cuentan con una estructura más reducida o una menor trayectoria dentro de la industria petrolera.

Entre los oferentes figuran pesos pesados como Continental Resources, el mayor productor privado de petróleo de Estados Unidos, controlado por el empresario Harold Hamm; y otras compañías con experiencia en el desarrollo de recursos no convencionales, como Phoenix Global Resources, que recientemente alcanzó un acuerdo con Continental para integrar sus activos en la Argentina.

También participan empresas establecidas en el sector petrolero, como Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), con una extensa trayectoria como operadora de campos convencionales, que a partir de esta licitación apunta a desembarcar en Vaca Muerta; y GeoPark, la principal petrolera independiente de Colombia.

La nómina incluye, además, firmas con menor recorrido en la industria del petróleo y el gas, como Ingeniería Multipiping y Aldyl Argentina. Esta última es presidida por el empresario Julián Arostegui, quien en 2023 desembarcó en Venezuela como prestadora de servicios en el campo de crudo pesado Morichal, ubicado en el estado de Monagas.

En la compulsa también participan Bentia Energy, la petrolera creada por el exministro de Energía, Javier Iguacel, y Patagonia Resources, una empresa del grupo encabezado por los hermanos Juan y Patricio Neuss, entre otros oferentes.

El pedido de información adicional realizado por GyP apuntó a profundizar el análisis sobre la solidez financiera, económica y operativa de algunas de esas compañías. Entre otros elementos, la comisión requirió balances, datos de facturación y documentación financiera adicional que permitiera evaluar su solvencia y capacidad para afrontar las inversiones necesarias.

También se buscó determinar si los oferentes cuentan con los recursos técnicos y operativos requeridos para explorar y eventualmente desarrollar áreas de frontera de Vaca Muerta, que presentan un riesgo geológico mayor que los bloques ubicados en el centro de la formación.

Con esa información, la comisión evaluadora elaboró una ponderación sobre el perfil y el nivel de riesgo de los distintos oferentes. El diagnóstico será elevado al directorio de GyP e incidirá directamente en la recomendación que realizará la comisión para seleccionar a las empresas adjudicatarias de cada bloque.

Cuánto incidirá la solvencia financiera de cada empresa

Para llevar adelante la Ronda 1/2026, el primer proceso licitatorio de nuevas áreas que realiza GyP en casi una década, la compañía provincial diseñó una fórmula polinómica que permitirá comparar las ofertas y establecer un orden de mérito.

El instrumento pondera distintas variables: el bono económico de acceso al área -pagadero en efectivo al momento de la adjudicación-; el porcentaje de participación ofrecido a GyP; las regalías provinciales; y el compromiso de actividad e inversión asumido para cada bloque.

La participación de GyP parte de un piso del 10% del equity bajo la modalidad de carry. Esto implica que la petrolera provincial mantendrá una porción del área sin tener que integrar inicialmente el porcentaje equivalente de las inversiones, que durante las etapas exploratoria y piloto correrán íntegramente por cuenta del socio privado.

Las regalías, en tanto, parten de una base del 15%. Las empresas pueden reducirlas hasta tres puntos porcentuales, aunque la fórmula polinómica diseñada por GyP penaliza esa decisión, o incrementarlas hasta un máximo del 18%.

La variable con mayor ponderación dentro de la fórmula es el bono económico de acceso al área, es decir, el desembolso en efectivo que la empresa ganadora deberá realizar antes de ingresar al bloque.

La novedad es que, más allá del resultado que arroje la fórmula polinómica una vez que se conozcan los detalles de las ofertas económicas incluidas en los sobres que se abrirán este miércoles, GyP podría terminar adjudicando algunos bloques a compañías que no necesariamente hayan quedado primeras en el orden de mérito.

La empresa provincial podría priorizar oferentes que acrediten una trayectoria y una solvencia económica, financiera y operativa probadas, que garanticen que los compromisos asumidos en la licitación efectivamente podrán llevarse adelante.

«Estamos buscando un socio. No estamos vendiendo un auto o cualquier otro bien transable, donde lo único que importa es el precio de venta. Tenemos una mirada de largo plazo que apunta a encontrar un socio para GyP que ponga en valor áreas inexploradas o con mayor riesgo geológico dentro de Vaca Muerta. Por eso queremos estar seguros de que las empresas tengan la capacidad financiera y operativa necesaria para cumplir los compromisos asumidos», explicó una fuente provincial al tanto del proceso licitatorio.

En concreto, GyP apunta a evitar ofertas especulativas de actores que puedan mostrarse más ambiciosos o agresivos en sus propuestas económicas, pero que luego no cuenten con la espalda financiera ni con la capacidad operativa necesarias para ejecutar los planes de inversión comprometidos.

Existen antecedentes de situaciones de ese tipo en distintas provincias productoras del país desde la sanción de la denominada Ley Corta de Hidrocarburos, que en 2006 transfirió a las provincias el dominio y la administración de los yacimientos ubicados en sus territorios.

, Nicolas Gandini

La provincia de Neuquén apura a la industria para forzar la reutilización del agua destinada a las hidrofracturas en Vaca Muerta y su aprovechamiento en emprendimientos agrícolas y ganaderos, al mismo tiempo que trabaja en la elaboración de un Código de Procedimiento Ambiental que le permitirá unificar y actualizar toda la normativa vigente.

Tras la aprobación del Decreto 792/26, que entró en vigencia el 1° de julio y que triplicó el valor del canon del agua destinada a la actividad hidrocarburífera, Neuquén insiste a la industria en el desarrollo de proyectos productivos mediante el riego y la reutilización del flowback.

Bajo la premisa de hacer eficiente cada metro cúbico de agua, la gestión que conduce Rolando Figueroa apunta a irrigar unas 5.000 hectáreas ubicadas entre el río y las locaciones petroleras, las cuales suponen un potencial productivo para llevar adelante viñedos, olivares, forrajes u otras alternativas.

Aseguran que la infraestructura ya existente puede permitir que parte del agua cruda de río tenga un aprovechamiento complementario antes de que ingrese al circuito industrial y no requeriría de complejos tratamientos, como sí lo exige el agua de flowback.

Bajo esta mirada, Neuquén incrementó el canon para uso en la Exploración y Explotación No Convencional y ató su valor al litro de gasoil premium de YPF para dotarlo así de una actualización bimestral, aunque contemplando una fuerte reducción para aquellas empresas que implementen algún desarrollo productivo en esas tierras, que son mayormente fiscales.

La medida generó ruido dentro de las compañías petroleras, que aducen que la nueva normativa les implicó un fuerte encarecimiento en sus costos operacionales. “Está difícil”, reconoció una fuente de la gobernación a este medio en relación a la recepción que tuvo la propuesta.

Desde el gobierno neuquino aducen que la fuerte suba que el barril de petróleo tuvo en los últimos meses amortizaría en parte ese impacto, al mismo tiempo que sostienen que la tasa tendría un valor cercano a cero para quienes inviertan en algún desarrollo productivo.

La industria pide más información

La discusión motivó una reunión informativa que se realizará este miércoles 16 de septiembre de manera virtual entre los referentes de las principales operadoras y los integrantes del Ministerio de Ambiente de Neuquén para conocer en detalle de qué manera puede implementarse la nueva regulación.

«El incremento del canon es considerable: representa tres veces los valores anteriores en una primera etapa y hasta cinco veces en una segunda desde el 1° de enero”, explicaron a EconoJournal desde una operadora con fuerte presencia en la cuenca. En este sentido, reconocieron que la discusión «se está madurando», pero que «avanzar linealmente a aumentos de tres y cinco veces, es un problema porque es un costo que no estaba proyectado y hay que ver cómo eficientizar».

“La idea es que este año se puedan hacer pruebas piloto que favorezcan proyectos productivos. Si eso sucede, el canon baja, pero igual habrá un incremento. No nos parece mal la búsqueda de alternativas, pero queremos conocer en detalle qué se puede hacer y cómo se puede implementar», comentaron.

En conversación con este medio, Leticia Esteves, ministra de Turismo, Ambiente y Recursos Naturales, señaló que el aumento de los valores busca incentivar también a proyectos de reutilización del agua de flowback: “Nadie estaba haciendo el tratamiento y ahora, con la suba del canon, empezaron a aparecer proyectos de reúso. Es una consecuencia que buscábamos, aunque sabíamos que invertir en flowback resulta más complejo que desarrollar un emprendimiento productivo”.

Al respecto, desde la industria coincidieron en la dificultad técnica de esta alternativa: “Al tema del flowback hoy no le estamos encontrando la vuelta desde el punto de vista operativo y económico, por lo que cuesta más desarrollarlo de forma masiva”.

Nuevo Código Ambiental

Esteves confirmó durante el evento Vaca Muerta Metano Near Zero que la provincia ya prepara la elaboración de un Código de Procedimiento Ambiental que será oficializado el 1° de marzo de 2027 durante el inicio de Sesiones Ordinarias de la Legislatura.

La nueva normativa incluirá las recientes modificaciones al canon por el uso del agua incorporadas mediante el Decreto 792/26, como así también la regulación en materia de emisiones de metano y venteo: “Para nosotros ordenar el Estado era algo prioritario y eso incluye, no solamente revisar las cuentas y las estructuras de gobierno, sino también revisar la normativa. Ya lo hicimos con el Código de Procedimiento Minero”, afirmó la funcionaria. En el plano ambiental, sostuvo que “hemos sancionado todas las normativas que creíamos que eran necesarias, como el reporte de emisiones”.

Sobre el trabajo que realizarán, afirmó que “se compilará toda la normativa existente desde la Ley 1875 (de Preservación, Defensa y Mejoramiento del Medio Ambiente) hasta decretos reglamentarios como el de venteo. Todo se revisará nuevamente y se elaborará un Código Ambiental”.

En este sentido, la ministra aseguró que la legislación actual es previa al desarrollo de Vaca Muerta y que el objetivo es preservar el medioambiente contemplando la aceleración prevista en la Cuenca Neuquina: “Vamos a estar convocando al Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) y a entidades educativas para que nos acompañen en la revisión de la normativa, con la meta de presentarla el año que viene”, finalizó.

, Laura Hevia

Pecom, el brazo petrolero del grupo Perez Companc, volvió a la operación de yacimientos petroleros en noviembre de 2024 con la adquisición del área El Trébol-Escalante a YPF y con una serie de adquisiciones clave ya consolidó una producción de unos 54.000 barriles diarios. De este modo, se posiciona entre los cinco mayores operadores petroleros del país con foco en la producción convencional a partir de la aplicación de técnicas de recuperación terciaria.

En Pecom destacan que esta nueva etapa comenzó antes de quedarse con El Trébol-Escalante. Fuentes de la empresa ubican el punto de partida en el momento en el que formaron un equipo de subsuelo especializado en recuperación mejorada de petróleo (EOR, según su sigla en inglés) que capturó a profesionales especializados del mercado (geólogos, ingenieros de reservorios y geofísicos).

Dentro del universo de yacimientos convencionales, la operadora definió un target de activos específico: aquellos que tuvieran potencial para el desarrollo de técnicas de recuperación terciaria. Recién después de tener claro su objetivo, concretó su operativo retorno a los campos, 21 años después de que la empresa de energía del grupo Perez Companc vendiera sus activos locales a Petrobras en mayo de 2023. 

Los activos de la compañía

• Trébol-Escalante: fue la primera adquisición, uno de los yacimientos más atractivos que YPF había puesto en venta para concentrarse en la explotación no convencional de Vaca Muerta. Pecom ya lleva casi dos años operando allí y el plan que diseñó dio resultados porque luego de haber montado 2 nuevas plantas inyectoras de polímeros el área ya produce 15% más que cuando Pecom la tomó (1400 barriles día de producción incremental).
• Campamento Central-Cañadón Perdido: Pecom ingresó en febrero de 2025. Es parte del Área Central de Comodoro, pero en sus límites más alejados del ejido urbano, lindante con Diadema (CAPSA). Se está montando una nueva planta de polímeros y finalizando una campaña de perforación. Se espera que empiece a venir producción incremental durante el primer semestre de 2027. Pecom posee el 50%, puesto que el otro 50% del capital accionario de esos bloques le pertenece a Enap Sipetrol, subsidiaria de la empresa chilena de energía.
• Manatiales Behr: Pecom anunció su adquisición en febrero de este año. Ubicado en la provincia de Chubut, es el segundo yacimiento convencional más grande del país con una producción diaria que el año pasado se ubicaba en unos 25.000 bdp. 
• El Córcobo. Pecom le adquirió el mes pasado el yacimiento a Pluspetrol e YPF. Ahora se encuentra tramitando la aprobación de la autoridad de aplicación. El bloque está conformado por las áreas CNQ-7 Gobernador Ayala y Jagüel Casa de Piedra, en Mendoza, y Gobernador Ayala III y CNQ-7A, en La Pampa. En conjunto, los activos producen alrededor de 19.000 barriles diarios de petróleo, que se sumarían a los aproximadamente 35.000 barriles diarios que actualmente opera Pecom.

De este modo, la compañía produce en la actualidad cerca de 54.000 barriles diarios, ubicándose detrás de YPF, Vista, PAE y Pluspetrol, cuatro petroleras que tienen su foco en Vaca Muerta.

En estas adquisiciones Pecom desembolsó más de US$ 900 millones. Incorporados todos los activos se convertirá en una compañía de una facturación cercana a los US$ 1500 millones de los cuales el 75% provendrán la producción de petróleo y el resto de sus unidades de Servicios e Ingeniería y Construcciones.

El modelo de negocios 

La aspiración de Pecom, bajo la conducción de Horacio Bustillo, es consolidarse en la operación de campos maduros convencionales, con un foco especial en recuperación terciaria. “Si logramos eso, no solamente vamos a tener mejores resultados: vamos a construir una plataforma que nos va a permitir seguir creciendo en Argentina y en la región”, señalaron a EconoJournal fuentes de la compañía.

El modelo combina perforación de nuevos pozos en sectores con potencial de desarrollo, instalación y operación de unidades modulares de inyección de polímeros (PIUs) y una intensa actividad de workovers sobre pozos existentes, orientada a optimizar su desempeño productivo y adaptarlos al esquema de recuperación terciaria.

En línea con esta estrategia, Pecom actualmente opera 3 PIUs en Trébol, 1 próxima a inaugurarse en Cañadón Perdido y 9 en Manantiales. En Manantiales se prevé la continuidad del desarrollo de Grimbeek y la implementación de un proyecto piloto de EOR en la región Myburg del campo.

El centro de gravedad de la compañía migró hacia el upstream y eso genera 2 impactos concretos en Servicios e E&C:

a) Por un lado, la firma tiene la oportunidad de generar sinergias allí donde el expertisse de estos negocios genera ventajas competitivas cuando trabajan integrados en sus yacimientos. Este es un modelo que muchas operadoras han desarrollado con éxito.

b) Por otro lado, son negocios que requieren el mayor nivel de focalización con estructuras dedicadas para que puedan desarrollarse.

El modelo operativo requiere de una gestión muy eficiente de la superficie. “Por eso desde que tomamos los yacimientos trabajamos mucho y muy duro (en un proceso que no estuvo exento de ruidos) con la cadena de valor: necesitamos proveedores que trabajen codo a codo con nosotros en ser cada vez más eficientes, con el objetivo de lograr una operación sostenible. Hay que salir de la mirada de ‘cómo facturo un poquito más’ y pasar a ‘como trabajamos en conjunto para una relación de largo plazo’, es esencialmente un cambio cultural”, subrayan en la compañía.

, Redaccion EconoJournal

La empresa distribuidora de energía eléctrica Edesur cerró la contratación de un préstamo sindicado por un monto total de $320.000 millones. La operación formalizada por la representación legal de la compañía involucra a cinco de las principales entidades bancarias privadas del mercado local: ICBC Argentina, Banco Santander Argentina, Banco BBVA Argentina, Banco de Galicia y Buenos Aires, y Banco de Valores.

La colocación se instrumentó en moneda nacional con un plazo total de vencimiento fijado a 36 meses. De acuerdo con lo comunicado por la distribuidora eléctrica al mercado, la totalidad de los fondos provenientes del crédito se destinará de manera exclusiva a financiar inversiones en activos físicos, la adquisición de bienes de capital y el fortalecimiento de su esquema de capital de trabajo.

Respecto de la estructura del costo financiero, la operación contempla una tasa de interés variable calculada a partir del coeficiente TAMCORI (Tasa Mayorista Corregida) más un margen adicional del 6,75% nominal anual. Este esquema de actualización permite al sindicato bancario y a la empresa adecuar el costo de la deuda a las fluctuaciones de rendimiento del mercado mayorista local.

El esquema de devolución del capital incluye un período inicial de gracia de 12 meses. A partir del segundo año, la amortización se concretará de forma trimestral y creciente: la sociedad cancelará un 30% del monto total durante el transcurso del segundo año, mientras que el 70% restante del saldo de capital se amortizará a lo largo del tercer año de vigencia.

Para respaldar el cumplimiento de las obligaciones contractuales, la transacción contempla una estructura de garantía fiduciaria. Se constituyó una cesión fiduciaria pasiva e irrevocable a favor de TMF Trust Company (Argentina) S.A., entidad que actúa en calidad de fiduciario y en beneficio directo de las entidades prestamistas.

La facturación futura del servicio como garantía

La garantía involucra el compromiso de un 30% de la facturación presente y futura de Edesur originada por la prestación del servicio público de distribución de energía eléctrica a sus usuarios. Este mecanismo de caución sobre el flujo de cobros asegura un flujo de fondos constante para la cobertura de los servicios de deuda previstos en el acuerdo.

Edesur opera como una de las principales distribuidoras del sector eléctrico nacional, con una concesión que abarca una superficie de 3.300 kilómetros cuadrados en la zona sur de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y 12 partidos del conurbano bonaerense.

La compañía presta servicio a 2,7 millones de clientes -lo que representa un universo de más de 6 millones de personas– a través de una red eléctrica que supera los 30.000 kilómetros de extensión. Su volumen de distribución supera los 20.000 GWh anuales, cifra que equivale cerca del 20% de la demanda total de energía eléctrica nacional.

, Redacción EconoJournal

El gobierno de Neuquén ratificó este martes que buscará sancionar el nuevo régimen de regalías mineras de la provincia antes de fin de año, pese a estar pendiente de tratamiento en la Legislatura desde marzo. «Vamos a avanzar», aseguró la ministra de Ambiente, Leticia Esteves, quien afirmó que ninguna operadora presentó un reclamo «oficial» contra la posibilidad de que el cobro se aplique en la extracción de arenas para la hidrofractura.

El régimen de regalías que propuso el gobierno apunta a la extracción de sustancias minerales de primera y segunda categoría, y a las de tercera categoría que estén situadas en tierras de dominio fiscal.

Por eso podía incluir a todas las canteras de arenas silíceas que se utilicen para fracturar en Vaca Muerta: la Provincia las interpreta como de primera categoría por su contenido de cuarzo y feldespato. Además, le otorga al Estado la administración de las concesiones, a diferencia de lo que ocurre con una cantera de áridos donde queda en manos del propietario del suelo.

Tras varios meses sin avances en comisión, se había llegado a especular con una posible marcha atrás en la Cámara, algo que se negó desde el gobierno.

«Son parte de los recursos que queremos cuidar y preservar como se hace con el hidrocarburífero. Somos de las pocas provincias que hoy no aplicamos regalías mineras», dijo a EN/CLAVE la ministra neuquina tras participar de la apertura de Vaca Muerta Metano Near Zero en el centro de convenciones Domuyo.

Aclaró que primero se avanzará con el Código de Procedimiento Minero -ambas iniciativas las presentó el gobernador Rolando Figueroa el 1 de marzo- y que luego seguirán con el de regalías. «Pero lo vamos a sancionar», aseguró.

«Nos queda todavía la charla con la industria, pero hasta ahora nosotros oficialmente no hemos recibido ningún planteo», aclaró Esteves, quien señaló que los temas se están empezando a discutir en las reuniones donde también está en agenda el reúso del agua y el control de emisiones de metano.

Reglas de juego y aumento de la actividad

En el gobierno analizan que la actividad de extracción se irá incrementando en Neuquén en la medida que bajen las exigencias de la industria con el tipo de arenas y se amplíe el uso de los llamados «blend» que fusionan material de cercanía con el proveniente de Entre Ríos.

«El esquema de regalías es para ya establecer reglas de juego claras y darle previsibilidad a los inversores», había dicho la funcionaria.

El proyecto establece dos escalas porcentuales que se aplicarán sobre el valor boca mina de la totalidad de los minerales extraídos: del 3% cuando los productos sean sometidos a procesos de elaboración fuera del territorio provincial; y del 2% cuando se realicen procesos intermedios y/o finales de elaboración dentro de la provincia.

También crea un Fondo de Desarrollo y Sustentabilidad Ambiental (FODEMSA) que se integrará con lo recaudado por sanciones y por el cobro de una nueva tasa de fiscalización minera.

El proyecto presentado por el gobernador durante la apertura de sesiones, el 1 de marzo, junto con un nuevo Código de Procedimiento, busca «limpiar el mapa» de la actividad en la provincia y fijar las reglas para futuras inversiones.

Nueva versión para el Código de Procedimiento Minero

Hasta el momento, solo el Código de Procedimiento Minero mostró algún grado de avance en la Legislatura. A principios de septiembre, la comisión de Hidrocarburos y Energía que preside el diputado Damián Canuto (PRO) volvió a ponerlo en discusión tras casi dos meses de inactividad.

El legislador presentó una versión trabajada con el Poder Ejecutivo que recortó más de 80 artículos del texto -pasó de 288 a 201- y se adecuó al nuevo Código Procesal Civil Adversarial que entró en vigencia el 1 de agosto de este año en Neuquén.

Canuto advirtió que el objetivo de la síntesis es «no sobreabundar en la reglamentación», pero que aún faltaba un trabajo de cotejo con la ley de Procedimiento Administrativo.

Esta ley está encontrando algunas dificultades para avanzar, principalmente por la complejidad del texto que llegó a manos de los diputados, según pudo saber EN/CLAVE.

En la comisión, la diputada de la oposición Brenda Buchiniz (Cumplir) insistió con invitar a autoridades de la minera estatal Cormine para entender «cuál es el plan detrás de esto» y a las cámaras de la actividad. Y Cielubi Obreque (MPN) planteó la necesidad de hacer «una buena evaluación para llegar al mejor texto posible» y advirtió que, en la nueva redacción, se habían flexibilizado algunas condiciones que traía el texto original.

El nuevo código busca unificar la legislación y modernizarla, ya que el procedimiento minero se rige actualmente por la ley 902 de 1975.

El director provincial de Minería, Carlos Portilla, había explicado en la comisión que es «muy permisiva» y habilitó durante años lo que se conoce en la jerga como «minería de café»: una maniobra especulativa por la cual una persona presenta una solicitud de cateo para «pisar un área» y ofrecerla luego a quien sí tenga el dinero para hacer la inversión.

Esa maniobra especulativa es la que intentaría bloquear el nuevo código, al exigir un mayor compromiso de inversión a quien solicite el cateo.

El interés del gobierno de Figueroa en la minería apunta a ordenar la explotación de áridos, que hoy representan el 70% de los yacimientos activos, pero también a la explotación de minerales de primera categoría. Estos abarcan tanto como el oro y la plata, con la mina de Andacollo en el norte, como las arenas de fractura para la industria hidrocarburífera en el centro de la provincia. También hay expectativas de «tentar» a inversores con un yacimiento de sales de potasio, al norte de Rincón de los Sauces.

, Andrea Durán

La construcción del reactor multipropósito PALLAS, uno de los proyectos nucleares más relevantes en Europa y que tiene a INVAP como principal tecnólogo, se está demorando a raíz de nuevas exigencias del gobierno de Países Bajos en lo que respecta a las prestaciones del reactor. Entre las exigencias figura que el reactor pueda producir silicio dopado, una función no prevista en el diseño original y que supondría un cambio relevante, según pudo saber EconoJournal.

El gobierno nerlandés finalmente querría un diseño similar al reactor multipropósito RA-10 diseñado por INVAP para la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), cuya primera criticidad se espera a comienzos de 2027.

En concreto, NRG PALLAS, la entidad pública que operará el reactor y cuyo controlante es el gobierno de Países Bajos, solicitó a la empresa de Río Negro incrementar la potencia térmica e introducir “varias modificaciones” al diseño, situación que obliga a renegociar aspectos económicos de los contratos. La información surge de los últimos balances elevados por INVAP a la Comisión Nacional de Valores.

La principal empresa de proyectos tecnológicos de la Argentina ganó en 2018 una licitación internacional del gobierno nerlandés para el diseño y construcción de un reactor multipropósito con el objetivo de garantizar el suministro de radioisótopos médicos en Europa durante las próximas cuatro décadas. El reactor PALLAS reemplazará al reactor de alto flujo (HFR) en Petten, actualmente responsable de dos tercios de la producción europea de radioisótopos médicos.

