Peter Lamelas remarcó en AmCham que la tecnología china en Vaca Muerta atenta contra la seguridad de datos y condiciona la llegada de inversiones extranjeras a la cuenca.
El embajador de los Estados Unidos en la Argentina, Peter Lamelas, lanzó una contundente advertencia dirigida a las empresas y gobiernos locales sobre la utilización de infraestructura tecnológica provista por compañías chinas en torno a las operaciones de Vaca Muerta. Lo hizo este jueves durante su disertación, ante ejecutivos y funcionarios, en el Summit Amcham 2026, de la Cámara de Comercio de los Estados Unidos en la Argentina.
El diplomático, quien asumió formalmente sus funciones a comienzos de noviembre, explicitó en el encuentro político y empresarial que la inclusión de este tipo de equipos atenta contra la atracción de capitales internacionales para el desarrollo no convencional y planteó de manera directa que el resguardo de la información crítica forma parte intrínseca de la agenda de seguridad de ambos países.
«La seguridad energética de los datos es seguridad nacional de ambos países. Empresas estadounidenses y del mundo quieren entrar en la Argentina, pero necesitan garantías que sus datos son protegidos y están en redes de confianza. China exige a sus empresas que le den al Estado chino acceso a cualquier dato que pasa por su tecnología y sus redes de AI», planteó Lamelas en la apertura del evento.
En ese sentido, el diplomático explicitó y advirtió a funcionarios y empresarios con intereses en el sector energético: «Entienda eso. Cualquier dato que pasa por su tecnología y sus redes de AI, es todo controlado por el Partido Comunista Chino. Esto no vale y tampoco va a ayudar a atraer inversores extranjeros a Vaca Muerta«.
La postura planteada por el representante de Washington escala una controversia con antecedentes inmediatos en la provincia del Neuquén, tal como viene informando EconoJournal. La diplomacia estadounidense mantiene la lupa sobre el acuerdo celebrado por la Cooperativa Agua y Luz de Neuquén (CALF) para desplegar infraestructura de telecomunicaciones y fibra óptica junto a la tecnológica china Huawei en la capital provincial, un punto clave por su conectividad operativa con la Cuenca Neuquina.
El entredicho también trasladó la tensión política al gobierno provincial encabezado por Rolando Figueroa y a la Legislatura neuquina, donde ayer los proyectos presentados para repudiar las presiones de la Embajada de Estados Unidos contra el acuerdo de la cooperativa CALF con Huawei no consiguieron tratamiento sobre tablas y fueron girados a comisión para su análisis.
Lamelas puso inversiones y financiamiento sobre la mesa
«Pregúntense -continuó Lamelas en discurso que tuvo eje central en la ciberseguridad- por qué en uno de los países más capitalistas y más libre en el mundo, los Estados Unidos, no se puede comprar ni vender equipos de Huawei. No hay duda que las empresas de los Estados Unidos son líderes globales de seguridad y transparencia, y esas empresas de los Estados Unidos no usan tecnología crítica de China».
Durante su disertación, el embajador de EE. UU. relacionó la protección de datos con la seguridad nacional y reiteró la disponibilidad de financiamiento para proyectos estratégicos.
Tras ese abordaje tecnológico, el Embajador se refirió al Acuerdo de Comercio e Inversión Recíprocos (ARTI – Agreement on Reciprocal Trade and Investment firmado por ambos países a comienzos de febrero. «Este acuerdo facilita el comercio bilateral y deduce aranceles mutuos a casi 1.700 líneas de productos. Además, tienen financiamiento de DFC y EximBank para proyectos de energía, minería y posiblemente ahora tecnología. Además de este financiamiento, en la embajada trabajamos codo a codo con estas dos organizaciones para destrabar todos los financiamientos públicos y privados», aseguró.
«Seguimos muy de cerca cada proyecto y confirmo que plenamente van a ser muchos resultados grandes por venir -auguró previó a una advertencia-. La pregunta ya no es si Argentina va a convertirse en una potencia energética. La verdadera pregunta es ¿quién va a ser parte de esta transformación?«
En la continuidad de ese planteo, Lamelas arengó que «en los próximos 30 años la energía que va a mover el mundo vendrá de aquí mismo, de Vaca Muerta. Estamos decidiendo hoy el futuro de Vaca Muerta y el futuro de Argentina. Por favor, no pierdan esta oportunidad. Si ustedes están en el sector tecnológico, traigan soluciones ahora. Si tienen experiencia, úsenla. Si no, compártanla. Si tienen capital, es el momento de invertir. Y si necesitan el respaldo de la embajada, avísennos. Estamos aquí para apoyarlos».
Por último, el representante estadounidense destacó la importancia de la capacitación técnica local frente al volumen de actividad que se proyecta en la cuenca. «Para construir este futuro necesitamos formar talento del mañana. Argentina tiene profesionales extraordinarios, pero el crecimiento que viene es enorme. Exige mucho más. Hay incentivos de educación en tecnología y AI, como el Instituto de Vaca Muerta. Y clases en tecnología y AI están dadas gratis por compañías como Cisco. Desde la embajada nosotros estamos comprometidos en facilitar esa capacitación a los jóvenes profesionales argentinos», concluyó.
El procedimiento de CAN_200 se origina en una manifestación de interés presentada por Challenger Energy Group PLC.
Hace pocas semanas señalábamos en EconoJournal que la exploración offshore argentina se encontraba frente a una nueva oportunidad. La incorporación de la actividad costa afuera al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), la experiencia acumulada durante la primera ronda offshore y el renovado interés internacional por el Atlántico Sur conformaban un escenario diferente para una actividad caracterizada por elevados niveles de inversión, riesgo geológico y largos períodos de maduración.
El Decreto 590/2026 introduce ahora un elemento adicional y particularmente relevante: la decisión del Poder Ejecutivo Nacional de avanzar con un nuevo Concurso Público Internacional para adjudicar un permiso de exploración sobre el área CAN_200, ubicada en la Cuenca Argentina Norte.
La decisión merece ser analizada porque constituye una señal concreta de reactivación de la política exploratoria offshore argentina y una característica especialmente interesante del nuevo proceso es su origen.
Manifestación de interés de Challenger Energy Group
A diferencia del Concurso Público Internacional Costa Afuera N.º 1 de 2018, mediante el cual el Estado Nacional definió un conjunto amplio de áreas que posteriormente fueron ofrecidas al mercado, el procedimiento de CAN_200 se origina en una manifestación de interés presentada por Challenger Energy Group PLC.
Concretamente, el 14 de febrero de 2025, Challenger presentó ante el Estado Nacional una manifestación de interés, invocando el artículo 46 de la Ley 17.319, para obtener un permiso de exploración sobre un área de aproximadamente 5.000 km² de la Cuenca Argentina Norte, bajo jurisdicción nacional. La empresa definió la ubicación geográfica de esa nueva área CAN_200 que está situada en el sector norte de la Cuenca Argentina Norte, próximo al límite marítimo con Uruguay, en continuidad con el corredor exploratorio del offshore uruguayo.
El mecanismo encuentra sustento en el artículo 46 de la Ley 17.319, que permite que cualquier persona presente ante la autoridad competente una propuesta solicitando la adjudicación de un permiso de exploración o concesión de explotación respecto de áreas determinadas.
La existencia de una iniciativa privada no implica, naturalmente, una adjudicación directa. Precisamente allí radica uno de los aspectos relevantes del sistema: recibida una propuesta que resulte de interés, el Estado debe someter el área a un procedimiento competitivo. El Decreto 590/2026 instruye por ello a la Secretaría de Energía a convocar a un Concurso Público Internacional, preservando expresamente los principios de concurrencia y transparencia.
Este mecanismo puede adquirir especial importancia para el futuro del offshore argentino. En una actividad donde las empresas realizan permanentemente estudios regionales, interpretan información sísmica y comparan oportunidades exploratorias entre distintas cuencas del mundo, permitir que el interés concreto de una compañía pueda activar un procedimiento competitivo constituye una herramienta potencialmente valiosa para dinamizar nuevas inversiones sin necesidad de esperar el lanzamiento de grandes rondas exploratorias.
De la ronda de 2018 a un esquema más dinámico
La experiencia del Concurso Costa Afuera N.º 1 dejó resultados relevantes. En 2019 se adjudicaron dieciocho áreas distribuidas entre las cuencas Argentina Norte, Austral y Malvinas Oeste, incorporándose compañías internacionales con amplia experiencia offshore y compromisos significativos de inversión.
Ese proceso permitió reactivar campañas sísmicas, ampliar considerablemente el conocimiento geológico del Mar Argentino y concretar, años después, la perforación del pozo Argerich-1, el primer pozo exploratorio en aguas ultraprofundas del país.
El resultado geológico de Argerich-1 no confirmó un descubrimiento comercial, pero la exploración petrolera difícilmente pueda analizarse a partir del resultado de un único pozo. Cada campaña sísmica y cada perforación incorporan información que permite reducir incertidumbre y mejorar la comprensión de cuencas todavía poco exploradas.
La nueva licitación de CAN_200 debe interpretarse dentro de ese proceso. No se trata de comenzar nuevamente, sino de continuar construyendo conocimiento sobre una cuenca que todavía tiene un grado de exploración relativamente bajo y cuyo potencial continúa siendo analizado por la industria.
También existe una dimensión regional que merece atención. Mientras Argentina atravesó períodos de menor actividad licitatoria, Uruguay mantuvo una política sostenida de promoción de su offshore y logró atraer a importantes compañías internacionales. La comparación resulta particularmente relevante porque ambos países comparten sistemas geológicos del margen atlántico y compiten, en definitiva, por una misma fuente: el capital exploratorio internacional.
Las compañías petroleras asignan anualmente presupuestos limitados de exploración entre distintas oportunidades alrededor del mundo. El potencial geológico es determinante, pero no es el único factor considerado. También inciden la estabilidad regulatoria, el régimen fiscal, los plazos administrativos, la disponibilidad de información geológica y la previsibilidad contractual.
Por ello, el Decreto 590/2026 incorpora otra señal significativa al autorizar que el permiso de exploración y la eventual concesión de explotación contemplen cláusulas de prórroga de jurisdicción a favor de tribunales arbitrales internacionales. En proyectos de largo plazo y elevada exposición de capital, este tipo de instrumentos puede contribuir a reducir la percepción de riesgo jurídico.
La combinación entre competencia internacional, previsibilidad contractual y mecanismos adecuados de solución de controversias puede convertirse así en un elemento adicional para mejorar la posición argentina frente a otros destinos exploratorios.
El desafío ambiental continúa vigente
La reactivación del offshore también obliga a mantener presente la dimensión ambiental. La experiencia reciente demostró que la viabilidad de los proyectos no depende exclusivamente de la existencia del recurso o de las condiciones económicas. La evaluación ambiental, la disponibilidad de información científica, los mecanismos de participación pública y la comunicación con las comunidades potencialmente involucradas forman parte de la construcción de legitimidad de este tipo de proyectos.
Argentina ya transitó una experiencia importante durante las campañas sísmicas y la perforación de Argerich-1. Esa experiencia debería utilizarse para mejorar los procedimientos futuros, evitando que cada nuevo proyecto vuelva a comenzar desde cero las discusiones técnicas, ambientales e institucionales.
La previsibilidad que demanda la industria debe alcanzar también a los procedimientos ambientales.
Reglas claras, estándares exigentes y procedimientos administrativos con plazos razonables no constituyen objetivos contrapuestos. Por el contrario, son componentes necesarios de una política offshore sostenible en el largo plazo.
Del interés a la inversión
El Decreto 590/2026 constituye, por ahora, el inicio de un proceso. Será el Pliego de Bases y Condiciones el que permita conocer aspectos esenciales del concurso: los compromisos mínimos de inversión, los antecedentes técnicos y financieros exigidos, los criterios de adjudicación, el programa exploratorio, el régimen aplicable a las regalías y las restantes condiciones económicas y contractuales. Allí se definirá buena parte de la competitividad efectiva de la convocatoria.
Pero existe una señal previa que resulta positiva: después de varios años, una nueva área de la Cuenca Argentina Norte será sometida nuevamente a competencia internacional y el procedimiento no surge exclusivamente de una decisión administrativa, sino de una manifestación concreta de interés empresario.
La exploración offshore necesita continuidad. Una ronda exitosa cada varios años difícilmente resulte suficiente para construir una nueva frontera exploratoria. Las cuencas requieren sucesivas campañas, adquisición de información, nuevas interpretaciones geológicas y compañías dispuestas a asumir riesgo exploratorio.
El mecanismo utilizado para CAN_200 podría ofrecer una alternativa para avanzar hacia un esquema más dinámico, en el cual nuevas iniciativas privadas permitan identificar oportunidades y activar procedimientos competitivos cuando exista interés real del mercado.
Como señalamos anteriormente, el offshore argentino dispone de recursos potenciales, experiencia operativa y conocimiento técnico. La incorporación de la actividad al RIGI agregó incentivos para las grandes inversiones.
La convocatoria de CAN_200 incorpora ahora una pieza adicional: volver a poner áreas en el mercado. El verdadero desafío será que no constituya un hecho aislado sino en el comienzo de una nueva etapa de la exploración offshore argentina.
(*) Mg. Abog. Especialista en regulación energética y sustentabilidad.
Durante el AmCham Summit, González ratificó que el Gobierno avanzará en la modificación del Régimen de Zona Fría y estimó que la reducción anual de subsidios estará en torno al 0,55% del PBI.
El secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, anunció este jueves que Vaca Muerta duplicó sus recursos técnicamente recuperables de petróleo y alcanzó los 30.000 millones de barriles. El dato surge de un nuevo estudio encargado por la Secretaría de Energía al Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), el cual actualizó estimaciones que no se revisaban de manera integral desde hacía 15 años y confirmó un volumen equivalente a un siglo de producción al ritmo actual.
El anuncio tuvo lugar en AmCham Summit 2026, el principal encuentro empresarial del país organizado por la Cámara de Comercio de los Estados Unidos en la Argentina. Durante la jornada, centrada en la integración y el desarrollo de la energía federal, líderes del sector público y privado debatirán sobre la necesidad de consolidar infraestructura de transporte, potenciar las exportaciones hidrocarburíferas y establecer marcos regulatorios previsibles para transformar el potencial del shale en divisas sostenibles.
La apertura institucional del evento estuvo a cargo de Mariana Schoua, presidenta de AmCham Argentina y CEO de Aconcagua Energía Generación. Tras esas palabras de bienvenida, la jornada comenzó con la exposición del embajador estadounidense Peter Lamelas, quien remarcó que la seguridad energética y de datos constituye un eje fundamental de la seguridad nacional para la Argentina y los Estados Unidos, y advirtió que contar con tecnología China «no va a ayudar a atraer inversores extranjeros a Vaca Muerta«.
En el primero de los paneles energéticos, González dio a conocer los datos del último informe sobre el potencial hidrocarburífero del país. «La Secretaría de Energía le pidió al IAPG que hiciera un estudio de los recursos técnicamente recuperables de petróleo y el número dio 30.000 millones de barriles; es prácticamente el doble de la última estimación que teníamos de hace 15 años«.
Al respecto, el funcionario explicó que el incremento responde a la expansión territorial de la cuenca, un mayor espesor útil de la roca y los avances tecnológicos en el factor de recobro, al tiempo que remarcó la urgencia de acelerar su desarrollo: «Un barril perdido de petróleo hoy no es que lo recuperás mañana, ese barril lo perdiste; si lo recuperás dentro de 100 años, vale cero», dijo al resaltar la importancia del nuevo dato.
El Secretario Coordinador resaltó que el RIGI es una «historia de éxito» para Vaca Muerta que permitirá viabilizar proyectos marginales y acelerar las obras de infraestructura clave para el sector.
En cuanto al reordenamiento de los esquemas de subsidios y la política tarifaria, González ratificó la intención del Ejecutivo de avanzar en la modificación del Régimen de Zona Fría, que cuenta con media sanción de la Cámara de Diputados. Al respecto calificó el marco actual como «una aberración» por haber incluido a localidades sin temperaturas extremas y por subsidiar la totalidad de la boleta. «Es una ridiculez absoluta que lamentablemente es una ley con la que hemos tenido que lidiar; no tiene ningún sentido que un jubilado en La Matanza esté subsidiando al dueño de un departamento para alquilar en Mar del Plata».
«Lo que estamos tratando de hacer con esto no es tanto el ahorro -argumentó-, menos ahora que el invierno ya pasó, así que el ahorro este año es muy chiquito. Sino solucionar un problema estructural que ya tiene 5 años y que no tiene ningún sentido. Todo lo que hacemos es para transparentar el costo de la energía y que todo el mundo sepa y tenga señales de precios para moderar su consumo, el residencial y el industrial y que cada uno pague lo que corresponde y que después el gobierno nacional decide quien necesita un subsidio».
El Gobierno prevé que la meta del gasto en subsidios será de 0,55% del PBI
Sobre la meta de reducción del gasto público en subsidios, reconoció que «el período invernal demandó mayores desembolsos a los previstos por la suba del GNL y la menor hidraulicidad inicial, pero de igual manera los subsidios en el año rondarán el 0,55% del PBI«. En la actualidad el subsidio de energía eléctrica es un poco más del 60% del costo de energía, y en el invierno es el 75% del costo del gas. «La pregunta a largo plazo es si tiene más sentido bajar la cantidad de gente subsidiada o bajar el subsidio a aquellos que están subsidiados. La respuesta, posiblemente, sea una combinación de las dos cosas», planteó.
No obstante, González remarcó que el objetivo de fondo de la política eléctrica es reducir de manera sustancial el costo de generación. «El verdadero desafío, que no tengo ninguna duda que la Argentina lo va a lograr, es que de los 75, 80 u 85 dólares de hoy debiéramos bajar a los 60 y a los 50 porque los recursos los tenemos«. En esa línea, agregó que «las empresas licenciatarias que regulamos ya tienen sus tarifas reacomodadas, lo que va a permitir exigirles una mejora de calidad del servicio porque ya no tienen más el problema de tarifas pisadas».
En el bloque dedicado a la regulación del sector hidrocarburífero, el secretario enfatizó la consolidación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) como el catalizador para acelerar las obras clave del sector: «El RIGI es claramente una historia de éxito que está impactando positivamente en Vaca Muerta«. Como ejemplo, ponderó el financiamiento del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y la aplicación del régimen al upstream: «A cada proyecto le pedimos que nos muestre su plan pre-RIGI y post-RIGI; nos permite ver que hay partes de los campos que son más marginales y que sin el RIGI no hubieran sido desarrollados».
Mariana Schoua, presidenta de AmCham Argentina, durante la apertura del Summit 2026 remarcó la importancia de consolidar marcos regulatorios previsibles para la inversión y el desarrollo energético.
Por último, remarcó un cambio de paradigma en la gestión oficial al abandonar el concepto de «autosuficiencia» para enfocar la regulación en la libre competencia y la exportación masiva. En ese sentido, resaltó que «salimos de esa visión chiquitita de administración de la escasez para gestionar la abundancia» y celebró la conducta del mercado durante las recientes fluctuaciones internacionales: «Por primera vez la industria se autorreguló y el precio del petróleo en la Argentina estuvo en línea con la paridad de exportación sin que hayamos tenido que intervenir».
En materia de infraestructura de transporte y distribución eléctrica, el funcionario destacó el llamado a licitación de la obra AMBA I como un paso urgente para aliviar a un sistema resentido por años de falta de inversión. «Es la primera vez que se hace, es una concesión de obra pública para una obra de tendido de líneas y aumento de capacidad de transformación; tenemos una red que está estresada de forma permanente y la necesidad de incrementar la potencia disponible en todo momento«.
El presidente de IMPSA, Jorge Salcedo, y el presidente de CORPOELEC, Juan Crisóstomo Fernández, rubricaron el acuerdo definitivo para reactivar 672 MW eléctricos en dos represas en Venezuela en un acto encabezado por la presidenta Delcy Rodríguez.
IMPSA rubricó este miércoles el contrato definitivo con CORPOELEC de Venezuela para la rehabilitación y modernización de las represas hidroeléctricas Tocoma y Macagua. La empresa argentina controlada por el consorcio estadounidense Industrial Acquisitions Fund (IAF) trabajará para instalar un total de 672 MW eléctricos en un plazo de 24 meses, como parte de un máster plan que en futuras etapas contempla sumar hasta 2640 MW de capacidad entre ambas centrales.
El contrato suscrito en Venezuela constituye la primera operación comercial importante de la empresa en su negocio hidroeléctrico tras el ingreso de IAF como accionista controlante en 2025 y la homologación definitiva en mayo de este año del acuerdo con los acreedores para reestructurar una deuda de casi US$ 600 millones. IMPSA también apuesta fuerte por el negocio de exportación de grúas y de componentes para centrales nucleares, con Estados Unidos como principal mercado.
Los principales ejecutivos de IMPSA se reunieron con la presidente de Venezuela, Delcy Rodríguez, la ministra de Finanzas, Anabel Pereira Fernández, el ministro de Energía, Rolando Alcalá, el ministro de Obras Públicas, Juan José Ramírez y el presidente de CORPOELEC, Juan Crisóstomo Fernández, para firmar el acuerdo final para la rehabilitación y modernización de la infraestructura hidroeléctrica de Tocoma y Macagua.
Por parte de IMPSA estuvieron presentes Jorge Salcedo, presidente, Juan Manuel Dominguez, vicepresidente, Pablo Magistocchi, gerente general y Mario Croce, director de negocios.
El máster plan entre IMPSA y CORPOELEC en Venezuela
La central hidroeléctrica Manuel Piar quedó sin finalizar en la Represa de Tocoma en Venezuela.
El contrato firmado es por la primera etapa para rehabilitar 672 MW en 24 meses. En sucesivas etapas podrían firmarse contratos hasta alcanzar un total de 2640 MW entre ambas centrales, los cuales estarán compuestos por 2160 MW en Tocoma y 480 MW en Macagua, transformando este proyecto en la obra hidráulica más importante de América Latina.