Las obras civiles en el sitio de emplazamiento del reactor se lanzaron oficialmente en septiembre de 2025 tras recibir una aprobación de la Comisión Europea al plan del gobierno nerlandés de invertir 2000 millones de euros (US$ 2300 millones) en el proyecto, aunque las tareas en el sitio llevan por los menos tres años. A la fecha, la construcción de la fosa sobre la que se emplazará el edificio del reactor ya se completó.

El cronograma informado por NRG PALLAS establece que la operación comercial del reactor comenzará en 2032. El proyecto está estructurado en cuatro etapas: preparación del sitio, construcción de la fosa y cimientos, construcción del reactor y comisionamiento del reactor.

La última actualización del proyecto indica que durante el segundo trimestre de 2026 se alcanzó un “hito histórico”: la finalización del nivel tres del edificio del reactor. El nivel 3 constituye la base de la estructura subterránea del reactor. “Una vez completada esta fase, se está procediendo a la construcción de las paredes interiores y exteriores de los niveles subterráneos, a lo que seguirá la instalación de componentes clave del reactor”, informó NRG PALLAS.

Reactor Pallas: cuáles son las nuevas exigencias de Países Bajos a INVAP

Sin embargo, la provisión de los componentes claves del reactor podría demorarse a raíz de unas exigencias planteadas por NRG PALLAS a ICHOS (subsidiaria de INVAP en Países Bajos) en diciembre de 2025. Los nuevos requisitos son planteados en un estadio avanzando en la fase de diseño detallado del reactor, lo que fuerza a una renegociación de los contratos. Uno de los pedidos es incrementar la potencia del reactor de 25 a 30 MW térmicos.

Fuentes al tanto del proyecto indicaron que el contrato entre ICHOS y NRG PALLAS contempla la posibilidad de que el cliente solicite un aumento de potencia de 5 MW y modificaciones al reactor. Sin embargo, la formulación de estos pedidos en un estadio avanzado de la ingeniería detallada llevaron a INVAP a solicitar una renegociación en los pagos de las horas objetivo.

“A finales de diciembre de 2025 (T225/26), el Cliente introdujo un cambio importante en el alcance del proyecto (aumento de la potencia térmica a 30 MW) y varias modificaciones para optimizar su funcionamiento. Debido a este aumento del alcance, las discusiones previas relacionadas con la actualización de las horas objetivo quedan sin efecto”, dice el balance de ICHOS elevado por INVAP a la CNV.

Una fuente consultada por EconoJournal señaló que uno de los pedidos del cliente es incorporar el dopado de silicio, una función que INVAP incorporó en el diseño del reactor multipropósito RA-10 en Ezeiza, que la CNEA pondrá a crítico en los primeros meses de 2027.

“La ingeniería del reactor viene siendo diseñada en función de los requisitos pedidos originalmente por el cliente. Lo que el cliente quería es un reactor casi exclusivamente enfocado hacia la producción de radioisótopos médicos, no se contemplaba dopar silicio”, explicó la fuente.

La finalización de la etapa de diseño detallado del reactor está prevista para medidados de 2028, aunque ICHOS en el balance destaca que este objetivo está sujeto al «acuerdo con el cliente sobre la redefinición del alcance» del proyecto.

“A finales de junio de 2026, se están llevando a cabo conversaciones para establecer un nuevo objetivo de horas que incluya el alcance adicional. Debido a la propuesta de ampliación del alcance, ICHOS está elaborando una evaluación técnica para determinar el esfuerzo necesario para realizar las actividades de diseño requeridas y para discutir el nuevo objetivo de horas con el cliente», notificó ICHOS a la CNV.

Y agregó: «A finales de junio de 2026, las partes aún no han llegado a un acuerdo sobre el objetivo de horas; lo mismo ocurre con las negociaciones en curso entre ICHOS y sus subcontratistas. Dada la ampliación del alcance, existe una gran incertidumbre respecto a los posibles resultados del mecanismo de incentivos. Se desarrollarán diversos escenarios una vez que se aclare la situación, lo cual se espera para finales de septiembre de 2026”.

Sin estas definiciones cerradas, es imposible adelantar la fabricación de los componentes críticos, principalmente del tanque reflector, el corazón tecnológico del reactor. Estos componentes suelen tener plazos de manufactura extensos. Como referencia, la fabricación del tanque reflector para el RA-10 le insumió 32 meses de trabajo a INVAP en su taller en Bariloche.

, Nicolás Deza

Los días 14 y 15 de agosto de 2020 California se vio forzada a aplicar cortes rotativos de electricidad durante una ola de calor extremo. Las interrupciones afectaron entonces a unos 800 mil clientes. Seis años después los ciudadanos de ese Estado acabar de dejar atrás el agosto más caluroso de su historia, pero en esta oportunidad no hubo cortes ni llamados generalizados a reducir el consumo de energía. ¿Qué pasó desde entonces? La capacidad de almacenamiento en baterías que tiene disponible la red trepó de menos de 700 MW a principios de 2019 a 21.860 MW en la actualidad.

El diario Los Ángeles Times destacó el sábado como noticia principal de su tapa que los apagones en California se evitaron durante el verano, en medio de una ola de calor record, gracias a la capacidad de almacenamiento de baterías. “Estas baterías almacenan la energía solar captada durante el día para poder enviarla a la red cuando la demanda alcanza su punto máximo por la tarde y por la mañana, cuando la mayoría de la gente está en casa usando aires acondicionados y otros electrodomésticos”, detalló el matutino.

El dato adquiere relevancia en Argentina porque en febrero del año pasado el gobierno de Javier Milei convocó a una licitación, denominada AlmaGBA, para contratar centrales de almacenamiento de baterías con la intención de hacer frente a los reiterados cortes de electricidad que se suceden los días de temperaturas extremas.

Como resultado de esa primera licitación, entre septiembre y octubre se adjudicaron proyectos por 713 MW de capacidad en nodos críticos del Área Metropolitana de Buenos Aires. EconoJournal informó el mes pasado que Cammesa tiene previsto incorporar entre agosto y octubre 229 MW correspondientes a esa primera tanda de la licitación. Por lo tanto, California puede servir de referencia para lo que se viene.

Las baterías de California

La historia de las baterías de almacenamiento en California se remonta a 2010. Ese año la Legislatura aprobó una ley encargándole a California Public Utilities Commission (CPUC), organismo que regula a las distribuidoras eléctricas, establecer objetivos de almacenamiento para las empresas.

En 2013 la CPUC concretó esa política y le fijó como objetivo a las tres grandes distribuidoras que operan en el Estado —PG&E, Southern California Edison y SDG&E— sumar de modo conjunto 1325 MW de almacenamiento para 2020.

Ese plan avanzó sin mayores cambios y luego de los apagones de agosto de 2020 se decidió acelerar la contratación de baterías.

En la actualidad la capacidad de almacenamiento es de 21.860 MW, según informa la Comisión de Energía de California (CEC, según la sigla en inglés), organismo público encargado de la planificación energética.  Ese total se compone por 18.686 MW en manos de distribuidoras, 2538 MW de residenciales y 636 MW de comercial. Además, la CEC proyecta que esa capacidad debería trepar a 52.000 MW en 2045.

En el caso de California el crecimiento de la capacidad instalada de almacenamiento en baterías ha ido de la mano de un incremento progresivo de la proporción de energía eléctrica generada por fuentes renovables. De hecho, Los Ángeles Times informó que en mayo California se convirtió en el primer sistema eléctrico a gran escala del mundo en depender de más del 50 % de energía solar durante todo un mes.

Sin alertas desde hace casi cuatro años

El Operador Independiente del Sistema de California (CAISO, según la sigla en inglés) no emite desde hace 4 años una Alerta de Flexibilidad en California, consistente en pedirle a los usuarios que ahorren electricidad para ayudar a evitar apagones. En ese período la demanda de electricidad no disminuyó, pero la capacidad de la red aumentó sustancialmente.

Jayme Ackemann, directora de Comunicaciones y Relaciones Públicas de CAISO informó el jueves pasado a ABC7 que «En los últimos cinco años, hemos añadido más de 17.000 megavatios de almacenamiento de baterías». De este modo, la capacidad de la red que solía estar apenas por encima de los 50.000 MW ya llega casi a los 70.000 MW. Por ese motivo, un consumo que actualmente se ubica en torno a los 50.000 MW puede ser absorbido por la red eléctrica con un margen de capacidad mucho más holgado.

, Fernando Krakowiak

El gobernador Rolando Figueroa envió este lunes a la Legislatura el acuerdo firmado con las petroleras de Vaca Muerta para la prefinanciación de rutas en la zona de Añelo y Rincón de los Sauces. El proyecto especifica cuánto aportará cada una y crea una cuenta especial dentro de un fideicomiso para derivar el dinero, cuyo total podría ascender a 177.675.000 dólares.

El acuerdo se firmó en Buenos Aires la semana pasada en un acto que encabezó el gobernador junto a la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH). Concluyó siete meses de negociaciones para acordar el financiamiento de cuatro obras estratégicas para el corredor petrolero a través de adelantos de regalías y canon extraordinario de producción.

Para que entre en vigencia, deberá ser aprobado en la Legislatura, donde Figueroa cuenta con una mayoría que le permitiría sortear el desafío sin contratiempos. La próxima sesión ordinaria está prevista recién para la semana que viene, momento en que la propuesta tomará estado parlamentario formalmente.

El proyecto que envió a los diputados y al que accedió EN/CLAVE consta de 12 artículos. En primer lugar, ratifica el acuerdo marco firmado con YPF SA, Pan American Energy LLC Sucursal Argentina, Chevron Argentina SRL, Pluspetrol SA, Total Austral SA, Vista Oil & Gas SA, Pampa Energía SA, Wintershall Dea Argentina SA, Shell Argentina SA, Phoenix Global Resources PLC, GeoPark Argentina SA, Continental Resources Argentina SAU, Tecpetrol SA, Compañía de Hidrocarburo No Convencional SRL y Compañía de Desarrollo No Convencional SRL.

El texto especifica las cuatro obras viales a financiar con los aportes, que incluyen la pavimentación de la Ruta 8, desde el empalme de Ruta 6 hasta el Camino de la Tortuga;  la pavimentación y repavimentación de la Ruta 51 (Mari Menuco), entre el empalme con la Ruta 8 y el empalme con la Ruta 17; la repavimentación de la Ruta 8, entre el empalme con la Ruta 51 y el empalme con la Ruta 7; y la repavimentación de la Ruta 7, en el tramo que va entre el límite con Río Negro y el empalme con la Ruta 8.

También crea una cuenta especial dentro del fideicomiso de Responsabilidad Social Empresaria que administra Fiduciaria Neuquina SA que estará destinada «exclusivamente» a la recepción, administración y aplicación de los aportes.

Y dispone la exención del impuesto a los Sellos sobre el acuerdo marco firmado con las empresas.

Las condiciones del acuerdo

Como había explicado EN/CLAVE, a diferencia del anterior fideicomiso para financiar el Bypass de Añelo, en este caso es la Provincia la que se compromete a ejecutar las obras por sí o a través de terceros contratistas. En el acuerdo al que accedió este medio se especifica que, junto con la presentación de los certificados de avance de las obras, la Provincia hará una solicitud formal de aporte a cada una de las empresas según el porcentaje de participación que corresponda.

El aporte inicial que las petroleras deberán hacer como «primer hito de ejecución» de cada una de las obras será del 15% del costo total.

Las empresas también tendrán la facultad de monitorear y controlar la ejecución de los trabajos, realizar auditorías, recorridas e incluso contratar a un consultor técnico independiente para su seguimiento.

Una de las cláusulas del acuerdo establece que, en caso de que los trabajos quedaran paralizados por algún motivo durante tres meses, las empresas deberán notificar al gobierno. De no revertirse la situación en los siguientes 60 días, podrán rescindir el acuerdo de forma unilateral.

La Provincia también «defenderá y mantendrá indemne e indemnizará a las empresas frente a cualquier reclamo o demanda relacionada con la construcción, uso y mantenimiento posterior de las obras», detalla el convenio.

Cuánto aportará cada una

El monto máximo de aporte para las obras que se fijó en el acuerdo fue de 154.500.000 dólares, tomando como valor de referencia inicial 1.100.000 dólares por kilómetro para las obras de asfalto nuevo y de 400.000 dólares por kilómetro para las que son de repavimentación.

De todas formas, las empresas se comprometieron a hacer aportes adicionales de hasta un 15% del monto máximo conforme se determine el valor final cuando se realicen las licitaciones. En consecuencia, el monto total a financiar podrá ascender a 177.675.000 dólares.

El acuerdo fija cómo será la distribución de aportes de las petroleras en el primer año de ejecución, pero aclara que se firmarán adendas en los períodos siguientes para actualizar los porcentajes. Como había explicado EconoJournal, las estimaciones para el reparto tuvieron en cuenta el acreaje de cada compañía en Vaca Muerta y su producción.

En el primer año de contrato, YPF será la que mayor aporte realice, con US$58.230.000 (37,69%), seguida de Vista con US$20.470.000 (13,25%). Entre ambas concentrarán el 51% de la inversión.

Le seguirá Pan American Energy con US$12.180.000 (7,88%) y Shell Argentina con US$10.990.000 (7,11%). En un cuarto escalón irán Pampa Energía con US$10.030.000 (6,49%); Tecpetrol con US$9.880.000 (6,39%); y Pluspetrol con US$9.520.000 (6,16%).

Con menos del 5% aportarán Compañía de Hidrocarburo No Convencional, US$7.281.000 (4,7%); Chevron Argentina, US$4.657.000 (3,00%); Total Austral, US$4.260.000 (2,76%); Phoenix Global Resources, US$2.530.000 (1,64%); y Wintershall Dea Argentina con US$1.740.000 (1,13%).

Las compañía que aportarán menos del 1% de estas obras son Continental Resources Argentina con US$1.450.000 (0,94%); Compañía de Desarrollo No Convencional con US$792.000 (0,5%); y GeoPark Argentina que financiará US$490.000 (0,32%).

Recupero «automático» y crédito para peajes

Los aportes que realicen las empresas, que funcionarían a modo de préstamo, se empezarán a devolver luego de 30 meses de la puesta en marcha del convenio.

A partir de ese momento, las operadoras podrán deducir los aportes de forma automática contra el pago periódico de las regalías y/o canon que les corresponda abonar a la Provincia, «todo ello a opción de cada empresa y hasta alcanzar el monto máximo de aportes para las obras».

Las deducciones tendrán un límite conjunto equivalente al 20% del monto total de las regalías y/o canon extraordinario de producción correspondiente a cada mes que abonen las empresas.

Adicionalmente al recupero, el convenio les otorga a las 15 compañías involucradas en el financiamiento de las rutas, en su carácter de «aportantes originarios», un certificado para el uso de peajes por un valor conjunto de 17.500.000 dólares que podrá ser aplicado en caso de que, finalmente, se implemente el régimen.

Ese beneficio podrá ser transferido por las operadoras a terceros que presten servicios de transporte, incluyendo sus contratistas, subcontratistas, proveedores de servicios logísticos y transportistas contratados.

, Andrea Durán

El ferrocarril argentino no va a ser rentable si lo pensamos como en el pasado: una vía, una locomotora y vagones esperando carga.
La oportunidad está en pensarlo de otra manera: como parte de una plataforma de integración económica.

En AIMAS proponemos el desarrollo del MODELO 5F. Un tren que no compite con el camión, sino que se asocia con él. Un sistema donde cada estación deja de ser una parada y se convierte en un nodo de negocios. Un modelo donde cargas, pasajeros, puertos, minería, energía, agro, pymes y logística urbana convivan dentro de una misma red. La lógica es simple: el camión llega donde el tren no; el tren aporta escala, volumen y eficiencia; los puertos abren salida regional e internacional; y las estaciones ordenan el movimiento en el territorio. Cuando esas piezas trabajan juntas, aparece la rentabilidad.

Vaca Muerta como punto de partida

El caso de Vaca Muerta lo muestra con claridad. Hoy existen cargas estratégicas, demanda concreta y territorios que necesitan conectividad. Arenas, minerales, insumos, agroindustria, contenedores, pasajeros y servicios pueden apoyarse sobre una misma infraestructura si se organizan con lógica intermodal en una red capaz de generar contratos, movimiento, escala y reinversión.

Cada nodo puede sumar actividad local. Cada carga puede alimentar la frecuencia. Cada frecuencia genera previsibilidad. Y donde hay previsibilidad, aparece inversión. De ramales aislados a corredores productivos. De estaciones vacías a centros de actividad. De costos dispersos a economías de escala. El sector empresario no tiene que esperar a que el sistema ferroviario cambie. Puede ser el actor que haga que empiece a cambiar.

El primer eslabón del MODELO 5F

El MODELO 5F necesita un primer eslabón. Y ese eslabón no es necesariamente el Estado, ni una gran obra pública, ni una reforma total previa. Puede ser un empresario que activa una plataforma logística alrededor de su propio negocio a partir de su necesidad concreta, volumen de carga, visión de largo plazo y capacidad de articular actores

Vaca Muerta necesita logística. El ferrocarril necesita carga. Las provincias necesitan conectividad. Los puertos necesitan volumen. Las pymes necesitan costos más bajos. El MODELO 5F conecta todas esas necesidades, pero para arrancar necesita un primer actor que aporte escala, contratos y decisión. Ese actor entra en escena no como alguien que financia un tren, sino como la pieza que pone en marcha el engranaje

Una red que integre a todo el ecosistema

El modelo se vuelve competitivo cuando sirve a actores de distintas escalas. Una empresa tractora puede aportar volumen y confianza inicial, pero la baja de costos aparece cuando se integran puerto, camión, ferrocarril, proveedores, pymes, operadores y territorios. La empresa líder tracciona; el ecosistema hace rentable la red.

Vaca Muerta ya tiene producción, inversión y demanda. Lo que necesita es una logística a la altura. El desarrollo energético no depende solo de perforar más o producir más; también depende de poder mover mejor arenas, insumos, equipos, combustibles, minerales, contenedores y servicios. Si cada flujo se resuelve por separado, el costo logístico sigue siendo una carga estructural. Pero si esos flujos se integran en una red ferroviaria e intermodal, el sistema gana escala, previsibilidad y eficiencia.

Qué necesita el originador del modelo

Solo se necesita un originador del modelo que:

● Aporte carga real: El tren necesita frecuencia, y la frecuencia necesita volumen comprometido. Un actor vinculado a Vaca Muerta puede comprometer o articular demanda: arenas, insumos, equipamiento, cargas industriales, contenedores o flujos asociados a proveedores. Esa carga inicial es lo que le da vida económica al corredor.

● Origine demanda alrededor suyo: Un empresario fuerte no mueve solo su propia carga: puede convocar proveedores, contratistas, operadores, clientes, cámaras y otros jugadores del ecosistema energético. Puede transformar cargas dispersas en una masa crítica común. Ese es el paso que convierte una idea técnica en un negocio logístico.

● Dé previsibilidad contractual: El modelo necesita contratos de mediano y largo plazo. No alcanza con viajes aislados. Si un actor privado garantiza un flujo estable, el sistema puede proyectar inversión, frecuencia, material rodante, nodos, playas de transferencia y servicios asociados.

● Active nodos de negocio: La oportunidad no está solo en mover carga de un punto a otro. Está en construir estaciones, centros de transferencia, depósitos, servicios logísticos, mantenimiento, consolidación de cargas, distribución regional y conexión con puertos. Ahí el sector empresario puede entrar no solo como usuario, sino como socio de infraestructura y operador de oportunidades.

● Dé licencia económica y política al proyecto: Cuando un actor productivo relevante dice “esto reduce costos, mejora competitividad y permite crecer”, el proyecto deja de ser una demanda ferroviaria y pasa a ser una agenda de desarrollo. Eso ordena conversaciones con provincias, municipios, puertos, operadores, bancos, cámaras y Estado.

Poner en marcha el tren que todos van a necesitar

Tenemos una nueva oportunidad. Y el desafío no es subirse a un tren que ya existe; es poner en marcha el tren que todos van a necesitar.

(*)Miembros de AIMAS – Asociación Intermodal de América del Sur.

, Federico Ignacio Weinhold, Claudio Esteban García y Jorge de Mendonca (*)

YPF obtuvo dos distinciones internacionales otorgadas por la World Refining Association en el marco de las entregas a la excelencia del sector downstream de América Latina. Por un lado, la petrolera la Argentina se adjudicó el galardón a la «Refinería del año» por el desempeño integral de su complejo industrial de La Plata. Y a la vez, logró el premio a la «Tecnología digital del año» junto a Boston Consulting Group (BCG) por la creación de la herramienta Ekons Matrix IA.

La nómina completa de las distinciones entregadas por la World Refining Association incluyó a Mauricio Martin, vicepresidente ejecutivo de Midstream & Downstream en YPF, galardonado como Ejecutivo del Año; Axens como Proveedor de catalizadores del año; a Petrobras por su solución CORSIA-Certified SAF en Transición energética; y a Guadalupe Malaisi (Refinería Buenos Aires) como Ingeniero destacado.

La distinción otorgada a la refinería bonaerense responde a su posicionamiento estratégico y a las métricas de eficiencia operativa alcanzadas en los últimos dos años. La planta de La Plata procesa actualmente unos 210.000 barriles de crudo por día, de los cuales el 70% proviene de Vaca Muerta.

Desde este complejo de 400 hectáreas se elabora el 41% de las naftas y el 39% del gasoil del consumo de la Argentina, garantizando además el abastecimiento de más del 60% del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). El premio se concreta en un contexto de redefiniciones del parque refinador de las principales petroleras por el abundante recurso disponible de Vaca Muerta.

Para conceder el premio al complejo industrial, el jurado evaluó los resultados arrojados por las auditorías globales del Estudio Solomon, el benchmark de referencia en la industria. La evaluación ubicó a la planta en el primer cuartil a nivel mundial por su margen neto y en el segundo cuartil por sus costos de producción, posicionándola en parámetros de competitividad similares a los de las mejores refinerías del mundo.

El galardón a La Plata reconoce también el proceso de modernización, paradas técnicas programadas y optimización de eficiencias operativas llevado adelante por la compañía. Estas reformas permitieron adecuar la infraestructura técnica para procesar volúmenes récord del shale oil no convencional neuquino y maximizar la producción de combustibles bajo especificaciones ambientales de ultra bajo azufre.

Inteligencia artificial contra la fuga de valor en el refino

El segundo reconocimiento recibido por YPF destacó el desarrollo de Ekons Matrix AI para resolver una problemática histórica del refino de petróleo como es la estimación de la calidad de los combustibles en tiempo real.

En diálogo con EconoJournal, Roberto Rodríguez, principal project leader en BCG, explicó el origen de esta innovación: «Con YPF empezamos hace cuatro años implementando soluciones digitales focalizadas en la toma de decisiones operativas. En este caso, el problema es común a toda la industria y nace prácticamente con el origen del refino de petróleo».

Hasta ahora, el control se basaba en muestras de laboratorio que arrojaban valores puntuales una o dos veces al día. «Eso hace que se pierda parte de la película en tiempo real, porque los procesos no son lineales y se están moviendo constantemente; porque el flujo de una refinería evoluciona como un electrocardiograma», graficó el especialista.

Frente a esa inestabilidad, la solución tradicional consistía en detener la operación para medir los componentes. «Cuando se basa en un modelo estático se pueden tardar hasta 18 horas en hacer un blending: hay que parar, estabilizar al 50% de llenado, sacar la muestra y llevarla al laboratorio. Son horas de tanques parados que pierden tiempo de producir», indicó el ejecutivo de BCG.

Para revertir esta ineficiencia, Ekons Matrix AI «hace como herramienta una estimación en tiempo real de todas las corrientes de las unidades de proceso desde el origen y las propaga hacia los tanques intermedios y finales», explicó Rodríguez a EconoJournal.

«Aplicamos machine learning que aprende de los propios errores y lo combinamos con simulación de procesos. Se basa en una matriz millométrica que resuelve un problema donde los simuladores convencionales no podían converger», explicó el experto.

La clave del desarrollo radica en la velocidad de anticipación operacional para corregir los desvíos. «Actuamos directamente en el origen, ajustando la unidad de proceso antes de que la desviación llegue al tanque final. Es un software que trabaja en tiempo real y cada uno o dos minutos da una medida de la calidad de todo el sistema», destacó el referente de BCG sobre la plataforma personalizada para la refinería platense.