La primera etapa implica la recuperación de 432 MW en Tocoma, mediante la rehabilitación de las Unidades 1 y 2, y de 240 MW en Macagua, a través de las Unidades 4, 5 y 6.
Como primer hito de ejecución de este plan, IMPSA se ha comprometido a reactivar e incorporar 160 MW al Sistema Eléctrico Nacional en un plazo de 90 días, post firma del contrato final, mediante la puesta en servicio de las Unidades 5 y 6 de Macagua.
Esta intervención permitirá obtener resultados concretos en el corto plazo y generará un impacto positivo para la reactivación de la economía del país y la puesta en funcionamiento de un sistema eléctrico seguro y confiable.
Paralelamente a la inyección de los 160 MW, IMPSA comenzará la obra civil y electromecánica para acelerar la rehabilitación de Tocoma, cuya primera fase contempla la puesta en funcionamiento de las Unidades 1 y 2, lo que permitirá recuperar 432 MW de capacidad de generación en un plazo de 24 meses.
En lo que respecta a Macagua, luego de la primera intervención, se sumarán en un plazo de 12 meses 80 MW adicionales, con la rehabilitación de la unidad 4, generando así un total de 240 MW de capacidad de generación.
La turbulenta historia del proyecto hidroeléctrico en Tocoma y su impacto en IMPSA
La firma del contrato entre IMPSA y CORPOELEC marca la reactivación y la la oportunidad más concreta de finalización de un proyecto hidroeléctrico que lleva más de una década paralizado por la crisis económica venezolana.
El proyecto de la central hidroeléctrica Manuel Piar en la represa de Tocoma contempla la instalación de diez turbinastipo Kaplan de 223 MW a ser provistas por IMPSA. De hecho, la empresa radicada en Mendoza llegó a fabricar y despachar dos de estas turbinas, mientras que las ocho restantes quedaron apiladas en sus talleres debido a los incumplimientos de la contraparte venezolana.
A lo largo de los últimos diez años se sucedieron distintos intentos por reactivar los contratos pero sin resultados concretos. Esta situación, conjunta con el incumplimiento de contratos por generación eólica en Brasil, fueron dos factores centrales en la crisis económica que llevó a la familia Pescarmona a tener que ceder la mayor parte del paquete accionario a sus acreedores para intentar reestructurar una millonaria deuda.
Sin embargo, este proceso entró en crisis en el comienzo de la pandemia del coronavirus y la empresa pidió un rescate al Poder Ejecutivo nacional y a la provincia de Mendoza, que pasaron a ser accionistas controlantes de IMPSA en 2021. Bajo la conducción estatal fue que se buscó en 2022 un acercamiento con el gobierno de Nicolás Maduro para reactivar la finalización de Tocoma, sin resultados concretos.
Finalmente, las acciones del Estado Nacional y de Mendoza fueron vendidas al consorcio estadounidense IAF a comienzos de 2025, marcando la primera privatización del gobierno de Javier Milei. Desde entonces, la nueva conducción de la empresa logró en mayo de este año homologar ante la justicia de Mendoza el Acuerdo Preventivo Extrajudicial (APE) previamente aprobado por sus acreedores para reestructurar una deudaporUS$ 583 millones, un paso indispensable para relanzar la empresa.
Entre los acreedores de IMPSA figuran organismos multilaterales como el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), el Export-Import Developement Canadá y la Corporación Andina de Fomento (CAF).
La cadena necesitará incorporar entre 700 y 800 camiones por año para responder al crecimiento.
El aumento de la actividad previsto para Vaca Muerta durante los próximos años plantea un desafío para la cadena de abastecimiento de arena de fractura. El problema no estará en la disponibilidad del insumo, sino en la capacidad de transportarlo desde Entre Ríos hasta Neuquén al ritmo que requerirá la expansión.
“Acá no hay un problema de producción de arena. Lo que hay es un problema de infraestructura y de logística”, aseguró Gustavo Maluéndez, vicepresidente de Cristamine, durante el panel “Segmentos estratégicos: Arena y Logística” del Supplier Day organizado por EconoJournal.
Maximiliano Corbella, director comercial de Delta Arenas, estimó que la actividad podría duplicarse en los próximos cuatro o cinco años y que la cadena necesitará incorporar entre 700 y 800 camiones por año para responder al crecimiento. Por otro lado, desestimó las opciones multimodales en el corto plazo: “El tren va para largo y el barco se está estudiando, pero hoy es más caro que el camión”.
Según el empresario arenero, el desafío se profundizará a medida que la actividad avance hacia áreas ubicadas al norte de Vaca Muerta. Corbella señaló que llevar arena desde Buenos Aires hasta Rincón de los Sauces implica actualmente sumar alrededor de 200 kilómetros al recorrido y que las congestiones en las plantas ya reducen la cantidad de viajes que pueden realizar los camiones. “Tenemos que atajar el tema ya”, sentenció.
“Acá no hay un problema de producción de arena. Lo que hay es un problema de infraestructura y de logística”, sostuvo Gustavo Maluéndez, vicepresidente de Cristamine. Foto: Dan Damelio.
La infraestructura vial y el transporte, entre los principales desafíos
Gonzalo Cicilio, gerente de Energía y Minería de Andreani, afirmó que “el gran desafío de Vaca Muerta es logístico, no geológico”.
El ejecutivo señaló que las deficiencias de las rutas impactan directamente sobre los costos: obligan a los camiones a circular a menor velocidad, generan más roturas y aumentan las necesidades de mantenimiento. A esto sumó otro punto que considera fundamental: el ingreso a los yacimientos. “Cada operadora y empresa de servicio pide una plataforma y documentación distintas. Ahí no tenés eficiencia porque en definitiva el camión que se va a poder contratar es el que tiene la posibilidad de entrar, no el que es más barato o eficiente”, explicó.
“El gran desafío de Vaca Muerta es logístico, no geológico”, afirmó Gonzalo Cicilio, gerente de Energía y Minería de Andreani. Foto: Dan Damelio.
Además, advirtió que la expansión de Vaca Muerta coincidirá con el desarrollo de la minería de cobre, que demandará servicios similares y sumará presión sobre la disponibilidad de camiones y trabajadores especializados.
“Cada vez se va a necesitar más gente y más talentos preparados para esto”, sostuvo Cicilio. Para el ejecutivo, el desafío no pasa únicamente por sumar vehículos, sino también por formar conductores preparados para operar en las condiciones particulares de la Patagonia y de los proyectos mineros.
Juan Cruz López, presidente de Transporte Peduzzi, puso el foco en la necesidad de ganar eficiencia para poder absorber ese crecimiento. La empresa creó un departamento de investigación y desarrollo y desarrolló un software propio que, entre otras funciones, utiliza inteligencia artificial para asignar automáticamente los choferes habilitados a cada camión y procesar la información de las cámaras instaladas en los vehículos.
Para Cicilio, todavía existe margen para avanzar en esa dirección en toda la cadena. “Particularmente en esta industria tenemos que tener un mindset digital más acelerado porque ahí hay eficiencia”, sostuvo.
Juan Cruz López, presidente de Transporte Peduzzi, puso el foco en la necesidad de ganar eficiencia. Foto: Dan Damelio.
Arena de cercanía para reducir la presión logística
Una de las alternativas para disminuir la cantidad de kilómetros recorridos es aumentar la utilización de arenas disponibles cerca de Vaca Muerta.
Maluéndez explicó que las arenas Tier 1 y Tier 2, provenientes de la cuenca del Paraná y las elegidas por alrededor del 80% de la industria, recorren entre 1.200 y 1.300 kilómetros, mientras que existen las arenas Tier 3 llamadas “de cercanía”.
La diferencia logística es significativa. “Mover 100.000 toneladas de arena, 1.300 kilómetros, son 500 camiones. Mover una arena Tier 3 de cercanía para esas mismas toneladas son 100 camiones, un quinto”, explicó.
Según Maluéndez, las compañías ya trabajan con blends que combinan distintos tipos de arena y permiten aumentar la utilización del recurso cercano. “No es que no las estamos usando, las estamos vendiendo y se están produciendo y los pozos dan los resultados que esperan las operadoras”, aseguró.
El reclamo por mayor previsibilidad
Los proveedores también plantearon que acompañar el crecimiento requiere contratos que permitan planificar inversiones con mayor anticipación.
Maluéndez explicó que, aunque existen acuerdos de dos y cinco años, una parte del mercado continúa operando mediante compras spot o contratos de diez o doce meses con cláusulas de rescisión sin causa a 90 días.
“Nosotros no necesitamos el financiamiento sino la previsibilidad que hoy las operadoras creo que están en condición de darnos para poder abastecerlos en cantidad y calidad”, afirmó.
Corbella coincidió: “La única forma es contractualizando. Creo que las operadoras tienen que darnos una mano en ese sentido, bajarnos sus planes de cronograma de perforación y terminación y meternos juntos a trabajar en cómo vamos a hacer llegar la arena desde los puntos en que producimos hasta los puntos en los que se usa”.
Maximiliano Corbella, director comercial de Delta Arenas. Foto: Dan Damelio.
Juan Cruz López también señaló que contar con mayor previsibilidad permite a las empresas avanzar con inversiones en flota y tecnología.
“Si nosotros sabemos a dónde va el cliente, nos permite acompañarlo”, afirmó López, y resumió el papel que tendrá el sector frente a la expansión proyectada: “La logística no acompaña Vaca Muerta, la sostiene”.
Los problemas de infraestructura y logística fueron un tema central del Supplier Day organizado por EconoJournal. Foto: Dan Damelio.
BLC Power Generation acompañó todo el proceso de construcción del Parque Solar El Quemado con el aporte de sus módulos Optimum PG.
Ubicado en la provincia de Mendoza, el Parque Solar El Quemado se convirtió en el más grande de Latinoamérica. Con 500.000 paneles solares bifaciales de alta tecnología distribuidos sobre una superficie de 620 hectáreas, el desarrollo permite generar energía para cientos de miles de hogares e incluso, abastecer la demanda de empresas e industrias a través del sistema eléctrico nacional.
Detrás de este coloso, sin embargo, fue necesario superar desafíos técnicos considerables: integrar, supervisar y controlar una infraestructura diseñada para operar de forma estable y responder a las exigencias de CAMMESA. BLC Power Generation, empresa del grupo BLC Global, participó del proceso logrando centralizar las variables críticas del parque, coordinar su operación y acompañar las pruebas para avanzar hacia la habilitación comercial del proyecto.
El aporte de BLC Power Generation se integró a cada una de las etapas: desde la ingeniería inicial hasta la puesta en marcha a través de la provisión e integración de los sistemas de automatización y control de su plataforma Optimum PG.
Parque Solar El Quemado: el aporte de BLC Power Generation
Las dimensiones del Parque Solar El Quemado, en Mendoza -que se estima, evitará la emisión de más de aproximadamente 385.000 toneladas de CO₂ por año- elevaron el nivel de exigencia técnica de la obra.
Al tratarse de una planta fotovoltaica de 305 MW con una arquitectura completamente redundante, cada sistema debía estar preparado para continuar operando aun frente a una falla, sin comprometer la estabilidad ni la disponibilidad del parque.
Para responder a ese desafío, BLC Power Generation desarrolló una ingeniería de detalle compuesta por más de 60 documentos técnicos, que definieron la arquitectura, las configuraciones y los criterios de integración de cada sistema. Durante ese proceso, se realizaron pruebas internas, validaciones junto con el cliente y coordinación permanente con los distintos proveedores involucrados en el proyecto.
En concreto, YPF Luz incorporó distintos módulos de Optimum PG, la plataforma desarrollada por BLC Power Generation que permite supervisar, controlar e integrar la operación de plantas de generación de energía eléctrica. En este proceso fue determinante su arquitectura modular que integró sistemas de supervisión, automatización, control de potencia, medición sincrofasorial y monitoreo de variables meteorológicas.
De esta manera, todas las funciones críticas del parque operan de forma coordinada bajo una misma solución, garantizando el cumplimiento de los requerimientos técnicos establecidos por los organismos reguladores y aportando mayor confiabilidad a la operación.
BLC Power Generation: Desde la ingeniería hasta la puesta en marcha
El equipo de ingeniería de BLC Power Generation acompañó el proyecto desde las primeras definiciones técnicas, el desarrollo de la ingeniería de detalle y la fabricación de los tableros de control, hasta las pruebas en oficina, la puesta en marcha en campo y las validaciones finales para la habilitación comercial.
Esta modalidad de trabajo permite responder con rapidez, brindar soporte local y coordinar de manera eficiente las interacciones con otros contratistas, incluso en desarrollos de infraestructura energética complejos y de gran escala.
BLC Power Generation aportó su experiencia en automatización y control para una instalación que hoy representa un hito dentro del crecimiento de la energía fotovoltaica en la región. No es algo menor: se trata de dar respuestas a un desafío que será cada vez más frecuente en la industria energética y para el que BLC Power Generation ya tiene solución..
Con su participación en El Quemado, BLC Power Generation suma un nuevo antecedente en el desarrollo de infraestructura para la generación de energía, contribuyendo a un proyecto que no solo amplía la capacidad renovable de Argentina, sino que también establece nuevos estándares para los futuros desarrollos fotovoltaicos de gran escala.
Las obras del oleoducto permitirán sumar hasta 500.000 barriles diarios de capacidad de transporte desde la zona norte de la formación.
Oleoductos del Valle (Oldelval) registra un avance de obra cercano al 50% en la construcción del Oleoducto Duplicar Norte, un proyecto estratégico a cargo de la contratista Techint Ingeniería y Construcción que permitirá ampliar la capacidad de evacuación de petróleo del hub norte de Vaca Muerta, que entró en una etapa acelerada de desarrollo.
La inversión estimada asciende a US$ 380 millones, cuenta con el financiamiento de las productoras del hub norte como Pluspetrol, Chevron, Tecpetrol y GyP, y fue presentado el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
La obra contempla la instalación de un tendido de 24 pulgadas de diámetro y 207 kilómetros de extensión para unir la estación de bombeo Auca Mahuida, en Neuquén, con la planta de Allen, en Río Negro. Desde allí, el flujo de crudo se conectará tanto al sistema troncal de Oldelval como al proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).
De esta manera, el emprendimiento da continuidad al plan Duplicar+, en el que Techint E&C ya había participado con el tendido de más de 250 kilómetros. Esa obra inaugurada hace 18 meses quedó totalmente ocupada por la producción incremental de shale oil, por lo que Oldelval concluía este mes una ampliación técnica para sumar 200.000 barriles extra.
Una obra que avanza en frente simultáneos
El consorcio Oldelval mantiene el frente de obra en plena actividad a lo largo de toda la traza. Los equipos técnicos avanzan simultáneamente en las tareas de zanjeo, curvado, revestimiento, bajada y tapada de la tubería, acompañados por el uso de soldadura semiautomática para completar unas 17.500 juntas en total.
Un aspecto central del proyecto pasa por los 160 cruces especiales previstos en el trazado, de los cuales ya se completó más del 80%. Entre ellos sobresale, como uno de los hitos operativos más complejos, el cruce de la Ruta Nacional 151, que se ejecutó mediante el uso de tunelera para no afectar la circulación en la zona.
A la par de las tareas en terreno, ya comenzaron las actividades en el taller de prefabricado para la elaboración de componentes de válvulas e instalaciones de superficie. Estos trabajos se complementan con las tareas de movimiento de suelos correspondientes al desarrollo de la infraestructura de cabecera y el montaje de los equipos de soporte.
El esquema de inauguración contempla etapas progresivas: a fines de 2026, la primera fase permitirá transportar hasta 220.000 barriles de petróleo por día. Luego, la capacidad se incrementará a 300.000 barriles diarios, para culminar en marzo de 2027 con la habilitación definitiva de 500.000 barriles por día, volumen clave para respaldar la curva de crecimiento en la producción de la cuenca.
«Bajar costos es algo que se logra de a dos. Lo único que se baja de a uno son precios y ya todos sabemos cómo termina esa película», afirmó Retamal en respuesta a las petroleras.
El referente de la Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (FECENE), Giulio Retamal Schiappacasse, le marcó la cancha a los proveedores que buscan aprovechar las oportunidades que ofrece la producción no convencional. «Vaca Muerta no es un lugar para llegar, hacerte el valiente, bajar precio, ganar mercado y después ver qué hacemos. Esa estrategia no le conviene a nadie», sentenció el empresario en el Supplier Day organizado por EconoJournal.
«Esta curva de crecimiento nunca se vio en la industria. Hemos visto crecimiento y freno, pero esto es algo nunca vista. Por supuesto que hay oportunidades para muchas empresas que llegan a Vaca Muerta de distintas maneras, pero este faro que se fue construyendo hay que tener cuidado que no te encandile porque el que se encandila se come la curva«, agregó Retamal en el panel “Desafío Pyme: ¿cómo escalar la capacidad de contratación?” que compartió junto a Lucas Albanesi, Gerente Comercial de Rio Neuquén Distrito Industrial y Martín Gessler, CEO de Grupo SIAM.
Retamal también le mandó un mensaje a las grandes petroleras que minutos antes habían señalado la necesidad de que los proveedores sean más eficientes. «Yo escuchaba a todos que hablan de bajar costos. Nosotros creemos que bajar costos es algo que se logra de a dos. Lo único que se baja de a uno son precios y ya todos sabemos cómo termina esa película. Es muy importante lo que han dicho las operadoras de trabajar asociados con los contratistas y hacer esa búsqueda de baja de costos porque en general la baja de costos está en los procesos, la tecnología y en el rediseño, pero tiene que haber un espacio para que eso se produzca. No es algo que se hace de a uno», subrayó el empresario de RJ Ingeniería.
De izquierda a derecha: Lucas Albanesi (Rio Neuquén Distrito Industrial), Giulio Retamal Schiappacasse (RJ Ingeniería/FECENE) y Martín Gessler (Grupo SIAM), con la moderación de Nicolás Gandini.
Un mensaje desde Neuquén a las empresas que quieren desembarcar en Vaca Muerta
La FECENE se formó poco tiempo después de la puesta en operación del proyecto Fortín de Piedra de Tecpetrol. «Nos concentramos las cinco cámaras en generar sinergías, con efectos muy positivos», repasó Schiappacasse.
«Las empresas de otras provincias son bienvenidas, no estamos cerrados ni haciendo una cuestión corporativa, el tema es cómo te vas complementando y cómo vas entrando a la industria«, concluyó.
En una línea similar, el Gerente Comercial de Rio Neuquén Distrito Industrial, Lucas Albanesi, se expresó sobre las empresas que están mirando a Neuquén para capitalizar oportunidades.
«Hay un denominador común en el gobierno provincial, las cámaras y los gobierno municipales de no poner un freno a las inversiones sino ordenarlas«, dijo el representante del parque industrial localizado en la ciudad de Vista Alegre, en Neuquén.
«Vista Alegre es un municipio pequeño pero hay un acompañamiento del gobierno municipal, con exenciones para las empresas que vengan a invertir en serio. Invertir no es alquilar un local u oficina en el centro de Neuquén y pretender acceder a los mismos beneficios que las empresas que están hace más de 20 años», evaluó Albanesi.
El Gerente Comercial de Rio Neuquén Distrito Industrial, Lucas Albanesi.
Por último, el CEO del Grupo SIAM, Martín Gessler, destacó cómo la empresa modificó su estrategia para introducirse en la industria petrolera a partir de las oportunidades generadas por la explotación de hidrocarburos no convencionales. «Tomamos la decisión de crear SIAM Servicios Petroleros hace seis años, teniendo en cuenta la demanda futura proyectada», explicó Gessler.
La empresa detectó un cuello de botella en los cronogramas de perforación y puesta en operación de pozos. «En donde tenemos la oportunidad de entrar y llevar soluciones al cliente es en la construcción de instalaciones tempranas de producción», añadió. También están generando soluciones para la instalación de unidades de recuperación terciaria y en tratamiento de agua para la reutilización del agua del flowback.
Federico Gayoso de Transeparation, Francisco Di Raimondo de Moto Mecánica Argentina y Leandro Tercic de Valmec participaron en el primer panel sobre Desafío Pymes, con la moderación de Nicolás Gandini.
El trabajo conjunto entre las operadoras de petróleo y gas y la cadena de valor local será clave para preservar y potenciar la competitividad de los proveedores locales frente a la apertura de las importaciones, según lo expresado por representantes de empresas asociadas al Grupo Argentino de Proveedores Petroleros (GAPP) que participaron en el Supplier Day de EconoJournal.
En el primero de dos paneles dedicados al desafío que enfrentan las Pymes para escalar su capacidad de contratación en los grandes proyectos energéticos, representantes de Transeparation, Valmec y Moto Mecánica Argentina explicaron cómo respondieron a las necesidades de las operadoras para desarrollar Vaca Muerta y qué se necesita para acompañarlas en el salto exportador.
Qué riesgos marcan las pymes proveedoras del oil&gas sobre las importaciones
La clave central expresada por los representantes de empresas del GAPP presentes en el primer panel está en el trabajo articulado con las operadoras, tanto para desarrollar las soluciones que necesitan como para preservar y potenciar la competitividad de la cadena de valor local, actualmente presionada por la apertura de las importaciones.
El director General de Valmec, Leandro Tercic, alertó que la apertura importadora en última instancia impactará en la capacidad de las empresas proveedoras de oil&gas de innovar y brindar soluciones a las operadoras. «El escenario no fue el mejor en los últimos dos años, hubo una apertura indiscriminada y un tipo de cambio que se estableció«, apuntó Tercic.
“Pedimos a las operadoras quetengan una mirada estratégica, porque si no cuentan con la pata local, hay un tema de trazabilidad, tecnología y seguridad en los productos que son difíciles de detectar y que hace a la confianza en los productos”, sintetizó.