Como eje de este salto tecnológico en la unidad de La Plata, la compañía impulsó la creación de su propio Centro de Inteligencia en Tiempo Real (RTIC). «El RTIC refuerza la función y actúa como un catalizador de todo este tipo de herramientas y procesos superadores para llevar las optimizaciones de la refinería a otro nivel», concluyó Rodríguez respecto a esa infraestructura centralizada.

, Ignacio Ortiz

Daniel Kokogian, geólogo, consultor y exdirector de YPF, analizó la información disponible sobre el proyecto Sea Lion en una entrevista con Nicolás Gandini para el ciclo Mano a Mano de EconoJournal. Su diagnóstico es cauteloso: asegura que existe petróleo en la cuenca, pero considera que la información publicada hasta ahora no permite concluir que su explotación resulte económicamente rentable.

“Hay petróleo, pero ¿cuánto recupero?”

Kokogian conoce la región desde hace décadas. En 1990 participó de una campaña exploratoria de Occidental Petroleum en la cuenca de Malvinas ubicada entre las islas y el continente y, posteriormente, siguió el desarrollo de la actividad británica en la zona.

El especialista destacó la calidad del trabajo exploratorio realizado inicialmente alrededor de Sea Lion, pero planteó dudas sobre la información obtenida a partir de los pozos perforados.

—Como geólogo, como una persona que conoce mucho, ¿vos ves esto y decís “está bien”?

—Es un trabajo exploratorio muy bueno, hasta que llegás a los pozos.

—¿Y ahí qué pasa?

—Los pozos tienen información no totalmente completa y muchas veces confusa. Lo que han mostrado hacia afuera es más confuso o por lo menos parcial, no es una información completa. ¿Hay petróleo en Malvinas? Sí, hay petróleo en Malvinas. ¿Es económicamente rentable producirlo? No sé.

Una de las principales objeciones de Kokogian está en los ensayos de productividad. Según explicó, el pozo descubridor de Sea Lion fue sometido a un test de apenas 18 horas, a partir del cual inicialmente se proyectó una producción potencial de 4.000 barriles diarios. Un año después, esa estimación fue reducida a 2.000 barriles diarios sin que, según señaló, exista nueva actividad en el pozo.

—¿Eso es normal en el funcionamiento? Uno tiene que ser cauteloso en un proyecto offshore porque es un proyecto de largo plazo. ¿Es normal ese ida y vuelta?

—No, ahí hay fruta, están tirando fruta.

El geólogo también señaló que el reservorio presenta múltiples capas y heterogeneidades que pueden volver más compleja su explotación. Por eso cuestionó que la información disponible sea suficiente para comprometer el capital necesario para desarrollar el campo.

—Tengamos buenos pozos, terminémoslos bien, testeémoslos un mes. O sea, tengamos datos duros porque acá hay petróleo y puede haber mucho, pero yo tengo que tener datos de productividad. Si no tengo el dato de la productividad de los pozos, ¿voy a ir a poner US$ 1.300 millones?

Kokogian hizo referencia al plan de desarrollo que contempla una primera fase de 15 pozos para poner en producción alrededor de 170 millones de barriles. Según su análisis, eso implicaría recuperar entre 12 y 13 millones de barriles por pozo, una estimación que consideró incompatible con las características conocidas del reservorio.

“Eso es absolutamente imposible y eso sí lo digo. Eso no existe. ¿Por qué? Porque tendría que ser un reservorio absolutamente excepcional”, sostuvo.

¿Por qué avanzar entonces con la decisión final de inversión?

Las dudas técnicas llevan a una segunda pregunta: por qué Rockhopper Exploration y Navitas Petroleum decidieron avanzar con la decisión final de inversión (FID) a fines de 2025 después de más de una década sin nuevos pozos exploratorios.

Kokogian puso el foco en la relación contractual entre ambas compañías.

Navitas ingresó al proyecto y, tras un acuerdo alcanzado en 2022, pasó a controlar el 65% de la asociación, mientras Rockhopper conservó el 35%. Según explicó el geólogo a partir de los reportes de las compañías, el acuerdo contemplaba una cláusula que habilitaba a Rockhopper a remover a Navitas como operador si en un plazo de cinco años no se producía un avance significativo hacia la FID, pero con un detalle: de darse esta condición, se le debería devolver a Navitas el dinero invertido.

—Tal vez la decisión de anunciar en diciembre del año pasado un FID…

—Exactamente, es el 2027 [en referencia a que se cumplirían los cinco años pautados]. Entonces, un año antes se juntan y dicen: “Bueno, ¿qué vamos a hacer? No hicimos nada hasta ahora. Y bueno, vamos con el FID”. ¿Por qué? Primero porque la plata la pone Navitas. Navitas no quiere salirse, pero Rockhopper tampoco quiere sacarlo para pagarle, si no tiene plata. Entonces dijeron: “Avancemos con el FID”.

Kokogian vinculó además esa decisión con otro cambio que considera llamativo: la recategorización de parte de los recursos contingentes de Sea Lion como reservas.

Según explicó, durante años el proyecto había reportado alrededor de 200 millones de barriles como recursos contingentes. Hacia fines de 2025, unos 170/180 millones de barriles pasaron a ser considerados reservas.

—¿Qué te dice esa recategorización?

—Seguramente te pueden decir “bueno, es que ahora hay un financiamiento”, punto. Navitas es el que no quiere que le saquen la operación y Rockhopper está de acuerdo porque no quiere pagarle la plata. Win-win para todo el mundo.

—¿Y eso en la industria es normal?

—El cambio de recategorización no, eso es raro. Eso es un trigger, un disparador que dice “bueno ahora sí, vamos”.

Para Kokogian, por lo tanto, la FID no elimina las incertidumbres geológicas y económicas que rodean al proyecto.

El precio del petróleo también puede modificar la ecuación. El especialista recordó que años atrás había sido mucho más pesimista sobre Sea Lion, cuando el barril cotizaba alrededor de US$ 40. Con precios más altos, admitió, la evaluación cambia. “Ahora vale casi US$ 100. Ellos usaron US$ 77. No es loco, pero es bastante arriesgado”, explicó.

“No nos podemos quedar callados”

El escepticismo de Kokogian sobre Sea Lion, sin embargo, no se traduce en una posición contraria a la reacción del Gobierno argentino.

“Otra cosa que quisiera decir es que no tengo la menor duda de que no nos podemos quedar callados. De ninguna manera Argentina puede dejar que hagan lo que quieran y no decir nada”, afirmó.

Para el geólogo, la discusión excede la probabilidad de que Sea Lion alcance finalmente la producción comercial.

—¿Por qué?

—Porque es un área que estamos reivindicando. ¿Cómo no vamos a decir nada? Es una obligación del Gobierno decir algo, este o el que estuviese tiene que decir algo. Están diciendo que dentro de dos años van a producir petróleo, no importa si es un bluff.

Kokogian sostuvo que la cuestión tampoco debería analizarse exclusivamente desde una perspectiva técnica y destacó la creciente importancia geopolítica de los recursos energéticos y del Atlántico Sur. Incluso si las recientes medidas oficiales respondieran a motivaciones políticas, como planteó Gandini, consideró positiva la decisión de volver a poner el tema en agenda.

“Y ponele que lo hace por eso, mejor que lo haga. Es una obligación. Si lo hace sólo por especulación política, bueno, okey. A los hechos concretos va a ser útil”, afirmó.

“Hoy la prioridad es Vaca Muerta”

La discusión sobre Sea Lion abrió finalmente otro interrogante: qué lugar debería ocupar la exploración offshore dentro de la estrategia energética argentina.

Para Kokogian, hoy la respuesta es clara: el offshore tiene potencial exploratorio, pero no debería competir en prioridad ni en recursos con Vaca Muerta.

—Nunca me termina de quedar en claro cuál es el rol que el offshore debería jugar para la Argentina hoy, en términos estratégicos, a lo que hay por explorar. ¿Qué harías vos?

—Yo creo que, en el contexto de Argentina hoy, es secundario, no es prioritario para nada. Hoy es Vaca Muerta, escalar Vaca Muerta, que sea mejor todavía.

—¿Y qué hacemos con el offshore exploratorio? Pensando en esta geopolítica.

—Hay posibilidades todavía de explorar más, porque el offshore es una cosa grande. Hay una posibilidad en el offshore de Tierra del Fuego, seguro. Ahí puede haber algo más pero no creo que de la magnitud de lo que ya fue explorado, descubierto. Después hay que venirse a la costa de Buenos Aires, con las evidencias. Y ahora va a ser clave lo que pase en Uruguay.

La misma cautela se trasladó al debate sobre una eventual participación de YPF en nuevas campañas exploratorias.

—Si vos sos director de YPF, como lo fuiste entre 2016 y 2019, y yo te digo “tenemos que hacer una asignación de CAPEX de inversión de YPF para hacer estos pozos”, ¿te convenzo?

—¿Cuánto tengo que poner? ¿El 2%, el 1%? ¿O el 10%? El 10%, no. Si la idea es seguir haciendo algo porque hay algún dato, si hay un hilo del que tirar, vamos. Pero si me vas a decir que te vas a gastar US$ 200 millones, no ahora.

Para Kokogian, la prioridad de YPF debe continuar puesta en el desarrollo de Vaca Muerta y sus proyectos asociados.

“YPF está haciendo lo que tiene que hacer e hizo lo que tendría que haber hecho hace décadas”, afirmó, en referencia al Plan Andes. Y concluyó: “Antes de decirle, ya no a YPF sino a la industria, al país, qué puedo hacer para incentivar que alguien vaya al offshore, que piensen qué pueden hacer para que muchos que se jugaron y se metieron sobrevivan en el convencional. Porque hay mucho petróleo. Acá hay un error en considerar que está agotado”.

, Redaccion EconoJournal

Budapest, Hungría — Mientras una leve caída de temperatura da un respiro a los ciudadanos y turistas que recorren las principales capitales de Europa después de un verano marcado por sucesivas olas de calor, la próxima llegada del frío vuelve a dirigir la atención hacia las reservas de gas con las que el continente enfrentará el invierno 2026/27.

Según la base de datos de Gas Infrastructure Europe (GIE), la Unión Europea llegó a septiembre con sus depósitos de gas en torno al 66%, el nivel más bajo registrado para esta altura en 15 años.

¿Cómo llegó Europa a esta situación?

El fenómeno tiene varias aristas, una de ellas el invierno 2025/26. Una temporada más fría de lo habitual y un mayor uso del gas para calefacción y generación eléctrica llevaron a una fuerte extracción de los depósitos, que terminaron la temporada invernal por debajo del 30%, cerca de mínimos de nueve años, según el reporte de la Agencia de la Unión Europea para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER).

La temporada de verano tampoco fue favorable. Las sucesivas olas de calor afectaron la generación de energía hidráulica y nuclear en algunos mercados, aumentando la demanda de generación de energía a gas (34% interanual durante la ola de calor de fines de junio, según Kpler), precisamente durante los meses en los que Europa necesitaba acelerar las inyecciones en almacenamiento.

A ese escenario se sumó la disrupción de la oferta de GNL proveniente de Qatar, en medio de la escalada del conflicto en el Golfo Pérsico. La menor disponibilidad de cargamentos cataríes incrementó la competencia por el GNL y elevó la volatilidad de los precios europeos.

Por qué 2026 no es 2022

A pesar del bajo nivel de almacenamiento, Bruselas insiste en que la situación actual es sustancialmente distinta de la crisis energética que atravesó Europa después de la invasión rusa de Ucrania.

Desde 2022, la Unión Europea redujo de forma significativa su dependencia del gas ruso, cayendo desde alrededor del 40% en 2021 hasta el 12% en 2025. Al mismo tiempo, Europa incrementó las compras de GNL -principalmente desde Estados Unidos- y reforzó las importaciones por gasoducto desde proveedores como Noruega. La estrategia forma parte de REPowerEU, el plan europeo para eliminar progresivamente la dependencia de los combustibles fósiles rusos.

Ese cambio estructural es el principal argumento de la Comisión Europea para relativizar el riesgo asociado a los bajos inventarios. “Si bien la situación en los mercados energéticos mundiales sigue siendo excepcional y requiere una estrecha vigilancia, también difiere significativamente de la de 2021/2022. Hoy, la UE está mejor preparada gracias a una mayor diversificación, una mayor capacidad de importación de GNL y una menor demanda de gas [en comparación de los niveles previos a la crisis energética de 2022]”, afirmó el Grupo de Coordinación del Gas.

ENTSOG, la asociación consultada por EconoJournal que agrupa a los operadores europeos de los sistemas de transporte de gas, también afirmó que “la infraestructura gasista europea existente sigue siendo lo suficientemente flexible”.

“La capacidad europea de regasificación de GNL asciende a aproximadamente 1.600 TWh por temporada de invierno (unos 145 bcm), lo que aporta una flexibilidad considerable en la capacidad de importación; esto permite compensar parcialmente unos niveles de almacenamiento más bajos al inicio de la temporada de extracción y respalda la capacidad del sistema gasista para satisfacer la demanda invernal”, explicaron a partir de su informe “Perspectiva de suministro para el verano de 2026”.

Aunque advierten: “Desde la perspectiva de la seguridad del suministro, sería importante inyectar gas durante la temporada de verano y mantener el almacenamiento en un nivel adecuado hasta el final del invierno”.

Menor margen de error para el invierno europeo

Si bien por sí mismos los bajos niveles de almacenamiento no presentan un riesgo inminente en la provisión de gas, sí “pueden tener un impacto negativo sobre la flexibilidad del sistema gasífero y sobre los precios, especialmente durante episodios de alta demanda”, señaló ENTSOG. A este punto de partida, también podría sumarse una conjunción de factores, entre ellos el clima frío, la débil energía renovable y el suministro limitado de GNL.

Un invierno más frío de lo habitual elevaría la demanda para calefacción y aceleraría las extracciones de los depósitos, especialmente sensibles este año por el menor colchón con el que Europa comenzará la temporada. Es decir, se repetiría la problemática del invierno 2025/26 pero con alrededor de 12 puntos porcentuales menos de almacenamiento para esta misma época del año.

A la temperatura se suma el comportamiento del sistema eléctrico. Los episodios conocidos como Dunkelflaute -períodos con poco viento y baja generación solar- pueden incrementar la utilización de centrales térmicas a gas, elevando la demanda precisamente durante los meses de mayores extracciones de los almacenamientos.

Europa también queda especialmente expuesta a los shocks internacionales, más allá de su capacidad de reemplazar el gas ruso. Según Trading Economics, “los precios europeos del gas natural subieron un 5% hasta los 84 €/MWh este lunes, el nivel más alto desde diciembre de 2022, mientras persisten las tensiones en Oriente Medio”.

Según datos de ACER, Qatar aportó alrededor del 7% del GNL importado por la Unión Europea durante el último invierno, equivalente a cerca del 4% de sus importaciones totales de gas. Aunque su participación relativa es limitada, una interrupción prolongada podría endurecer el mercado global de GNL y obligar a Europa a competir con Asia, justo cuando Europa debería acelerar su inyección de gas.

ACER advirtió que, si la producción catarí permaneciera restringida durante el invierno, la competencia por el GNL podría convertirse en uno de los principales factores de presión sobre los precios europeos.

La situación plantea una paradoja para el Viejo Continente: Europa cuenta hoy con más infraestructura, más proveedores y una menor dependencia de Rusia que durante la crisis de 2022, pero llega al invierno con bajos niveles de almacenamiento, menor margen de error y una mayor exposición al mercado internacional de GNL.

, Carla Mastroianni

Neuquén cumplió 122 años. Una de las ciudades argentinas de mayor crecimiento en las últimas décadas comenzó su historia a principios del siglo XX cuando, siendo apenas un caserío alrededor de las vías del ferrocarril, recibió del presidente Julio Argentino Roca el decreto que la instituyó como capital del territorio en reemplazo de Chos Malal.

Con casi 300.000 habitantes, hoy es el epicentro político y económico indiscutido de la provincia, concentra un 40% de su población y es la puerta de entrada de Vaca Muerta. Pero este domingo no habrá desfile para celebrar su aniversario.

Las preocupaciones del intendente Mariano Gaido empiezan a crecer, conforme lo hacen los reclamos vecinales. El jueves, un grupo de comerciantes sorprendió a la jefa de Gabinete (y posible candidata a la sucesión), María Pasqualini, en la inauguración de una plaza. Los manifestantes, en su mayoría vendedores ambulantes, fueron a pedir que el municipio los habilite a volver a trabajar, tras la ordenanza que prohibió este tipo de actividad.

Pasqualini prometió reuniones, la discusión fue subiendo de tono y los funcionarios debieron retirarse del lugar. 

Esa irrupción de manifestaciones autoconvocadas, por distintas causas, es la que viene desincentivando la aparición del intendente y otras figuras de su gabinete en eventos muy anunciados. El viernes, la invitación a la inauguración de la XIII Feria Internacional del Libro que Gaido encabezó con el gobernador Rolando Figueroa fue discreta.

En los equipos municipales también advierten que los reclamos, hoy en redes sociales, por las obras que están interviniendo grandes porciones de la barda para la apertura de calles y otros proyectos inmobiliarios también puedan pasar a la acción. Hay grupos activos donde matchean ambientalistas con runners y vecinos preocupados por la aparición de zorritos desorientados que supuestamente están perdiendo su hábitat. «Médanos y chacras, hoy todo ciudad», cantó el poeta Marcelo Berbel.

¿Encuentran estas manifestaciones una vía electoral? En el oficialismo no ven una amenaza tangible para el 2027, aunque los libertarios se entusiasmen con dar una sorpresa en Neuquén capital.

Son, eso sí, expresiones que pueden generar efecto contagio y multiplicar una incomodidad nada deseable en medio de una campaña electoral. Por eso, la misma atención está puesta en lo que pueda suceder en la Fiesta Nacional de la Confluencia, según pudo saber EN/CLAVE. El festival, que ya se posicionó como uno de los más convocantes del verano, cambió de fecha sorpresivamente esta semana. ¿Se libera un domingo electoral? Todavía falta. 

Aval para el GNL y un contador de barriles

La audiencia pública que se realizó el jueves en Plaza Huincul por la planta de separación de gas que construirá YPF para su proyecto Argentina LNG pasó la prueba sin contratiempos.

El gobierno de Rolando Figueroa celebró el resultado, aunque no envió emisarios de peso a acompañar el evento que tuvo al intendente Claudio Larraza como principal anfitrión y defensor de la propuesta por parte de la política. Como ocurrió la semana anterior con el viaje a Houston, otra vez Ramón Rioseco de Cutral Co estuvo ausente y no se vio como una buena señal.

Hubo otros actores, en cambio, que aprovecharon la plataforma para acercar sus ideas. Fue el caso de los referentes del partido Cumplir, la diputada provincial Brenda Buchiniz y el exlegislador nacional Francisco Sánchez.

Es un espacio que se identifica como libertario, pero sin encolumnarse orgánicamente detrás de Javier Milei y que no tiene diálogo con La Libertad Avanza, liderado en Neuquén por la senadora Nadia Márquez.

Está más enfocado en generar una oposición al gobierno de Figueroa, recogiendo reclamos sociales de izquierda a derecha y con intenciones de disputar un lugar en las elecciones del año que viene.

Esta semana, lanzaron un sitio web llamado «Dónde están los barriles» que funciona como un contador de regalías en tiempo real e incluye un juego comparativo: con las que ingresaron el viernes se podrían haber construido 114 viviendas, aseguran.

El planteo ya sirve para anticipar cuáles van a ser los mensajes de la campaña opositora en el 2027: Vaca Muerta genera cada vez más, Neuquén recibe en proporción, pero los habitantes «no viven mejor». Es decir, el que se repite año a año. Solo que la gestión de Figueroa confía en ser la que, esta vez, pueda mostrar resultados de lo contrario.

, Andrea Durán

La provincia de Neuquén sumó un nuevo requisito a la hora de otorgar una Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (CENCH) en Vaca Muerta. Ahora exigirá a las operadoras que blanqueen cuáles serán los ductos por los que evacuarán la producción incremental que obtengan de esos bloques para evitar así nuevos cuellos de botella. Así lo confirmó el ministro de Energía, Gustavo Medele, durante una entrevista en El Fondo del Pozo que se emitirá este domingo a las 20.

“Una concesión que no tenga definida cómo va a evacuar, hace 5 o 6 años no era un problema porque había capacidad, hoy sí lo es. Hasta 2022 no era tan crítico llenar los ductos, pero ahora estamos en una situación distinta: el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) está casi totalmente ocupado y el Duplicar de Oldelval, también”, afirmó el ministro.

Medele aseguró que la industria deberá sumar nuevos ductos de evacuación en los próximos años y dijo que esto es un asunto prioritario para la Provincia: “Hay dos o tres proyectos que deberían pasar. Quizás un Triplicar de Oldelval o algo que capture la producción del norte (de Vaca Muerta) y que la baje hasta Allen”, agregó.

La nueva exigencia se suma a los cambios que el gobierno que lidera Rolando Figueroa comenzó a aplicar a la hora de otorgar un nuevo bloque, los cuales contemplaron la aplicación de un bono anticipado destinado al desarrollo de infraestructura -equivalente al 6% de las regalías- y la obligatoriedad de asociar a la petrolera estatal provincia, Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), en un 10%.

Ahora, la Provincia también pretende que las empresas que quieran sumar áreas detallen a su plan de producción, el de evacuación, al tiempo que dialoga con las empresas transportistas para prever en los próximos años la ejecución de nuevos ductos que acompañen el crecimiento proyectado en Vaca Muerta.

Evitar cuellos de botella

Medele remarcó que el objetivo de este requisito es anticiparse a las necesidades de la Cuenca Neuquina para evitar futuros cuellos de botella: “Ya blanqueamos cuál es el espíritu de las nuevas concesiones. No es no otorgarlas, sino que las empresas que tengan capacidad hagan ductos nuevos y las que no tengan, participen en algún porcentaje”.

Medele afirmó que este factor será “determinante” a la hora de otorgar una nueva CENCH y aclaró: “No es conducente trabajar si una operadora piensa producir, por ejemplo, 100 barriles y no tiene adónde ponerlos. Esa es la discusión que queremos dar y lo que estamos pidiendo es saber dónde piensan poner los barriles que van a producir. De esta forma estamos trabajando en conjunto con las empresas y con las transportistas. Creemos que eso nos va a dar la visibilidad para saber cuándo hará falta hacer el próximo ducto”.

El límite de Vaca Muerta

Por otro lado, Medele afirmó que actualmente Vaca Muerta posee una capacidad operativa que podría alcanzar hasta los 850.000 o 900.000 barriles diarios con los pozos, la infraestructura y los equipos de perforación y fractura disponibles.

“A medida que vayamos creciendo en actividad operativa, vamos a ir encontrando distintas barreras y la receta es ir resolviendo cada una de ellas. Lo que vemos en la parte de operaciones es que hay un límite a la cantidad de equipos porque las rutas no van a aguantar el tráfico si se duplican. Entonces, las rutas hoy son el primer tema a resolver”, remarcó.

En esta línea, el titular de la cartera energética resaltó el último acuerdo alcanzado con 13 operadoras para pavimentar y construir nuevos caminos en el Circuito Petrolero.

Además, señaló que el tratamiento de los residuos petroleros es otro de los asuntos a resolver en lo inmediato, especialmente los recortes de perforación o «cutting«: “Es muy evidente que hay un crecimiento lineal y que no hay una optimización en el cutting. Dentro de estos subsistemas de residuos industriales vamos a tener que empezar a tratarlos rápidamente, porque este crecimiento a 2 millones de barriles proyectados trae aparejada la necesidad no solo de gasoductos, oleoductos, equipos de fractura o perforación, sino de todo un subsistema de residuos y de actividades que quizás hoy no estamos haciendo”.

, Laura Hevia

El gigante tecnológico chino Huawei redobló la apuesta con la cooperativa eléctrica CALF para fortalecer su presencia en Neuquén y, potencialmente, en Vaca Muerta. La semana que viene, una comitiva liderada por el vicepresidente de la entidad y titular de ATE en la provincia, Carlos Quintriqueo, viajará a las ciudades de Shangai y Shenzen en lo que aparece como un nuevo acto de rebeldía contra las advertencias dadas por el embajador de Estados Unidos, Peter Lamelas.

También un desafío contra la propia gestión de Rolando Figueroa, a quien le cuestionaron no haber sido suficientemente enfático en defender a la cooperativa de las presiones diplomáticas. El mandatario opinó desde Buenos Aires, días después del conflicto, que «CALF debe tener la libertad de contratar a quien quiera», pero en la Legislatura su bloque evitó la sanción de un repudio a las declaraciones de la embajada estadounidense.

La invitación de la empresa china tiene como objetivo la participación de la cooperativa en el encuentro de innovación tecnológica Huawei Conect que se realizará en Shangai del 17 al 19 de septiembre.