En una línea similar, el CEO de Transeparation, Federico Gayoso, destacó que proyectos como la exportación de GNL abren oportunidades para que la cadena de valor local gane en competitividad si la hacen participe en los mismos. “La ganancia es para toda la cadena, si la descuidamos en pos de importar de otros mercados el día que necesitemos esa cadena probablemente ya no esté”, advirtió.
Gayoso también destacó que desde el GAPP llevan años impulsando la agenda exportadora. Su empresa en particular construye instalaciones de procesamiento con tecnología argentina en la formación Permian en los Estados Unidos.
“Tenemos que exportar valor industrial e ingeniería argentinas. Tenemos el contexto que genera la demanda para eso, aprovechemoslo para que el RIGI ayude a financiar ese trabajo argentino”, sintetizó.
Por su lado, el CEO de Moto Mecánica Argentina, Francisco Di Raimondo, señaló que las Pymes tienen la obligación de innovar y que las operadoras constituyen una plataforma habilitante para lograrlo.
“Como proveedores tenemos que empezar a pensar los problemas de forma distinta. Las operadoras tienen el rol de asociarnos, pero son una plataforma para que nosotros desarrollemos las soluciones”, expresó Di Raimondo.
Neuquén estimó una deuda de infraestructura de 4.000 millones de dólares.
El gobierno de Neuquén continuará frenando el ingreso de las regalías hidrocarburíferas a su fondo anticíclico, en un contexto de creciente demanda de infraestructura asociada a la expansión de Vaca Muerta. La Provincia creó esta herramienta fiscal de ahorro en 2020, pero con el inicio de la gestión de Rolando Figueroa se optó por priorizar el pago de amortizaciones de deuda y volcar una porción a la obra pública, en lugar de seguir acumulando reservas con déficit social.
¿Cómo funciona esta herramienta fiscal inédita en el país? El Fondo Anticíclico de Estabilización y Desarrollo del Neuquén (Feden) fue una propuesta del entonces oficialista Movimiento Popular Neuquino, pero contó con apoyo de buena parte de los bloques opositores para su aprobación, tras varios meses de debate y exposición de expertos que analizaron experiencias como las de Chile y Noruega.
La ley 3269 que se sancionó por mayoría en noviembre del 2020 estableció para este fondo un goteo mensual proveniente del 50% de las regalías de exportación de petróleo y gas.
Además, fijó la conformación de dos subfondos: uno Anticíclico, destinado a ahorrar para amortiguar caídas en los ingresos corrientes y asistir a la Provincia en situaciones de desastres y emergencias sanitarias; y otro de Desarrollo, orientado a financiar obras y proyectos para diversificar la matriz productiva de Neuquén.
La ingeniería de la ley previó que, primero, debía topearse el subfondo anticíclico para, recién después, comenzar a ingresar dinero en la segunda cuenta.
En junio de 2023, con Rolando Figueroa electo gobernador, la Legislatura aprobó una modificación con vigencia hasta diciembre de 2027 que habilitó al Poder Ejecutivo a interrumpir el goteo y utilizar el dinero de las regalías de exportación en el pago de amortización de deuda pública y en asistir el déficit de la caja jubilatoria de los estatales provinciales.
Alcanzado el equilibrio del sistema previsional, Figueroa introdujo más tarde una segunda modificación: habilitó, a través del Presupuesto, a destinar un 70% del dinero en el plan de infraestructura.
Ahorrar o hacer
El último informe trimestral publicado por Fiduciaria Neuquina SA, a cargo la administración del fondo anticíclico, informó que los recursos que se dejaron de recibir entre abril y junio de este año alcanzaron los 116.452 millones de pesos.
El monto corresponde a la mitad de las regalías que recibió la Provincia por la exportación de petróleo y gas en el período.
Si se suma a las cifras informadas desde que se sancionó la modificación de la ley, el total de recursos que dejó de recaudar el fondo entre el último trimestre del 2023 y el segundo del 2026 alcanza los 684.000 millones de pesos.
Eso significaría que, en lugar de tener ahorros por 48 millones de dólares, Neuquén podría contar con el equivalente a casi 500 millones, diez veces más que el acumulado actual. Pero bajo un interrogante: ¿con qué sentido?
«¿Cómo vas a ahorrar a menor tasa de lo que genera tu deuda?», se planteó en el gobierno de Figueroa cuando a nivel nacional se comenzó a alentar el debate para la creación de «fondos soberanos» de parte de las provincias que están recibiendo inversiones en hidrocarburos y minería.
La pregunta intentó ilustrar una contradicción de la administración de Omar Gutiérrez que recurrió a la emisión de deuda a tasas altas para financiar gastos corrientes, con escasa inversión en obra pública, mientras alentó la creación de un fondo de ahorro que, según establece la ley, debe invertir solamente en instrumentos de «bajo o moderado riesgo».
Según el informe de Fiduciaria Neuquina, el portafolio del fondo anticíclico está integrado por inversiones locales que representaron un 0,1% (LECER con vencimiento al 31 de julio); y el resto son externas con un 59% que corresponden a bonos del Tesoro de Estados Unidos, un 32,7% a Fondos Corporativos Investment Grade, un 4% a una nota estructurada con capital protegido sobre oro y un 4,3% a fondos de renta fija Investment Grade Multimoneda.
«Un legado para nuestros hijos»
La Legislatura de Neuquén sancionó el fondo anticíclico a fines de 2020.
«Hoy estamos votando el resguardo de nuestros recursos con la mirada puesta en un legado para nuestros hijos e hijas», fue uno de los argumentos que llevó el MPN a la sesión en la que se aprobó el fondo anticíclico, en 2020.
El contexto era de una abrupta caída de recursos en Neuquén por efecto de la pandemia del covid-19 y se celebró en el recinto que la sanción mostraba a «un sector de la política que está aprendiendo de lo que nos ha ocurrido, de esta pandemia».
«Si algo tan tremendo como lo que nos ha ocurrido a todo el mundo y a Neuquén en particular no nos permite reflexionar con que hay que ahorrar, con que hay que tener respaldo de no dilapidarse las joyas que nos han dejado quienes fundaron esta provincia, no habremos aprendido nada», se alentó.
La ley solo contó con los votos negativos de kirchnerismo y la izquierda, quienes plantearon, entre otras críticas, que no se podía priorizar un ahorro de dinero frente a las necesidades actuales de la población de Neuquén.
«¿Cómo le explicamos a los neuquinos y a las neuquinas que no tienen vivienda, que han perdido su trabajo, muchos de ellos que trabajaban en la industria petrolera, que va a haber un ahorro de parte de la provincia en base a un deterioro social muy importante?», se cuestionó desde el FIT.
Deuda de infraestructura y deuda «moral»
La gestión de Rolando Figueroa cuantificó la deuda de infraestructura atrasada de la provincia, principalmente en rutas, en unos 4.000 millones de dólares cuando asumió en diciembre de 2023.
La calificó también una «deuda moral» porque, mientras Neuquén se consolidaba como exportadora de hidrocarburos, en varios sectores del territorio persistían familias sin acceso al gas.
Durante la apertura de sesiones de marzo, el mandatario dijo en la Legislatura que el año que viene ese número ya se habrá reducido a 1.450 millones de dólares. «Para el año 2028, la provincia va a tener 500 millones de deuda de infraestructura y, ya en el 2029, va a quedar cancelada», prometió.
Afirmó que, para entonces, «sin deuda de infraestructura y ya generando todo el desarrollo que visualizamos sin considerar aún el GNL, vamos a tener superávit». Y que, para el 2030, con todos los proyectos exportadores en marcha, Neuquén «va a tener tal superávit que podremos optar entre alimentar el fondo anticíclico, si conviene, o bien decir ‘con este fondo cancelamos las deudas de la provincia y partimos de cero’».
El Presupuesto destina este año alrededor de 1,1 billón de pesos para inversión en obra pública de un total de 7,4 billones que prevé gastar la provincia. A eso se suman esquemas de financiamiento compartido con el sector privado como los acuerdos para asfaltar rutas en Vaca Muerta que promovió el gobierno con las principales operadoras del sector.
“La pregunta no es si una pyme va a incorporar o no esta tecnología, sino por dónde empieza”, señaló Abrigo.
La incorporación de inteligencia artificial (IA) dejó de ser una discusión reservada para las grandes compañías y empieza a convertirse en un factor de competitividad para las pequeñas y medianas empresas que integran la cadena de valor de Vaca Muerta. Para Walter Abrigo, director general de Santex -compañía dedicada al desarrollo de software y al change management para la implementación de inteligencia artificial en procesos productivos-, el desafío para las pymes ya no pasa por decidir si adoptar estas herramientas, sino por identificar en qué procesos comenzar a utilizarlas.
Abrigo explicó que la expansión de Vaca Muerta hoy incrementa la presión a los proveedores para reducir precios y mejorar la productividad. “Con inteligencia artificial las productividades en nuestra industria crecen entre tres y siete veces”, sostuvo Abrigo durante el panel “Aplicación de soluciones IA en Oil & Gas”, que formó parte del Supplier Day de EconoJournal.
Para el especialista, “la pregunta no es si una pyme va a incorporar o no esta tecnología, sino por dónde empieza”. Y advirtió sobre el riesgo de postergar su incorporación: “Todos tenemos muchos procesos manuales, poca trazabilidad y demasiadas decisiones que dependen de una sola persona. Si yo no uso IA en los procesos de desarrollo, mi cliente me saca por otro proveedor. Otra pyme competidora me habrá superado”.
«Si yo no uso IA en los procesos de desarrollo, mi cliente me saca por otro proveedor», señaló Abrigo. Foto: Dan Damelio.
Automatizar procesos con IA: facturación y logística
Uno de los principales campos de aplicación señalados por Abrigo está en los procesos administrativos. Como ejemplo mencionó la gestión de pedidos y facturación de uno de sus clientes, la cual solía gestionarse mediante distintos canales desconectados entre sí.
La implementación de agentes de inteligencia artificial permitió integrar estos sistemas, automatizar una parte significativa del proceso y tomar decisiones con información. “Ocho de cada diez problemas [un agente] lo pudo resolver solo, con ciertas lógicas y aprendizajes. Esto una pyme lo puede hacer sin comprar determinados sistemas y los periodos de recupero son menores a un año. Antes el despliegue de CRM era para las grandes corporaciones; hoy inversiones pequeñas con periodos de recupero corto permiten desplegar esto en las pymes”, explicó.
Abrigo aseguró que la automatización con agentes puede reducir hasta un 80% el costo asociado al proceso de facturación. También señaló posibilidades de aplicación en logística y transporte, donde afirmó que el uso de estas herramientas puede generar reducciones de hasta un 50% en costos de mantenimiento.
En este último segmento, la IA puede utilizarse para analizar la ubicación y el funcionamiento de los camiones, buscar choferes, anticipar necesidades de mantenimiento, mejorar la trazabilidad de los productos transportados e incluso evaluar variables como la huella de carbono de diferentes recorridos.
El desafío de dar el primer paso
Abrigo destacó que “hoy por hoy [la IA] es la herramienta que va a permitir escalar sin que los costos fijos crezcan en la misma proporción”. También esta tecnología, según el especialista, permite integrar la información y mejorar su disponibilidad para detectar costos que podrían pasar inadvertidos (por ejemplo, una factura por una diferencia de 15.000 pesos), pero que en mercados con mucha competencia como el de Oil & Gas, se les debe prestar atención.
La incorporación de estas herramientas, sin embargo, demanda una transformación interna. Para el ejecutivo, este es un proceso que requiere de “un cambio de mindset” y un departamento especializado de “change management”.
El punto de partida, según el especialista, debe ser aquel proceso que más dificultades le genera a la empresa: “Hay que arrancar por donde vemos más problemas, lo que más nos hace renegar. Por ejemplo, si una orden de compra se sale del proceso y hasta encontrarla tenés un costo financiero porque se atrasan los pagos, es importante primero tener conciencia de que ahí está el problema”, sostuvo Abrigo.
Tenaris incorporó su tercer set de fractura que cuenta con 28 bombas que aportan un total de 70.000 HHP y marca el debut en la Argentina de la tecnología Dynamic Gas Blending (DGB) Tier IV.
La multinacional argentina Tenaris, que fabrica tubos de acero y ofrece servicios para la industria petrolera, inició las operaciones de su tercer set de fractura hidráulica en Vaca Muerta, en el yacimiento Los Toldos II Este de Tecpetrol, donde brindará servicios durante los próximos 18 meses. La incorporación implicó una inversión de US$ 110 millones y formó parte de la estrategia iniciada en 2020 para fortalecer la unidad de servicios petroleros de la compañía.
El nuevo set cuenta con 28 bombas que aportan un total de 70.000 HHP y marca el debut en la Argentina de la tecnología Dynamic Gas Blending (DGB) Tier IV. Este sistema permite sustituir más del 80% del consumo de diésel por el propio gas producido en el área, lo que reduce las emisiones directas de dióxido de carbono y optimiza los costos operativos en el yacimiento.
En el desarrollo del equipo intervinieron proveedores de la cadena de valor local: la fabricación de las bombas estuvo a cargo de QM Equipment, PyME marplatense integrante del programa ProPymes del Grupo Techintque trabajó en ingeniería conjunta y en tiempo récord para la concreción del proyecto, informó este martes la compañía.
A la par de este despliegue técnico, la empresa inauguró recientemente una base operativa en la localidad de Vista Alegre, tras una inversión de US$ 20 millones. La infraestructura, ubicada estratégicamente cerca de los principales corredores viales hacia las áreas más activas de la cuenca, centraliza la logística y las áreas administrativas involucradas en los servicios de campo.
“Desde que tomamos la decisión estratégica de adquirir nuestros primeros sets de fractura hidráulica y coiled tubing en 2020, invertimos más de US$ 240 millones en el desarrollo de nuestra unidad de negocios de servicios petroleros. Hoy Tenaris se posicionó como el tercer proveedor de servicios de la cuenca, con más de 8.700 etapas de fractura realizadas” destacó Andrea Previtali, Presidente de Tenaris para Cono Sur.
Con un concepto de integración vertical, Tenaris anticipa para 2027 un nuevo servicio va a permitir perforar la primer sección del pozo y poner en valor su producto clave que es el tubo para oil and gas.
El anuncio coincidió con la participación de la compañía en el encuentro Supplier Day organizado por EconoJournal, donde Francisco Liberatore, director Senior de Tenaris Oil & Gas Services, analizó el salto de escala de la cuenca. Durante su exposición, el directivo sostuvo que, tras una primera etapa centrada en comprobar la geología y elevar la eficiencia operacional hasta niveles comparables con los yacimientos de Norteamérica, el desafío actual exige un salto cualitativo.
Un nuevo servicio de Tenaris para perforación en Vaca Muerta
En ese sentido, Liberatore enfatizó la importancia de volcar los más de 70 años de trayectoria metalúrgica de la empresa al segmento de servicios en pozo, combinando cercanía con los clientes, inversión de largo plazo e integración vertical. «Somos la única compañía del mundo que tiene integrado el servicio de coiled tubing, lo que nos da una enorme capacidad evolutiva y nos permite desarrollar subproductos asociados, como químicos para mitigar problemas de corrosión junto con socios locales», remarcó el ejecutivo.
De cara al futuro de las operaciones no convencionales, la compañía anticipó el lanzamiento de una nueva línea de servicios orientada al segmento de perforación para el primer trimestre de 2027. «Vamos a ir a explorar la parte de perforación con un concepto de integración vertical, replicando algunos conceptos de ColdTuning. Diseñamos un equipo ad hoc de alta tecnología, eléctrico y sobrehidráulico, que nos va a permitir perforar la primer sección del pozo, integrado y llave en mano. De alguna manera, acá lo que buscamos es poner en valor el producto clave de Tenaris, que es el tubo para oil and gas«, adelantó.
«El equipo tiene capacidades de trasladarse, un nivel de tecnología hoy desconocido para la Argentina que nos va a permitir una calidad y una eficiencia en el servicio y poder liberar a las operadoras para que los grandes equipos, los high-spec, sean utilizados en la rama de la cañería intermedia, la cañería de producción y, de esa manera, darle más eficiencia al desarrollo de Vaca Muerta en la cuenca», reseñó Liberatore.
De izquierda a derecha: Nicolás D´Angelo (Equipel), Eugenio Forchieri (CIAR) y Martín Leiva (EKU).
Las operadoras y las grandes empresas de servicios enfrentan nuevos desafíos para avanzar con el desarrollo de Vaca Muerta. En este escenario, las pymes que forman parte del ecosistema de la cadena de valor de los no convencionales tienen como objetivo ganar cada vez más competitividad para no quedar en el camino. Nicolás D´Angelo, director Comercial de Equipel, Eugenio Forchieri, gerente de Operaciones de CIAR, y Martín Leiva, Country Manager Argentina de EKU, analizaron en el Supplier Day, organizado por EconoJournal, analizaron la nueva etapa que se abre.
La tecnología como herramienta en la mejora de la competitividad
D´Angelo remarcó que “las pymes estamos atravesando una transformación muy grande con el desarrollo de Vaca Muerta. El impacto en Equipel lo podemos ver en que dejamos de vender productos para ofrecer soluciones. Antes sólo con disponer de productos en stock podíamos competir. En la actualidad, las empresas buscan que entendamos los problemas que tienen para que nosotros podamos articular una solución para ofrecerles”.
El directivo de la empresa que nació hace 30 años como un distribuidor de materiales eléctricos subrayó que “las pymes también tenemos que tener la capacidad para desarrollar soluciones de forma local. Hace algunas semanas dimos un paso importante porque firmamos un contrato con Siemens para fabricar celdas de media tensión en Neuquén”.
“En el último tiempo tuvimos un cambio muy fuerte en nuestra organización, porque tuvimos que modificar procesos, abrimos nuestro propio departamento de ingeniería y expandimos las instalaciones. Abrimos una fábrica en el Parque Industrial de Neuquén para abastecer las nuevas necesidades en la cadena de proveedores de Vaca Muerta”, contó D´Ángelo.
Nicolás D´Angelo, Director Comercial de Equipel.
Por su parte, Martín Leiva señaló que EKU es una firma alemana, pero con una fuerte base en Estados Unidos, que se dedica a ofrecer tecnología para la reducción de emisiones. EKU acaba de desembarcar en la Argentina.
“Estamos en Houston hace más de 10 años. Trabajamos con sistemas de automatización y hardware. Creemos que en la Argentina podemos ganar más eficiencia a partir de la experiencia que tenemos en Estados Unidos replicando lo que hacemos en el desarrollo dePermian”. “Para nosotros son claves nuestros socios locales en Vaca Muerta para empezar a fabricar nuestros productos en el país”, agregó.
En tanto, Eugenio Forchieri detalló que CIAR es una compañía que ofrece servicios de ingeniería y que en la actualidad cuenta con 40 ingenieros en la oficina de Neuquén y otros 40 ingenieros en la sede de Buenos Aires.
El directivo señaló que “utilizamos tecnología e inteligencia artificial para reducir los tiempos de desarrollo de modelos 3D y de ingeniería. Trabajamos con tecnología BIM (Building Information Modeling), principalmente con YPF. Pero es el conjunto de la industria que cada vez más está entendiendo que la tecnología BIM es la forma de optimizar gran parte de los proyectos y aportar valor a los epecistas en la operación y mantenimiento”.
Forchieri describió que hace dos semanas CIAR firmó un acuerdo con la empresa Arent Inc para desarrollar PlantStream en la Argentina, que “es un software CAD 3D impulsado por inteligencia artificial que nos posiciona en un lugar importante porque nos permite ofrecer acortamiento de plazos para desarrollar modelos que antes no se hacían en etapas tempranas. Creemos que esto es una herramienta importante para el capex de empresas owners o epecistas que les permite, por ejemplo, tomar decisiones con información en tiempo real”.
“Estamos convencidos de que el aporte de valor que implica esta ingeniería y tecnología que sumamos a CIAR nos permitirá escalar nuestro desarrollo o posición en la cadena de valor de Vaca Muerta”, afirmó el directivo.
Eugenio Forchieri, Gerente de Operaciones de CIAR.
Proyecciones de las pymes
D´Angelo destacó que“la tecnología dejó de ser un diferencial y pasó a ser un requisito para que las pymes deVaca Muerta puedan competir. Nos tenemos que valer de lo último en tecnología para lograr la consistencia que nuestros clientes están pidiendo”.
“Estamos enfocados en lograr eficiencia en la operación de nuestros clientes apoyándonos, por ejemplo, en los gemelos digitales. Internamente en nuestra empresa tenemos el foco puesto en continuar con la digitalización de todos nuestros procesos que nos permite reducir errores y alcanzar la competitividad que el mercado está demandando”, enfatizó.
Por último, Leiva contó que “para el futuro en EKU estamos trabajando en el desarrollo de equipos con tecnología y plataformas de control automáticas. Vemos que hay una oportunidad muy grande en la Argentina para implementar procesos de automatización porque mejora mucho la eficiencia”.
«Si no nos alineamos en toda la cadena de valor, será un error generacional no poder concretar este objetivo de país», afirmó el titular de la petrolera.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, sostuvo este martes que el verdadero salto cualitativo de Vaca Muerta y del sector energético nacional no provendrá solo del incremento de la actividad, sino de una transformación cultural en la productividad de las operaciones. En el cierre del Supplier Day organizado por EconoJournal, el ejecutivo afirmó que la viabilidad del plan de desarrollo del shale exige alinear los incentivos con las empresas de servicios, aplicar métricas de eficiencia comparables con los estándares internacionales y entender que la productividad es la única garantía para competir.
El encuentro, que reunió a los principales actores de la cadena de valor de los hidrocarburos, culminó con un diálogo mano a mano de Marín con Nicolás Gandini, director de EconoJournal. Durante la charla, el ejecutivo repasó las metas financieras y de infraestructura de la compañía, abordó los cuellos de botella de la industria y detalló cómo el modelo de gestión aplicado en áreas clave como la refinación y el downstream debe trasladarse a los equipos de perforación y a las pymes contratistas.
Durante el intercambio, el titular de la petrolera centró su análisis en la urgencia de abandonar la supervisión tradicional para pasar a un esquema de integración real con la cadena de proveedores. «Tenemos que lograr que la cultura de la productividad esté arraigada en la industria petrolera«, afirmó Marín, al tiempo que remarcó la necesidad de adoptar esquemas similares a la industria automotriz.
«El Toyota Well es la integración con los proveedores y es difícil porque es un cambio cultural extremadamente grande que en la industria petrolera no hemos logrado. YPF no quiere supervisar a los proveedores; pero no los supervisás y siguen haciendo cagadas. Si las cosas te están yendo mal, ¿por qué esperar a que te llamen para que te puteemos?», afirmó el directivo de la principal petrolera del no convencional neuquino.
El gran cambio será que la productividad sea una cultura
Para profundizar el concepto, el ejecutivo enfatizó que el cambio cultural debe permear en todas las estructuras de las compañías hasta convertirse en un estándar. «Estamos cambiando YPF no solo en la gente que trabaja en la empresa; está permeando el tema, pero necesitamos que se haga cultura. Estamos como hace 15 años en seguridad: hoy es una cultura que está arraigada en la industria, pero la cultura de productividad no lo está porque no están alineados los incentivos», agregó Marín.
Al analizar el modelo contractual vigente con las empresas de servicios, el ejecutivo cuestionó que la ineficiencia siga siendo un negocio para las contratistas y planteó reestructurar el sistema de incentivos. «Los contratos están desalineados y las empresas no tienen la culpa, hace 30 años que es así. Hoy la ineficiencia de YPF es mejor para la compañía de servicios porque gana más: si hace un servicio y pone 5 personas gana menos que si pone 10. La idea de la productividad en los equipos de perforación la estamos transfiriendo; si me dan productividad, compartimos el ahorro y todos ganamos más«, explicó.
«No se trata de supervisar, sino de alinearnos con las empresas de servicios para que la productividad beneficie a todas las partes», planteó el CEO de YPF.
Asimismo, el directivo descartó que la búsqueda de eficiencia implique un costo en puestos de trabajo y ubicó la meta de competitividad como un requisito frente a la competencia internacional. «Hay que trabajar en productividad para no sufrir los precios bajos del petróleo. La referencia son los shales de Estados Unidos y siempre tenemos que estar un poquito mejor. Productividad no es echar gente, es muy distinto; de hecho, la inversión que se viene va a generar una demanda enorme de empleo en la industria y la construcción», remarcó.
Para fundamentar la viabilidad de este cambio operativo, el CEO de YPF detalló cómo la digitalización y el análisis de datos redujeron drásticamente los cuellos de botella logísticos y los tiempos de gestión interna. «Cuando llegué a YPF teníamos 235 quiebres por día en estaciones de servicio por falta de gasoil o nafta. Hicimos un cambio tecnológico y bajamos a 70 por empuje, después a 35, y cuando nos metimos de lleno en los procesos logramos estar entre 0 y 5 todos los días con los mismos camiones y la misma gente», argumentó.
El desafío de los grandes proyectos con la cadena de valor
Sobre la escala de los grandes proyectos de infraestructura, en particular las obras del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y las iniciativas de exportación de Gas Natural Licuado (LNG), Marín dimensionó el impacto financiero y la proyección de caja proyectada. «El plan de LNG va a ser entre 12 y 15 veces más grande que el mayor desarrollo de gas» concretado por Tecpetrol en Fortín de Piedra, proyecto del que participó. Ante esa magnitud de inversiones requeridas corresponde una proyección de exportaciones inicial de US$ 55.000 millones para 2031 con un barril a US$ 70 y el gas a US$ 6,50 FOB, puntualizó.
El ejecutivo detalló las metas operativas de corto plazo fijadas para el upstream y la estrategia de eficiencia que aplicarán en la red de comercialización. «El año que viene tenemos que tener el VMOS en actividad, 21 rigs de perforación constantes y empezar las obras de LNG. En downstream el objetivo es que en abril, cuando vayas a la estación de servicio, la hamburguesa te la entreguen en 90 segundos y seguir con las alianzas estratégicas. Y en refinación vamos a lograr que todo el producto tenga 10 partes por millón de azufre para vender indistintamente en el mercado interno o exportar», anticipó.
Finalmente, como balance de su primer tramo de gestión, subrayó que los resultados financieros presentados el lunes al mercado. «Duplicamos las ganancias de YPF en un semestre con el mismo precio que la gestión anterior, sin cambios de precios y solo mejorando procesos. A fin de año alcanzaremos los 250.000 barriles diarios de petróleo neto y más de 360.000 operados; cuando analizás cualquier empresa con resultados extraordinarios es por empuje, y en YPF logramos un alineamiento general para dar ese salto»,
En el cierre de la exposición, Marín instó a los empresarios del sector a asumir el salto de escala como una responsabilidad colectiva que trasciende a la propia operadora estatal. «Los resultados extraordinarios se logran cuando apoyás y desafiás. YPF logró un objetivo de país para que todos den la milla extra; si no tenemos la ayuda de ustedes no logramos el objetivo de la compañía. Si no nos alineamos de toda la cadena de valor, será un error generacional no poder concretar este objetivo de país«, concluyó.
La empresa Camuzzi, la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina, destinará una inversión superior a los US$ 6 millones para finalizar las obras pendientes en la Planta Compresora Las Armas. La infraestructura resulta fundamental para fortalecer el abastecimiento del insumo en la zona atlántica de la provincia de Buenos Aires, entre ellas la ciudad de Mar del Plata, de unos 650.000 habitantes
La instalación está integrada por dos equipos motocompresores que suman una potencia total de 2.400 HP. Su habilitación permitirá incrementar las condiciones operativas sobre dos arterias críticas del sistema regional: el Gasoducto de la Costa y el Gasoducto Tandil-Mar del Plata, informó la distribuidora este martes.
Con esta puesta en marcha, la compañía busca optimizar la capacidad de transporte para garantizar el suministro a más de 40 localidades bonaerenses. De este modo, la red sumará el respaldo necesario para acompañar la expansión del consumo residencial, comercial e industrial de la región.
Los trabajos en la planta compresora sufrieron una parálisis con el cambio de administración nacional a fines de diciembre de 2023, cuando la obra contaba con un avance de entre el 80% y el 90%. En ese momento, la suspensión de la obra pública nacional y la acumulación de certificados de obra impagos frenaron la ejecución.
Ahora, 30 meses después, el plan integral para repotenciar el sistema contempló previamente la ejecución de un refuerzo sobre el Gasoducto de la Costa, obras en el ramal de alimentación a Balcarce y la interconexión entre las estaciones reguladoras La Invernada y El Tejado, encargadas de abastecer a Mar del Plata.
A pesar de que esos trabajos concluyeron en su oportunidad, requerían la finalización de la Planta Compresora Las Armas para alcanzar su pleno funcionamiento. Las labores pendientes comenzarán en el corto plazo y la distribuidora prevé completarlas antes del invierno de 2027.
Desde la empresa destacaron el acompañamiento de las autoridades competentes para reencauzar una obra estratégica que permitirá destrabar la capacidad de transporte en la Costa Atlántica.
Actualmente, Camuzzi cubre el 45% del territorio nacional a través de un sistema de cañerías que supera los 50.000 kilómetros de extensión. Con presencia en siete provincias -Buenos Aires, La Pampa, Neuquén, Río Negro, Chubut, Santa Cruz y Tierra del Fuego-, la firma presta servicio a más de 2,2 millones de usuarios.
El salto de escala que exige la segunda ola de desarrollo Vaca Muerta está trasladando la presión operativa hacia la capacidad de respuesta de la cadena de valor. Los directivos de seis de las principales compañías que integran el denominado primer anillo de servicios ratifica que la escala no se alcanzará con esquemas tradicionales ni en forma individual. La rápida incorporación de tecnología y la asociación estratégica con pymes locales son condiciones indispensables para la competitividad de la cuenca.
En ese escenario desafiante, la nueva edición del Supplier Day de EconoJournal reunió a referentes de las compañías de servicios de la industria no convencional. El primer panel de empresas de servicios contó con las exposiciones de Diego Argañaraz, Project & Account Manager de SLB; Fabián Mendoza, Account Manager Sr. de Halliburton; y Francisco Liberatore, Director Sr. Oil & Gas Services de Tenaris.
A continuación, el segundo bloque estuvo integrado por Gerardo Molinaro, VP Land Drilling de DLS; Walter Paris, Director Ejecutivo Servicios de Pecom; y Leopoldo Torres, Supply Contracting Director de Techint E&C, en una mesa moderada por Ezequiel Cufré.
Vaca Muerta: salto tecnológico en el pozo, eficiencia y nuevos moldes contractuales
Fabián Mendoza, Account Manager Senior de Halliburton.
Durante el primer bloque, Diego Argañaraz (SLB) destacó la búsqueda de competitividad a través de la integración horizontal y el quiebre de dinámicas tradicionales: «Hace tres meses empezamos con una integración operativa en la cual buscamos competir en la alta gama, en el nicho donde buscamos la diferencia operativa o la eficiencia. Para eso hay que romper moldes y trabajar mancomunados con un mismo objetivo a través de contratos integrados. Al ver todas las etapas del proceso de producción de upstream a downstream te da otras posibilidades de jugar».
De cara a las proyecciones de la cuenca, Argañaraz agregó: «Se suma la digitalización porque es importante tomar datos y darles una interpretación. El siguiente paso es la integración: no solo traer la tecnología y los datos, sino que dentro de la estructura de conocimiento nos podamos pasar de un lugar a otro de forma orgánica con el cliente. Es una industria que da la posibilidad de conocernos desde la colaboración de acá a 5 o 10 años».
Por su parte, Fabián Mendoza (Halliburton) puso el foco en las metas de producción de la cuenca hacia 2031 y el salto que exige la incorporación de tecnología de punta en la fractura: «Las operadoras llegaron a niveles de producción con eficiencia y nos queda apelar a la tecnología, a diferentes mecanismos que nos permitan ser aún más eficientes y superar esa barrera técnica que aún tenemos. En octubre está llegando un fracturador eléctrico activo a principios de noviembre y un segundo fracturador muy probablemente a fines de febrero».
Diego Argañaraz, Project & Account Manager de SLB
Mendoza advirtió también sobre los desafíos de la cadena de valor en este proceso: «Va a haber un período de transición; hoy no tenemos la cadena de suministros localizada en la Argentina y definitivamente sí vamos a tener que apelar en principio a conseguir repuestos de manera internacional. Estamos capacitando personal argentino e identificamos algunos proveedores que vamos a tratar de desarrollar para que nos puedan suplir con ese tipo de mantenimiento para estas tecnologías. No esperábamos que sea así, pero lo importante es tener una planificación».
A su turno, Francisco Liberatore (Tenaris) sostuvo que el paradigma de Vaca Muerta cambió de escala y requiere trasladar la fortaleza industrial directamente a la locación. «El desafío cambió. La geología y el potencial de Vaca Muerta tienen una primera etapa comprobada; la segunda etapa fue elevar el nivel de eficiencia de la operadora y la compañía de servicios para lograr resultados similares a la cuenca del Norte. El desafío va un poco más allá y está asociado a un conglomerado de desarrollo de infraestructura y de todas estas compañías de servicios pensando en estas nuevas tecnologías que permitan el salto de escala», dijo.
Francisco Liberatore, Director Senior Oil & Gas Services de Tenaris
Ejemplificando esta evolución, Liberatore remarcó que «el inicio de operación del tercer set de fractura en Los Toldos de Tecpetrol es bastante disruptivo: incorpora la tecnología DGB sobre plataforma Tier 4 con una sustitución de diésel superior al 80% y reducción de emisiones de CO2. Este set de 28 bombas se construyó en tiempo récord con la asociación estratégica de Tenaris con una pyme marplatense, trabajando en la ingeniería en un desafío muy interesante por los tiempos para lograrlo».
Integración de proovedores y competencia global
En el segundo tramo de las exposiciones, Gerardo Molinaro (DLS) aseguró que el sector atraviesa el escenario con el que soñó en los últimos 15 años, aunque remarcó la necesidad de esquemas de asociación. «Hacemos integración con proveedores locales porque nadie tiene la totalidad de los recursos para enfrentar este nivel de crecimiento, por lo cual no hay otra forma que buscar la complementariedad y capitalizar este momento. La red de proveedores acompaña; estamos creciendo al 40% anual, con tres equipos nuevos en seis meses y planes para cuatro más el año que viene».
Respecto a la competencia global por equipos, Molinaro advirtió que «este mercado va a exigir mucha creatividad en la integración y promover la escalabilidad para atraer estas posibilidades, porque no estamos solos en el mundo sino que competimos palmo a palmo con Venezuela en la demanda de equipos de perforación. Solos va a ser imposible«.
Desde la perspectiva de la infraestructura y los servicios, Walter Paris (Pecom) coincidió en que la magnitud de los proyectos requerirá alianzas flexibles dentro de la cadena proveedora: «Difícilmente exista una sola empresa que pueda proveer la variedad de servicios que existe y las necesidades que se vienen. Venimos explorando varios modelos distintos de integrarnos con proveedores, desde los más extremos de sentarlos a nuestras instalaciones, lo que da muy buen resultado porque nos sentimos parte del mismo proyecto. Competimos en el mundo pero la prioridad es Vaca Muerta por cercanía, infraestructura y recursos».
Walter Paris, Director Ejecutivo Servicios de Pecom
En cuanto a la capacidad operativa de respuesta, Paris señaló: «Respecto a la escalabilidad, tuvimos ciclos de más de 9.000 personas y ahora somos 4.000, no tenemos problema de crecer a 2x o 3x. A su vez venimos explorando con nuestra gama de proveedores para presentarnos en UTEs que hacen que nos potenciemos en áreas donde no tenemos especialidad, potenciando además nuestra área de I+D en Neuquén».
Finalmente, Leopoldo Torres (Techint E&C) analizó el posicionamiento de Vaca Muerta a nivel global y el rol de las grandes compañías para traccionar a la cadena de valor local.
«Hoy Vaca Muerta se volvió un play de interés global. El desafío no pasa por el recurso, sino por la extracción, el transporte y la exportación de gas y petróleo en el marco de una realidad desafiante de la Argentina con condiciones macro de competitividad no tan buenas, producto de asuntos fiscales distorsivos y dificultad de acceso al crédito. En ese contexto, tenemos la gimnasia de trabajar desafiados en la capacidad de orquestar proyectos de 1.000 proveedores como en VMOS o 700 como en Los Toldos».
Leopoldo Torres, Supply Contracting Director de Techint E&C.
Frente al acompañamiento a las pymes y la presión sobre los recursos, Torres concluyó que «para que un proveedor llegue al proyecto hay que ayudarlo a encontrar sus capacidades, tomar garantías y poder sostenerlas. Hoy estamos viendo proyectos de clase mundial y fuera de escala para el mercado argentino, donde otras verticales como la minería y los fertilizantes van a competir por el recurso. Hay que desriskear las capacidades de ejecución para que un proyecto se haga, se termine a tiempo y sin sorpresas».
De izquierda a derecha: Walter Actis (YPF) junto a Marcelo Gioffré (PAE). Foto: Dan Damelio.
El desafío de la industria petrolera y gasífera ya no es solo perforar más pozos, sino sostener el crecimiento con una cadena de proveedores que acompañe ese ritmo. Así lo plantearon este martes los responsables de supply chain de YPF, PAE, Tecpetrol y Pluspetrol durante la apertura de la jornada de proveedores organizada por EconoJournal. Coincidieron en que la especialización de las empresas proveedoras, la eficiencia por sobre el volumen y la disponibilidad de personal calificado son los principales condicionantes que enfrenta el sector en esta etapa.
«La preocupación no son los equipos, sino que los proveedores terminan abarcando todo. Buscamos que se especialicen: que cada empresa encuentre cuál es su mejor desempeño y desarrolle ahí la mayor capacidad», planteó Walter Actis, vicepresidente de Supply Chain de YPF, en el panel de apertura del Supplier Day, que este año llevó el nombre “Salto de escala: cómo la cadena de valor de la industria energética se anticipa al crecimiento que trae la nueva infraestructura de exportación”.
Actis explicó que la compañía incorporó un área de performance de proveedores, que releva datos objetivos sobre el desempeño de cada empresa en su rubro específico. Esa información, dijo, ya funciona como una herramienta para seleccionar proveedores en licitaciones futuras, ya que identifica en qué rubro cada compañía tiene mejor rendimiento y prioriza esa especialización a la hora de adjudicar contratos. «No nos sirve a nosotros ni a ellos que el proveedor la choque», planteó.
YPF incrementó de 12 a 16 el número de equipos de perforación activos en lo que va de 2026, y la compañía prevé alcanzar entre 19 y 20 hacia fin de año. «El desafío más grande es mantener la eficiencia porque, al ritmo que está creciendo la industria y la demanda, no podemos solamente sumar más, sino hacerlo de una forma muchísimo más eficiente», advirtió Actis. Para lograrlo, la compañía introdujo el modelo TPS (Toyota Production System), ya aplicado en el trabajo con sus proveedores, e implica revisar a diario los procesos operativos.
Además de Actis, participó del panel «¿Estamos listos para el próximo salto?»Marcelo Gioffré, vicepresidente de Supply Chain y Seguridad Patrimonial de PAE, con la moderación de Nicolás Gandini. En la segunda parte intervinieron Guillermo Murphy, vicepresidente de Supply Chain de Tecpetrol, y Pablo Zelerteins, director de Supply Chain de Pluspetrol, moderados por Sabina Trossero, con la co-moderación de Pablo Fiscaletti, presidente de QM.
La gente como cuello de botella
Marcelo Gioffré planteó otro problema estructural del sector, la fuerte dependencia de sus proveedores. «Esta es una industria que, a diferencia de muchas otras, no ajusta un tornillo sin un contratista», señaló, y contrastó esa realidad con su experiencia en otras industrias, donde el mantenimiento quedaba a cargo de personal propio de la compañía. Como respuesta, PAE trabaja en integrar distintos servicios en Neuquén, en las áreas de operaciones y OPEX, para reducir la cantidad de proveedores con los que administra una misma actividad y concentrarse en lo que considera su función central: perforar, planificar y desarrollar áreas.
El proyecto de exportación de GNL implicará una demanda de personal de 350 personas en forma permanente solo en el barco de licuefacción, a las que se sumarán 150 más en tierra para asistir la operación. «Es un sueño hecho realidad, que no solo va a traer nuevas especialidades y nuevas necesidades de proveedores y servicios, sino capacitaciones de gente que hoy no tiene este tipo de capacidades», dijo.
Para el directivo de PAE, ese proyecto es también un ejemplo de la falta de proveedores locales especializados: la empresa a cargo del tendido submarino es colombiana, y la otra que se presentó a la licitación, mexicana. Esa compañía acumula, según contó, cuatro meses de demora en el tendido de un caño de 15 kilómetros para el primer barco, por las características del suelo que encontró. «Junto con el programa pyme de PAE y de desarrollo de proveedores, estamos trabajando con la provincia, las escuelas técnicas y el IAPG para que la gente se especialice. No va a ser algo fácil», señaló.
Pablo Zelerteins, director de Supply Chain de Pluspetrol, informó que este año lanzaron un área específica de desarrollo de proveedores y avanzan en un portal digital para agilizar la relación comercial. Según planteó, el crecimiento de la compañía —que multiplicó por diez su producción desde que adquirió los activos de Exxon— obliga a construir vínculos de largo plazo con los proveedores en lugar de operar contrato a contrato. «La vieja oficina de compras, donde hablábamos solo de tarifa, ya no alcanza», señaló, y remarcó que el foco pasa ahora por la innovación y la eficiencia.
De izquierda a derecha: Guillermo Murphy (Tecpetrol) y Pablo Zelerteins (Pluspetrol). Foto: Dan Damelio.
Logística: el punto más débil
El transporte de arena para fractura en Vaca Muerta es uno de los ejemplos más claros del cuello de botella logístico que enfrenta la industria. La demanda puede llegar a crecer de 5,5 millones de toneladas consumidas en 2025 hasta 8 millones entre 2026 y 2027.
«Lamentablemente, como industria, no pudimos alinearnos y ponernos de acuerdo para lograr una solución que necesitaba de todos, como era el sistema ferroviario», reconoció Actis. Ante ese fracaso, dijo, YPF explora ahora un esquema con tres vías: la vial con camiones, una ferroviaria combinada con camiones hasta Palmira, en Mendoza, y una fluvial que todavía se encuentra en etapa de análisis. Según explicó, montar la vía fluvial sería más rápido que un sistema ferroviario, aunque el desafío pasa por integrar actores que ya existen por separado —navieros, gestión portuaria, transporte terrestre— en un esquema conjunto.
Guillermo Murphy, vicepresidente de Supply Chain de Tecpetrol, graficó por qué la compañía llegó a ese nivel de exigencia: la arena viaja más de 1200 kilómetros desde su origen hasta el pozo, mientras que el set de fractura —la maquinaria que no puede detenerse— solo cuenta con dos o tres días de stock. En ese contexto, contó que la empresa llegó a facturarle a un proveedor nueve minutos de tiempo improductivo (NPT, por sus siglas en inglés) por una demora en la entrega. «Un poco paranoicos estamos, pero a ese nivel de control tenemos», dijo. Por eso, agregó, Tecpetrol decidió integrarse en la producción de arena y en su traslado hasta el pozo, pero no en el transporte de larga distancia.
La compañía cerró el período con ingresos netos por US$ 6.574 millones, un incremento del 33% respecto del trimestre anterior y un avance del 42% en la comparación interanual
YPF alcanzó un EBITDA ajustado de US$ 2.804 millones en el segundo trimestre de 2026, lo que representó un incremento del 76% respecto del trimestre anterior y un marcado crecimiento del 149% en la comparación interanual. Esa cifra es ña más alta de toda su historia. Además, el indicador reflejó un margen del 43% sobre los ingresos netos consolidados de la compañía, que sumaron US$ 6.574 millones impulsados por la dinámica de precios en el mercado local e internacional.