El evento se presenta como una oportunidad para empresas de todos los tamaños y sectores a conocer las últimas novedades sobre la estrategia de «Inteligencia Integral» de la compañía, así como su plan estratégico para el desarrollo de la infraestructura de IA en el futuro.

Además de Quintriqueo, participarán del viaje el subgerente de comunicación de CALF, Agustín Mozzoni; la responsable de capacitación, Agustina Creide; y la ingeniera Gabriela Manzano, quien está a cargo de planificación y desarrollo de la gerencia TIC. No integrará la comitiva el presidente, Marcelo Severini.

Según se informó, en el evento también habrá representantes de empresas tecnológicas de otras provincias.

Pero la gira no se limitará al encuentro, sino que la misión de CALF luego se trasladará a la ciudad de Shenzen para conocer la ciudad que concentra el desarrollo tecnológico de China y una de las fábricas de Huawei.

Por último, el recorrido finalizará en Beijing, donde los invitados conocerán «experiencias de innovación y smart city».

«Precio y calidad»

Los avances entre CALF y Huawei para traer tecnología de la empresa china a Neuquén fueron motivo de un escándalo diplomático el mes pasado, luego de que la embajada de Estados Unidos amenazara con retirar las visas de los funcionarios involucrados en las negociaciones. Una delegación de CALF ya había hecho un primer viaje a China para sellar un acuerdo estratégico en abril de este año.

El tema finalmente desescaló tras una reunión de Peter Lamelas con autoridades de la cooperativa en las que ofreció acercar a empresas norteamericanas para que colaboren con su expansión en Vaca Muerta.

En diálogo con EN/CLAVE, Carlos Quintriqueo ratificó que, hasta el momento, toda la tecnología utilizada por CALF para su despliegue de internet por fibra óptica fue proveída por empresas de Estados Unidos, pero que seguirán eligiendo con quién contratar según criterios de «precio y calidad».

«Se va a ir buscando a la empresa que mejor servicio y precio pueda ofrecer», dijo sobre la posibilidad de seguir negociando con Huawei sin cerrarse a otras alternativas como Nokia. «Ya fueron invitados a cotizar», aclaró.

Días atrás, CALF presentó su proyecto para desplegar «infraestructura estratégica de conectividad» desde Neuquén hacia Añelo y todo el corredor productivo de Vaca Muerta, en un acto del que participó el intendente de la ciudad, Fernando Banderet.

Aseguraron que la red de Calfibra permitirá «brindar conectividad de alta capacidad a empresas y proyectar servicios para unos 10.000 hogares y puntos de cobertura».

Quintriqueo dijo que esas obras están previstas para comenzar en un plazo de 30 días.

Quintriqueo acentúa su perfil

El titular de ATE, quien con su desembarco en CALF sumó control sobre una de las cajas más cotizadas de la política provincial, también trabaja su lugar en las elecciones del 2027.

Quintriqueo viene recorriendo la provincia con su partido Más por Neuquén, creado el año pasado, sin revelar todavía con quiénes jugará en las principales categorías en disputa. En las legislativas del 2025 se presentó como candidato a senador y quedó en cuarto lugar con 32.700 votos.

Si bien es aliado del intendente de Neuquén, Mariano Gaido, y posiblemente acompañe su armado en la ciudad, no parece aún dispuesto a hacer lo mismo con Rolando Figueroa. Por ahora, colecta de sectores desencantados del peronismo y tiende puentes con la militancia del Movimiento Popular Neuquino.

Quintriqueo se cruzó públicamente esta semana con el sector libertario que acompaña al gobernador, en la figura del exdiputado nacional del PRO, Leandro López. El actual funcionario de la empresa provincial ADI-NQN lanzó fuertes cuestionamientos a CALF y, en particular, a la posibilidad de que haga negocios con China.

A quienes financian las páginas truchas para difamar y me amenazan con “carpetazos”, les digo algo muy sencillo:

Si tienen algo que denunciar, háganlo. No solo pueden hacerlo: es su obligación.

Yo no tengo nada que esconder.

Eso sí: antes de seguir amenazando, miren bien… pic.twitter.com/MtDFM0Bciz

— Carlos E. Quintriqueo (@CQuintriqueoOk) September 8, 2026

Y el titular de ATE lo acusó de tener «a toda su familia acomodada en el Estado» e incluso de actitudes que «rayan la corrupción».

López, quien lidera Arriba Neuquén, una colectora de Figueroa en las elecciones del 2023, anunció que los objetivos del partido en 2027 serán acompañar la reelección del gobernador y cambiar a la conducción de CALF.

Por eso los seguidores de Quintriqueo se preguntan si el exPRO actúa como «librepensador» o intérprete de los deseos del mandatario.

, Andrea Durán

El subsecretario de Hidrocarburos, Federico Veller, destacó que la Argentina está demostrando que puede competir en el mercado del gas licuado de petróleo (GLP) en Asia, el de mayor crecimiento esperado en las próximas décadas. Se trata de un mercado fundamental para monetizar la creciente disponibilidad de líquidos originada en Vaca Muerta, que podría generar exportaciones anuales por más de US$ 2000 millones a partir de 2030, según un estudio publicado por la Universidad Austral.

Las conclusiones del estudio fueron compartidas durante el Seminario Internacional de GLP que la Universidad Austral llevó a cabo este jueves en Buenos Aires y que contó con la participación de Veller y de representantes de las empresas del sector en la Argentina y en la región.

La producción anual argentina de líquidos arrojó alrededor de 3 millones de toneladas en 2025, de las cuales se exportaron aproximadamente 1,63 millones de toneladas, sumando GLP, propano licuado y butano licuado.

Según el estudio de la Austral, la producción argentina podría en un escenario base ubicarse entre 4,4 y 4,8 millones de toneladas en 2030. Hacia 2035, se proyecta entre 5,5 y 6,5 millones de toneladas anuales, mientras que un escenario de mayor ejecución y coordinación de los proyectos permitiría acercarse a 8-9 millones de toneladas.

En términos de exportaciones, el informe estima que la Argentina podría pasar de las actuales 1,6 millones de toneladas a un potencial de 3,0-3,4 millones de toneladas de GLP hacia 2030, sin considerar el proyecto Argentina LNG, y superar los 5 millones de toneladas hacia 2035. Ese salto permitiría alcanzar más de US$ 2000 millones anuales a partir de 2030, de acuerdo con la proyección del informe.

El GLP de Vaca Muerta al Asia

Brasil, Chile, Paraguay, Uruguay y Perú aparecen como los mercados naturales para el GLP argentino. Brasil se presenta como el principal comprador regional por escala, cercanía y déficit estructural, mientras que Chile mantiene una lógica de complementariedad por proximidad geográfica y logística.

Sin embargo, el cambio de escala podría llevar al país a competir también en mercados asiáticos. India, China, Japón y Corea del Sur son grandes importadores de GLP y propano. En particular, India comenzó a emerger como destino estratégico para cargas argentinas de GLP entre 2025 y 2026, aunque el desafío será transformar operaciones puntuales en una relación comercial de mayor escala.

El subsecretario de Hidrocarburos le puso algunos números al creciente desempeño del GLP argentino en los mercados del lejano Oriente. “Asia ya aparece en el mapa. En 2025 se despachó a la India las primeras 22000 toneladas. En el 1º trimestre de 2026, solo desde Bahía Blanca salieron 50000 toneladas con ese destino, más del doble que todo el año anterior”, puntualizó Veller sobre la India.

El funcionario también destacó las políticas implementadas para facilitar contratos de exportación de GLP de mediano y largo plazo. “Se salió del esquema de precios máximos y de los cupos administrados. Los precios pasan a formarse por oferta y demanda y el costo logístico real. Se ordenaron importación y exportación. El abastecimiento interno sigue siendo la prioridad. Una vez cubierto, la exportación es libre, con un mecanismo de notificación y de silencio positivo. Eso habilita contratos de mediano y largo plazo”, explicó.

Los proyectos de TGS y Mega

En todos los escenarios, el principal desafío para el salto exportador es de infraestructura y no de disponibilidad de líquidos. La creciente producción de petróleo crudo con gas asociado en Vaca Muerta requiere procesar el gas para separar los líquidos y poner el gas en especificación para su ingreso a los gasoductos troncales.

Esta dinámica supone una mayor necesidad de infraestructura para la separación de los líquidos del gas en origen (Neuquén), nuevos poliductos, instalaciones de fraccionamiento, almacenamiento, infraestructura portuaria y coordinación entre los distintos proyectos de líquidos.

En este escenario, los proyectos de Transportadora Gas del Sur (TGS) y Compañía Mega adquieren un papel estratégico para la salida de los líquidos de Vaca Muerta.

TGS está construyendo el proyecto NGLS, vinculado al eje Tratayén-General Cerri-Bahía Blanca. La iniciativa contempla una inversión superior a US$ 3000 millones y una capacidad estimada de 2,7 a 2,8 millones de toneladas anuales de líquidos C3+. Si el propano y el butano representan el 85% de ese volumen, el proyecto podría aportar alrededor de 2,4 millones de toneladas anuales de GLP comercial cuando opere a plena capacidad.

Por otro lado, Mega, el mayor procesador de líquidos del gas natural de la Argentina, inauguró este año un 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 con inversiones por US$ 650 millones para elevar la capacidad de producción a 7200 toneladas por año.

La empresa, que tiene como accionistas a YPF (38%), Petrobras (34%) y Dow (28%), 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. El Ministerio de Economía anunció en agosto la aprobación del RIGI para el proyecto de Mega.

, Nicolás Deza

Vicuña Corp, la sociedad que une a dos de las mayores compañías mineras del mundo como BHP y Lundin, renovará su campaña de exploración en la alta cordillera de los Andes con un programa de aproximadamente 55.500 metros de perforación diamantina durante la temporada 2026-2027. Las actividades estarán concentradas principalmente en el depósito Filo del Sol, ubicado en la provincia de San Juan, Argentina, y la Región de Atacama, Chile.

Los trabajos comenzarán a retomarse plenamente una vez que las condiciones climáticas permitan desarrollar las operaciones en altura. El nuevo programa tendrá como objetivo continuar ampliando el conocimiento geológico del depósito y generar información técnica para acompañar el avance de las ingenierías del proyecto integrado.

La campaña se desplegará a altitudes de entre 4.500 y 5.500 metros sobre el nivel del mar y contempla la posibilidad de operar con hasta ocho equipos de perforación en simultáneo. Parte de los pozos previstos podría superar los 1.500 metros de profundidad, lo que demanda equipos de alta capacidad y experiencia específica para trabajar en condiciones de alta montaña.

Dos contratistas para ampliar la capacidad de perforación

Para ejecutar el programa, Vicuña seleccionó a Boart Longyear Argentina y HyTech Griffith Drilling Argentina, luego de un proceso licitatorio competitivo que incluyó evaluaciones técnicas y comerciales, además de criterios vinculados con seguridad y salud ocupacional, sustentabilidad y desarrollo local.

La escala del programa requerirá equipos con capacidad para realizar perforaciones de gran profundidad, además de un adecuado control de la desviación de los barrenos y elevados niveles de recuperación de testigos.

La participación simultánea de ambas compañías permitirá a Vicuña desplegar la capacidad de perforación necesaria para avanzar con el programa previsto durante la temporada 2026-2027.

Desarrollo minero

La nueva campaña dará continuidad al trabajo exploratorio que Vicuña viene desarrollando en la cordillera de los Andes y permitirá incorporar nuevos datos geológicos y técnicos sobre Filo del Sol.

La información obtenida durante las perforaciones será utilizada para seguir profundizando la definición técnica del proyecto y acompañar el avance de las distintas etapas de ingeniería.

, Redaccion EconoJournal

Drones estadounidenses atacaron el martes 1 de septiembre a dos buques petroleros iraníes. La novedad es que no se los bombardeó para evitar que violen el bloqueo naval que les impuso la administración de Donald Trump sino en represalia por supuestas agresiones iraníes previas. Una fuente del Pentágono aseguró al medio digital Axios que era parte de una nueva política bautizada “tanker for tanker”, que desde entonces ya acumula 10 barcos destruidos, lo que elevó la tensión en Medio Oriente y disparó el precio del barril de crudo por encima de los US$ 100.

 “Que el mensaje a la Guardia Revolucionaria Islámica sea claro: si atacan dos de nuestros barcos, les impondremos un costo económico aún mayor: destruiremos tres de los suyos”, aseguró el sábado pasado el almirante Brad Cooper, líder del Comando Central de Estados Unidos (Centcom, según la sigla en inglés). El militar no solo confirmó el trascendido inicial, sino que elevó la apuesta, emulando aquella famosa frase del general Juan Domingo Perón, quien en agosto de 1955 aseguró en la Plaza de Mayo en respuesta a los intentos golpistas que “cuando uno de los nuestros caiga, caerán cinco de ellos”.

Ninguno de los tres buques iraníes atacados ese sábado estaban intentando violar el bloqueo naval de Estados Unidos. El buque Downy fue bombardeado frente a la isla de Kharg, principal terminal petrolera del país persa, Stark I frente a Jask y Kylo en el Golfo de Omán. Centcom, que supervisa las operaciones militares estadounidenses en Medio Oriente, sostuvo que fue después de que la Guardia Revolucionaria iraní intentara atacar un portaaviones y un destructor estadounidenses con misiles balísticos.

El martes pasado Estados Unidos bombardeó otros cinco buques iraníes Kaviz, Charminar, Horizon 1 y Riesco en el Golfo de Omán y el petrolero Derya cerca de la Isla de Kharg. Centcom justificó el ataque al afirmar que la Guardia Revolucionaria había disparado misiles balísticos en dos ocasiones contra un buque de guerra de la Armada. “El buque de guerra estadounidense evadió con éxito los intentos de ataque iraníes y continuó patrullando las aguas regionales. Ningún miembro del personal estadounidense resultó herido”, indicó en un comunicado.

“Irán sigue intentando atacar buques de la Armada estadounidense. Y cada vez que lo hagan o lo intenten, perderán petroleros”, declaró el secretario de Estado, Marco Rubio, a la prensa ese mismo día, al ser consultado sobre el tema durante su viaje a Colombia.

Un cambio estructural en las reglas del juego

La política del “ojo por ojo” que impulsa ahora la administración Trump como parte de la batalla por el control del Estrecho de Ormuz no es el primer episodio que ha puesto en riesgo el comercio internacional en los últimos tiempos, pero pareciera haber sido la gota que rebalsó el vaso.

La situación se ha vuelto tan compleja que Consultative Shipping Group (CSG), un grupo informal de cooperación integrado por 18 países con importantes intereses marítimos y comerciales publicó el martes un comunicado en el que advierten que “el transporte marítimo no es solo un servicio, sino la infraestructura crítica que sustenta la economía global y garantiza la seguridad alimentaria y energética. Por ello, la ‘libertad de navegación’ constituye uno de los requisitos fundamentales para la resiliencia de las cadenas de suministro y el comercio mundial”.

“Más del ochenta por ciento del comercio mundial se transporta por mar, desde productos electrónicos, ropa y automóviles hasta cereales, metales, petróleo y gas. Sin el comercio marítimo, las cadenas de suministro se fragmentarían y la economía global, tal como la conocemos, se paralizaría repentinamente”, agregó este grupo que integran las principales potencias comerciales de Europa junto con Canadá, Japón, Corea del Sur y Singapur y que nunca, en sus más de 60 años de existencia, había realizado una intervención pública de este tipo.  

CSG sostuvo que en los últimos tiempos la cadena de suministros marítimos viene sufriendo interrupciones reiteradas que generan incertidumbre, pero advirtió que “no se trata de crisis puntuales; son señales de un cambio estructural en el entorno operativo del comercio mundial”. “La creciente fragmentación de las cadenas de suministro mundiales se ve agravada por el aumento del número de buques que operan al margen de las sanciones, conformando una flota paralela no regulada”, agregó.

De hecho, las sanciones aplicadas a Rusia e Irán han impulsado el crecimiento de una flota fantasma de petroleros que ya supera los 1500 buques, según Tankerstruckers.com. Esa cifra representa casi una quinta parte del total de buques petroleros. Son embarcaciones que circulan por los distintos mares sin ningún tipo de seguro, lo que podría agravar las consecuencias ambientales en caso de que se registrase algún tipo de accidente. Sin embargo, por ahora la situación está lejos de solucionarse porque la ley de la selva pareciera estar imponiéndose por encima de cualquier tipo de coordinación internacional.  

, Fernando Krakowiak

PLAZA HUINCUL.- Un respaldo unánime consiguió este jueves YPF para la construcción de la mega planta de separación de gases en Neuquén que formará parte del proyecto Argentina LNG para exportar GNL por las costas de Río Negro. En una audiencia pública que se realizó en Plaza Huincul con cerca de 20 oradores, se ratificó el apoyo a la inversión, aunque con pedidos para que las pymes puedan integrarse como proveedoras, se generen puestos de trabajo en la comarca petrolera y se contemple la infraestructura que demandará la zona.

Para Plaza Huincul y Cutral Co, el proyecto significa una oportunidad para resurgir como polo energético e integrarse al desarrollo de Vaca Muerta que, hasta ahora, las había corrido del «centro de gravedad» de la industria. En esta región surgió la historia petrolera de Neuquén, pero la privatización de YPF en los años 90 generó una crisis social de la que aún persisten marcas.

«Es una posibilidad histórica la que estamos viendo. Acá nació todo, el Pozo Uno, hay una expertise muy clara, hay maravillosas pymes que trabajan para la industria y que van a hacer posible esto», afirmó el intendente de Huincul, Claudio Larraza, quien ofició de anfitrión del evento.

En concreto, YPF presentó en la audiencia el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) de la Planta Integrada de Tratamiento de Gas y Facilidades Asociadas (IGTP, por sus siglas en inglés) que estará ubicada en Meseta Buena Esperanza, una de las cinco áreas dedicadas para el proyecto Argentina LNG.

Según explicaron, está previsto que su construcción comience en 2027, sujeto a la firma de la Decisión Final de Inversión (FID), y que se ponga en marcha, en una primera etapa, en 2029. Las exportaciones se iniciarían en el 2030.

La planta, que se emplazará a unos 25 kilómetros de la comarca, permitirá separar los principales productos que se extraigan de los bloques y transportarlos por un gasoducto de 48 pulgadas y un poliducto de 24 pulgadas hasta el Golfo San Matías en Río Negro, donde habrá una segunda planta.

El gerente de Asuntos Públicos de GNL en YPF, Ariel Gordon, afirmó que «la magnitud del proyecto es inmensa» y permitirá generar exportaciones por más de 10.000 millones de dólares anuales durante dos décadas, el equivalente a lo que produce hoy toda la industria. «Si esto no se hace, van a quedar recursos ociosos», apuntó.

Sobre el desarrollo económico y social para la región, planteó que generará unos 20.000 empleos directos, indirectos e inducidos, con «picos de hasta 40.000 cuando haya frentes de obra simultáneos».

En la etapa de operación, serán alrededor de 8.000 empleos anuales, de los cuales «más del 80% se espera sean empleos con residencia nacional y local».

Respecto a los proveedores, detalló que estiman una inversión de 15.000 millones de dólares en contratación de servicios y bienes nacionales.

Empleo y capacitación, dos ejes

En la audiencia, que fue organizada por la Secretaría de Ambiente de Neuquén, hubo 20 oradores anotados para exponer, aunque solo 17 fueron los que finalmente participaron, todos a favor del proyecto. Uno de los ausentes fue, sorpresivamente, el intendente de Cutral Co, Ramón Rioseco.

El secretario general de Uocra, Víctor Carcar, fue uno de los que copó con integrantes del gremio el salón del hotel Antu Malal. «Venimos por directiva de nuestro secretario general nacional (Gerardo Martínez) a apoyar este proyecto, pero queremos manifestar que la idea de nuestro sector es ser parte de esto, trabajar en conjunto con los intendentes, las operadoras, las constructoras y tratar de ordenar», advirtió.

Ungió a Natalio Benavídez, delegado en Cutral Co y Plaza Huincul, como el referente sindical que estará «a cargo» del proyecto y anticipó que le exigirán «a todas las empresas que se le dé prioridad a la mano de obra local». «No vamos a claudicar en eso, y vamos acompañar a los intendentes con el tema social y las pymes», sostuvo.

Horacio Spesot, vicedecano de la Facultad Regional de Neuquén de la Universidad Tecnológica Nacional (UTN), puso el foco en la capacitación y aseguró que en la institución están «dispuestos y queremos ofrecer nuestros servicios para que la gente, los chicos, se formen y puedan estar dentro de esos 40.000 puestos de trabajo que se están mencionando».

«También queremos que nuestras empresas y pymes formen parte de los trabajos que se van a ejecutar», solicitó y sostuvo que acompañarán el proyecto «siempre y cuando se realice bajo todas las normas vigentes de seguridad y medio ambiente».

Las pymes, en el «centro de gravedad»

El presidente de la cooperativa de servicios públicos Copelco, Máximo Rubén Cisneros, trazó un panorama de las dificultades que atraviesan hoy los jóvenes y los comercios en la comarca petrolera y analizó que la planta volverá a poner a la región «en el eje productivo de la provincia y, principalmente, a las localidades de Cutral Co y Plaza Huincul».

«Se vislumbran miles de puestos de trabajo y actividad comercial y empresarial que prometen estar presentes en una magnitud difícil de imaginar», planteó. Sin embargo, dijo que hará falta «competitividad pero también proteccionismo estatal» para que las pymes puedan prepararse e integrarse al proyecto.

Hubo varios representantes de empresas de la región vinculadas a la industria que adelantaron sus expectativas con la inversión de Argentina LNG, pero también la necesidad de que se generen condiciones para que puedan participar.

«En los 90 perdimos a YPF, no nos dimos cuenta en ese momento, pero se nos corrió el eje del trabajo. Esto volvería a traernos al centro de gravedad», graficó uno de los empresarios que participó en la audiencia.

Infraestructura y cuidado del agua

En la audiencia hubo poca presencia de la política local, pese a que desde el gobierno de Rolando Figueroa se presentó el proyecto como un nuevo «hito fundacional» para Vaca Muerta.

Solo asistieron, por fuera del intendente de Plaza Huincul, la diputada provincial Brenda Buchiniz (Cumplir) junto al exdiputado nacional del PRO, Francisco Sánchez. El dirigente, quien ahora se posiciona junto a la legisladora como una opción opositora al gobierno de la provincia, fue uno de los oradores y apuntó al impacto que se generará en la infraestructura, sobre todo en rutas.

«Es un proyecto importantísimo que queremos todos, pero si no nos anticipamos a los problemas que vamos a tener en la comarca, después nos vamos a terminar lamentando como ocurre en Añelo o incluso en Neuquén», planteó.

En el tramo de las preguntas del público, hubo pedidos de información sobre el uso del agua del río Neuquén que hará el proyecto y la disposición de residuos, entre otros planteos ambientales.

La vocera de la comunidad mapuche Wirkaleo de Sauzal Bonito, Norma Romero, quiso saber qué se hará con el agua residual y qué previsión tiene la empresa respecto del polvo «que perjudica a la flora y la fauna» en una comunidad como la que representa, que se dedica a la agricultura y ganadería.

Desde YPF aclararon que el proyecto «va a respetar los lineamientos más altos en seguridad y medio ambiente» y que «se va a intensificar el reúso del agua en todo lo que se pueda». Aclararon también que la planta va a consumir «menos del 1% de los valores más secos identificados en la historia del caudal del río Neuquén», unos 4.800 m3 por día.

, Andrea Durán

Los proyectos de datacenters en Brasil que se acojan a los beneficios fiscales del programa Redata finalmente podrán utilizar generación térmica a gas natural para alimentar su consumo eléctrico. Se trata de una victoria para el gobierno de Lula da Silva, que busca destrabar inversiones valuadas en más de US$ 30.000 millones. También puede representar un incentivo a las exportaciones de gas de Vaca Muerta, puesto que el programa contempla beneficios adicionales para la instalación de centros de datos en la región Centro Oeste de Brasil.

En concreto, el Congreso del Brasil sancionó el proyecto que crea el Régimen Especial de Tributación para Servicios de Centro de Datos (Redata). El régimen beneficiará a las empresas con exenciones impositivas que tendrán un costo fiscal estimado de US$ 1420 millones (7250 millones de reales) durante el período 2026-2028.

El objetivo central es destrabar inversiones en centros de datos, principalmente aquellos enfocados en computación en la nube e inteligencia artificial. El ministerio de Minas y Energía contabiliza pedidos de conexión a la red eléctrica nacional para datacenters equivalentes a 38.000 MW (casi un tercio de la potencia instalada de Brasil), de los cuales 7100 MW representan inversiones por US$ 31.500 millones (159.000 millones de reales).

Entre las reducciones impositivas figuran la suspensión por cinco años del Impuesto a la Importación, de impuestos de la seguridad social (PIS/Cofins) y del Impuesto sobre Productos Industrializados (IPI) sobre los bienes tecnológicos e informáticos destinados a los proyectos. La suspensión se aplicará a la compra de dichos componentes tanto dentro como fuera de Brasil.

Gas de Vaca Muerta para datacenters en Brasil

La ley fue aprobada por el Senado con una enmienda pensada para incluir a la generación térmica entre las fuentes de energía para los centros de datos. El gobierno y el Senado negociaron una modificación para incluir fuentes de bajas emisiones en los criterios de elegibilidad para el consumo de energía. De esta forma, el uso del gas natural puede incorporarse en la reglamentación. El texto original estipulaba fuentes “limpias” o “renovables”. Ahora solo resta la promulgación de la ley.

El texto además genera un guiño para el gas de Vaca Muerta, puesto que contempla beneficios adicionales para las empresas que instalen sus datacenters en las regiones Norte, Noreste y Centro Oeste. Esta última está conformada por los estados de Goiás, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul y el Distrito Federal (Brasilia).

El régimen Redata contempla que al menos el 10% de los servicios prestados por un centro de datos debe destinarse al mercado brasileño. Queda prohibido asignar esta cuota a la exportación o al uso interno, incluso si se alega falta de demanda en Brasil. El objetivo es garantizar el impacto directo de los incentivos fiscales en la economía local y promover la soberanía tecnológica. Esta exigencia es reducida parcialmente para las mencionadas regiones.

El gasoducto Gasbol (Bolivia-Brasil) entra a territorio brasileño por Corumbá, en Mato Grosso do Sul. Justamente, la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) señala que la infraestructura existente vía Bolivia es competitiva para abastecer a ese estado con gas argentino. También lo es para abastecer a proyectos de fertilizantes nitrogenados, como la urea.

En el primer encuentro de un ciclo sobre integración energética que tuvo lugar esta semana en la sede del Consejo Argentino para las Relaciones Internacionales (CARI), el organismo destacó que Brasil requiere obras para ampliar la llegada de gas de Presal para lograr el abastecimiento con gas nacional en la región Centro-Oeste, y para recibir gas argentino en Porto Alegre debe construir Uruguaiana-Porto Alegre y revertir y ampliar los flujos desde Porto Alegre a San Pablo.

La posibilidad de abrir el juego a la generación térmica representa una victoria para el gobierno. Tras la sanción de la ley, el ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, defendió al gas natural como fuente de energía para los centros de datos y afirmó que la aprobación de Redata crea el entorno legal para atraer grandes proyectos al Brasil.

«Soy un firme defensor del gas natural, porque Estados Unidos está construyendo actualmente centros de datos con una capacidad de 6,5 GW de gas natural», afirmó Silveira.

La sanción de Redata también fue bien recibida por las empresas. La vicepresidenta de Amazon Web Services (AWS) para Latinoamérica, Paula Bellizia, señaló que la aprobación del régimen debería cambiar el tono de las conversaciones comerciales de la empresa con sus clientes en Brasil. «Sin duda, esto destrabará conversaciones. La evaluación no es perfecta, pero es una buena noticia. Ahora tendremos que centrarnos en ello desde la perspectiva de la implementación», afirmó.

Algunas empresas proyectan construir mega complejos para entrenamiento de IA en el país: se tratan de verdaderas “ciudades” por su consumo de agua y las potencias que demandarán. Hay al menos tres empresas empujando proyectos de este tipo en cuatro estados: Elea Data Centers tiene el proyecto Río Al City (3200 MW) en Río de Janiero, Scala Data Centers tiene el proyecto Scala Al City (5400 MW) en Rio Grande del Sur , y RT One posee un proyecto de 400 MW en Paraná y otro de igual demanda de potencia en Minas Gerais.

Por el momento, el único mega proyecto cuya construcción realmente está avanzando es uno de Bytedance, la empresa dueña de TikTok., en el noreste de Brasil. ByteDance está invirtiendo US$ 40.000 millones (más de 200.000 millones de reales) para construir su mayor centro de datos fuera de China en el Complejo Industrial y Portuario de Pecém, en el estado de Ceará.

El complejo será exclusivo para la exportación de capacidad de procesamiento y datos de usuarios de TikTok fuera de Brasil, por lo que no buscaría aplicar a los beneficios de Redata. La previsión inicial de potencia demandada es de 200 MW, con potencial para alcanzar hasta 900 MW o 1 GW en el futuro.

Datacenters: impacto económico y captura de valor

Brasil es líder en datacenters en Latinoamérica por amplio margen. Para agosto, el país contaba con un total de 706 MW de capacidad de centros de datos, alcanzando así cerca de la mitad de la capacidad total de Latinoamérica, según un estudio reciente de JLL Research. Se espera que la capacidad brasileña continúe creciendo, con un total de 660 MW en construcción, con el 56% de su capacidad ya comercialmente comprometida.

FGV Projetos, la unidad de consultoría técnica de la Fundación Getulio Vargas, estima que un centro de datos de 100 MW destinado a inteligencia artificial podría implicar inversiones de aproximadamente 25.000 millones de reales y crear 37.200 empleos, entre directos, indirectos y aquellos generados por el aumento del consumo de las familias. La inversión se reparte entre 5000 millones en infraestructura física y otros 20.000 millones en servidores, GPU, sistemas de almacenamiento y otros equipos informáticos.

Justamente, el programa Redata reduce los costos de compra del equipamiento informático, ya sea importado o de fabricación nacional, que representan el principal costo en un proyecto. Sin embargo, también contiene algunas previsiones para proteger parcialmente a los fabricantes nacionales de equipamientos informáticos.

Otro objetivo es en materia de autoabastecimiento de servicios digitales. Cerca del 60% de las cargas digitales brasileñas se procesan en el extranjero según el Ministerio de Hacienda. El gobierno considera que esta dependencia incrementa los costos, reduce la competitividad de las empresas brasileñas y representa un riesgo para la soberanía digital del país.

, Nicolás Deza

La emblemática multinacional de origen estadounidense Gulf inauguró en la localidad tucumana de Banda del Río Salí su primer centro de distribución exclusivo para el agro. Esta decisión le permitió multiplicar la logística de abastecimiento regional y reducir hasta en un 85% los tiempos de entrega de sus soluciones para la protección de cultivos en todo el Noroeste argentino.

La nueva operación Gulf Agro está ubicada en un punto logístico clave del norte del país y cuenta con infraestructura preparada para almacenar y distribuir aceites minerales destinados a la protección de cultivos. Desde allí abastecerá de forma directa a productores, empresas agroindustriales, distribuidores y agronomías de Tucumán, Salta, Jujuy, Catamarca, Santiago del Estero y La Rioja.

La medida busca resolver un histórico cuello de botella logístico para el NOA, donde el traslado de estos insumos desde Buenos Aires o la región central solía demandar entre cinco y diez días. Con este stock permanente en origen, la empresa prevé concretar las entregas en un plazo de 24 horas dentro de Tucumán y de hasta 48 horas en las provincias vecinas.

Desde la firma explicaron que la disponibilidad inmediata del producto resulta crítica para garantizar la efectividad de las aplicaciones agrícolas ante imprevistos sanitarios o climáticos. Contar con insumos a poca distancia del campo disminuye la dependencia de los fletes de larga distancia y facilita intervenciones ágiles durante los momentos determinantes de cada ciclo productivo.

La elección de la provincia de Tucumán responde a su liderazgo dentro de la industria citrícola mundial -particularmente en la producción y exportación de limones- y a su rol como nodo articulador de las economías regionales. El establecimiento dispone de ocho tanques verticales independientes configurados para el despacho a granel en camiones cisterna y la entrega fraccionada en contenedores, tambores e IBC.

Si bien el sector citrícola concentra una porción relevante de la demanda local, el portafolio de soluciones está diseñado para atender también las necesidades de producciones de olivo, vid, tomate, frutilla, arándano, palta, tabaco y hortalizas. En una primera etapa, el centro distribuirá la línea Gulf Argenfrut, compuesta por aceites minerales parafínicos altamente refinados.

El nuevo esquema operativo aporta ventajas operativas y financieras a los distribuidores locales, que podrán programar reposiciones de mercadería con mayor frecuencia. De este modo, los actores del sector lograrán optimizar la gestión de sus inventarios sin verse obligados a inmovilizar capital en el almacenamiento prolongado de grandes volúmenes.

Esta inversión es parte de un plan de expansión más amplio de Gulf Agro para fortalecer su presencia en los principales polos productivos de la Argentina y la región. El proyecto contempla además programas de capacitación técnica para productores y distribuidores, así como la priorización de transportistas y proveedores de servicios locales.

, Redacción EconoJournal

A partir del despliegue de la bandera de las Islas Malvinas en la semifinal del Mundial 2026, se generó un efecto dominó que derivó hace pocos días en el anuncio de medidas por parte del presidente Javier Milei contra compañías que estén desarrollando actividades hidrocarburíferas en las islas, puntualmente se busca obstaculizar el proyecto Sea Lion que llevan adelante la inglesa Rockhopper Exploration y la israelí Navitas Petroleum.

Nicolás Gadano, Flavia Royón, Jimena Latorre y Juan José Carbajales analizaron en una nueva emisión de Dínamo, bajo la conducción de Nicolás Gandini, la viabilidad del proyecto y las medidas adoptadas por el Gobierno, y plantearon un debate sobre qué debería hacer la Argentina para impulsar la exploración de su propio offshore.

Sea Lion: un proyecto de riesgo y con un conflicto jurisdiccional

Frente a la pregunta por la viabilidad y capacidad real del proyecto, Nicolás Gadano, ex gerente general del BCRA y consultor en energía, relativizó la escala del desarrollo y advirtió que, además de los riesgos propios de cualquier proyecto offshore, Sea Lion enfrenta una situación jurídica particular por el reclamo argentino sobre el archipiélago.

“Hay que invertir varios billions para poner la infraestructura y el desarrollo de este supuesto reservorio offshore. Es un proyecto altamente riesgoso, incierto, hoy tal vez estimulado como tantos proyectos por los precios altos del petróleo. Además, tiene el riesgo de que hay un conflicto jurisdiccional notorio porque Argentina reclama ese territorio”, señaló el economista.

Flavia Royon, exsecretaria de Energía de la Nación, dividió el caso en cuatro puntos. El primero fue que, según la exfuncionaria, el debate va más allá de la viabilidad del proyecto. “Acá hay una decisión final de inversión, en teoría el proyecto avanza. Ya que exploren es grave y amerita una posición del gobierno argentino”, afirmó. Como segundo y tercer punto, no negó la existencia de un “oportunismo político en un momento en donde el gobierno va perdiendo imagen” ni de un contexto geopolítico que influyó en el momento elegido por el Gobierno, algo que también había planteado Gadano.

Por último, agregó otra dimensión al debate: “Nosotros como país tenemos que entender que también tenemos que avanzar en el desarrollo económico de nuestra plataforma, porque tener actividad en nuestra plataforma también es una cuestión de soberanía”.

Por su parte, la ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, puso el foco en la señal que la Argentina envía hacia los inversores internacionales. Según sostuvo, no hacer valer la normativa argentina frente al financiamiento de Sea Lion “estaría dando una señal a la comunidad internacional de que la comunidad y fondos internacionales pueden fondear proyectos para desarrollar en la Argentina en violación del marco normativo argentino. Eso creo que le restaría seguridad jurídica en la que estamos trabajando para promover más inversiones, desde la nación y desde las provincias también”.

“El quid de la cuestión acá está en la coherencia respecto a la administración del desarrollo de los recursos. Creo que es una posición estratégica del Gobierno nacional, no de oportunismo, de utilizarlo como una estrategia de negociación, porque hoy esta reconfiguración geopolítica está asentada sobre el dominio de recursos estratégicos”, planteó.

Y agregó: “Si queremos dar señales claras de que la Argentina es un jugador importante, tiene que ser claro y contundente el mensaje hacia afuera”.

Sin embargo, Gadano planteó reparos sobre la posibilidad de extender esa estrategia hacia empresas que también tienen actividad en la Argentina. “En el ejercicio de una política exterior de presión sobre Gran Bretaña, vamos a someter a todo el sistema petrolero a ‘o estás con ellos o estás con nosotros’. Me preocupa”, afirmó.

El debate por el offshore argentino

La discusión sobre Sea Lion abrió una segunda pregunta: qué está haciendo la Argentina para explorar y desarrollar los recursos hidrocarburíferos de su propia plataforma continental.

Juan José Carbajales, exsubsecretario de Hidrocarburos de Argentina y actual titular de la consultora Paspartú, sostuvo que las medidas para obstaculizar Sea Lion anunciadas por el Ejecutivo deberían complementarse con una política más activa sobre el offshore argentino.

“El gobierno anunció muchas acciones defensivas para obstaculizar la operatoria de Sea Lion, incluso utilizando Vaca Muerta como activo, lo cual me parece muy bien. Pero hay otro costado: nuestro offshore. ¿Qué hacemos nosotros en nuestro litoral marítimo?”, planteó.

“Si Argentina quiere realmente mostrarle a Inglaterra y al mundo que le interesan sus recursos estratégicos, no solo es frenar lo que están haciendo en un territorio cuya soberanía reclamamos, sino en el nuestro”, agregó.

Ante la pregunta sobre qué herramientas podría utilizar el Estado después de que el pozo Argerich (Equinor, YPF y Shell)no encontrara hidrocarburos en cantidades comerciales, Carbajales propuso acelerar la exploración.

Nicolás Gandini: —¿Qué más podríamos hacer para incentivar el offshore?

Juan José Carbajales: —Es muy simple: profundizar y acelerar.

Gandini: —¿Cómo?

Carbajales: —Pasando a la siguiente etapa. Los permisos exploratorios te exigen actividad en cada período. Bueno, pasar al siguiente. ¿Te fue mal en un pozo? Hacé otro al lado.

Gandini: —Pero eso no depende de tu voluntad como Estado.

Carbajales: —Yo tengo la solución. Primero YPF, que es el brazo ejecutor de políticas públicas.

Gandini: —¿Quién pone la plata?

Carbajales: —El Estado.

La propuesta abrió una discusión sobre quién debería asumir el riesgo económico de la exploración offshore.

Latorre rechazó que sea el Tesoro el que financie ese proceso. “El mejor ejercicio de la soberanía, más que recitarlo como un concepto abstracto, es justamente desarrollar económicamente actividades en nuestro territorio”, sostuvo, pero advirtió: “No coincido en que sea el Estado nacional el que tenga que fondear ese desarrollo, menos aún cuando estamos hablando de actividades económicas de alto riesgo como son las actividades exploratorias”.

Carbajales respondió que podrían participar tanto el sector público como el privado y destacó dos medidas recientes destinadas a incentivar inversiones: una convocatoria a licitación internacional a partir de una manifestación de interés privada y la reducción del monto mínimo requerido para que los proyectos offshore puedan acceder al RIGI.

“Creo que ese es el rol del Estado, esos mecanismos o incentivos hacia los privados, no poner fondos del Tesoro a desarrollar actividades de alto riesgo”, respondió Latorre.

Royon coincidió: “Usar recursos del Estado en cualquier tipo de exploración es riesgoso”.

Gadano también cuestionó la posibilidad de utilizar YPF como instrumento directo para impulsar nuevas perforaciones.

“YPF es una empresa mixta, no le podés decir que ahora se dedique a perforar acá o allá”, sostuvo. En cambio, consideró razonable adaptar instrumentos de incentivo como el RIGI a las particularidades de la exploración offshore, donde los desembolsos iniciales son menores que en la etapa de desarrollo de un descubrimiento.

“Me parece perfecto [usar instrumentos como el RIGI]. Creo que no es YPF ni Enarsa ni el presupuesto público”, concluyó.

El límite de la estrategia argentina frente a Sea Lion

Sobre el final del debate sobre la temática, volvió a aparecer otro punto de tensión: hasta dónde debería llegar la presión argentina sobre las compañías vinculadas directa o indirectamente con Sea Lion.

Gadano advirtió que una estrategia demasiado amplia podría terminar afectando al propio sector petrolero argentino. “¿Cuál es el límite de que si una empresa estuvo cerca directa o indirectamente del proyecto de Malvinas no puede trabajar en Argentina? Llega un momento en que eso nos empieza a perjudicar a nosotros y mete un riesgo adicional en la industria petrolera. Tenemos que ser muy cuidadosos con eso”, señaló.

Gandini: —Fue novedoso que el gobierno lograra que empresas como Schlumberger Limited (SLB) y Halliburton, probablemente las dos empresas de servicios petroleros del mundo, o Tenaris, salieran a decir que no tienen vinculación ni ningún tipo de interés en el proyecto Malvinas.

Jimena Latorre: —En cierto modo muestra buenos primeros resultados de esa política o posicionamiento, y estamos hablando de las empresas de servicios más grandes. Si lo que se está buscando es marcar la cancha y mostrar cuáles son las reglas y los recursos de Argentina, y esto se respeta, creo que está empezando a mostrar cierta seriedad y robustez institucional en la decisión. No creo que sea disuasivo.

, Redaccion EconoJournal

La senadora de La Neuquinidad, Julieta Corroza, llevó a la Cámara Alta el reclamo del gobierno de Rolando Figueroa a Vialidad Nacional por el traspaso de rutas nacionales, a más de dos años de iniciado el pedido. En un intercambio con el titular del organismo, Marcelo Campoy, se reveló una de las trabas que impiden cerrar el acuerdo, vinculada al financiamiento de las mejoras.

Neuquén solicitó al gobierno de Javier Milei que le transfiera la administración de la Ruta 22 desde el Tercer Puente, en el límite con Río Negro, hasta Arroyito. La hoy llamada Autovía Norte es una arteria estratégica para el tránsito desde y hacia la capital y una de las principales vías de conexión con Vaca Muerta.

Por otro lado, el gobierno provincial también busca que Vialidad Nacional le transfiera rutas del interior del territorio vinculadas con los pasos internacionales a Chile.

Es el caso de la Ruta 242 que va hacia el Paso Internacional Pino Hachado en la zona centro, donde Figueroa anticipó que buscará instalar peajes, el control de la Ruta 231 hacia el Paso Cardenal Samoré, parte de la 40 en el sur y de la 237 en el límite con Río Negro, para «ordenar la circulación y terminar también la Circunvalación de Villa La Angostura».

Las gestiones comenzaron en el 2024 y continúan frenadas hasta hoy. Por ahora, el gobierno de Neuquén pudo avanzar en acuerdos para avanzar en los accesos de la Ruta 22 y conectarla con un nuevo cruce a nivel con la Ruta 67, según se anunció en los últimos días.

«Estamos esperando para firmar»

El miércoles, la comisión de Infraestructura, Vivienda y Transporte del Senado recibió al administrador general de Vialidad Nacional, Marcelo Campoy, quien dio un panorama sobre la situación de las rutas nacionales y la recién creada Red Federal de Concesiones (RFC) mediante la cual el gobierno de Javier Milei pretende concesionar 9.000 kilómetros al sector privado.

Neuquén no forma parte de este proyecto que, por ahora, se concentra en las regiones Centro, Norte, Litoral y Cuyo, principalmente.  El funcionario mencionó los peajes que establezcan las empresas adjudicatarias «no puede superar los tres dólares cada 100 kilómetros».

En su intervención, la senadora de La Neuquinidad, Julieta Corroza, destacó que el gobierno provincial repavimentó alrededor de 650 kilómetros y tiene en marcha o en licitación otros 1.000 kilómetros de asfalto nuevo con fondos propios, financiamiento de organismos internacionales y a través de acuerdos con las petroleras. Parte de esa inversión está destinada a los pasos fronterizos, detalló.

«Ahí sí entra Vialidad Nacional porque hay algunos acuerdos que estamos esperando poder firmar para hacernos cargo de esas rutas nacionales. Cuando alguien muere en una ruta, nadie se fija si es nacional o provincial y la responsabilidad cae sobre quienes gobiernan», sostuvo.

Corroza aclaró que hay negociaciones en curso entre el gobernador y el jefe de Gabinete, Diego Santilli, pero se unió al reclamo para «empujar» que se concreten los acuerdos y que Neuquén pueda hacerse cargo de la Ruta 242 a Pino Hachado y de la 231 hacia el Paso Cardenal Samoré.

«Nosotros tratamos siempre de tener un vínculo de diálogo y de construcción con el gobierno nacional, pero lo que se pueda acordar para hacer ya el traspaso de estas rutas, para nosotros es importante», planteó la senadora, quien alertó que «el tiempo pasa, el clima es duro en el sur y la nieve ya destrozó la 242 este invierno».

La explicación de Vialidad

La respuesta de Campoy en la comisión fue que el gobierno nacional ya aprobó los proyectos presentados por el ministro de Economía provincial, Guillermo Koenig, y la de Infraestructura, Tanya Bertoldi, para intervenir la Ruta 22 y que, respecto de las rutas del interior, no tienen «ningún problema en firmarlo». Pero aclaró: «Lo que no estamos firmando es si hoy hacen una inversión y el día de mañana quieren recuperarla porque no quieren concesionar. Eso el Estado no lo hace».

«La directiva de Economía es esa. Quedaría poder saldar el tema de que la ejecutan y la realizan», zanjó.

En el caso de Río Negro, que acordó recientemente el traspaso de la Ruta 151 y de la Ruta 22, el convenio estableció que todas las mejoras que realice la Provincia «pasarán a integrar el patrimonio del Estado Nacional», sin perjuicio del derecho expresamente reservado por Río Negro al «recupero, compensación, reconocimiento económico o amortización de dichas inversiones en esquemas futuros de peaje, concesión, financiamiento, reasunción, rescisión o reestructuración vial».

Figueroa ya había dicho semanas atrás que una concesión de 20 años, como acordó su par Alberto Weretilneck, no alcanzaría para la magnitud de las obras que se precisan en Neuquén. «Estamos buscando la vuelta para que, o nos prorroguen esos años a la llegada del vencimiento, o bien quede un crédito para la provincia», dijo entonces.

, Andrea Durán

Pan American Energy (PAE) analiza cómo redefinir la configuración de la refinería de Campana, que opera bajo la marca Axion Energy, ante la menor disponibilidad de crudo pesado Escalante y la irrupción masiva del crudo Medanito de la Cuenca Neuquina. Esta reestructuración de activos se da en un contexto de transformación de la matriz de producción de hidrocarburos en la Argentina, donde el crecimiento sostenido del shale de Vaca Muerta, sumado al declino de los yacimientos maduros de crudos pesados, obliga al parque refinador a revisar su mix de procesamiento.

El análisis de esta reestructuración fue parte de los debates del encuentro regional organizado por la World Refining Association. Durante el seminario, ejecutivos y funcionarios del sector evaluaron las oportunidades y desafíos que afrontan los refinadores latinoamericanos en un entorno de alta volatilidad de mercados, marcos regulatorios fragmentados y presiones crecientes por la descarbonización e integración industrial.

Del Panel de Líderes «¿Quién Lidera y Quién se Queda Atrás en América Latina?» participaron Mauricio Martin, vicepresidente de Downstream & Midstream de YPF; Diego Mouriño, vicepresidente de Refining de Pan American Energy; Alejandro Vago, director de la Refinería Buenos Aires; previa exposición de Horacio Federico Veller, subsecretario de Hidrocarburos de la Nación.

Las deliberaciones expusieron la necesidad de ajustar las estrategias operativas de las refinerías locales frente a las nuevas oportunidades globales y regionales. Los especialistas coincidieron en que la flexibilidad de las dietas de crudo, la eficiencia energética, la digitalización mediante inteligencia artificial y la incorporación de biocombustibles resultan factores clave para sostener la competitividad de la próxima década.

El shale transforma el mix de refinado en la Argentina

Para PAE, la evolución de la cuenca madura motiva un punto de inflexión en el diseño industrial del activo de Campana. «La refinería es una planta que históricamente corrió Escalante en un 80%, y el Escalante es un crudo cada vez más escaso porque la cuenca está muy madura. Por otro lado, el crudo neuquino empieza a ser cada vez más ofertado; entonces, estamos mirando un cambio en la configuración de Campana que nos permita procesar más crudo neuquino que Escalante», señaló Mouriño.

«PAE es una de las empresas argentinas que tiene integrado el negocio, con lo cual la estrategia la pensamos integrada. Por eso, si el Medanito se encarece, como negocio integrado nos conviene exportar Medanito e importar algo más barato. Una de las cosas que en la Argentina podemos aprender del resto de América Latina es empezar a mirar estas posibilidades: no solo el crudo argentino es el que tienen que aprovechar las refinerías», sostuvo el VP de PAE.