El desempeño financiero estuvo apalancado por la expansión en la producción no convencional de Vaca Muerta y el volumen procesado en refinerías, marcando uno de los puntos más altos en la generación de los últimos períodos, de acuerdo a lo comunicado a la Comisión Nacional de Valores por la compañía sobre los resultados del segundo trimestre.
La utilidad neta totalizó US$ 1.205 millones en el período, en comparación con los US$ 409 millones registrados en el primer trimestre del año y los US$ 58 millones de igual lapso de 2025. Los ingresos netos consolidados registraron un incremento trimestral del 33% y un avance interanual del 42%, sostenidos por la sólida demanda interna y las exportaciones.
En el segmento Upstream, la producción total promedió 544,4 mil barriles equivalentes de petróleo por día (kboe/d), con una ligera baja del 0,2% interanual. Sin embargo, la extracción de crudo no convencional (shale oil) alcanzó los 212,7 mil barriles diarios (kbbl/d), lo que implicó una expansión del 47% en relación con el segundo trimestre del año anterior. La compañía proyecta alcanzar una producción de 250 mil barriles diarios de petróleo shale hacia el cierre del ejercicio.
Con menos exposición a los campos maduros baja el lifting cost
Los costos de extracción (lifting cost) del total consolidado se ubicaron en US$ 8,4 por barril equivalente, reflejando una disminución del 31% interanual. En tanto, en el core hub no convencional, el costo de extracción se mantuvo en US$ 4,0 por barril equivalente. En mayo, la firma presentó ante el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) el proyecto Loma La Lata Oil, orientado al desarrollo y exportación de crudo con una inversión estimada de US$ 25.000 millones.
Las inversiones totales (Capex) del trimestre ascendieron a US$ 1.340 millones, lo que significó un alza del 37% frente al trimestre previo y un 16% más en la comparación interanual. El 77% de los desembolsos se dirigió a la actividad no convencional en la Cuenca Neuquina. Asimismo, la cifra del trimestre incluyó el devengamiento del bono de firma de cinco bloques no convencionales correspondientes al proyecto Argentina LNG.
En el negocio Downstream, el procesamiento de crudo en las refinerías de la empresa promedió 351 mil barriles diarios, registrando un nivel de utilización de las instalaciones del 104%. Los volúmenes de venta de combustibles en el mercado local alcanzaron los 3.869 mil metros cúbicos, lo que representó un incremento interanual del 10%. Las ventas de gasoil crecieron un 15% trimestral, al tiempo que las naftas mostraron una contracción estacional del 5%.
Respecto de la infraestructura de transporte, el proyecto del oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS) alcanzó un avance cercano del 77% al cierre de julio. La infraestructura prevé iniciar operaciones de exportación hacia comienzos del próximo año, con una capacidad inicial estimada de 180 mil barriles diarios que proyecta expandirse paulatinamente hasta los 550 mil barriles diarios hacia el segundo semestre de 2027.
El programa de desinversión y el hito de la venta de Metrogas
En el marco del Plan 4×4, YPF continuó con el programa de desinversión en campos maduros convencionales con el Proyecto Andes II. En julio, acordó la cesión de dos clústeres en la provincia de Mendoza (Chachahuén y Mendoza No Operado) por un monto de US$ 405 millones. Con la salida del bloque Manantiales Behr completada en mayo y la concreción de las ventas vigentes, cerca del 95% de la producción de crudo de la compañía ya proviene de recursos no convencionales.
La presentación de resultados del segundo semestre coincidió con uno de los objetivos trazados por la petrolera desde comienzos de 2024. YPF comunicó también este lunes que cerró la venta de la distribuidora Metrogas a la empresa Edenor, de los empresarios José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti, por US$ 780 millones.
El flujo de caja libre finalizó el trimestre en US$ 824 millones, frente a los US$ 871 millones del trimestre anterior y recuperándose del terreno negativo de US$ 365 millones registrado en el segundo trimestre de 2025. El resultado incluyó un impacto extraordinario de US$ 188 millones por la adquisición de los activos no convencionales de Equinor en la cuenca. Excluyendo dicho desembolso, la generación libre de caja se ubicó cerca de los US$ 1.000 millones.
La caja y equivalentes de efectivo cerraron el período en US$ 2.474 millones. La deuda neta consolidada descendió a US$ 7.654 millones, lo que redujo el ratio de apalancamiento neto (deuda neta sobre EBITDA ajustado últimos doce meses) a 1,09 veces, frente al 1,57x registrado en el primer trimestre del año y el 2,10x alcanzado en el tercer trimestre de 2025.
“Eventualmente, el Enrege (Ente Regulador de Gas y Electricidad) tendrá que analizar si es compatible que Edenor controle Metrogas, pero no veo una inconsistencia manifiesta”, explicó un experto legal que pasó por la Secretaría de Energía al analizar si la mayor distribuidora de energía eléctrica del país está habilitada, según la normativa vigente, a quedarse con el control de la principal distribuidora de gas natural de la Argentina.
“En 2024 el Estado avaló una modificación en el estatuto de Edenor que es clave para entender esta operación. Eso cambió todo”, añadió.
Hacía referencia a la resolución 271/2024 del ENRE, del 9 de mayo de 2024, que autorizó una modificación del estatuto de Edenor aprobada dos semanas antes, el 25 de abril, por la asamblea de accionistas de la distribuidora, entre los que figuran José Luis Manzano, Daniel Vila, Edgardo Filiberti y Claudio Belocopitt, titular de Swiss Medical.
La medida lleva la firma de Darío Arrué, quien estaba al frente de la intervención del ENRE bajo el ala del entonces secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo.
Al convalidar el cambio en el objeto social de la mayor distribuidora eléctrica del país, el ente regulador habilitó a Edenor a participar de negocios y adquirir activos por fuera de su actividad principal, que es la distribución y comercialización de energía eléctrica. Hasta entonces, el propósito societario de Edenor estaba circunscripto a esa actividad.
A partir de la modificación estatutaria, la compañía quedó formalmente habilitada por el Estado para ampliar su radio de acción y participar de otros negocios, incluso por fuera del sector eléctrico. La adquisición de Metrogas constituye ahora el ejemplo más concreto y de mayor escala de las posibilidades que abrió aquella decisión.
Una decisión que pasó inadvertida
La modificación del estatuto de Edenor, que terminó de ser validada en mayo de 2024, prácticamente no tuvo visibilidad en la agenda pública. Sin embargo, con el paso del tiempo fue generando diferentes posicionamientos dentro del sector y también en áreas técnicas y legales del Estado.
Por un lado, existen voces que cuestionan que una compañía regulada pueda utilizar el flujo de fondos generado por tarifas que define el propio Estado para apalancar inversiones o adquirir activos que no estén directamente vinculados con su negocio principal. Bajo esa mirada, una distribuidora eléctrica debería priorizar la reinversión de sus recursos en ampliar las redes, mejorar la calidad del servicio y fortalecer la infraestructura necesaria para cumplir con su concesión, antes que funcionar como una suerte de private equity que invierte en otros activos.
José Luis Manzano, principal accionista de Edenor, ya controlaba un 9% de Metrogas a través de Integra Capital.
En otra vereda fuentes consultadas por EconoJournal sostienen que esa interpretación responde a una concepción cada vez más desactualizada del negocio de las utilities —(empresas reguladas). A nivel internacional, argumentan quienes defienden esta visión, las compañías del sector tienden cada vez más a comercializar energía en un sentido amplio: electrones a través de la electricidad y moléculas mediante el gas natural, además de incorporar soluciones de almacenamiento, generación térmica y renovable y otros servicios energéticos.
La convergencia entre gas natural y electricidad es, además, particularmente relevante en un sistema como el argentino, donde buena parte de la generación eléctrica depende del abastecimiento del hidrocarburo.
Qué cambió en 2024
En términos jurídicos, la modificación del objeto social introdujo un cambio sustancial. Si el proceso de venta de Metrogas se hubiese realizado hasta 2023, Edenor habría estado imposibilitada de participar como tal en la adquisición de la participación accionaria de YPF en la distribuidora de gas. Desde mayo de 2024, en cambio, la compañía quedó habilitada legalmente para participar con su propio vehículo societario en procesos de adquisición como el que llevó adelante la petrolera bajo control estatal.
Una fuente cercana al Gobierno indicó que la decisión impulsada durante la gestión de Rodríguez Chirillo fue objetada en su momento por algunos funcionarios de segundas líneas en el gobierno. Finalmente, la posición del ex secretario de Energía, que dejó el cargo en octubre de 2024 reemplazado por María Tettamanti, terminó prevaleciendo.
Dos años después, algunas fuentes cercanas al Gobierno admiten que no está claro si la ampliación del objeto social de Edenor sería aprobada actualmente en los mismos términos.
“Es verdad que en su momento fue una decisión polémica, pero en lo personal que Edenor controle dos negocios regulados no me parece un problema grave en sí mismo. Al final del día, el Enrege y la Autoridad Nacional de la Competencia (ANC) tendrán que analizarlo oportunamente”, indicó una fuente del Ejecutivo.
Un ex titular del área de Energía lo puso en estos términos: “No veo un argumento legal o vinculado con la defensa de la competencia que permita objetar por sí mismo que Edenor controle Metrogas. El mundo avanza hacia la venta de energía y hacia una mayor integración entre los negocios de distribución de gas y electricidad. No veo un obstáculo insalvable para habilitar la operación”.
El debate por la calidad del servicio
Uno de los argumentos de quienes cuestionan la diversificación es que una empresa regulada debería concentrar sus recursos en mejorar la prestación del servicio concesionado. Fuentes cercanas a Edenor responden que la ampliación de su objeto social no estuvo acompañada por un deterioro de la calidad del servicio y destacan que, por el contrario, los principales indicadores técnicos continuaron mejorando.
El SAIDI, el indicador que mide la duración promedio de las interrupciones, pasó de 27,6 horas por cliente en 2017 a 6,1 horas a marzo de 2026, una reducción del 78%. A su vez, el SAIFI, que mide la frecuencia de los cortes, cayó de 9 a 2,9 interrupciones promedio por cliente en el mismo período, una mejora del 67%. En ambos casos, los registros actuales se encuentran por debajo de los niveles de calidad exigidos a la distribuidora.
Un leading case regulatorio
En cualquier caso, el organismo regulador deberá tomar posición sobre la operación. El Enrege es conducido actualmente por su vicepresidente, Vicente Serra Marchese, dado que el cargo de presidente continúa vacante desde la salida de Marcelo Lamboglia. La Secretaría de Energía convocó a un nuevo concurso para seleccionar al titular del organismo, aunque ese proceso demandará varios meses.
La adquisición de Metrogas abre una discusión para la que no existen antecedentes de esta magnitud en el mercado argentino: una misma estructura accionaria pasará a controlar las dos mayores distribuidoras del país, una del sector eléctrico y otra del segmento de gas natural.
Por eso, la operación puede convertirse en un verdadero leading case regulatorio. La interpretación que adopte el organismo podría sentar las bases para definir cómo deberán analizarse hacia adelante operaciones que involucren la integración, bajo un mismo grupo empresario, de compañías reguladas pertenecientes a distintos segmentos del sector energético.
La propia resolución 271/2024 dejó planteadas algunas de las pautas con las que el ENRE entendía que debía evaluarse la ampliación del objeto social de Edenor. En uno de sus considerandos, el organismo señaló que, dentro del esquema previsto por los artículos 31 y 32 de la Ley 24.065, “no existiría posibilidad de que, a través de los cambios en el objeto social, se sufran perjuicios en el funcionamiento del sector”.
El ente regulador introdujo además una condición relevante: estableció que la normativa no prohíbe a Edenor emprender actividades no reguladas siempre que “no se afecte adversamente al servicio de la actividad regulada” y se proteja adecuadamente a los usuarios.
Y agregó otro elemento que cobra especial relevancia frente a la compra de Metrogas: la ampliación de actividades debería permitir aprovechar “economías de alcance” a través de activos y gastos comunes que tendrían que redundar en una disminución de costos para la actividad regulada.
Las sinergias entre Edenor y Metrogas
Ese último punto adquiere una dimensión concreta a partir de la adquisición de Metrogas. Existen potenciales sinergias entre las operaciones de Edenor y Metrogas dado que ambas compañías comparten buena parte de su área geográfica de prestación en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA). Esa superposición abre la posibilidad de compartir estructuras, servicios, tecnología y determinados costos operativos.
Lo concreto es que una modificación estatutaria que entonces pasó prácticamente inadvertida terminó convirtiéndose, casi dos años después, en una de las claves jurídicas y regulatorias para explicar cómo la mayor distribuidora eléctrica de la Argentina quedó habilitada para avanzar sobre el control de la principal distribuidora de gas natural del país.
Luedo de meses de compulsa YPF desinvierte en la mayor distribuidora de gas de la Argentina por US$780 millones.
YPF informó este lunes que aceptó la oferta presentada por la distribuidora eléctrica Edenor para adquirir la totalidad de su participación accionaria en Metrogas y su comercializadora MetroEnergía, por un monto de US$ 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.
La propuesta ganadora de la distribuidora eléctrica se impuso en el proceso competitivo frente a las ofertas presentadas por los otros cuatro grupos económicos que llegaron a la instancia final de la compulsa: Central Puerto (asociado a Ecogas y con accionistas como Guillermo Reca y Eduardo Escasany), el Grupo Pierri (encabezado por Alberto Pierri), el holding MSU (de Manuel Santos Uribelarrea) y el fondo Sophia Capital (accionista de Litoral Gas).
La decisión fue aprobada este lunes por el Directorio de YPF tras concluir un proceso de compulsa competitiva impulsado en los últimos meses, informó mediante un Hecho Relevante a la CNV. No obstante, antes de concretarse deberá ser aprobada por el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (Enrege) y la Autoridad Nacional de la Competencia. Además, que la Secretaría de Energía finalmente apruebe la extensión de la concesión de Metrogas que vence en diciembre de 2027.
Con esta decisión, la conducción de la petrolera avanza con el mandato de focalizar de manera exclusiva sus flujos de caja y esfuerzos técnicos en la producción no convencional. La venta de la mayor distribuidora de gas del país busca liberar recursos para acelerar el desarrollo masivo de Vaca Muerta, con la meta fijada de consolidar a la compañía como un actor shale de escala internacional y potencia exportadora de hidrocarburos.
Una intimación y una venta que se demoró 10 años
En enero de 2017, una vez realizada la Revisión Tarifaria Integral que impulsó el entonces ministro de Energía, Juan José Aranguren, el entonces Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) intimó a YPF para que se desprenda de Metrogas cumpliendo de ese modo con la ley 24.076 que regula al sector. La norma no solo prohíbe que un productor controle a una distribuidora sino también que una distribuidora le compre más del 20% del gas a un mismo productor.
El regulador puso como fecha límite para que se concrete la venta el 31 de diciembre de 2017, pero YPF recurrió esa determinación mediante un recurso administrativo en el área de Legales del Enargas porque aseguró que una fecha tope de venta afectaba el valor de la acción de la distribuidora.
Más allá de la discusión sobre el deadline, la petrolera argentina contrató al Citibank para que lidere la desinversión. En 2017 se inició un concurso público internacional donde varias multinacionales mostraron su interés por la firma. Sin embargo, fuentes al tanto de la negociación aseguraron a EconoJournal que hacia fines de ese año la petrolera dejó trascender que quería mantener un co-control sobre Metrogas, lo cual desalentó a los jugadores extranjeros que se retiraron de la compulsa. Finalmente, el listado de empresas interesadas se redujo a tres grupos locales: Integra de Manzano, CGC de Corporación América y Disvol de Alejandro Macfarlane. Pampa Energía, de Marcelo Mindlin, inicialmente también había mostrado interés, pero no participó del concurso.
En abril de 2018, luego de que no se prorrogara la Ley de Emergencia Pública que frenaba la aplicación de la ley 24.076, Aranguren insistió para que YPF concretara la venta, pero la compañía siguió demorando el proceso y la crisis económica que se desató ese año hizo que fuera virtualmente imposible concretar la operación.
Ya durante el gobierno de Javier Milei, Horario Marín planteó en varias ocasiones su interés por avanzar con la venta de Metrogas con el argumento de que la distribuidora no está dentro de las actividades que deben formar parte del foco de la compañía.
Finalmente, este año YPF inició el proceso formal para desprenderse de su participación accionaria en Metrogas. A mediados de enero autorizó al Citi —el banco que posee el mandato para liderar la operación de venta— a empezar a contactar a inversores interesados en el activo.
Un activo estratégico
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.
Tras años de congelamiento tarifario, entre 2023 y 2025 la compañía duplicó su ganancia bruta, cuadruplicó su resultado operativo y redujo su nivel de endeudamiento financiero y comercial a un tercio.
Dos proyectos en la Legislatura buscan repudiar los dichos de Estados Unidos por el contrato de CALF con Huawei.
El oficialismo de Rolando Figueroa buscará bajarle el tono en la Legislatura de Neuquén al escándalo diplomático por lapresión de Estados Unidospara que la cooperativa CALF cancele un contrato con la firma china Huawei para la provisión de fibra óptica en la provincia. Este miércoles tomarán estado parlamentario dos proyectos que buscan repudiar los dichos de funcionarios de la Embajada norteamericana pero no cuentan, por ahora, con apoyo de La Neuquinidad para prosperar en el recinto.
«Hay que tener cuidado», advirtió un legislador cercano al gobernador, quien planteó que un eventual repudio podría dejar en una posición incómoda a la Provincia frente a futuras búsquedas de inversiones en Estados Unidos.
Los dos proyectos ingresaron este lunes en la Legislatura e iniciarán su trámite parlamentario formal el miércoles en sesión.
El primero fue presentado por 12 diputados entre los que hay integrantes del MPN, de Unión por la Patria, la UCR y Fuerza Libertaria. Fue iniciado por la diputada Cielubi Obreque (MPN), asesora legal de la cooperativa CALF actualmente en uso de licencia por su cargo político.
El texto comunica «su más enérgico repudio, rechazo y preocupación por las comunicaciones remitidas a través de un servicio de mensajería instantánea por el señor Andrew Dilts, agregado de Asuntos Económicos de la Embajada de los Estados Unidos de América en Argentina, a un gerente de la Cooperativa Provincial de Servicios Públicos y Comunitarios de Neuquén Limitada -CALF-, con motivo de las relaciones comerciales de dicha entidad con la empresa de origen chino Huawei para la compra de equipamiento tecnológico».
También manifiesta su solidaridad con la cooperativa y solicita a la Embajada de Estados Unidos que informe si las comunicaciones de Dilts «reflejan una posición oficial» de esa representación diplomática o del gobierno estadounidense respecto de las iniciativas tecnológicas de CALF.
Entre las firmas del MPN no figuran las más cercanas a Figueroa y al intendente de Neuquén capital, Mariano Gaido, como son las de los diputados Gabriel Álamo, Claudio Domínguez o Ludmila Gaitán.
El segundo proyecto lo presentó el diputado del FIT, César Parra, y declara «su enérgico rechazo a las acciones y declaraciones de la Embajada de Estados Unidos en nuestro país en relación con el contrato suscripto entre CALF y la empresa Huawei por considerarlas como una intromisión colonial».
Ninguna de las iniciativas sumó aval del interbloque de La Neuquinidad, desde donde advirtieron a EN/CLAVE que es necesario «bajar la espuma» del escándalo.
«Bajarles el tono»
El hecho se da justamente en momentos donde el gobierno de Neuquén busca atraer a nuevos jugadores norteamericanos a Vaca Muerta.
Como contó EconoJournal, hay interés de al menos dos firmas de Estados Unidos en la licitación de 15 bloques que realizará este mes la estatal GyP: Continental Resources, que ingresó formalmente a la provincia el año pasado, y también la texana Brigham Exploration LLC.
«¿Los legisladores de Neuquén van a repudiar a una Embajada de un país porque les va a quitar las visas a unos funcionarios? ¿Y cuándo el gobernador viaje a Houston a buscar inversiones qué va a pasar? Hay que tener cuidado», analizó un diputado sobre los proyectos.
La estrategia en el recinto podría pasar por forzar un tratamiento de los textos en comisión para poder «bajarles el tono». En otras ocasiones, frente a disyuntivas similares, se optó por reemplazar la palabra repudio por «preocupación», por ejemplo, aunque no está claro si ese sería el camino esta vez.
El proyecto que reunió la mayor cantidad de firmas plantea en sus considerandos que la Legislatura «reconoce plenamente la potestad soberana de los Estados Unidos de América para definir y aplicar su propia política migratoria» y el derecho de su representación diplomática a expresar, por los canales oficiales, las preocupaciones de su gobierno.
Pero define que «una cosa es el ejercicio soberano de esa potestad; otra es la eventual invocación de sus consecuencias personales sobre un trabajador, a través de un canal no institucional y sin facultades para decidir sobre la continuidad de una iniciativa que corresponde a los órganos de gobierno de una cooperativa argentina».
«Esa combinación, con independencia de la intención de quien la formule, resulta susceptible de condicionar el proceso de toma de decisiones de una entidad radicada en territorio neuquino y de involucrar, sin resguardos institucionales, a un trabajador que no debe cargar individualmente con las consecuencias de decisiones que pertenecen a la institución», añade el escrito presentado por la diputada Cielubi Obreque.
Los planes de CALF con Huawei
En la carta que el embajador estadounidense Peter Lamelas envió a CALF confirmó que las intenciones de culminar e contrato entre la cooperativa y Huawei tienen como objetivo garantizar la seguridad nacional y la de Estados Unidos «dada la importancia de Vaca Muerta para la economía de Neuquén y para las propias operaciones de CALF».