La compañía invirtió más de US$ 1.500 millones en ese activo industrial que tenía entre sus objetivos hacer más eficiente la planta y dio un salto de escala en la competitividad. «10 años después, y con la escasez del Escalante viniendo, esa inversión hay que repensarla si efectivamente el Medanito es la mejor opción. En el mediano plazo es repensar cómo transformar esas moléculas una vez que cambiemos la dieta de crudo», sentenció el directivo.

En cuanto a la cartera de proyectos, Mouriño destacó que «el cambio de la dieta de crudo es clave para Campana y tiene que suceder en los próximos años. En eficiencia energética estamos construyendo una nueva cogeneración para bajar los costos de generación eléctrica de la refinería. A eso sumamos proyectos en renovables que siguen siendo rentables, como la tecnología de SAF, y la transformación de plásticos en combustibles que experimenta una demanda creciente», concluyó.

La visión local y el escenario internacional

El subsecretario Veller remarcó que «la industria de la refinación está viviendo un momento especial a nivel global, impactada por los efectos de la disrupción del estrecho de Ormuz, de la guerra Irán-Estados Unidos, cómo eso impactó en el suministro de crudo a nivel global y cómo impactó sobre los precios en general de la energía y los márgenes en particular del mercado de refinación», sostuvo la autoridad.

En ese contexto, Veller remarcó las ventajas operativas que otorga la disponibilidad de hidrocarburos no convencionales. «La Argentina es largo en crudos livianos, crudo shale, y crecientemente está siendo corto en crudos pesados, entonces está el debate de que el crudo liviano tiene ventajas. Eso quiere decir que es mucho más eficiente y más barato correr una refinería a partir de shale y esto es visto por otros mercados y lo que hacen es presionar al alza sobre el precio del shale», expresó.

«Hay oportunidades de procesar ese excedente creciente que se tiene de crudo shale o intercambiar crudos e importar crudo que sea más adecuado para el parque refinador local. Ese tipo de integraciones en la región son las que se habilitan a partir de esta situación. También el impacto que tiene la digitalización, la irrupción de la inteligencia artificial y la optimización son todas cuestiones que hacen que este momento de la industria sea realmente muy interesante para desarrollarlo», sintetizó Veller.

Con una mirada similar de integración, Martin planteó «la necesidad de compartir experiencias, de entender qué moléculas produjimos y qué moléculas necesitamos en Latinoamérica. Individualmente vamos a tener restricciones por cuestiones de escala. Grupalmente tenemos la capacidad de ser protagonistas y liderar ese cambio para ser una región de clase mundial», afirmó el directivo de YPF.

«La palabra que nos atraviesa a todos es confiabilidad. La confiabilidad es un activo, no solo por términos económicos, sino que el principal activo es la seguridad de los procesos que hacen que nuestras refinerías sean resilientes, seguras y compliance. Con el shale oil, han existido cambios y ha evolucionado esa calidad de materia prima que nos obliga a ser flexibles. Flexibilidad va mucho de la mano de la supervivencia para sacar el usufructo de esa capacidad», concluyó el VP de YPF.

Eficiencias, competitividad y nuevos negocios

Por su parte, el director de la Refinería Buenos Aires de Latam Downstream (ex Raízen), Alejandro Vago, expuso cómo la planta logró adaptar su procesamiento al crudo no convencional y diversificar la oferta hacia especialidades. «Apostamos muy fuerte al desarrollo del crudo de la Argentina. Somos una refinería que hoy tiene alrededor del 70% de procesamiento de Vaca Muerta y esperamos seguir incrementándolo».

«Vaca Muerta es ‘conversión gratis’, es un crudo que tiene muy buenos destilados y pocos fondos, con lo cual con una configuración sin tener que invertir tanto en aumentar tu conversión», explicó. Asimismo, enfatizó la importancia de ganar competitividad en nichos de mayor valor agregado ajenos a los combustibles tradicionales y en la transición hacia renovables.

«Las refinerías tienen que ser también competitivas en los ‘non fuels’. Nuestra refinería tiene oportunidad de vender muy bien productos como bitumen, lubricantes, propelentes y alimentaciones para químicos. En Latinoamérica hay mucha biomasa; hay que ver a dónde nos enfocamos, tener capacidad de coproceso es casi gratis. Todos esos cambios que hagamos para reemplazar o modernizar activos que llegaron al final de su vida útil hoy tienen otro soporte tecnológico y diseños muy diferentes», finalizó.

, Ignacio Ortiz

YPF colocó este miércoles US$ 1.200 millones en el mercado internacional a través de un nuevo bono a nueve años con una tasa nominal del 7,55% anual (7,85% de yield efectiva), en lo que constituyó la mayor operación corporativa de una empresa de la Argentina en más de una década.

Con una demanda de inversores globales que superó los US$ 2.200 millones, casi duplicando el monto final emitido, YPF logró comprimir el spread a 300 puntos básicos sobre los bonos del Tesoro de los Estados Unidos, marcando la brecha más baja registrada en la historia de la compañía.

Al cierre de la operatoria, la petrolera informó al mercado sobre el resultado de la colocación luego de reunirse con más de 50 inversores internacionales. «El monto de la emisión será utilizado para la precancelación de dos Obligaciones Negociables internacionales que vencen entre los años 2027 y 2029 y para la financiación del plan de crecimiento de YPF en el marco del Plan 4×4«, precisó.

Mediante esta transacción, YPF logra mejorar su perfil de vencimientos de deuda y extender su vida promedio. Los bancos y entidades financieras internacionales que participaron como colocadores fueron BBVA, Itaú, J.P.Morgan, Santander y Balanz, mientras que a nivel local operaron Galicia, Macro, CMF, Cucchiara, Latin Securities, Cocos y Puente Hnos.

Mejora en las notas de crédito y despeje del horizonte financiero

Como resultado de la colocación, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, expresó en X la satisfacción por la operatoria. «Hoy hicimos historia con YPF. Emitimos US$ 1.200 millones en el mercado internacional a 9 años: el mayor monto de los últimos 11 años para una empresa argentina».

El directivo amplió que «la tasa efectiva fue de 7,85%, reflejando un diferencial contra los bonos del Tesoro americano de 300 puntos básicos, el más bajo obtenido por la compañía en su historia de financiamiento global».

En la presentación de los resultados financieros de YPF correspondientes al segundo trimestre del año, la petrolera exhibió un perfil de vencimientos de deuda con compromisos acotados para lo que resta de 2026, los cuales alcanzan los US$ 676 millones entre el tercer y cuarto trimestre.

No obstante, el mayor desafío financiero se concentraba entre 2027 y 2029, período en el que la compañía debía afrontar vencimientos acumulados por US$ 5.004 millones, impulsados principalmente por los compromisos de bonos internacionales y locales.

A pesar de la concentración de vencimientos en los años inmediatos, la empresa mostró un marcado saneamiento con un ratio de endeudamiento neto que descendió a 1,09 veces, lo que representa una caída del 48% en comparación con el pico alcanzado en el tercer trimestre del año anterior.

A este parámetro se sumó una mejora generalizada en las calificaciones crediticias por parte de las principales agencias internacionales —Fitch elevó la nota a B-, S&P a B y Moody’s a B1—, respaldada por precancelaciones de deuda por unos US$ 220 millones y una buena generación de flujo de caja.

, Redacción EconoJournal

En los últimos cuatro años creció la cantidad de egresados de las carreras terciarias especializadas en energía, minería e hidrocarburos de los institutos de formación nacionales. Según el Registro Federal de Instituciones de Educación Técnico Profesional (RFIETP-INET), en 2022 se graduaron 144 técnicos en el área de energía, una cifra que se expandió a 284 este año. Un incremento mayor registró el sector de energía eléctrica, cuya matrícula de egresados subió de 166 a 354 entre 2022 y 2026. En el área que engloba minería e hidrocarburos, los graduados de centros terciarios nacionales crecieron de 282 a 469 en el mismo período (ver gráfico aparte).

En la Argentina hay 735 entidades de formación técnica superior (con título oficial de validez nacional) que integran el RFIETP-INET. Una de ellas es el Instituto Superior Tecnológico 9-019, que posee dos sedes en Mendoza y tiene un fuerte foco en la industria de energía. Por ejemplo, dicta las tecnicaturas superiores en Energías Renovables, Metalmecánica, Minería, Petróleo y Gas, y Seguridad e Higiene, que tienen tres años de duración. Pablo Aceña, rector de la entidad que tiene 1.000 estudiantes, aseguró a EconoJournal que se orientan en la “formación de mandos medios con sólidas capacidades técnicas y habilidades de liderazgo”.

“La tecnicatura en Petróleo y Gas, por ejemplo, tiene trayectoria y gran poder de convocatoria, especialmente en nuestra sede de Rivadavia, en la zona este de Mendoza, donde la actividad petrolera está arraigada. La matrícula se ha sostenido de manera muy firme en el tiempo”, explicó. En cuanto a la oferta en Minería, el directivo admite que el nivel de inscriptos había tendido a disminuir, pero “en el último año y medio ha crecido fuertemente y despierta mayor interés”.

Según Aceña, la inserción laboral de los egresados es alta, pero la dinámica de contratación varía de acuerdo con cada carrera. “Los egresados de Petróleo y Gas y Minería frecuentemente reciben ofertas de trabajo fuera de la provincia –explica-. Suele implicar esquemas de trabajo por rotación (roster), donde viajan al yacimiento o proyecto, y luego regresan. En el caso de la minería, la demanda se concentra en empresas de servicios (como construcción y perforación), con la expectativa de que los proyectos locales de explotación comiencen formalmente”, sostuvo.  

Aunque hay una gran diversidad de posiciones “en líneas generales, quienes egresan trabajan de técnicos instrumentistas y de laboratorio; técnicos de Seguridad y Salud Ocupacional; en Control de Calidad, como calculistas, ‘company man – woman’, quinto hombre, perforistas y montajistas de paneles solares”. Y cuenta que, en el área de Energías Renovables, en los dos últimos dos años “han surgido al menos cuatro empresas creadas por graduados del Instituto”.  

Con sede en la localidad de Catriel, en el norte de la provincia de Río Negro, el Instituto Técnico Superior N° 3 tiene una matrícula de aproximadamente 570 estudiantes, muchos de los cuales también provienen de La Pampa. Allí se dicta la tecnicatura Superior en Petróleo. Según el director de la entidad, Roque Callejo, “prepara a los estudiantes para asistir y colaborar en tareas de exploración, desarrollo y explotación de yacimientos de petróleo y gas; gestionar actividades operativas y logísticas vinculadas a la producción, el abastecimiento y la comercialización; operar instrumentos e instalaciones de transporte y almacenaje, y procesar información y elaborar informes técnicos”.

Sobre las perspectivas de inserción laboral, la ciudad de Catriel tradicionalmente concentraba la mayor demanda de empleo del sector petrolero, pero el directivo afirma que actualmente el mercado laboral “se ha expandido fuertemente hacia la zona del Valle, como Cipolletti, Neuquén, Vaca Muerta”.

Qué perfiles demandan las empresas

A medida que se desarrollan los proyectos de energía y minería se expande la demanda laboral de posiciones técnicas. Desde perfiles operativos y puestos iniciales para quienes están estudiando o recién se gradúan, hasta los niveles de supervisión, la inserción en estas industrias presenta una multiplicidad de ocupaciones y calificaciones. Y también de opciones de formación terciaria. Aun así, se registra escasez en ciertos puestos. 

“La industria de Oil & Gas continúa demandando perfiles especializados en producción, reservorios, perforación, exploración y seguridad e higiene. Adquiere particular relevancia en Vaca Muerta por la escala, velocidad y complejidad de las operaciones no convencionales”, expresó a EconoJournal Martín Jiménez Obarrio, Senior Client Partner de la consultora de Recursos Humanos Korn Ferry.

Obarrio aclara que en los yacimientos convencionales estos perfiles siguen siendo críticos, “aunque con desafíos diferentes, muchas veces vinculados con la optimización de activos maduros, eficiencia operacional, recuperación y control de costos”. Y agrega que las personas con experiencia en operaciones no convencionales pueden aportar un diferencial en Vaca Muerta, “especialmente en funciones relacionadas con la productividad y eficiencia de los activos”.

¿Cómo es la trayectoria de quienes ingresan en el sector? “Un técnico que comienza luego de su formación terciaria, normalmente se incorpora en un nivel ‘entry level’ y puede evolucionar hacia posiciones intermedias y senior, con mayor dominio técnico, capacidad de decisión, autonomía y responsabilidad frente a situaciones más complejas”, señala el especialista.

De acuerdo con un informe de Korn Ferry elaborado para EconoJournal, las remuneraciones anuales brutas que se abonan en Vaca Muerta (ver gráfico aparte) pueden arrancar, para una posición de ingreso como técnico de exploración, en $62,5 millones (incluye salario base, pagos variables y adicionales). El mismo puesto, pero de nivel senior, puede percibir una compensación anual de $92,9 millones (incluye salario base, pagos variables y adicionales).

La demanda no convencional

La transición hacia los recursos no convencionales plantea desafíos para dar con los perfiles adecuados. “La actividad convencional tradicionalmente se ha apoyado en personal operativo con una formación técnica clásica y mucho desarrollo de habilidades directamente en el campo, como posiciones en boca de pozo. En cambio, la operación no convencional demanda perfiles mucho más enfocados en el manejo de datos, sistemas de gestión, procesos de automatización, y uso de telemetría y herramientas digitales para controlar los procesos de manera remota”, distingue Darío Mattei, gerente de Recursos Humanos de TanGo Energy, empresa de exploración, desarrollo y producción de hidrocarburos convencionales y no convencionales en Mendoza, Río Negro y Neuquén. Como la demanda es muy alta y ciertos puestos técnicos no se encuentran en el mercado, la compañía desarrolla iniciativas de formación interna orientadas a la recalificación.

Una visión similar aporta Jiménez Obarrio, de Korn Ferry, para quien los perfiles técnicos “están evolucionando”. Es que además del conocimiento de su disciplina, “se valora cada vez más la capacidad de trabajar con datos y tecnología, interactuar con distintas áreas, y comprender el impacto operativo y económico de las decisiones”, destaca.

TanGo Energy, que tiene una dotación de 530 personas, hoy se enfoca en la operación y rentabilidad de las áreas convencionales. Pero este escenario cambiará en el corto plazo. En breve, la empresa comenzará a operar pozos no convencionales en Río Negro, y si los resultados son los que esperan, se implementará un plan de desarrollo “que generará un crecimiento importante de la compañía y se incrementará la demanda de perfiles orientados al desarrollo del no convencional”, revela Mattei.

El ejecutivo advierte que, más allá de la formación y el foco en competencias digitales, “buscamos técnicos capaces de desempeñarse en los ambientes de la industria del petróleo, que puedan trabajar con procesos, en un marco de seguridad, con disciplina operativa y capacidad de adaptación, ya que es una actividad muy dinámica, sobre todo la industria no convencional”, indica.

El proceso de reclutamiento se abrirá a todo Neuquén y Río Negro. También apuestan a incorporar personal que está migrando desde provincias como Santa Cruz, Chubut, Mendoza y Salta. Algunos de los puestos que se requerirán son: operadores de equipos de fractura, técnicos de mantenimiento de bombas de alta presión, instrumentistas, técnicos eléctricos y electrónicos, y operadores de ‘coiled tubing’. En los niveles de mayor jerarquía se necesitarán supervisores de Terminación (Company Man NOC) y de servicios específicos, principalmente de fractura y’ coiled tubing’.

La minería en carrera

Según datos de la Secretaría de Minería, el sector minero actualmente emplea 40.141 personas. La provincia que concentra la mayor ocupación es Santa Cruz (8.887 personas), seguida de San Juan (5.579) y Salta (5.569).

En esta industria, “la demanda de perfiles técnicos está muy vinculada con la ubicación de los proyectos y las operaciones”, sostiene Jiménez Obarrio. “Entre las especialidades más relevantes encontramos técnicos vinculados con geología, operaciones mineras, metalurgia, mantenimiento, electricidad, instrumentación, seguridad y medio ambiente”, completa.

En este caso, las compensaciones anuales (ver gráfico aparte) parten de $68 millones (salario bruto anual y bono target) para los técnicos recién graduados sin experiencia y llegan a $95,6 millones (incluye salario bruto anual y bono target) para quienes tienen un nivel técnico pleno, con mayor expertise y capacidad para abordar situaciones de más complejidad.

“Por las características de la minería, atraer y retener estos perfiles tampoco depende únicamente de la compensación. La ubicación de las operaciones, los esquemas de trabajo y roster, traslados, alojamiento, beneficios y oportunidades de desarrollo forman parte de la propuesta de valor para el talento técnico”, destaca el consultor de Korn Ferry.

Al igual que sucede en Oil&Gas, a su entender, la especialización “continúa siendo fundamental, pero las compañías valoran cada vez más la capacidad de trabajar con datos y nuevas tecnologías, interactuar con otras disciplinas y comprender cómo su trabajo impacta en la productividad, los costos, la seguridad y ambiente”.

Débora Migoni, directora de Recursos Humanos de la compañía Eramet, con yacimientos de litio en la provincia de Salta, señala a EconoJournal que la demanda de empleo está en función de las distintas etapas, de proyecto y producción, que atraviesan las operaciones de la empresa. En el caso del personal de nivel terciario, los requerimientos mayormente se concentran en los puestos con mayor experiencia de las áreas de Mantenimiento, Operaciones en Planta y Laboratorio, donde los instrumentistas y los especialistas en mantenimiento mecánico y eléctrico son los más críticos y difíciles de encontrar en el mercado. En cuanto a la formación, las tecnicaturas que cuentan con mayor demanda son las especializadas en electromecánica.

Según la directiva, todavía hay escasez de perfiles con experiencia específica en la minería de litio. Por lo tanto, a la hora de reclutar, “en algunos casos, como en el sector de Mantenimiento, tenemos que acudir a quienes tienen experiencia en otras industrias con similares procesos y necesidades técnicas, y también a graduados de otras provincias”.

Para resolver ese desafío, Migoni cuenta que la compañía ha implementado programas de formación internos y mantiene una colaboración activa con institutos de formación técnica superior en la provincia de Salta. Actualmente, la estrategia se enfoca en crear un “semillero” de talentos jóvenes que puedan evolucionar profesionalmente dentro de la operación minera.

Puertas afuera, la demanda laboral también impacta en la cadena de valor. A través de sus empresas proveedoras y contratistas, la directiva de Eramet comenta que la industria minera también demanda perfiles técnicos de las áreas de administración, alimentos (para la supervisión de los servicios de catering) y enfermería o auxiliares médicos.

Empleo en minería: región por región

El especialista de Korn Ferry destaca que las provincias del NOA, como Salta, Jujuy y Catamarca, “concentran una parte importante de la actividad vinculada al litio”, lo que genera demanda de técnicos en geología, hidrogeología, procesos químicos, operaciones, mantenimiento, y seguridad y medio ambiente. “El crecimiento de distintos proyectos aumenta la competencia por perfiles técnicos que ya conocen este tipo de operaciones”, indica.

Las explotaciones emplazadas en la Patagonia reclutan perfiles similares; pero el consultor advierte que, “por la ubicación de muchas de las operaciones, son especialmente valoradas la autonomía, la capacidad de trabajo en campo y la adaptación a esquemas de trabajo remotos”.

En la región de Cuyo, especialmente en San Juan, la minería necesita técnicos de similar calificación: geología, operaciones mineras, metalurgia, mantenimiento, electricidad, instrumentación, y seguridad y medio ambiente. Allí, “la evolución de nuevos proyectos puede incrementar progresivamente la necesidad de estos perfiles especializados”.

, Mariana Pernas

La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) transferirá su tecnología de producción de hexafloruro de uranio (UF6) a la empresa estatal Dioxitek. La transferencia le permitirá a Dioxitek, una empresa cuyo capital accionario se lo reparten entre la Secretaría de Asuntos Nucleares (51%), la CNEA (48%) y la provincia de Mendoza (1%), poder desarrollar a escala industrial la producción de UF6, un compuesto indispensable en la fabricación de combustibles para centrales nucleares que utilizan uranio enriquecido. La empresa también fue habilitada a emplear esta tecnología en proyectos con empresas privadas.

Justamente, la empresa estadounidense Nano Nuclear Energy presentó al Ministerio de Economía en abril de este año una propuesta de inversión de US$ 230 millones para finalizar la Nueva Planta de Uranio (NPU) en la provincia de Formosa a través de una sociedad conjunta con Dioxitek, con el objetivo de producir dióxido de uranio (UO2) para el mercado doméstico y hexafloruro de uranio para la exportación.

Fuentes conocedoras del proyecto consultadas por EconoJournal matizaron que la CNEA no compartirá su tecnología con otras empresas que no sean Dioxitek y que no está definido qué tecnología de producción de UF6 emplearía el proyecto. «La planta en Formosa podría emplear tecnología provista por CNEA o por Nano. Tampoco está definido quién la operaría, son todos temas en conversación», indicó una fuente.

El hexafloruro de uranio es el compuesto que se utiliza como materia prima en el proceso de enriquecimiento de uranio. Las centrales nucleares argentinas utilizan combustibles de “uranio natural” (dióxido de uranio), por lo que una eventual producción de UF6 en la Argentina sería para abastecer la demanda internacional de combustibles con uranio enriquecido. Dióxitek produce UO2 en su planta en la provincia de Córdoba y tiene una planta sin finalizar en Formosa.

EconoJournal accedió a dos documentos internos de CNEA y uno de Dioxitek con detalles sobre la transferencia de la tecnología. Entre estos, una adenda al contrato vigente entre la CNEA y Dioxitek, firmada el último fin de semana, en donde queda establecido que la empresa podrá emplear la «tecnología de fabricación en las sociedades en las que participe». La principal actividad de Dioxitek es producir dióxido de uranio (UO2), la materia prima de los combustibles para las centrales nucleares argentinas.

«Este es un acuerdo que se debería haber realizado hace muchos años. El acuerdo que actualmente tiene la CNEA por la operación del complejo de Córdoba no dejaba expresamente establecido que Dioxitek pueda utilizar la tecnología de fabricación en la NPU ubicada en Formosa. La idea es que, a través de Dioxitek, se pueda dar un desarrollo comercial de la tecnología y le brindemos beneficios a la CNEA, tanto en materia de desarrollo de capacidades humanas como de mayores ingresos y de revalorización del paquete accionario de Dioxitek. En ese esquema, el dueño de la tecnología seguirá siendo la CNEA. Dioxitek, tal como sucede en la planta en Córdoba, tendrá una licencia para utilizarla», explicó otra fuente, vinculada con la conducción del sector nuclear.

La adenda no especifica cuáles son las tecnologías de fabricación. Sin embargo, en una nota anterior, fechada el 28 de agosto y que lleva la firma de dos gerentes de área en CNEA, estos convalidan la habilitación a Dioxitek para que pueda acceder a la tecnología de producción de hexafloruro de uranio que se encuentra en el complejo tecnológico Pilcaniyeu en Río Negro.

En cambio, otras fuentes advierten que replicar la tecnología de «Pilca» en otras plantas abriría las puertas a compartir tecnología de enriquecimiento con las empresas con las que constituya sociedades. «El manejo de UF6 y el enriquecimiento de uranio es técnicamente complejo y políticamente sensible, son materiales que se deben controlar muy de cerca», cuestionó una fuente en CNEA.

Por otro lado, Dioxitek no estaría obligada a transferir a la CNEA las eventuales mejoras que desarrolle sobre dicha tecnología. Como mucho, el organismo científico tendrá un “derecho de uso gratuito” sobre las mismas. Este detalle tendría una mayor implicancia ante la eventualidad de una privatización completa o parcial de la empresa. La Secretaría de Asuntos Nucleares (SAN), en la órbita del Ministerio de Economía, tiene el control del 51% de las acciones.

Adenda al contrato entre Dioxitek y CNEA

La CNEA y Dioxitek firmaron el sábado 29 de agosto una adenda al Contrato de Servicios Mutuos vigente entre las partes desde 1998. El contrato original establece la obligación de CNEA de suministrar a Dioxitek la “tecnología de fabricación” necesaria para su principal negocio, que es la importación y conversión del concentrado de uranio (yellowcake) a dióxido de uranio, actividad que realiza en su planta en la provincia de Córdoba.

La adenda le permitirá a la empresa replicar la tecnología de producción de dióxido de uranio en otras plantas y esquemas societarios en los que participe. “Las PARTES convienen que, en el marco de lo dispuesto en el Artículo 7 del CONVENIO, DIOXITEK queda facultada para emplear la TECNOLOGÍA DE FABRICACIÓN en las sociedades en las que participe. A tales efectos, la TECNOLOGÍA DE FABRICACIÓN comprenderá la totalidad de las etapas, procedimientos y operaciones que integran el proceso de beneficiación y conversión de uranio”, indica el artículo I de la adenda.