Y argumentó que Huawei es una empresa que reporta al Partido Comunista Chino y que las empresas sujetas a las leyes de inteligencia y seguridad chinas «están obligadas» a entregarle los datos que recopilan.
Según había publicado la propia cooperativa en abril de este año, tras una visita de funcionarios a la casa matriz de la firma en la ciudad china de Shenzhen, el acuerdo tenía entre sus ejes la adquisición de «soluciones de fibra óptica para WiFi en espacios públicos y grandes superficies» y la integración «hacia un Datacenter propio a realizar en conjunto con la municipalidad de Neuquén en el tercer edificio del Polo Tecnológico próximo a licitarse».
CALF es proveedora de fibra óptica en el plan de conectividad que está desplegando el gobierno provincial y también tenía intenciones de avanzar en nodos de seguridad y el sistema de cámaras de videovigilancia, según pudo saber este medio.
Si la cooperativa decide mantener su contrato con la empresa china, el Ejecutivo de Figueroa deberá definir si hace lo mismo con las eventuales contrataciones de CALF, evaluaron en la Legislatura.
El intendente Mariano Gaido también había visitado la empresa a principios de este año como parte de una gira oficial por China y Japón y avanzado en negociaciones para evaluar la posibilidad de incorporar tecnología de Inteligencia Artificial de Huawei al Parque Solar que proyecta el municipio en la meseta junto con CALF.
La industria proyecta que la demanda de arenas de fractura en Vaca Muerta crecerá de 5,5 millones de toneladas consumidas en 2025 a un rango de entre 7 y 8 millones de toneladas hacia 2027.
La provincia de Río Negro avanza en la consolidación de la infraestructura logística y técnica necesaria para dar soporte al proyecto Argentina LNG. La secretaria de Energía y Ambiente provincial, Andrea Confini, confirmó que el Ejecutivo local planifica la ejecución de la «Ruta de las Arenas», un corredor vial clave para agilizar el traslado de este insumo clave ante el deterioro de las rutas nacionales.
Además, informó que trabajan en la creación del nuevo Instituto Vaca Muerta junto al Southern Alberta Institute of Technology (SAIT)de Canadá, entidad de referencia global en instrucción para el sector energético, el cual estará listo a fines del año próximo.
En una entrevista en El Fondo del Pozo, la funcionaria anunció que trabaja en una reingeniería del transporte terrestre para absorber el creciente flujo de insumos que demanda la actividad no convencional, especialmente en el traslado de arenas a través de una nueva traza paralela a la Ruta Nacional 22.
Cómo es la nueva «Ruta de las Arenas»
La industria proyecta que la demanda de arenas de fractura en Vaca Muerta crecerá de 5,5 millones de toneladas consumidas en 2025 a un rango de entre 7 y 8 millones de toneladas hacia 2027, lo que representa un incremento cercano al 45%. Sin embargo, la logística actual para trasladar ese volumen enfrenta un severo cuello de botella debido al mal estado de las rutas y las congestiones de tránsito.
“El crecimiento de la actividad en Vaca Muerta exige ordenar de manera integral la conectividad y el transporte de insumos. Estamos evaluando y planificando esquemas que contemplan distintas alternativas para no saturar la red vial existente”, señaló la secretaria de Energía.
En este contexto se encuadra el proyecto de la “Ruta de las Arenas”, una traza vial estratégica proyectada sobre la zona productiva del Alto Valle que conectará el tramo comprendido entre General Roca y el norte de Cinco Saltos. Este trazado permitirá ingresar a Añelo y a los yacimientos de Vaca Muerta sin necesidad de atravesar los actuales puentes carreteros que unen Neuquén con Río Negro.
El corredor estará destinado exclusivamente al tránsito masivo de insumos clave para la industria petrolera. De acuerdo con Confini, el proyecto aportará un doble beneficio: desviará el tránsito pesado de gran tonelaje fuera de las rutas urbanas utilizadas habitualmente por la población y otorgará mayor certeza operativa en tiempos y costos logísticos a las empresas operadoras y de servicios.
“Todo lo que ingresa a Neuquén para el desarrollo del oil & gas pasa por Río Negro y la logística hace competitivo o no a un proyecto. Es interés de la provincia y del sector privado que esa ruta exista, por lo que oportunamente nos sentaremos a conversar con los privados para definir las herramientas de financiamiento de esta obra”, señaló Confini respecto al esquema de inversión.
En paralelo, la funcionaria afirmó que la provincia continúa las negociaciones con el Gobierno Nacional para concretar el traspaso de las rutas nacionales 22 y 151, aunque aclaró que las tratativas se encuentran trabadas debido a contratos de ampliación pendientes de resolución.
Planifican la creación de un nuevo instituto de formación
Confini reveló además que trababan junto al Southern Alberta Institute of Technology en la creación del Instituto Vaca Muerta, que estará operativo para fines de 2027. La fecha coincide con la llegada proyectada de las primeras unidades flotantes de licuefacción (FLNG) y el inicio formal de los despachos de gas natural licuado al mercado internacional entre finales de ese año y comienzos de 2028.
«Cuando analizamos los requerimientos técnicos que va a demandar un proyecto de la magnitud de Argentina LNG en la costa rionegrina, identificamos que existe una brecha estructural entre la oferta educativa que hoy tiene la provincia y las necesidades reales de la industria», sostuvo la funcionaria.
En este sentido, afirmó que el desafío no implica únicamente la contratación de mano de obra para la fase de construcción de los proyectos de GNL que lideran Southern Energy (SESA) e YPF, sino también “garantizar que los profesionales rionegrinos estén capacitados para operar y mantener la infraestructura a lo largo de las décadas de vida útil del proyecto», explicó Confini.
El nuevo instituto apunta a formar al personal técnico para los buques metaneros.
Para alinear los programas a la demanda real de la cuenca, la provincia articula el proyecto con las principales empresas del sector, además de contar con el respaldo científico-técnico del Instituto Balseiro.
Según precisó la secretaria de Energía, el centro educativo contará con una oferta académica orientada a tres áreas operativas críticas: Operación y mantenimiento de plantas de licuefacción, Gestión de logística portuaria pesada y servicios marítimos complejos y Sistemas de separación, fraccionamiento y manejo de criogenia.
Para esto, la provincia también implementará un curso básico de nivelación para alumnos que culminen las escuelas secundarias técnicas, el cual incluirá contenidos de física, química, matemática e inglés. El objetivo es que los aspirantes cuenten con los saberes necesarios al momento de rendir el examen de ingreso. “Todas las operaciones a bordo de los buques metaneros, las plantas flotantes y la normativa internacional de navegación se manejan en inglés. Si queremos que nuestra gente ocupe mandos medios y puestos de alta calificación operativa en esas instalaciones, el dominio técnico del idioma es un requisito excluyente”, remarcó la funcionaria.
Por otro lado, indicó que se encuentran trabajando con la Prefectura Naval Argentina para que los egresados del instituto cuenten con las habilitaciones y permisos requeridos por la normativa nacional para desempeñarse en entornos marítimos.
El informe mensual desarrollado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial en relación a junio de 2026, presentó una recuperación en la producción y en las ventas locales respecto al mes anterior, impulsada por la reanudación de actividades tras paradas de mantenimiento e incrementos programados, mientras que las exportaciones en volumen físico mostraron una retracción puntual frente a mayo.
En lo relativo a la producción, durante junio el sector registró un incremento del 8% en la comparación mensual.Este avance estuvo impulsado principalmente por la recuperación de los finales agroquímicos, que retomaron la actividad tras una parada anual de mantenimiento, y por el aumento en los intermedios, en línea con la programación de ventas. Los básicos orgánicos tuvieron un comportamiento mixto con alzas y bajas según el producto, mientras que los finales termoplásticos mostraron una caída explicada por la menor demanda del período.En el análisis interanual, la producción mostró una suba del 12%, acumulando un crecimiento del 2% en los primeros seis meses de 2026.
En el informe mensual de la CIQyP®, las ventas locales experimentaron una recuperación del 4% en la variación mensual. El avance estuvo impulsado por los intermedios, que retomaron las ventas locales tras no registrar actividad el mes anterior, y por los básicos orgánicos, que mostraron mayor volumen comercializado, sumado a la contribución positiva de los finales agroquímicos por un efecto combinado de mayor precio y volumen. Los básicos inorgánicos registraron variaciones acotadas, mientras que los finales termoplásticos no reportaron justificaciones significativas en ventas locales para el período. A nivel comparativo, el sector reflejó una contracción interanual del 1% y un crecimiento acumulado del 3% en lo que va del año.
Por su parte, las exportaciones mostraron una retracción al consolidar una retracción mensual del 25% con respecto a mayo.Esta baja estuvo explicada principalmente por los básicos orgánicos, donde algunos productos no registraron ventas al exterior y otros mostraron disminuciones en sus volúmenes exportados, y por los intermedios, que también aportaron menores volúmenes exportados. En contraste, los finales termoplásticos mostraron una mejora aprovechando el sobrante del mes anterior y el aumento de producción para incrementar su colocación en el mercado externo, mientras que los finales agroquímicos exhibieron un comportamiento mixto en precio y volumen.Con relación a los indicadores comparativos, las exportaciones cayeron un 18% frente a junio de 2025; mientras que el acumulando del año presentó una suba del 8%.
Exportaciones del sector
En el segmento de las PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química) del sector, la tendencia mensual mostró pequeñas contracciones del 3% en producción y del 2% en las ventas locales. Si se analiza el comportamiento interanual, la producción de este sector aumentó un 18% y el mercado interno se expandió un 27%. A nivel acumulado de los primeros seis meses, se consolidan alzas del 5% en producción y del 12% en ventas locales, mientras que las exportaciones arrastran una caída en el acumulado de este año del 26%, tras haberse mantenido estables (0%) en la variación mensual.
Durante junio de 2026, las exportaciones del sector registraron un incremento del 11% respecto a mayo, mientras que las importaciones subieron un 12% en el mismo período (ambas medidas en dólares). En comparación interanual, las exportaciones crecieron un destacado 84%, mientras que las importaciones presentaron un aumento del 4%. Como resultado de la evolución del comercio exterior en los primeros seis meses del año, las exportaciones acumuladas crecieron un 58% y las importaciones cayeron un 1%, permitiendo que el déficit de la balanza comercial sectorial se redujera un 44%.
La capacidad instalada de las industrias
Por su parte, la capacidad instalada de las industrias mostró niveles del 61% para los productos básicos e intermedios y de 94% para los productos petroquímicos.
En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ, de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante junio de 2026, fueron de 312 millones de dólares, acumulando un total de USD 1.770 millones en el primer semestre del año.
«Los resultados de junio muestran que la actividad industrial continúa transitando una recuperación gradual, con productos del sector que aumentaron demanda por los acontecimientos del golfo pérsico. Observamos una pequeña mejora en la demanda local. El desafío hacia adelante será consolidar esta tendencia, fortalecer la competitividad y generar las condiciones necesarias para impulsar las inversiones y ampliar la capacidad exportadora del sector»,destacó Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®).
Las mayores compañías de petróleo y gas enfrentarán caídas significativas de producción hacia 2040 según Boston Consulting Group.
El informe Securing the Oil and Gas Resources of the Future, elaborado por Boston Consulting Group (BCG) y el Center for Energy Impact, advierte que hasta el 80% de las mayores compañías de petróleo y gas enfrentarán caídas significativas de producción hacia 2040 tras una década de menor reinversión en exploración y producción de petróleo y gas. El sector necesita retomar inversiones selectivas para reemplazar la producción que se pierde a medida que declinan los activos existentes y Vaca Muerta se presenta como una oportunidad en ese contexto.
La mayoría de las petroleras enfrentará caídas de entre el 20 y el 50%, mientras que un grupo más reducido podría ver disminuir su producción en un 60 % o más.
Si bien la exploración continuará siendo una herramienta para fortalecer los portafolios de algunas compañías, el informe señala que no será una solución para todos los actores y difícilmente constituirá la principal fuente de reservas hacia 2040. Por lo tanto, la mayor parte de la oferta futura provendrá de la producción existente y de recursos que ya están en desarrollo o han sido descubiertos.
Otro dato relevante del informe es que el 45% del valor presente neto de los recursos líquidos aún disponibles en el mundo se encuentra en mercados controlados por los Estados o con acceso restringido. En el caso del gas natural, esa proporción alcanza el 35% de la producción acumulada proyectada.
Para los gobiernos, maximizar el valor de esos recursos requerirá atraer socios con las capacidades adecuadas y ofrecer marcos estables, términos claros y una alineación genuina de intereses.
Oportunidades para Vaca Muerta
El escenario luce propicio para el desarrollo de Vaca Muerta, aunque el informe remarca la necesidad de sostener inversiones, incorporar tecnología y desarrollar reservas de manera eficiente para fortalecer la competitividad del país y aprovechar el potencial de uno de los recursos no convencionales más importantes del mundo.
“Después de una década marcada por una mayor disciplina en la asignación de capital, la longevidad de los portafolios vuelve a convertirse en una prioridad estratégica. El sector necesita retomar inversiones selectivas para reemplazar la producción que se pierde a medida que declinan los activos existentes. Para Argentina, este desafío coincide con la oportunidad de consolidar el desarrollo de un recurso de clase mundial como Vaca Muerta”, señaló Leonardo De Lella, Managing Director & Partner de BCG.
“Las compañías que se destaquen serán aquellas que tengan una estrategia de renovación de portafolio coherente con sus capacidades, su posición financiera y las áreas donde cuentan con ventajas diferenciales. Para Argentina, esto implica seguir fortaleciendo la competitividad y las capacidades tecnológicas alrededor de activos estratégicos como Vaca Muerta”, agregó De Lella.
Un colapso parcial del muelle de la Terminal Exolgan, ubicada en Dock Sud, obligó a desplegar un operativo de emergencia para retirar dos grúas transtainer que quedaron afectadas por el incidente y avanzar posteriormente con la recuperación de la infraestructura portuaria.
El hecho ocurrió el sábado 1° de agosto, en el marco de las condiciones climáticas que afectaron a la zona. Las grúas transtainer son equipos móviles sobre neumáticos utilizados habitualmente para la manipulación y el apilamiento de contenedores dentro de las terminales portuarias.
Tras el incidente, la terminal convocó a Servimagnus para llevar adelante las tareas de extracción. La compañía informó que en menos de 48 horas realizó las inspecciones preliminares, definió la metodología de trabajo y movilizó la grúa flotante Magnus VI, junto con un remolcador de apoyo y equipamiento auxiliar.
El operativo
El operativo también requirió realizar las gestiones correspondientes ante la Prefectura Naval Argentina para obtener las autorizaciones necesarias para ejecutar las maniobras. La extracción de las dos grúas permitió despejar el área afectada y habilitar el inicio de las acciones destinadas a recuperar la infraestructura dañada en el sector del muelle.
De acuerdo con Servimagnus, uno de los principales desafíos del operativo estuvo relacionado con la necesidad de diseñar y ejecutar las maniobras en un plazo acotado, debido a que la presencia de los equipos afectados condicionaba las tareas posteriores de recuperación.
“En este tipo de emergencias el tiempo es un factor determinante. Nuestra fortaleza radica en contar con medios propios, personal altamente especializado y procedimientos consolidados que nos permiten movilizarnos de manera inmediata para asistir a nuestros clientes cuando más lo necesitan”, señaló Marcos De Vincenzi, gerente general de Servimagnus.
La operación requirió combinar ingeniería especializada, medios de izaje y apoyo marítimo, además de protocolos de seguridad específicos para trabajar sobre una infraestructura que había sufrido daños. La grúa flotante Magnus VI fue utilizada para completar las maniobras de extracción de los equipos.
El operativo se enmarca en las tareas de salvamento y recuperación de infraestructura portuaria que se realizan ante incidentes que afectan instalaciones marítimas y equipos de operación. En este caso, la remoción de las grúas constituyó una de las primeras etapas necesarias para avanzar con la recuperación del sector afectado de la terminal, según precisaron desde la empresa.
La respuesta al por qué del desarrollo a escala de la energía eólica en Buenos Aires combina factores como calidad y regularidad de viento, disponibilidad de suelo, infraestructura eléctrica y mayor cercanía con el AMBA.
La Patagonia argentina siempre fue sinónimo de viento, ahí se montaron los primeros parques eólicos del país. Sin embargo, con el desarrollo de la industria durante la última década el mapa cambió: la provincia de Buenos Aires posee en la actualidad 1.999 MW de capacidad eólica instalada por encima de los 1.914 MW que suman Neuquén, Río Negro, Chubut y Santa Cruz, según datos de Alpes Energy, firma que acompaña a grandes usuarios en contratación y gestión de energía renovable
La comercializadora eléctrica mapeó los parques eólicos de Argentina y relevó que en abril de 2026 se llegó a 1.249 aerogeneradores en total instalados en nueve provincias argentinas, distribuidos en 72 parques y con 4.558 MW de potencia habilitada. Dentro de ese total, Buenos Aires tiene 513 aerogeneradores, mientras que las cuatro provincias patagónicas con producción eólica suman, entre todas, 558 equipos. No obstante, en potencia eólica instalada el territorio bonaerense las supera levemente a las cuatro en conjunto.
Mapa de aerogeneradores instalados en Argentina (Alpes Energy).
Vientos, puerto y suelo bonaerense
La respuesta al por qué del desarrollo a escala de la energía eólica en Buenos Aires combina factores como calidad y regularidad de viento, disponibilidad de suelo, infraestructura eléctrica y mayor cercanía que la Patagonia al principal centro de consumo del país en AMBA. Hay parques eólicos en Bahía Blanca, Tornquist, Villarino, Tandil y Olavarría, entre otros partidos.
Estudios académicos describen vientos de velocidad media de entre 7 y 9 metros por segundo (cerca de 30 kilómetros por hora) a 100 metros de altura en zonas como Bahía Blanca, con factores de capacidad media que pueden llegar al 50%. Son vientos de primera clase mundial para generar electricidad.
Al viento se suma la infraestructura. El Puerto de Bahía Blanca, de aguas profundas y apropiado para la descarga de componentes importados, es un actor fundamental del ecosistema eólico bonaerense. Las operaciones llegan a 2026. Entre mayo y julio de este año arribaron a ese puerto tres buques con palas, bujes y otros componentes eólicos por más de 13 mil toneladas, según señalaron a EconoJournal desde el Consorcio de Gestión del Puerto de Bahía Blanca.
Esa cercanía entre puerto, parques eólicos y red de transporte eléctrico reduce costos logísticos que en la Patagonia pesan más (si bien hoy, como en otros sitios del país, existe el cuello de botella de mayor necesidad de transmisión eléctrica).
Luego está la disponibilidad de suelo para montar aerogeneradores, que en la provincia de Buenos Aires tiene la particularidad además de que se da en convivencia con la producción agropecuaria.
Casi un 40% más de potencia eólica en seis años
Alpes Energy advierte sobre un cambio de escala en los últimos seis años: “a comienzos de la década, el relevamiento de la Cámara Eólica Argentina contabilizaba 961 aerogeneradores, 57 parques y 3.292 MW. Frente a aquella fotografía, el país habría incrementado aproximadamente un 30% la cantidad de máquinas y un 38% su potencia eólica”.
También explica que la capacidad crece más que el número de aerogeneradores porque los nuevos equipos son más potentes. Tienen rotores de mayor diámetro y torres capaces de aprovechar mejor el viento. El ejemplo más reciente es el del parque eólico General Levalle en Córdoba, que se inauguró en 2025 con 25 aerogeneradores de 6,2 MW de capacidad cada uno.
Como explica la empresa, la expansión de la producción de energía eólica se produjo principalmente a partir del régimen de promoción renovable, las rondas RenovAr y el Mercado a Término de Energías Renovables, que permitió a grandes usuarios contratar electricidad proveniente de fuente renovable con un comercializador o generador.
Durante 2025, las renovables comprendidas por la Ley 27.191 produjeron alrededor de 26.660 GWh y cubrieron cerca del 19% de la demanda eléctrica argentina. La legislación había fijado como objetivo alcanzar el 20% del consumo nacional al finalizar ese año, por lo que el sistema quedó muy cerca de la meta.
Cammesa realiza un seguimiento mensual de las reducciones de despacho de las centrales eólicas y solares. Estas restricciones ocurren cuando un parque está en condiciones de generar, pero debe reducir su entrega por limitaciones de transporte, seguridad o capacidad de absorción del sistema.
En marzo de 2026, la reducción de generación renovable alcanzó 91.580 MWh, el mayor registro desde 2020. Patagonia tuvo que restringir 22.914 MWh y varios parques eólicos de Chubut estuvieron entre los proyectos más afectados.
En su mapeo de generación eólica Alpes Energy señala que el crecimiento de esa industria, para continuar su ritmo creciente, debe ser acompañado por nuevas líneas de alta tensión, ampliaciones de estaciones transformadoras y herramientas que aporten flexibilidad a la operación.
Julieta Corroza votó en contra de la Ley de Inviolabilidad de la Propiedad Privada.
El voto negativo de la senadora Julieta Corroza a la Ley de Inviolabilidad de la Propiedad Privada, en la madrugada del viernes, marcó un límite al entendimiento entre el gobierno de Rolando Figueroa y el de Javier Milei. No estuvo en duda «jamás», aseguraron en el gobierno de la provincia, aunque es cierto que no se había anticipado definición sobre el tema.
«Ideológicamente no compartimos la ley», fue el argumento sobre una decisión que se cocinó a fuego lento, tras varios meses de negociaciones para adecuar el texto con las pretensiones del bloque.
El corazón de la crítica era el capítulo de la extranjerización y también el que derogaba la protección de 60 años para los bosques nativos o implantados que hubieran sufrido incendios.
Corroza mantuvo el misterio sobre su voto hasta el último minuto y, para eso, tuvo que bajar su nombre de la lista de oradores que la tenía primera entre los discursos de cierre de bloque. Tenía un discurso preparado con énfasis en el «modelo neuquino» pero, en lugar de argumentar su decisión pasadas las 22, como estaba previsto, pulsó el botón «negativo» a la 1:24 del viernes. «Me pareció que acción mataba relato», dijo a EN/CLAVE.
Un eventual apoyo a la ley amenazaba con generarle al gobierno de Figueroa un costo político alto frente a una ganancia prácticamente inexistente a menos de un año de la elección.
«Confundieron las propuestas y el trabajo de una senadora con un acompañamiento incondicional», dijo Corroza sobre las declaraciones de Patricia Bullrich que daban por hecho su voto a favor. Ratificó que su «único jefe político es Rolando» y que tampoco el gobernador recibe órdenes de nadie, en relación con las versiones que le asignaron a Sergio Massa un rol de «articulador» con los gobernadores para bajar los capítulos más polémicos.
Igualmente, no abandonó el grupo de Whatsapp de «los 44» como sí hizo uno de sus pares de Santa Cruz, ofendido por la calificación de «tibios del medio» que les propinó Bertie Benegas Lynch por haberlos forzado a retirar el capítulo de la extranjerización.
«Fue un exabrupto», se disculpó después el libertario con la neuquina en un cruce de pasillo.
«Fue raro»
El senador de La Libertad Avanza, Pablo Cervi, defendió el viernes los jirones de la media sanción como un avance «positivo» sobre cuestiones que traerán previsibilidad a las inversiones como el régimen de expropiaciones o los procedimientos de desalojo.
Dijo que, como oficialista, elegía «dar la cara» tras el resultado de la votación, al que vinculó a un error en el manejo de los tiempos. «Se extendió tanto el tratamiento post Mundial que generó todo un laburo de comunicación del otro lado, reforzado con marchas, que terminó condicionando a los gobernadores», evaluó.
Pero reconoció que «fue raro» el voto negativo de Julieta Corroza, con quien apenas cruzaron un saludo cordial el jueves de la sesión.
En La Libertad Avanza no ven del todo mal la actitud de La Neuquinidad: después de todo, no implica una ruptura del vínculo y sirve para reforzar la identidad política de cada uno. «Demuestra que hay una diferencia ideológica importante», evalúan en el partido.
Por otro lado, piensan, descarta la idea de un acuerdo electoral entre el gobierno de Javier Milei y el de Rolando Figueroa para que los libertarios no compitan en Neuquén el año que viene. En este razonamiento, de haber existido tal pacto, los provincialistas deberían haberlo cumplido.
Lanzamiento en Río Negro
En Río Negro, este sábado habrá una primera avanzada del peronismo local de cara a las elecciones del 2027. María Emilia Soria, actual intendenta de General Roca, encabezó el sábado un acto que funcionó como una suerte de lanzamiento, aunque sin ese título, de su candidatura a gobernadora.
La exdiputada nacional busca recuperar la provincia para el PJ, tras el frustrado gobierno de su padre, Carlos Soria, quien murió pocos días después de asumir, en 2012. Como ya contó EN/CLAVE, llega a ese lugar desde una posición crítica de la gestión de Alberto Weretilneck, su apuesta por los hidrocarburos y la falta de derrame sobre las economías locales.
En el gobierno provincial hablan de un escenario de tercios para el 2027, con el oficialismo de Juntos Somos Río Negro ocupando el primer lugar de la carrera. Le seguiría Soria y, en un tercer lugar, el exintendente de Cipolletti y nuevo libertario, Aníbal Tortoriello. Todo supeditado a lo que eventualmente defina La Libertad Avanza respecto de su candidato: también tiene para jugar la opción del senador Enzo Fullone, quien salió bien parado de las elecciones legislativas del 2025.
En noviembre habrá un primer ensayo electoral en la provincia con la elección de convencionales para reformar la Carta Orgánica de Bariloche. Es una empresa que se propuso el intendente Walter Cortés, un outsider con más experiencia sindical que política que ganó en 2023 con un espacio vecinal, logró consolidar una buena imagen y se convirtió ahora en uno de los mimados por Weretilneck.
El sábado pasado, la Asamblea de JSRN se reunió en Choele Choel y delegó en la Mesa Ejecutiva Provincial del partido la facultad de definir la política de alianzas que llevará a esa elección. Podrá ser el anticipo de una sociedad entre ambos dirigentes que se repetiría en el 2027. Bariloche es la ciudad más poblada de Río Negro y tener un buen desempeño ahí representa una de las claves para conservar la gobernación.
Halliburton es una de las mayores empresas de servicios petroleros del mundo y un líder histórico en la perforación y fracturación hidráulica en Vaca Muerta.
La Federación de Cámaras del Sector Energético de la Provincia del Neuquén (FECENE), que nuclea a cámaras de empresas de servicios e insumos de Neuquén, y el Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, que conduce Marcelo Rucci, manifestaron este viernes su rechazo a la decisión de Halliburton Argentina de exigir a sus pymes proveedoras una reducción de hasta el 23% en los contratos vigentes.
Ambas organizaciones expresaron su repudio ante la naturaleza unilateral de la medida y advirtieron sobre los severos riesgos que esta imposición acarrea tanto para la sustentabilidad de las empresas locales como para la continuidad de las fuentes de trabajo en Vaca Muerta.
La controversia comenzó tras la notificación enviada por la firma multinacional de servicios especiales a sus contratistas regionales, imponiendo un recorte sobre los valores contractuales vigentes entre agosto y diciembre, con un plazo perentorio de siete días para su aceptación sin instancias previas de negociación.
Las entidades explicaron que la medida ocurre en un contexto donde las proveedoras locales han realizado inversiones significativas para ampliar su capacidad operativa, mientras que la casa matriz de Halliburton Company -aseguran- reportó ganancias netas globales por u$s534 millones en el segundo trimestre de 2026 y destinó cerca de u$s200 millones a la recompra de acciones.
El rechazo de las pymes neuquinas de servicios
Desde la federación empresarial manifestaron su «más enérgico rechazo a la decisión adoptada por Halliburton Argentina S.R.L. de exigir a sus empresas proveedoras una reducción de hasta el 23% en los contratos vigentes, bajo plazos perentorios y sin una instancia previa de diálogo».
La entidad fundamentó que «este tipo de medidas unilaterales resultan inadmisibles y trasladan el costo de los procesos de ajuste a las pequeñas y medianas empresas neuquinas, que son las principales generadoras de empleo, inversión y desarrollo local», agregando que «quienes apostaron durante años al crecimiento de Vaca Muerta no pueden convertirse en la variable de ajuste de compañías de alcance global».
El pedido de Halliburton a las pymes de servicios busca reducir los costos para ganar competitividad en la prestación a las operadoras.
En esa línea, FECENE remarcó que las contratistas incorporaron tecnología y ampliaron su capacidad para responder a la demanda del sector, por lo que «pretender modificar de manera intempestiva las condiciones de contratos en ejecución compromete seriamente la sustentabilidad de ese entramado productivo y pone en riesgo la continuidad de numerosas pymes regionales«.
Asimismo, enfatizaron que «la competitividad de la industria no puede construirse sobre el debilitamiento de la cadena de valor local» y advirtieron que la medida de la empresa de servicios «contradice el espíritu de la Ley Provincial 3338, creada precisamente para fortalecer la participación de las empresas neuquinas».
Para finalizar su pronunciamiento, la entidad instó a Halliburton a «dejar sin efecto esta medida e iniciar de manera inmediata una instancia de diálogo con sus proveedores, en un marco de buena fe que permita encontrar alternativas razonables y sostenibles».
El gremio califica la medida como «una calamidad»
Por su parte, el Sindicato de Petroleros Privados denunció que las compañías de servicios están ahogando al entramado pyme local, ocasión en la que su secretario general, Marcelo Rucci, calificó la decisión como «una calamidad».
El dirigente gremial sostuvo que «las empresas locales son grandes generadoras de trabajo y estas decisiones unilaterales golpean directamente sobre el entramado empresario de la cuenca«, agregando que «acá no hay una propuesta ni una mesa de diálogo; una empresa dominante decide mejorar sus números y descarga el ajuste sobre quienes menos margen tienen para soportarlo».
En cuanto al impacto directo sobre los trabajadores, Rucci aseguró que la organización gremial se encuentra en estado de alerta y advirtió que no permitirán que la presión financiera sobre las pymes comprometa al personal de la industria. «Esto no puede afectar a un solo compañero. La industria recibió enormes beneficios para invertir y producir. No puede ser que nuevamente pretendan que los más débiles paguen los platos rotos», remarcó el líder sindical al evaluar la situación de la cuenca.
Finalmente, el referente de Petroleros Privados hizo hincapié en la desproporción de la exigencia considerando los balances de la compañía multinacional. «Cuando se pretende sacar casi una cuarta parte del valor de un contrato que ya está en ejecución, el ajuste termina cayendo sobre el empleo, y eso no lo vamos a permitir», advirtió Rucci, concluyendo en que «una compañía global que gana más de u$s500 millones en un trimestre no puede pretender que una pyme neuquina de treinta empleados resuelva su problema de competitividad».
Tecpetrol incorporó la medición de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en empresas de su cadena de valor a través de ProPymes.
Para comprender el impacto climático de una organización hay que observar más allá de sus operaciones. Es ahí donde aparece el Alcance 3, que reúne las emisiones indirectas generadas a lo largo de la cadena de valor, asociadas a bienes y servicios, materiales, transporte, viajes, residuos y uso de productos.
Su medición suele ser la más compleja porque requiere trabajar con otras empresas y establecer criterios comunes. En ese contexto, Tecpetrol incorporó la medición de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en empresas de su cadena de valor a través de ProPymes, en colaboración con Svant. La iniciativa busca fortalecer las capacidades de sus proveedores y mejorar la calidad de los datos disponibles para la gestión del Alcance 3.
Desde hace más de veinte años, el programa ProPymes acompaña el desarrollo de proveedores industriales en Argentina mediante capacitación, innovación, mejora de procesos e incorporación de tecnología. En Vaca Muerta su tarea contribuyó al crecimiento de una cadena de valor que acompañó el desarrollo de uno de los proyectos energéticos más importantes del país.
Hoy su agenda incorpora un nuevo desafío: la gestión de emisiones de GEI. “La sustentabilidad ya no es un tema accesorio en la agenda de ProPymes, forma parte de nuestro núcleo. Cuando hablamos de mejorar la competitividad de los proveedores, necesariamente hablamos también de cómo gestionan su impacto”, explica Luis Lanziani.
Luis Lanziani, Supplier Development Sr. Manager de Tecpetrol.
Las prioridades de la cadena de valor también comenzaron a cambiar. “La seguridad sigue siendo el aspecto más importante. Después aparecen el costo y la capacidad de ejecución. Sobre esos temas la industria alcanzó un alto nivel de madurez. Hoy empiezan a ganar protagonismo la trazabilidad, la gestión y la profesionalización. En ese contexto, la sustentabilidad empieza a marcar diferencias entre empresas”.
De las planillas a la gestión
Uno de los principales desafíos aparece al momento de trabajar con proveedores de distintos tamaños y niveles de desarrollo: “En nuestras operaciones los datos están mucho más estructurados. En la cadena de valor encontramos empresas con realidades muy diferentes. Algunas ya tienen procesos consolidados y otras recién comienzan. Por eso el abordaje debe ser progresivo y con mucho acompañamiento”.
Para responder a esta necesidad, ProPymes estableció una alianza con Svant, un software que permite que las empresas comiencen a construir inventarios de emisiones de manera ordenada, con información trazable y comparable.
“En Svant encontramos una herramienta que simplifica un proceso que, de otra manera, puede resultar complejo para muchas pymes. Les permite empezar sin grandes barreras y avanzar paso a paso. Además, al tratarse de un desarrollo argentino, nos pareció natural incorporarlo al trabajo que hacemos con empresas locales”, agrega Lanziani.
La experiencia comenzó a reflejarse rápidamente en las empresas participantes. En Prodeng, dedicada al control de fluidos para el upstream, la implementación permitió consolidar información que hasta ese momento permanecía dispersa: “Svant nos permitió centralizar, ordenar y agilizar la gestión de nuestra huella de carbono, mejorando la precisión de los datos y fortaleciendo nuestra toma de decisiones ambientales”, resume César Acosta, supervisor de Seguridad e Higiene.
En Hidrofrac, el principal cambio fue pasar de consumos registrados a información útil para la gestión. Mario Guzmán, líder de Mantenimiento, explica: “El software nos permitió establecer una línea de base de emisiones, identificar las principales fuentes de GEI y contar con información consolidada, trazable y disponible para la toma de decisiones”.
Un cambio cultural
Para Lanziani, el verdadero desafío no pasa únicamente por incorporar una herramienta tecnológica: “Lo más importante es el cambio cultural. Cuando las empresas empiezan a medir, descubren que la gestión ambiental está completamente vinculada con la forma en que administran el negocio. Empiezan a detectar ineficiencias, mejorar procesos y tomar decisiones con mayor información.”
Ese aprendizaje también modifica la forma en que Tecpetrol entiende el trabajo con su cadena de valor. “El objetivo no es que la medición termine siendo un requisito más. Cuando las empresas entienden el valor de la información, la medición deja de ser una exigencia y se convierte en una ventaja competitiva”.
La mirada de largo plazo también alcanza a la relación entre operadoras y proveedores: “Imagino una cadena de valor mucho más integrada, con información compartida, mayor transparencia y objetivos comunes. La sustentabilidad, la trazabilidad y la gestión ambiental terminarán completamente integradas a la gestión del negocio”.
Peter Lamelas respondió a las autoridades de CALF.
La presión del gobierno de Estados Unidos a CALF por la contratación de la firma Huawei continúa escalando. El presidente de la cooperativa neuquina, Marcelo Severini, recibió este viernes una carta del embajador norteamericano Peter Lamelas, a la que accedió EconoJournal, en la que el diplomático acusa a la empresa china de responder al Partido Comunista de China y pide proteger los “datos de Vaca Muerta”. Además solicita una reunión con integrantes de la comisión directiva de la entidad, a realizarse la semana que viene, con el fin de “entender las compras tecnológicas planificadas por la cooperativa”.
En el escrito ratifica también su posición de retirar visas o impedir el ingreso a su país a los integrantes de CALF si no dan marcha atrás al acuerdo con Huawei. Desde la cooperativa le respondieron al embajador que brinde la información que permita comprobar el vínculo de Huawei con el Partido Comunista Chino.
La carta de Peter Lamelas
“Confirmo que la correspondencia refleja fielmente la política de Estados Unidos. Como embajador, mi obligación y prioridad en Argentina es proteger la seguridad nacional y promover la inversión estadounidense, la cual está profundamente entrelazada con el crecimiento y la seguridad económica de la propia Argentina”, dice la nota que se refiere a los mensajes de Whatsapp que recibieron directivos de CALF.
Por otro lado, Lamelas aseguró en la carta oficial que «Huawei es una empresa que reporta al Partido Comunista Chino» y, en este sentido, planteó que “las empresas sujetas a las leyes de inteligencia y seguridad chinas están obligadas a entregar los datos que recopilan -en cualquier parte del mundo- al Partido Comunista Chino”.
El embajador estadounidense confirmó que las intenciones de culminar ese contrato tienen que ver con garantizar la seguridad nacional y la estadounidense “dada la importancia de Vaca Muerta para la economía de Neuquén y para las propias operaciones de CALF”. “Consideramos que proteger estos datos es una prioridad compartida: una cuestión que afecta la seguridad y la posición competitiva a largo plazo de la provincia, no solo los intereses de Estados Unidos”, agregó.
Uno de los aspectos más llamativos de la misiva es que plantea una solicitud de reunión con integrantes de la cooperativa eléctrica, a realizarse la semana que viene, con el fin de “entender las compras tecnológicas planificadas por la cooperativa”. Es decir, la embajada no solo insta a terminar el contrato, sino también a que la compañía detalle cuáles son sus planes comerciales futuros.
Por último, la nota afirma que el papel de la Embajada de EE.UU es “promover tecnologías seguras y fiables. Agradeceríamos la oportunidad de conversar sobre proveedores alternativos confiables que eviten estos riesgos. Espero con interés continuar este diálogo a favor de nuestro interés compartido por la seguridad y la prosperidad a largo plazo de Neuquén, Argentina, y los Estados Unidos”.
Esta tarde la cooperativa CALF emitió una respuesta a Lamelas donde acepta una reunión y donde solicita información técnica concreta que de cuenta de esos supuestos vínculos de Huawei con el Partido Comunista Chino. Junto con esa aceptación, la respuesta contiene un pedido concreto.
«Recibiremos y analizaremos toda información, criterio o estándar técnico que esa Embajada estime pertinente hacernos llegar por escrito«, afirmaron.
Pero, además, indicaron que el pedido «no responde a una curiosidad institucional» sino que serviría para justificar la respuesta de la embajada de negar visados: «Si esa información existe, la Cooperativa tiene derecho a conocerla, para evaluarla con la seriedad que siempre ofreció. Si no puede ser presentada, entonces se le habrá pedido a una cooperativa argentina que cancele una decisión de sus órganos de gobierno sin un solo fundamento verificable sobre la mesa».
Desde China, su embajada en Argentina emitió una dura respuesta esta semana acusando a EE.UU de «arrogancia», «hipocresía» y de incurrir en un «chantaje de visados» para frenar el comercio local con sus empresas.
La tecnología Huawei en el sector energético
La penetración de la tecnología de Huawei en el sector energético argentino cuenta con varios casos concretos en generación renovable, almacenamiento industrial e infraestructura crítica. La firma es proveedora también de las principales compañías de telecomunicaciones de Argentina como Telecom y Claro.
El año pasado YPF implementó un Centro de Procesamiento de Datos en la refinería de Ensenadaconstruido por BGH y Huawei Latinoamérica. En el segmento renovables a gran escala, la firma china concentra una presencia de peso en el equipamiento de conversión mediante su división Digital Power.
Un caso testigo es el Parque Solar Cauchari en Jujuy. Una lógica similar aplicó YPF Luz en San Juan para el Parque Solar Zonda donde integró sus inversores de cadena y sistemas de supervisión con inteligencia artificial para la gestión y diagnóstico en tiempo real de la planta.
En el ámbito industrial, la tecnología de almacenamiento dio un paso reciente con el desembarco de su primera batería de escala industrial en el país. El sistema comenzó a operar en la planta de la química Unimers en Ezeiza, integrando autogeneración solar, gestión de picos de demanda y respaldo ante cortes de suministro.
Horacio Marin aseguró que quienes participan de los programas de YPF no necesariamente trabajarán en la empresa, sino que se forman profesionales que necesita toda la industria.
En el marco de su 30° aniversario, la Fundación YPF realizó el Encuentro Anual de Becarios reuniendo a 250 estudiantes de carreras vinculadas a la energía de distintos puntos del país. El encuentro tuvo su apertura con un evento en el Teatro Colón de la Ciudad de Buenos Aires.
Durante las cuatro jornadas de la 13° edición del Encuentro, los becarios recorrieron instalaciones estratégicas de YPF y sus empresas vinculadas, los Centros de Monitoreo en Tiempo Real (RTIC), la Refinería de Ensenada, los laboratorios de Y-TEC y la Central Térmica Dock Sud de YPF Luz.
Durante la apertura del evento, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, sostuvo que «La Fundación YPF es un ejemplo para la Argentina por su continuidad y por los extraordinarios resultados que logró a lo largo de los años. La inversión en educación es la forma de generar oportunidades y construir futuro«.
«Desde YPF no buscamos que quienes participan de estos programas trabajen necesariamente en la compañía; nuestro objetivo es que puedan superarse en la vida y contribuir con su talento al desarrollo del país, formando los profesionales que necesita toda la industria», agregó el directivo.
Por su parte, el director ejecutivo de Fundación YPF, Gustavo Schiappacasse, indicó: «Estamos orgullosos de formar a los estudiantes que van a ser los futuros profesionales de la industria y los protagonistas del desarrollo energético del país».
La Fundación YPF realizó el Encuentro Anual de Becarios reuniendo a 250 estudiantes de carreras vinculadas a la energía de distintos puntos del país.
En su 13.ª edición, el Encuentro Anual de Becarios de Fundación YPF reafirmó su propósito de conectar a los estudiantes con el mundo de la energía, ofreciéndoles la posibilidad de interactuar con profesionales de YPF, conocer de cerca la industria y enriquecer su formación a partir de experiencias reales.
30 años de la Fundación YPF
YPF tomó la decisión de crear la Fundación YPF el 5 de agosto de 1996 para impulsar el desarrollo energético del país a través de la educación, la formación de talento y el fortalecimiento de las comunidades vinculadas a la energía.
A lo largo de sus 30 años, Fundación YPF consolidó un modelo de impacto educativo, de formación técnica y de fortalecimiento territorial. En ese tiempo evolucionó hacia una estrategia integral que pone en valor la formación técnica, la divulgación científica, las becas universitarias, el desarrollo local, la transformación digital y la articulación con el sistema educativo y productivo.
La Fundación YPF alcanzó de manera directa a más de 750.000 personas a través de programas educativos, actividades con escuelas y universidades, formación técnica y digital, propuestas de divulgación científica, becas y aulas móviles:
4.000 estudiantes de distintas provincias del país se sumaron a su programa de becas universitarias, que promueve el ingreso, la permanencia y la graduación de carreras relacionadas al desarrollo energético.
550.000 estudiantes de primaria y secundaria formaron parte de las actividades de divulgación científica que la Fundación YPF realiza con propuestas como el Show de la Energía, la Sala de Escape, Clubes de Energía, el aula móvil de Energía Argentina, y visitas a la industria con su programa de Vocaciones.
200.000 personas participaron de los cursos y programas de formación técnica y digital, tanto presenciales como online, que incluyen disciplinas orientadas a la energía como la automatización y robótica, la instrumentación industrial, energías renovables, desarrollo web, datos e inteligencia artificial, entre otros.
200.000 publicaciones, kits educativos y equipamiento tecnológico fueron distribuidos en escuelas, centros de formación y universidades para acompañar los procesos pedagógicos y de capacitación.