La otra novedad es que Dioxitek tendría también acceso a la tecnología de fabricación de hexafloruro de uranio. En un informe técnico firmado el 28 de agosto, la gerenta de Área de Investigación y Desarrollo de Grandes Proyectos (GAIYDGP), María Magdalena Villaverde, y el gerente de Área de Energía Nuclear, Pablo Daniel Katz, evaluaron “conveniente” la utilización de la tecnología vinculada con la producción de UF 6 por parte de Dioxitek.

“La autorización de uso permitiría que un desarrollo tecnológico generado y preservado por la CNEA encuentre una aplicación industrial concreta, evitando que el conocimiento acumulado permanezca limitado al ámbito experimental, tecnológico o de investigación y posibilitando su incorporación efectiva a la cadena de valor nuclear. Consecuentemente, entendemos que la Adenda le da un cauce de explotación concreto a través de su sociedad participada, evitando que permanezca ociosa o se desactualice”, afirmaron los gerentes en la nota que este medio reproduce debajo.

El complejo tecnológico Pilcaniyeu (CTP) quedó bajo el control de la GAIYDGP, como parte de una reestructuración gerencial aprobada en julio por el organismo que redujo las gerencias de área de 11 a 7. Previamente, existió una gerencia CTP, dependiente de la Gerencia de Área del Ciclo del Combustible Nuclear.

«Antes de esta reestructuración, Pilca estaba en la gerencia de Combustibles. Ahora unificaron esa gerencia con la gerencia de Área de Energía Nuclear, pero sacaron Pilca y lo pasaron a la gerencia de grandes proyectos de Villaverde», explicó una fuente en el organismo.

La gerencia que conduce Villaverde absorbió también las gerencias de área CAREM y del RA-10, constituyéndose en una «mega» gerencia con más de 1000 empleados y contratados. Justamente, Villaverde viene de conducir la ex gerencia que lideraba el proyecto CAREM, en donde enfrenta cuestionamientos por el desfinanciamiento del desarrollo del reactor prototipo de 32 MWe y la reducción salarial a gran parte del personal que trabaja para el proyecto.

Por otro lado, Pablo Katz fue contratado por la CNEA en julio para liderar la gerencia de Área de Energía Nuclear. Su nombramiento llamó la atención en el sector por su reconocida trayectoria en la gestión de proyectos nucleares y por ser uno de los gerentes en Nucleoeléctrica que fueron despedidos al inicio de la presidencia de Demian Reidel en la empresa estatal generadora. Katz se desempeñó como Gerente de la Unidad de Proyectos Nucleares de Nucleoeléctrica, en donde participó en hitos como el diseño, construcción y puesta en marcha de instalaciones de Almacenamiento en Seco de Combustibles Gastados para las centrales nucleares Atucha I y II y la Extensión de Vida de la Central Nuclear Atucha I. Reidel renunció a la empresa a comienzos de este año en medio de un escándalo por presuntos sobreprecios.

Qué ocurrirá con la transferencia de tecnología de hexafloruro de uranio

Si bien la CNEA no se desprenderá de su tecnología de producción de UF6, el artículo II de la adenda establece que Dioxitek tendrá la titularidad sobre los eventuales desarrollos o «mejoras» que realice sobre la base de esa tecnología. La CNEA tendrá derechos limitados sobre esos desarrollos.

«Las PARTES aclaran que las mejoras que se desarrollen sobre la TECNOLOGÍA DE FABRICACIÓN en los términos del Artículo 7 del CONVENIO serán de titularidad de la Parte que las hubiere desarrollado, instrumentado y/o implementado. Sin perjuicio de lo expuesto ut supra, las PARTES establecen que gozarán, respecto de las mejoras desarrolladas por cada una de ellas un derecho de uso, de carácter no exclusivo, intransferible y gratuito», dice el segundo artículo.

Es decir, la CNEA tendrá un derecho de uso gratuito sobre los desarrollos de Dioxitek, aunque la empresa no está obligada a transferirlos al organismo nuclear. Es un detalle sensible que tendría otra connotación ante una eventual privatización total o parcial de Dioxitek. «Están permitiendo el uso de esa tecnología con terceros», criticó una fuente.

El gobierno nacional incluyó a la empresa en el listado de empresas públicas a privatizar en la versión original de la Ley de Bases, pero fue finalmente retirada en la versión sancionada por el Congreso.

Desde la perspectiva de Dioxitek, la adenda «otorga la certeza jurídica indispensable para sus esquemas asociativos y habilita una nueva unidad de negocios en torno al UF6», según un informe firmado por el presidente de la empresa, Bruno Oberlis, con fecha del 4 de agosto, en donde se convalida la adenda y señalan las ventajas que generará.

«La regla de titularidad de mejoras en cabeza de quien las desarrolla incentiva la inversión de DIOXITEK en optimización de procesos, garantizándole la propiedad de sus innovaciones y, a la vez, el uso gratuito de las mejoras de la CNEA», indica el documento visto por EconoJournal.

«La facultad expresa de emplear la tecnología en las sociedades en las que participe remueve el principal obstáculo interpretativo para estructurar vehículos societarios (en particular, el esquema asociativo vinculado a la finalización de la planta NPU-1 y a la futura instalación de conversión a UF6)», agrega el reporte.

La propuesta de Nano Energy en Formosa

La empresa de capitales estadounidenses en abril presentó ante el Ministerio de Economía una iniciativa para invertir más de 230 millones de dólares en la finalización de la NPU de Dioxitek en Formosa.

La empresa estatal seguiría siendo la dueña de la planta y del terreno, transfiriendo su uso a una nueva sociedad con Nano Energy, a cambio del pago de un usufructo por la utilización del activo, según pudo saber este medio.

El proyecto contempla dos hitos principales. El primero consiste en la finalización de la construcción, puesta en marcha y operación de la instalación NPU-1 destinada a la producción de UO2.

Esta etapa incluye la adecuación de instalaciones, la incorporación de equipamiento faltante, así como la implementación de todos los sistemas técnicos, operativos y de seguridad necesarios para alcanzar condiciones de operación industrial segura y eficiente conforme a los estándares regulatorios nacionales e internacionales aplicables a la actividad nuclear.

El segundo hito prevé la construcción, puesta en marcha, operación y mantenimiento de una instalación complementaria, para la conversión de UO2 en UF6 (hexafloruro de uranio).

La construcción de la NPU en Formosa comenzó en 2014 y estuvo sujeta a multiples retrasos. El proyecto fue originalmente pensado como alternativa a la planta en la Ciudad de Córdoba (sujeta a presiones recurrentes de la municipalidad para que cese sus operaciones), de forma tal de suministrar el UO2 que necesitan las centrales argentinas actuales y para eventuales expansiones del parque nuclear con la tecnología de uranio natural y agua pesada.

En cambio, el acuerdo con Nano Energy busca redefinir los alcances del proyecto, en una sociedad que habilitará un negocio de exportación de UF6 y preservará la producción de UO2 para las centrales actuales.

, Nicolás Deza

Latitud 45, compañía especializada en servicios de pumping en la Argentina, llevó adelante un programa de formación destinado a jóvenes de Vista Alegre y comunidades próximas, en Neuquén, con el objetivo de acercarlos al mundo laboral y a las oportunidades de desarrollo profesional que ofrece la industria del Oil&Gas.

La primera edición de la iniciativa reunió a 14 jóvenes de entre 18 y 29 años, quienes completaron 35 horas de formación distribuidas en ocho semanas. El programa incluyó contenidos vinculados con habilidades socioemocionales y laborales, además de capacitación técnica relacionada con las actividades que desarrolla la compañía.

La propuesta surgió a partir de la necesidad de abordar, con una mirada de largo plazo, la disponibilidad de personal capacitado que requerirá el crecimiento de la actividad en Vaca Muerta. En ese marco, Latitud 45 planteó un esquema orientado a generar un primer acercamiento entre los jóvenes de las comunidades cercanas y las posibilidades laborales que ofrece el sector energético.

El programa para la formación de jóvenes

El programa fue diseñado e implementado a partir de la articulación entre las capacidades técnicas y operativas de Latitud 45, organizaciones especializadas e instituciones locales. La idea inicial fue desarrollada junto con Luz García Cuerva, directora ejecutiva de la Fundación Horacio Zorraquin y consultora en sostenibilidad y capital humano, quien acompañó el proceso y trabajó en el vínculo entre los participantes y la compañía.

El recorrido comenzó con tres talleres centrados en habilidades socioemocionales, trabajo en equipo, comunicación y cultura laboral. Las capacitaciones estuvieron a cargo de Fundación Empujar, organización especializada en la preparación de jóvenes de contextos vulnerables para su incorporación al mercado laboral formal.

Formación técnica

Luego, los participantes realizaron siete jornadas presenciales de formación técnica dictadas por instructores internos de Latitud 45. Allí abordaron contenidos vinculados con la industria de petróleo y gas, servicios de pumping, seguridad, salud y ambiente, equipos de cementación, líneas de alta y baja presión y conducción vehicular.

Las últimas dos jornadas se desarrollaron en la base que la compañía posee en Vista Alegre. En ese espacio, los jóvenes tuvieron contacto directo con los equipos utilizados en las operaciones y pudieron conocer parte de las tareas que realizan los trabajadores de la empresa.

El cierre del programa contó con la entrega de certificados a los participantes, en reconocimiento por su desempeño, compromiso y dedicación. Del encuentro participaron Gaspar Melia, presidente de Latitud 45, y Marcelo Rucci, secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, junto con integrantes de los equipos de operaciones y capital humano de la compañía y representantes de la Comisión Directiva, la Mutual MEOPP y la obra social OSPEPRI.

“Tenemos una industria con enormes oportunidades de desarrollo y creemos que una parte fundamental de ese crecimiento es generar las condiciones para que el talento local pueda conocerla, formarse y proyectarse dentro de ella. Este programa nació con esa convicción y lo desarrollamos con el mismo nivel de profesionalismo y compromiso que ponemos en nuestra operación”, señaló Gaspar Melia durante el cierre.

Capacitación

Desde el ámbito sindical también destacaron el componente de capacitación y, particularmente, los contenidos relacionados con seguridad. “Es importante que se capaciten, sobre todo en seguridad. Esta iniciativa que tuvo esta empresa es lo que nosotros queremos hacer en nuestro centro de capacitación, que está próximo a inaugurarse”, sostuvo Marcelo Rucci.

Los participantes realizaron una evaluación de la experiencia al finalizar el programa. Entre las devoluciones recogidas se destacó la valoración de las herramientas adquiridas durante las distintas etapas de formación. “Sigan como van, que le están cambiando la vida a los pibes a base del conocimiento”, escribió uno de los jóvenes en la encuesta de cierre.

, Redaccion EconoJournal

Cuando hablamos de “baterías de litio” solemos imaginar una única tecnología. Pero no existe una sola batería de litio. Existen distintas familias, con características muy diferentes, diseñadas para resolver problemas distintos.

Todas comparten un principio básico: los iones de litio se mueven de un lado a otro de la batería para almacenar y liberar energía. Lo que cambia es el material utilizado en los electrodos. Y ese cambio determina buena parte de lo que nos importa como usuarios: cuánta energía puede almacenar una batería, cuánto dura, qué tan segura es y cuánto cuesta.

La familia LFP, basada en litio, hierro y fosfato, es actualmente una de las más utilizadas en autos urbanos, taxis y baterías domésticas para paneles solares. Su principal ventaja es la seguridad: resiste temperaturas elevadas y es más difícil de incendiar. También soporta miles de ciclos de carga y descarga. La contrapartida es una menor densidad energética, por lo que para lograr la misma autonomía un vehículo puede necesitar una batería más pesada.

En el otro extremo aparece la química NMC, que combina níquel, manganeso y cobalto. Es habitual en vehículos eléctricos de alta gama y largo alcance porque permite almacenar más energía en el mismo espacio. Eso se traduce en autos más livianos y con mayor autonomía. A cambio, presenta una mayor sensibilidad al calor y, por ahora, un costo de fabricación superior.

Existe también el LTO, basado en titanato de litio, pensado para aplicaciones en las que la velocidad de carga y la cantidad de ciclos son prioritarias. Se utiliza en trenes, ómnibus eléctricos y sistemas de respaldo. Puede cargarse rápidamente y soporta una enorme cantidad de ciclos, aunque almacena menos energía por kilogramo y resulta más costoso.
Esto permite entender algo importante: no existe una química “mejor” en términos absolutos. Existe una química más adecuada para cada necesidad.

Un mismo fabricante puede utilizar LFP en sus modelos de entrada y NMC en los vehículos de mayor rendimiento. No porque una batería sea buena y la otra mala, sino porque cada una prioriza características diferentes.

Diversidad de baterías

Esta diversidad también ayuda a poner en perspectiva muchas noticias sobre “la nueva batería”. En general, no se trata de haber inventado nuevamente el litio, sino de modificar la combinación de materiales para conseguir una determinada ventaja: mayor autonomía, más seguridad, carga más rápida o menor costo.

Pero todas estas tecnologías comparten una limitación importante: utilizan un electrolito líquido inflamable. Ese componente permite el movimiento de los iones, pero también está detrás de uno de los principales riesgos de las baterías actuales.

Por eso, la próxima gran transformación no pasa solamente por mejorar las químicas existentes. También busca cambiar el corazón mismo de la tecnología.

Las baterías de estado sólido reemplazan ese electrolito líquido por un material sólido, como una cerámica, un cristal o un polímero especial. El objetivo es reducir el riesgo asociado a la inflamabilidad y, al mismo tiempo, habilitar el uso de litio metálico, que permite almacenar mucha más energía con el mismo peso.

Primeras versiones de las baterías de litio

Las primeras versiones ya están siendo probadas, pero las versiones plenas todavía no llegaron masivamente al mercado. El desafío es, fundamentalmente, de ingeniería: fabricar a gran escala, con materiales que mantengan un buen contacto eléctrico y bajo condiciones de humedad extremadamente controladas.

La evolución de las baterías no consiste, entonces, en encontrar una única tecnología que reemplace a todas las demás. Consiste en desarrollar soluciones diferentes para necesidades diferentes. La batería del futuro no será necesariamente una sola. Probablemente serán varias.
Entenderlo es importante no solo para interpretar hacia dónde va la movilidad eléctrica y el almacenamiento energético. También para comprender que, detrás de cada avance tecnológico, hay una combinación de química, ingeniería, costos, seguridad y escala industrial.

(*) Expresidente del Consejo Profesional de Ingeniería Química.

, Alejandro Pérez Vargas (*)

En Vaca Muerta, cada dato de producción esconde una operación logística que rara vez ocupa el centro de la escena: camiones disponibles, choferes habilitados, documentación al día. Cuando algo de eso falla, no hay pozo que se complete ni fractura que se ejecute. «La logística no acompaña la operación de Vaca Muerta: la sostiene», resume Juan Cruz López, presidente de Transporte Peduzzi, la compañía de transporte que junto con Brava Ingeniería conforma un grupo con más de 900 colaboradores y una huella operativa de más de 1.200.000 kilómetros recorridos por mes.

De las planillas sueltas a una sola fuente de verdad

El eje de esa confiabilidad es HYDRA, la plataforma tecnológica que Peduzzi desarrolló puertas adentro en lugar de adoptar un sistema estándar del mercado. HYDRA integra ocho áreas de la operación —control documental, RR.HH., logística, sala de control, mantenimiento, compras, almacenes y seguridad— en más de 120 pantallas operativas, con 13 procesos que corren de forma automática todos los días y 7 sistemas conectados entre sí: GPS, Tango, biometría, cámaras a bordo y portales de las operadoras, entre otros.

En la práctica, eso significa una sala de control con mapa en vivo de toda la flota y alertas automáticas ante excesos de velocidad, unidades detenidas o eventos de cámara; un parte diario que funciona como una foto exacta de qué unidad está operativa, en stand-by o en reparación en cada turno; y un esquema de mantenimiento preventivo calculado sobre kilómetros reales reportados por GPS —no por carga manual— que permite proyectar el alistamiento de la VTV con anticipación.

A esa base tecnológica se sumó recientemente una alianza con RSV bajo el concepto de inteligencia operativa, un paso que busca convertir la información en acciones automáticas sin depender de que una persona esté mirando una pantalla. «Menos pantallas, más automatización con criterio humano sobre lo crítico», sintetiza López.

Una demanda que puede duplicarse

El desafío que viene no es menor: la demanda de arena para fractura proyecta pasar de 4 a 8 millones de toneladas anuales, una presión directa sobre la disponibilidad de unidades, choferes habilitados y la coordinación simultánea entre múltiples operadoras y proveedores. Para Peduzzi, la pregunta no es solo cómo transportar más, sino cómo escalar sin resignar trazabilidad ni seguridad.

Ahí aparece la segunda pata del grupo. Brava Ingeniería, enfocada en operación y mantenimiento y en proyectos de movimiento de suelos, es la forma concreta en que el grupo busca correr aguas arriba en la cadena de valor: no quedarse solo en el transporte del insumo, sino integrar el servicio completo alrededor de la operación del cliente.

Ese movimiento viene acompañado de una agenda de sostenibilidad que incluye la medición y compensación de la huella de carbono de la operación, la incorporación de unidades a GNC a fines de 2025 y el desarrollo de proyectos de energía solar.

La escala, medida en números

Detrás de cada mensaje hay un tablero de control que lo respalda: 1.200.000 kilómetros recorridos por mes, monitoreados en tiempo real vía GPS; 200.000 horas hombre gestionadas mensualmente entre operación, mantenimiento y administración; un equipo de 900 colaboradores; y un sistema de prevención de incidentes que rankea la conducta de manejo de cada chofer con datos reales de GPS. A eso se agrega una matriz de cumplimiento documental —personas y unidades cruzadas por operadora— con semáforo de vencimientos que anticipa problemas antes de que se conviertan en una unidad parada en portería.

Para López, ese conjunto de indicadores es también la respuesta a la pregunta de fondo sobre qué significa este momento para la compañía:

«Hoy movemos 1.200.000 kilómetros y gestionamos 200.000 horas hombre por mes con 900 personas en el equipo. La escala ya la tenemos: lo que estamos construyendo es que funcione con la misma confiabilidad el día que se duplique”, aseveró Juan Cruz López, presidente de Transporte Peduzzi.

En una cuenca donde el crecimiento suele medirse en pozos y toneladas, Peduzzi y Brava proponen mirar también el otro lado de la ecuación: la infraestructura logística y tecnológica que tiene que estar lista antes de que la demanda llegue.

, Redaccion EconoJournal

La construcción sostenible es una práctica técnica y consciente sobre los recursos que se emplean tanto para el desarrollo como para la operación de un edificio. En su esencia más pura, un edificio sustentable es sinónimo de un edificio eficiente, capaz de optimizar el consumo de energía eléctrica, reducir desperdicios y gestionar el agua de forma inteligente.

Uno de los grandes mitos que aún persisten en el sector es el costo asociado a este modelo constructivo. Si bien suele estimarse que incorporar criterios de sostenibilidad puede implicar un incremento inicial marginal de entre el 2% y el 3% en el presupuesto de una obra, el retorno de inversión a largo plazo compensa con creces ese desembolso inicial.

De hecho, estudios de referencia como la Guía de Implementación del Proceso Integrativo del Consejo Colombiano de Construcción Sostenible (CCCS) demuestran que, al integrar equipos y decisiones en etapas tempranas, es posible lograr proyectos sostenibles que prácticamente no incrementan los costos iniciales y maximizan los ahorros operativos durante todo su ciclo de vida.

Ahorros operativos

Los ahorros operativos sostenidos durante la vida útil del inmueble devuelven con creces cada recurso invertido, transformando el gasto en rentabilidad tangible. A esto se suma el rol prioritario de la transparencia: la sustentabilidad debe ser comprobable y rigurosa. Por ello, las certificaciones otorgadas por terceros, especialmente bajo estándares globales como LEED en su reciente versión 5 -la herramienta más avanzada y completa disponible hoy-, resultan fundamentales para brindar métricas verificables y confiables a desarrolladores, fondos de inversión y a la comunidad.

América Latina cuenta con un escenario y un potencial sumamente interesantes en este camino. Informes sobre el estado de la descarbonización de la edificación en la región elaborados por el U.S. Green Building Council (USGBC) y Green Building Certification Inc. (GBCI) señalan que, si bien la región aporta cerca del 4% de las emisiones globales -en gran parte gracias a matrices eléctricas limpias en países como Costa Rica, Uruguay, Chile o Colombia-, el desafío principal radica en descarbonizar las cadenas productivas desde el origen, abordando la huella de los materiales a lo largo de todo su ciclo de vida.

Alianza con la ciencia y la innovación

En este eslabón, la alianza con la ciencia y la innovación en química de materiales -a través de insumos bajos en carbono, formulaciones biobasadas y tecnologías que reducen el uso de cemento y clinker- marca el verdadero punto de inflexión para toda la industria. A modo de ejemplo, la empresa multinacional Dow trabaja en diversos sectores vinculados a la construcción con productos diseñados desde su origen con una matriz sustentable.

A través de su negocio de construcción química, ofrece marcas y líneas de materiales seguros de baja huella de carbono fabricados con energías renovables, soluciones de base biológica (como emulsiones acrílicas derivadas de bioetanol), aditivos para adhesivos cerámicos con menor contenido de cemento y clinker, y emulsiones libres de sustancias restringidas (alquilfenoles etoxilados, amoníaco o formaldehído) con bajo contenido de compuestos orgánicos volátiles (VOC).

Los materiales que elegimos desde la etapa de diseño determinan el impacto ambiental del proyecto a lo largo de todo su ciclo de vida. Por eso, comprender la trazabilidad, la química y la eficiencia de estos insumos es una prioridad estratégica para el sector. El camino hacia una construcción verdaderamente sostenible no admite recetas aisladas ni atajos teóricos: requiere articulación, ciencia aplicada y el compromiso de todos los eslabones de la industria.

(*) Director de Expansión y Crecimiento de América Latina de Green Building Certification Inc. (GBCI).

, Bernardo Barona (*)

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, anticipó que la suma de los proyectos que la petrolera bajo control estatal presentará en los próximos meses ante el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) superará los US$ 150.000 millones. Esas iniciativas estarán vinculadas en particular a las distintas etapas de la plataforma exportadora Argentina LNG, que se encamina a su decisión final de inversión (FID).

Durante su exposición en el X Foro PyMEs Italia-América Latina 2026, realizado en el Palacio Libertad de la Ciudad de Buenos Aires y organizado por ADIMRA junto al Instituto Ítalo-Latinoamericano (IILA), el ejecutivo confirmó además que el proyecto de exportación gasífera sumará un tercer barco para elevar la capacidad de producción a 18 millones de toneladas anuales (MTPA).

El foro abrió con las intervenciones del presidente de ADIMRA, Elio Del Re, junto a autoridades italianas como Giorgio Silli (IILA) y Aurelio Regina (Confindustria). Asimismo, la agenda congregó a mandatarios clave para las inversiones estratégicas, como los gobernadores Rolando Figueroa (Neuquén) y Alberto Weretilneck (Río Negro) en el panel de energía, además de Carlos Sadir (Jujuy), Marcelo Orrego (San Juan) y Raúl Jalil (Catamarca) en el bloque minero.

El impacto del RIGI y la meta de producción hacia 2031

«Con los proyectos que vamos a presentar en los próximos meses alcanzaremos US$ 154.100 millones ingresados al RIGI, lo que va a permitir superar toda la producción histórica de YPF desde 1922 hasta la fecha«, afirmó Marín al analizar el impacto del esquema regulatorio en el desarrollo no convencional de Vaca Muerta.

De concretarse en esos términos, la petrolera estará duplicando los RIGI hasta hoy presentados, que suman US$ 76.000 millones. El primero, por US$ 25.000 millones, corresponde al megaproyecto LLL Oil destinado a la ventana de petróleo no convencional, cuyo desarrollo proyecta la perforación de más de 1.100 pozos para alcanzar un pico de producción exportadora de 240.000 barriles diarios.

La segunda solicitud se enfoca en el segmento del gas natural licuado por un monto de US$ 51.000 millones, dedicado a la construcción del tren de licuación terrestre y las obras de infraestructura de transporte asociadas para viabilizar las exportaciones a escala global.

«El RIGI fue fundamental; sin este marco no hay GNL ni desarrollo pleno del petróleo, porque compensa el costo argentino o logístico por escala», remarcó en una jornada en la que se analizaron las condiciones y oportunidades de un salto de escala para las pymes proveedoras en las cadenas de valor de los hidrocarburos y la minería, entre otros sectores dinámicos de la economía.

Respecto a la magnitud de los montos a ingresar en el régimen de incentivos y las metas de producción de largo plazo, el directivo vinculó la masa de inversión con la escala operativa de la compañía: «Hoy YPF opera 400.000 barriles diarios de petróleo, y hacia 2031 proyectamos alcanzar un volumen consolidado de 2 millones de barriles diarios equivalentes entre petróleo y GNL«, anticipó.

Tercer barco para el Argentina LNG

«Estoy seguro de que vamos a firmar muy prontamente el tercer barco«, aseveró Marín. Con esta incorporación, el proyecto busca escalar hacia una capacidad total de 18 MTPA, es decir 24 MTPA considerando el del consorcio Southern Energy, una cifra que «ubicaría a la Argentina como el sexto exportador global de GNL, muy cerca de potencias consolidadas como Malasia».

El cronograma operativo inmediato, explicó Marín, contempla el despliegue de las primeras unidades flotantes a través del vehículo SESA, que comenzará a exportar a fines del año que viene con una capacidad inicial de 2,4 MTPA, para luego sumar un segundo buque de 3,6 MTPA a fines de 2028. Este esquema garantizará un piso de US$ 2.500 millones anuales en exportaciones, aun en escenarios de precios internacionales bajos.

Al respecto, el presidente de la compañía valoró el consorcio actual: «La decisión de YPF de trabajar junto a ENI y ADNOC fue extraordinaria porque nos complementamos perfectamente: ellos aportan su know-how como expertos en floating LNG y nosotros en el desarrollo no convencional, trabajando a la par en las obras de infraestructura».

La solidez técnica de la propuesta reside en el aprovechamiento de la ventana de wet gas (gas húmedo), lo que permite duplicar los ingresos mediante la extracción de líquidos asociados. La iniciativa contempla enviar al exterior 50 MMm³/d de gas natural junto a 100.000 barriles diarios de condensados —a los que se sumarán otros 100.000 barriles en fases de expansión—, generando divisas por un rango de US$ 10.000 a US$ 12.000 millones anuales durante dos décadas.

Para sostener esta estructura, YPF encabezará un project finance por US$ 29.000 millones a desembolsar en cuatro años, calificado por JPMorgan como el más grande en la historia de Latinoamérica, con miras a rubricar en Buenos Aires la Decisión Final de Inversión (FID) antes de fin de año.

En el plano ejecutivo, la compañía ya cerró la asignación de los cinco bloques acordados con ENI y tiene todos los contratos rubricados, a la espera de una última licitación para la provisión de tuberías. Asimismo, concluyeron las recepciones de ofertas para las instalaciones de procesamiento, incluida la planta principal cotizada entre US$ 8.000 y US$ 10.000 millones, cuyo adjudicatario se conocerá en las próximas semanas.

Este despliegue dará paso en 2027 a una etapa de construcción masiva en la cuenca y en la costa, que incluirá el trazado del gasoducto de SESA, una tubería de 48 pulgadas de diámetro (1,22 metros) sin precedentes en el país, un poliducto dedicado, una planta de separación en Neuquén cuatro veces superior a la mayor existente y una terminal rionegrina de 125 hectáreas.

, Ignacio Ortiz

El gobierno de Neuquén firmó este martes un acuerdo con petroleras de Vaca Muerta para la prefinanciación de rutas estratégicas en la zona de Añelo y Rincón de los Sauces. Se trata de un esquema hasta ahora inédito por el cual las empresas aportarán financiamiento por unos 154,5 millones de dólares, ampliables hasta en un 15%, a través de adelantos de regalías y canon extraordinario de producción.

El acuerdo lo firmó en Buenos Aires el gobernador Rolando Figueroa con la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) y concluye casi siete meses de negociaciones. Ahora deberá pasar a la Legislatura para su ratificación.

Las operadoras que participarán del esquema, aunque con diferentes compromisos de inversión, son YPF, Vista, Pan American Energy, Chevron, Pluspetrol, Shell, Total Austral, Pampa Energía, Tecpetrol, Phoenix, Harbour Energy, Continental Resources, y GeoPark. El listado incluye dos más que cuando se firmó el primer MOU (memorándum de entendimiento, por sus siglas en inglés) a principios de año.

Una de las novedades de esta herramienta es que, a diferencia del esquema del fideicomiso que se acordó para la construcción del bypass de Añelo, aquí las operadoras no serán las encargadas de licitar y ejecutar las obras, sino la Provincia. En una suerte de inversión de roles, el gobierno deberá presentarles a las firmas la certificación de los avances para que las petroleras paguen los montos correspondientes.

La Provincia también elaborará los proyectos ejecutivos para licitar las obras y el acuerdo establece que todas deberán ser «proyectadas, diseñadas y ejecutadas», en la medida que sea factible, considerando el uso potencial de bitrenes y otros vehículos de gran capacidad de carga a lo largo de sus trazas.

El gobierno justificó que los planes de crecimiento de la industria en la zona de Vaca Muerta «requieren de la ejecución de ciertas obras de infraestructura vial en el corto y mediano plazo», así como de otras complementarias, especialmente en materia de repavimentación de rutas provinciales.

Cómo es el esquema de financiamiento

Por el acuerdo, las empresas prefinanciarán una serie de obras priorizadas por el gobierno provincial por hasta 154,5 millones de dólares, que podrá ampliarse hasta en un 15% adicional una vez concluidas las licitaciones.

Los aportes serán imputables a los pagos que deban abonar las operadoras por el producido de los hidrocarburos provenientes de áreas de las cuales sean titulares o respecto de las cuales deban abonar regalías o canon extraordinario de producción.

El convenio detalla que las empresas podrán deducir los aportes de forma automática contra el pago periódico de las regalías y/o canon, pero que esas deducciones tendrán un límite conjunto equivalente al 20% del monto total que corresponda en el mes. Es decir, el 80% restante de las regalías y/o canon extraordinario mensual deberá ser abonado «íntegramente» a la Provincia.

Lo firmado por el gobierno de Rolando Figueroa y la CEPH también deja abierta la posibilidad de que parte de las obras se financien con los peajes a los que puedan estar obligadas las empresas por el uso de la infraestructura vial provincial. Este aspecto resulta, por ahora, menos probable en el corto plazo porque el gobierno aún no avanzó con su instalación en ninguna traza.

En cuanto a los montos que aportará cada compañía, se fijaron en 13 porcentajes para el primer año del acuerdo marco. Según pudo saber este medio, los mayores números recaerán sobre YPF, en primer lugar, seguido por Vista. Entre ambas alcanzarían alrededor de la mitad del financiamiento.

El resto de las empresas aportarían porcentajes de entre el 8% y el 0,3%.

Tanto el mecanismo para definir la distribución de los aportes como el esquema de adelanto de regalías fueron los puntos más discutidos en la negociación.

El acuerdo con las petroleras implicará que el repago de las obras, es decir, la devolución por parte de la Provincia, se haría recién en 30 meses. Figueroa había anticipado en marzo, cunado anunció el entendimiento, que sería en el momento en que se espera el «incremental» de regalías por los proyectos de exportación.

Las rutas que se financiarán

Como había anticipado EN/CLAVE, las obras a ejecutar con este acuerdo son cuatro.

Una es la pavimentación de la Ruta 8, desde el empalme de Ruta 6 hasta el Camino de la Tortuga. La Provincia ya está ejecutando con fondos propios el tramo de la Ruta 6 desde Rincón de los Sauces hasta esa intersección con Ruta 8, en la zona de Crucero Catriel, por lo que, además de sumar asfalto nuevo, se rehabilitará el que actualmente se encuentra deteriorado.

Esto permitirá conectar Neuquén capital con Rincón de los Sauces por pavimento, sin necesidad de pasar por Añelo.

Por otro lado, el convenio incluye la pavimentación y repavimentación de la Ruta 51 (Mari Menuco), entre el empalme con la Ruta 8 y el empalme con la Ruta 17; la repavimentación de la Ruta 8, entre el empalme con la Ruta 51 y el empalme con la Ruta 7, incluida una nueva intersección en el empalme de las rutas 7 y 8; y la repavimentación de la Ruta 7, en el tramo comprendido entre el límite con la provincia de Río Negro y el empalme con la Ruta 8.

En simultáneo a estas obras priorizadas, la Provincia informó que se encuentra ejecutando o ha finalizado con fondos propios el bypass de Añelo -rutas provinciales 7 y 17; la repavimentación de la Ruta 5 (entre las rutas provinciales 6 y 7); la repavimentación de la Ruta 6 (entre los empalmes con la 5 y la 8); la pavimentación y duplicación de la ruta provincial 67; y proyecta la duplicación de calzada en las rutas provinciales 7 y 51.

El acuerdo irá a la Legislatura

El acuerdo firmado hoy será rubricado mediante una ley provincial que será debatida en la Legislatura provincial, según confirmaron fuentes a EconoJournal. El objetivo es poder darle al convenio un marco jurídico que para la industria funcionaría como un respaldo legal que garantice tanto la ejecución de las rutas, como también el repago de las obras.

«Fue algo que propusimos a la provincia ya que consideramos que todo tiene que salir bajo un orden jurídico», explicó en reserva una fuente de la industria.

Al respecto de las negociaciones, participantes de las compañías involucradas comentaron que el acuerdo se gestó considerando las necesidades planteadas por la Provincia de Neuquén: «Todo se consensuó internamente (entre las operadoras). De esta forma, se determinó qué porcentaje de participación tendría cada una de las empresas teniendo en cuenta su acreaje y producción actual y la estimada a futuro», detallaron.

En relación a las diferencias de este convenio con el que permitió construir el Bypass de Añelo, fuentes al tanto de las negociaciones indicaron que esta vez se decidió que sea la provincia la encargada de ejecutar las rutas. «La operadora se tiene que encargar de producir petróleo y gas, no rutas», resaltaron.

, Andrea Durán y Laura Hevia

Es habitual escuchar que la Patagonia tiene «los mejores vientos del mundo». Si bien desde lo técnico no es una expresión tan acertada, la productividad en generación eólica que brindan parques chubutenses, entre otros, es muy alta: el último año, la administradora mayorista del mercado eléctrico, Cammesa, puso en un podio a un complejo del sur de esa provincia por tener un rendimiento de hasta un 80 por ciento. La causa tiende a ser tecnológica, propia de los aerogeneradores, pero también topográfica y específica de la calidad, densidad y persistencia del viento.

Roberto Jones es Licenciado en Geografía, profesor universitario de Climatología y durante años fue parte del Centro Regional de Energía Eólica de la Provincia de Chubut: «Desde una perspectiva técnica nunca nos gustó que se dijera que los patagónicos son los mejores vientos del mundo. Hay algo de marketing en todo esto. Pero sí son vientos excelentes”, afirmó a EconoJournal.

Existe una combinación específica de variables, que no es la misma en todos los sitios de la Patagonia. En el sur de Chubut, Jones describe «una combinación de calidad de viento, densidad y persistencia y una topografía muy adecuada, una pampa sin obstáculos, muy buena para producir energía eólica. A partir de agosto y hasta marzo los vientos del oeste son muy buenos, luego bajan un poco en invierno. La calidad de las máquinas también cuenta. Es una sumatoria de condiciones ideales”.

Últimos podios ventosos

En sus podios, Cammesa calcula el factor de carga sobre la energía posible a generar, es decir, la energía que el parque efectivamente generó más la que se dejó de generar por restricciones de red: en diciembre de 2025, Manantiales Behr, de YPF Luz, registró así un factor de carga de 80,2%. Pero no fue un mes aislado: en los últimos cinco informes, el podio eólico del país quedó siempre en manos de parques patagónicos, con nombres que rotaron. Manantiales Behr, Kosten, Garayalde, Bicentenario y Loma Blanca I, II y III.

Estos últimos, en el norte de la provincia de Chubut, propiedad de Goldwind, tienen los últimos podios de factores de carga a junio 2026. “Ahí el viento es otro, menos intenso, pero más persistente y constante. Eso favorece el factor de carga, porque hay un viento constante más horas en el día y más días en el año; aunque sea menor la velocidad, el porcentaje de horas en el año en que la máquina es capaz de generar a plena cargase cumple”, aclara Jones.

Para tomar dimensión de lo alto que están estos podios patagónicos: el factor de carga eólico promedio mundial a 2024 rondó el 35%, según la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA).

Vientos del oeste

Detrás de esa persistencia hay una explicación de escala global. Jones dice que la región está bajo la influencia de los vientos del oeste que se originan en el Pacífico, con un núcleo cercano a la Isla de Pascua: el carácter marcadamente oceánico del hemisferio sur sostiene esa dirección de viento de forma muy estable.

Y está la estacionalidad: los vientos pierden algo de intensidad en el invierno austral y la recuperan en verano, a medida que los cinturones de alta y baja presión se desplazan con las estaciones. “Si se mira el promedio anual, los vientos patagónicos son mucho más marcados en una época del año y más tranquilos en otra. Tiene que ver con la circulación global del viento”, precisa Jones. 

De ahí que los factores de carga difieran de una estación a otra y que parques eólicos con podios muy altos luego exhiban promedios de indicadores más moderados.

Jones es cauto respecto a cuánto se sabe realmente sobre por qué esta zona muestra tan altos factores de capacidad. «No conozco estudios al respecto», dice sobre el fenómeno de los factores de carga elevados: lo describe como algo observado, casi anecdótico, sin una investigación sistemática detrás, «es una linda perspectiva para investigar».

Y agrega: “Muchas veces se dicen cosas que no son; es cierto que Patagonia tiene muy buenos vientos, pero si ves los de Costa Rica, donde hay presencia de vientos alisios con comportamiento monzónico, que rotan su dirección en unos 180 grados entre una estación y la otra con muy buenas velocidades, ahí las máquinas trabajan todo el tiempo e incluso tienen sobrecalentamiento, porque no paran. Esos sí son los mejores vientos del mundo”.

Sobre la producción de energía con el recurso eólico patagónico, Jones destaca la interrupción en capacidad de transporte: “El incremento en potencia instalado en la provincia de Chubut se ha detenido por la estrangulación a partir de Puerto Madryn, donde la capacidad de transporte quedó colmada en 2022 o 2023”.

, María Eugenia Rodríguez

El desarrollo de la infraestructura no convencional en Vaca Muerta comenzó a incorporar alternativas de ingeniería local para optimizar los tiempos de montaje y reducir los costos de mantenimiento por degradación del material. En ese escenario, la compañía neuquina Zoxi desplegó una línea de producción de cañerías flexibles —reinforced enrollables, según la descripción que realizan en la empresa— que compiten en aplicaciones clave con el acero tradicional, un segmento en el que hoy se posiciona como el único fabricante nacional y sudamericano con esta oferta tecnológica.

Con 25 años de trayectoria en el sector, Zoxi inició su actividad enfocada en el desarrollo de soluciones anticorrosivas para la industria del petróleo y del gas. Tras sumar certificación ISO 9001 en el 2000 y habilitar plantas operativas en la Patagonia, la firma concretó en 2018 el montaje de una unidad industrial específica en la localidad pampeana de 25 de Mayo dedicada a la extrusión de termoplásticos de alta resistencia, cuyas primeras unidades salieron al mercado en 2020.

El producto, denominado Z-FleX, consiste en una cañería de polietileno modificado que incorpora un refuerzo estructural de fibra de aramida (Kevlar). Esta combinación otorga al ducto una resistencia mecánica equivalente a la del metal pero elimina por completo los efectos del óxido y los agentes corrosivos presentes en los fluidos de producción, un problema histórico que genera millonarias erogaciones anuales en reparación y recambio de tuberías.

En términos operativos, los tubos flexibles se producen en diámetros de 2, 3, 4 y 6 pulgadas, soportan presiones operativas de hasta 4.000 PSI y toleran temperaturas de trabajo de hasta 130°C. Asimismo, presentan una vida útil estimada en 25 años y cuentan con la acreditación bajo la norma API-15S emitida por el American Petroleum Institute, la especificación técnica internacional que regula la utilización de tuberías plásticas reforzadas en la industria petrolera.

El reemplazo del acero en ductos de petróleo , gas y fluidos

Una de las principales ventajas operativas radica en el proceso de logística e instalación en campo. Al ser despachados en bobinas y carreteles de gran longitud, los conductos permiten realizar tendidos de hasta 3.000 metros diarios, reduciendo la necesidad de uniones soldadas, el uso de maquinaria pesada y el número de horas hombre en locación, factores que aceleran la puesta en marcha de los bloques productivos en la formación Vaca Muerta.

Para sostener el estándar del proceso de fabricación, la firma trabaja con insumos provistos por compañías globales como Dow y DuPont, y dispone en la Patagonia del laboratorio propio Z-TEC, dedicado al ensayo e investigación de polímeros. La planta de 25 de Mayo demandó desembolsos de capital por cerca de US$ 30 millones y funciona de manera continua en esquemas de 24 horas durante seis días a la semana.

La demanda de esta tecnología responde a la necesidad del sector de acompañar el incremento proyectado en los volúmenes de extracción de crudo y gas natural. En un contexto en el que estimaciones sectoriales señalan que las inversiones en obras de transporte ascenderán a entre US$ 15.000 y US$ 20.000 millones, la ampliación de los tendidos secundarios de recolección en boca de pozo permite evitar cuellos de botella.

La nómina de clientes de la proveedora patagónica abarca a operadoras y empresas de servicios que actúan en los yacimientos locales, entre las que figuran YPF, Pan American Energy (PAE), Pampa Energía, Pluspetrol, Vista Energy, TotalEnergies, Phoenix Global Resources, PECOM, PETSA y Oldelval. Apoyada en este nivel de actividad, la empresa opera con una plantilla inferior a los 200 empleados, prevé una facturación cercana a los US$ 70 millones para los próximos doce meses y proyecta un margen de rentabilidad operativa (EBITDA) en torno al 30%.

En forma paralela a la actividad en hidrocarburos, la compañía prevé utilizar la capacidad técnica de coextrusión desarrollada para sus cañerías con el objetivo de responder a la demanda de proyectos en la industria minera. Los requerimientos de transporte de fluidos severos en yacimientos de cobre y litio constituyen un mercado de diversificación para los tubos termoplásticos, en el marco del proceso de reactivación que atraviesan los proyectos metalíferos en las provincias cordilleranas.

, Redacción EconoJournal

«Tenaris opera en Argentina desde hace más de 70 años, en los cuales no ha suministrado productos o servicios para proyectos de producción de petróleo y gas en las Islas Malvinas”, aseguró a EconoJournal Andrea Previtali, presidente de la empresa.

La declaración adquiere relevancia porque Tenaris es la mayor proveedora de tubos para la industria petrolera del mundo con casi un 30% del mercado y participa del segmento de servicios especiales tras la compra de activos de la estadounidense Baker Hughes en 2021.

El ejecutivo agregó además que “la compañía no mantiene vínculos comerciales con los proyectos alcanzados por las medidas anunciadas recientemente por las autoridades argentinas”.

El Grupo Techint se desmarcó de este modo del desarrollo offshore que impulsan Rockhopper y Navitas en el norte de las Islas Malvinas, en línea con las declaraciones que en las últimas horas formularon las principales compañías internacionales de servicios petroleros, como SLB, Halliburton, Baker Hughes y DLS Archer firmas que descartaron de manera explícita cualquier tipo de participación o prestación de servicios.

El alineamiento responde al endurecimiento normativo dispuesto por el gobierno de Javier Milei mediante el Decreto 868/2026. La norma agilizó la aplicación de las sanciones previstas en la Ley 26.659 para aquellas empresas, contratistas o proveedoras que intervengan sin autorización oficial en actividades hidrocarburíferas dentro de la plataforma continental argentina. 

La apuesta de Tenaris por Vaca Muerta

Tenaris está enfocada en apuntalar el desarrollo de Vaca Muerta. Previtali aseguró el año pasado  en la Argentina Oil & Gas Expo que la meta de duplicar la producción en la formación no convencional no es solo un número: “Si cumplimos con este plan, pasaremos a tener una importancia que es parecida a la de un país como Noruega, uno de los más importantes players por lo menos para Europa. Entonces, estamos en una situación donde tenemos retos, pero también oportunidades para desarrollar muchas cosas, inclusive la industria que es algo necesario y tendrá también una posibilidad de desarrollo”.

El presidente de Tenaris Cono Sur subrayó que el «know-how» industrial de la compañía, basado en la mejora continua y el análisis metódico, fue transferido con éxito a la operación en el campo. «Tenemos centenares de ingenieros que pasan tiempo en medir cómo mejorar el segundo en cada tramo. Cuando entramos en la operación de fracking, lo primero que hicimos fue mandar a este team de gente que tiene competencias específicas a ver cómo era la organización del tiempo, del trabajo, de todos los ciclos de producción de cada fase. Y ahí encontramos oportunidades de mejora, empezando de un nivel mucho más superficial”.

“En cuatro o cinco años, con este approach muy metódico, muy ingenierístico, muy industrial de eficiencia continua, logramos lanzar un proyecto de mejora de la productividad. Logramos llegar al nivel de performance y de reliability que son comparables a los primeros, la best in the class en el servicio de fracking», destacó.

, Redaccion EconoJournal

Nucleoeléctrica Argentina cumple 32 años como operadora de las tres centrales nucleares del país y atraviesa una nueva etapa orientada a ampliar su actividad hacia el mercado internacional, a partir de la exportación de servicios nucleares especializados.

Desde su creación en 1994, la compañía estuvo vinculada a la operación de las centrales Atucha I y Embalse, completó la construcción de Atucha II y llevó adelante la extensión de vida de la Central Nuclear Embalse. Actualmente, uno de sus principales proyectos es la extensión de vida de Atucha I.

Ese recorrido permitió a la empresa desarrollar capacidades técnicas y operativas en proyectos de alta complejidad, que ahora busca trasladar a una nueva unidad de negocios. La propuesta contempla la prestación internacional de servicios de ingeniería, mantenimiento, fabricación de componentes y capacitación de profesionales.

En agosto, el Directorio de Nucleoeléctrica aprobó una nueva estructura organizacional destinada a acompañar el desarrollo de sus unidades de negocio, con especial atención en la exportación de servicios nucleares especializados. La decisión formalizó dentro de la estructura de la compañía una actividad que ya venía desarrollándose y estableció una organización específica para ofrecer esas capacidades en otros mercados.

“Durante más de cinco décadas la Argentina acumuló conocimiento técnico, operativo y humano que hoy tiene valor en el mercado internacional. Ese reconocimiento no se declara, se gana operando bien todos los días. Ese es nuestro mayor activo”, señaló el presidente de Nucleoeléctrica, Juan Martín Campos.

De Embalse a la extensión de vida de Atucha I

Una parte central de las capacidades que la compañía busca internacionalizar está vinculada con la gestión de grandes proyectos nucleares. Nucleoeléctrica llevó adelante la extensión de vida de la Central Nuclear Embalse, la primera experiencia de este tipo realizada sobre una central nuclear argentina. El proyecto permitió habilitar un segundo ciclo operativo de 30 años.

En la actualidad, la compañía desarrolla un proceso similar en Atucha I, la primera central nuclear de América Latina, con el objetivo de extender su operación por otros 20 años. El proyecto comprende trabajos de ingeniería, modernización y reemplazo de componentes y sistemas de la instalación.

A estos antecedentes se suma Atucha II, cuya construcción fue completada por Nucleoeléctrica. Con una potencia de 745 MW, es actualmente la central nuclear de mayor potencia del país.

La empresa también avanza con infraestructura complementaria para el complejo nuclear de Atucha. Entre los proyectos en ejecución se encuentra el sistema de almacenamiento en seco de combustible gastado de Atucha II, una instalación desarrollada con ingeniería nacional que apunta a acompañar la continuidad operativa de la central en el largo plazo.

Capacidades especializadas y experiencia internacional

La nueva estrategia comercial se apoya además en conocimientos específicos desarrollados por la compañía a lo largo de su trayectoria. Nucleoeléctrica desarrolló soluciones para centrales de tecnología CANDU y participó en proyectos y servicios vinculados con instalaciones nucleares de distintos países. Entre sus capacidades se encuentra el retubado de reactores, una de las intervenciones de mayor complejidad técnica dentro de la industria nuclear.

La experiencia acumulada en operación, mantenimiento, ingeniería y ejecución de grandes proyectos constituye la base de la propuesta de servicios que la empresa busca llevar al exterior. El objetivo es aprovechar esas capacidades en un contexto internacional en el que distintos países evalúan la extensión de vida de sus centrales existentes. Una parte de la flota nuclear mundial se aproxima al final de sus ciclos operativos originales, lo que genera demanda potencial para trabajos de modernización, mantenimiento, ingeniería y extensión de vida.

En ese escenario, Nucleoeléctrica busca posicionar la experiencia desarrollada en las centrales argentinas como una oferta de servicios para otros operadores e instalaciones nucleares, sumando una nueva dimensión a su actividad histórica como generadora de electricidad, según detallaron desde la empresa.

, Redaccion EconoJournal