En 80 localidades de todo el país se implementaron programas de desarrollo que impulsaron estrategias de planificación para los municipios, planes de acción, asistencias técnicas y acciones solidarias, comunitarias, educativas y culturales.
Federico Sturzenegger junto al presidente Javier Milei.
El Ente Nacional Regulador del Gas y la Eletricidad (Enrege) avanza con la elaboración de un plan de retiros voluntarios que anunciará en las próximas semanas. La propuesta fue presentada en la última reunión de directorio del 28 de julio, pero todavía no está cerrada porque se están terminando de negociar algunos puntos con el Ministerio de Desregulación y Transformación del Estado que conduce Federico Sturzenegger. El Coloso, como lo apoda el presidente Javier Milei, presiona para que la oferta de salida que preparó el ente incluya menos beneficios. Un objetivo conservador es que al menos 50 personas acepten la propuesta y abandonen el organismo.
Cuántos empleados hay en Enrege
El ente unificado cuenta actualmente con 812 empleados, 297 vienen del ex Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y los 515 restantes del ex Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas). El retiro de 50 personas parece poco en ese contexto porque es sólo el 6% del total. Sin embargo, desde que asumió el gobierno de Milei, el 10 de diciembre de 2023, ya se han venido concretando múltiples despidos.
En Enargas, el 31 de diciembre de 2023 el interventor saliente Osvaldo Pitrau, que venía del gobierno de Alberto Fernández, no renovó unos 60 contratos a plazo fijo. El 2 de enero de 2024 asumió Carlos Casares quien a su vez encaró un proceso de racionalización durante 2024 y 2025. Cuando llegó, el organismo tenía 707 empleados. A partir de la no renovación de contratos y la desvinculación de personal de plata salieron 245 empleados y al mismo tiempo ingresaron unas 38 personas, lo que arrojó un saldo final de 500 empleados. Si se suma la gente que está en comisión de servicios en la Secretaría de Energía y otras dos dependencias la cifra trepa a 515.
Distintas fuentes coincidieron ante EconoJournal en que esa cantidad de desvinculaciones concretadas durante la gestión de Casares no afectaron el funcionamiento del Enargas ni generaron grandes conflictos porque muchos eran empleados que habían ingresado a las delegaciones regionales durante la gestión de Federico Bernal y no estaba del todo claro qué tarea cumplían.
En el ENRE también se llevó adelante un plan de ajuste de personal, pero más gradual, fundamentalmente porque la planta no estaba sobredimensionada como en Enargas. Entre diciembre de 2023 y diciembre de 2025 se redujo de 413 a 301, un 27,1%, y en la actualidad quedan 297 empleados.
Ahora el principal motivo para avanzar con el plan de retiros del Enrege es la duplicación de funciones como consecuencia de la fusión entre el ENRE y el Enargas. No obstante, en el ente remarcan que el objetivo es proyectar una reducción sostenible de los costos operativos recurrentes asociados a la masa salarial, sin comprometer ejecución del presupuesto vigente.
Cuál es la propuesta de retiros voluntarios que se está elaborando
A los menores de 60 el Enrege propuso pagarle un sueldo por año de antigüedad como indemnización. El Ministerio de Desregulación aceptó, pero pidió que para el cálculo solo se considere la antigüedad que tienen como planta permanente, dejando de lado el tiempo que fueron contratados a plazo fijo. Ese cambio reduce la antigüedad de la mayoría de las personas en unos 5 años y por lo tanto, la indemnización sería menor. Lo que van a proponer desde Enrege, según se conversó en la reunión de directorio, es que se compute un sueldo por año de antigüedad en planta, pero a quienes tengan 10 años de antieguedad se le sumará un sueldo y a quienes tengan más de 10 años 2 sueldos, a abonarse en el momento de la baja.
A los que tienen entre 60 y 64 años inclusive, el organismo regulador tenía previsto ofrecerles 36 salarios, pero Sturzenegger quiere que sean solo 24. Lo que sugiere el ministro puede terminar siendo un problema para los que tengan entre 60 y 63 años porque si les ofrecen solo 24 salarios se van a quedar sin cobrar antes de cumplir los 65 que les permite acceder a la jubilación. Lo que respondió el Enrege es que, si se mantiene la exigencia fijada por Desregulación, convendría reducir el grupo de beneficiarios solo a los que tengan entre 63 y 64 años inclusive.
A los mayores de 65 años el ente tenía previsto otorgarles 24 sueldos para que se vayan y Desregulación ordenó que sean solo 12 cuotas.
Sturzenegger además pidió que los salarios que se paguen a los que se retiran no sean actualizables con los incrementos que se le otorguen a la Administración Pública. La representante de Recursos Humanos que expuso sobre el tema en la reunión de directorio, a la que asistió EconoJournal, dijo que para ellos ese punto no debería negociarse.
Desregulación pidió solicitó que el monto que surja del acuerdo no se pague como salarios en 12 o 24 meses, según el caso, sino en solo 3 pagos. En el Enrege ese pedido llamó la atención porque para el organismo en términos presupuestarios es beneficio pagar en 12 o 24 pagos que en solo 3.
Ernesto Inal, Marcelo Rucci y Daniela Rucci, referentes de Fuerza Neuquina y Federal.
Dos gremios clave de Vaca Muerta competirán en sociedad por la intendencia de Rincón de los Sauces y todo el corredor petrolero en 2027 con una alianza que apoyará, a nivel provincial, la reelección de Rolando Figueroa.
El acuerdo político involucra al líder de Petroleros Privados, Marcelo Rucci, y a uno de los principales referentes de Uocra, César Godoy, quienes sellaron el entendimiento tras más de un año de negociaciones.
Luego de participar desde veredas opuestas en las elecciones de Rincón de los Sauces, en 2023, ahora buscarán al candidato más competitivo para retener la intendencia en la nueva «joya» de Vaca Muerta.
La ciudad del llamado «hub norte» se posiciona como la próxima frontera de expansión de los no convencionales, con inversiones anunciadas por operadoras como Tecpetrol, Pluspetrol y Chevron por más de 30.000 millones de dólares, la mayoría de la mano del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).
«Tenemos muchas cosas en común y podemos trabajarlas juntos», afirmó Rucci tras un encuentro de ambos dirigentes en las oficinas que el sindicato tiene en Neuquén capital.
Planteó que «los trabajadores deben ocupar espacios políticos, que es donde se define su futuro, y si lo hacemos juntos mucho mejor».
Rucci ya tiene aval de la justicia para su partido, Fuerza Neuquina y Federal, y prepara, a su vez, un desembarco similar en Río Negro. El dirigente, históricamente ligado a la línea Azul y Blanca del Movimiento Popular Neuquino, dio un portazo el año pasado al desafiliarse del partido provincial para concentrarse en un armado político propio.
Del espacio también participa el adjunto de Petroleros, Ernesto Inal, y la diputada provincial e hija de Rucci, Daniela Rucci.
El partido realizó el jueves una jornada de afiliación en Rincón de los Sauces de la que participó, como invitado, el propio César Godoy.
El referente del gremio de la construcción es hijo del ya fallecido Juan Ángel «Rancho de Paja» Godoy, un histórico de Uocra que fue protagonista, entre otros acontecimientos, de la marcha que se hizo en 1986 desde Piedra del Águila hasta Neuquén capital tras la muerte de 13 obreros en la construcción de la represa.
Es afiliado del Partido Justicialista y buscó, sin éxito, negociar en 2025 una candidatura a diputado nacional. También quiso presentar una lista para disputar la conducción del peronismo en las internas de este año, pero no se habilitó su lista.
Ahora dijo a EN/CLAVE que trabaja en crear un espacio propio alineado al armado nacional del riojano Ricardo Quintela: Federales, que presentó su inscripción en la justicia federal el 15 de junio pasado.
La elección en Rincón de los Sauces
Godoy dijo a este medio que buscarán hacer pie con representantes propios a nivel provincial y nacional «porque vemos que hay un avance del gobierno libertario sobre los derechos de los trabajadores». En ese armado, que definen como «un bloque sindical fuerte», no descartan la participación del sector de Carlos Quintriqueo, secretario general de ATE.
El objetivo de Uocra y Petroleros, al menos por ahora, no es la gobernación, sino «trabajar juntos para tener representantes en la Legislatura y en las intendencias». Y Rincón de los Sauces, de la que son oriundos ambos líderes sindicales, aparece como la principal apuesta.
«La idea es poner al mejor candidato posible para ganar el municipio. Vamos a medir, el candidato más potable va a ser el que nos represente», aseguró Godoy, quien evitó confirmar si ofrecerá su nombre para las encuestas.
César Godoy de Uocra junto a Daniela Rucci de Petroleros.
En el 2023, por un acuerdo político entre Rolando Figueroa y Rucci, el entonces gobernador electo optó por sacrificar a su propio candidato, el muy competitivo médico Walter Erdozain, para no entorpecer la carrera a la reelección de la actual intendenta y aliada del petrolero, Norma Sepúlveda.
El dirigente de Uocra fue candidato en esa elección y resultó segundo con el 42% de los votos, concentrando todo el voto opositor.
Si ahora ambos referentes sindicales se alinean para disputar el municipio con una única postulación, es probable que Figueroa vuelva desistir de llevar un nombre propio.
Godoy confirmó a EN/CLAVE que también trabajarán para presentar listas en San Patricio del Chañar, Añelo y Centenario, las ciudades donde mayor influencia tienen ambos sindicatos.
«Hoy no hay candidatos naturales, la moneda está en el aire y hay lugar para todos. Casi ninguno de los municipios tiene recursos para hacer obra pública y depende de la ayuda que envía Provincia que, afortunadamente, acá tiene billetera para hacer infraestructura. Pero en Rincón y en todas las ciudades los vecinos están pidiendo más presencia municipal», sostuvo.
Vaca Muerta: más trabajo, alquileres caros
El referente de la Uocra en Rincón de los Sauces aseguró que la cantidad de puestos de trabajo para el sector creció «muchísimo» en esa ciudad, pero cayó en Añelo.
El gremio de la construcción tiene actualmente unos 5.000 obreros contratados en la localidad cabecera del «hub norte» de Vaca Muerta, cuando el número de trabajadores solía rondar los 800 o 900 en el año, explicó Godoy.
Vinculó la demanda a la actividad de empresas como Tecpetrol y Pluspetrol que están construyendo, respectivamente, una Planta Central de Procesamiento de Gas (CPF), en el caso de Los Toldos, y una Instalación de Producción Cercana (EPF), en Bajo del Choique-La Invernada. Dijo que estiman, al menos, un año más de trabajo en ese volumen.
En cambio, señaló que en Añelo se perdieron más de 6.000 puestos de trabajo porque «se terminaron las obras grandes» y están a la espera de que YPF, que es la principal operadora en esa zona, ponga en marcha algunas de las que tiene proyectadas.
«Rincón es ahora la joya de Vaca Muerta, pero nos quedamos cortos de infraestructura», advirtió sobre los problemas que aparecen ligados a este nuevo «boom».
«Eso nos está complicando y se necesita más presencia provincial para dar soluciones para la vivienda. Una casa de dos habitaciones que se alquilaba en 900.000 pesos hace un año hoy se cobra hasta 6 y 7 millones. No lo puede pagar ni un médico, ni un docente, solamente las empresas petroleras», planteó.
La situación es similar a la que ocurrió en los inicios de la actividad en Añelo, aunque diferenció que en esa localidad «todo queda a una hora, mientras que Rincón de los Sauces está a 240 kilómetros de la ciudad más cercana, que es justamente Añelo. No hay adónde ir», afirmó.
De izquierda a derecha: Gerson García (BLC Oil & Gas), Mauricio Sánchez (Flow Management Industries); Nicolás Gandini (EconoJournal): Leonardo Brkusic (GAPP) y Nicolás Sidicaro (Fundar).
Desde comienzos de este año, el 16% de las pymes proveedoras del sector energético redujo personal, mientras que un 44% frenó nuevas incorporaciones. Así lo relevó Leonardo Brkusic, director ejecutivo del Grupo Argentino de Proveedores Petroleros (GAPP), que monitorea cada dos meses la situación de las compañías que abastecen a la cuenca.
«Viendo los desafíos que se vienen, las operadoras van a tener que tomar un rol más activo en términos de desarrollo de proveedores», advirtió el ejecutivo, durante una nueva edición del ciclo Aguas Arriba, del que también participaron Mauricio Sánchez, director de Flow Management Industries; Gerson García, de BLC Oil & Gas y Nicolás Sidicaro, investigador del think tank Fundar; con la moderación del director de EconoJournal, Nicolás Gandini.
El ciclo Aguas Arriba, que analiza edición a edición los distintos eslabones de la cadena de valor energética para entender los desafíos que atraviesa cada actor de ese entramado, dedicó su última edición a discutir el rol de las operadoras y el Estado para cuidar su ecosistema de proveedores en un contexto de apertura importadora.
También se puso en discusión hacia dónde puede crecer la industria local, donde la automatización y el desarrollo de ingeniería de mayor valor agregado aparecen como el camino para competir con productos asiáticos y proyectarse hacia otros mercados.
«Un 38% de las pymes está trabajando por debajo del 75%. A una empresa le sacás el 25% de producción de la fábrica y le pedís que sea competitiva, es complejo», señaló Brkusic, quien atribuyó ese cuadro a la reconfiguración del mercado que atraviesa la industria con una apertura importadora de los últimos dos años.
Brkusic atribuyó la crisis de los proveedores a la reconfiguración del mercado que atraviesa la industria con una apertura importadora de los últimos dos años.
Ese diagnóstico sobre el entramado pyme energético se replica en los datos de empleo a nivel nacional, con solo cuatro provincias que muestran resultados positivos en la generación de empleo: Neuquén y Río Negro, como principales beneficiarias del desarrollo de Vaca Muerta, y La Rioja y Mendoza.
Para Nicolás Sidicaro, ese derrame económico es la condición para sostener los consensos políticos en torno a Vaca Muerta para el próximo periodo de gobierno: «Si los beneficios que trae Vaca Muerta no se difunden al resto de la economía, ese consenso va a estar más limitado, y el próximo gobierno va a tener el mandato de cambiar las cosas. Si, en cambio, los efectos positivos logran permear en el resto de la economía, ese activo tiene una potencialidad muy importante».
El rol político de las operadoras
Brkusic dividió el problema en dos segmentos de la cadena: los proveedores de servicios, que «van a estar bien porque el servicio siempre es local», y los fabricantes de materiales y equipamiento, que enfrentan una situación más compleja.
Para el directivo del GAPP, es ahí donde falta diálogo: «La apertura del mercado y, sobre todo, los beneficios que da el RIGI —que incluye la fase de construcción de las plantas— hacen que la previsión de costos de materiales se haga con una visión aperturista. No hay una mirada acabada sobre el valor agregado que se genera localmente, sino una mirada que se concentra solo en el precio».
«El RIGI es un instrumento espectacular para potenciar las inversiones, pero también deja afuera de esos beneficios a los proveedores», señaló, y planteó que las petroleras podrían asumir «un rol más activo, casi de actor político», para reclamar que ese régimen se extienda a toda la cadena de valor. «Si una operadora necesita un RIGI para hacer viable un proyecto, ¿por qué pensar que la cadena de valor no lo necesita? El costo argentino pega de manera transversal para todos en esta economía», resumió.
El directivo del GAPP aclaró que ese reclamo no implica volver a exigir contenido local a cualquier costo: «No se trata de penalizar con los viejos paradigmas de valor agregado local a cualquier precio, sino de sentarse a trabajar juntos».
La apuesta por el valor agregado frente al commodity
Para las pymes proveedoras, la respuesta a la competencia con productos importados no se centra en igualar precios, sino por correrse del commodity hacia la ingeniería, la automatización y el servicio de posventa. «Contra un producto asiático, en algunos temas no podemos competir por el costo. Pero nosotros conocemos el mercado, tenemos una venta consultiva, sabemos en función de qué proyecto qué fluido hay, cuáles son las condiciones, si hay arena o no, cómo es el gas. Eso el asiático no lo tiene», explicó Mauricio Sánchez, director de Flow Management Industries.
Mauricio Sánchez, director de Flow Management Industries.
Sánchez graficó ese corrimiento con el caso de las válvulas, uno de los productos centrales de su empresa. Explicó que la válvula en sí misma es cada vez más un commodity, pero que el negocio se desplaza hacia los sistemas de automatización, sensores y controles que se le incorporan por encima. «Dentro de diez años la válvula te la van a regalar, y lo que te van a vender es lo que va arriba de la válvula», afirmó. Según el directivo, hacia ese segmento debería orientarse la estrategia del entramado local.
Esa ecuación choca con un problema estructural, el costo argentino. Entre los factores que mencionó están el acceso al financiamiento, la litigiosidad laboral y el costo de la energía, este último especialmente sensible para una industria que depende de procesos como la fundición. «La cuestión impositiva nos impacta terriblemente. El costo de la energía es mucho mayor que en China, y un horno funciona con energía eléctrica. El chino paga un 15% de impuestos; yo tengo, como mínimo, un 30%», ejemplificó.
Digitalización: sostener la producción, no solo alcanzarla
Más allá de la etapa de perforación, buena parte del desafío de la cadena de valor está en mantener la eficiencia de los pozos a lo largo del tiempo. «Perforar es el inicio de la historia, pero mantener ese pozo produciendo cierta cantidad de años de manera eficiente, es donde está el verdadero reto», planteó Gerson García, de BLC Oil & Gas.
Consultado sobre qué nota le pondría, en una escala de 1 a 10, al aprovechamiento que hace la Argentina de la digitalización y la inteligencia artificial en sus pozos, García dijo: «Estamos aprobados, seguro. Ahora, no sé si aprobados apenas, o más cerca de la excelencia; ahí estamos en un gris que no vamos a ver ahora, sino en el transcurrir de un par de años más adelante».
Gerson García, de BLC Oil & Gas.
Las herramientas de digitalización, monitoreo y control de la producción son las que permiten sostener ese objetivo en el tiempo, tanto en Vaca Muerta como en los yacimientos convencionales, donde la necesidad de eficiencia operativa es incluso mayor.
El otro extremo del mapa: la reconversión de Comodoro Rivadavia
El debate sobre el futuro de los proveedores no se agota en Vaca Muerta. Sidicaro puso como contraejemplo lo que ocurre en la cuenca del Golfo San Jorge, con epicentro en Comodoro Rivadavia y en Las Heras, en Santa Cruz, donde la salida de YPF de ciertos segmentos —parte del plan de reestructuración que impulsa su presidente, Horacio Marín— dejó una marca profunda en el entramado productivo local. En los últimos tres años, la ciudad perdió unos 3.000 puestos de trabajo en el sector petrolero, con un impacto directo sobre lo que era su principal fuente de masa salarial.
Para Sidicaro, el desafío pasa por reconvertir a los proveedores de la cuenca hacia Vaca Muerta o hacia otras actividades, aun con la dificultad logística que supone la distancia. «Hay que pensar hacia dónde puede ir: pesca, turismo, industria, conocimiento, proveedores de servicios», señaló, y planteó la necesidad de acompañar ese proceso con créditos y políticas específicas que permitan a esos proveedores diversificarse y exportar.
Nicolás Sidicaro, investigador del think tank Fundar.
Vicuña es una compañía controlada por la australiana BHP y la canadiense Lundin Mining.
Vicuña, la sociedad conjunta conformada por BHP y Lundin Mining, y el gobierno de San Juan firmaron un acuerdo de compromiso vinculado con la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) para su proyecto de cobre, que busca establecer un marco de previsibilidad para el desarrollo de largo plazo de la iniciativa minera en la provincia.
El entendimiento contempla un esquema para el cumplimiento de las obligaciones financieras previstas en la DIA y establece condiciones vinculadas al régimen de regalías, el financiamiento de infraestructura y otros compromisos asociados al proyecto.
Uno de los principales puntos del entendimiento es la estabilización de las regalías provinciales en el 3% de los ingresos durante toda la vida útil del proyecto. Según informó la compañía, el esquema alcanzará a las propiedades mineras actuales y futuras que formen parte del Proyecto Vicuña, dentro del alcance definido en el acuerdo.
El acuerdo también establece la creación de un fideicomiso destinado a administrar las contribuciones previstas en la DIA y canalizar los fondos hacia obras de infraestructura previamente acordadas con la provincia. El convenio todavía debe ser aprobado por la Legislatura de San Juan para entrar en vigencia como ley.
Vicuña prevé realizar un pago anticipado de US$ 250 millones al fideicomiso, que tendrá como destino el financiamiento de infraestructura en San Juan. La compañía indicó que el desembolso está previsto para concretarse hacia el cierre del cuarto trimestre de 2026, sujeto al cumplimiento de las condiciones correspondientes.
Un aporte adicional desde el sexto año de operaciones
El acuerdo contempla además una contribución equivalente al 1,5% de las ventas brutas, en línea con lo establecido originalmente en la Declaración de Impacto Ambiental. Este aporte comenzará a abonarse a partir del sexto año de operaciones y estará destinado al financiamiento de infraestructura y otras iniciativas en la provincia. Desde Vicuña explicaron que este mecanismo funcionará de manera adicional a las regalías provinciales que se paguen anualmente.
El entendimiento busca concentrar las obligaciones financieras establecidas en la DIA en un único mecanismo contractual. En paralelo, la Provincia asumió el compromiso de no imponer a Vicuña contribuciones adicionales de naturaleza análoga a la establecida en la DIA por conceptos vinculados con el Proyecto Vicuña.
La compañía sostuvo que este último punto apunta a establecer un marco definitivo respecto de las obligaciones derivadas de la Declaración de Impacto Ambiental y aportar previsibilidad para las inversiones asociadas al proyecto.
“Proyectos de esta magnitud requieren reglas claras y previsibilidad a largo plazo. Este acuerdo representa un paso importante para seguir creando las condiciones necesarias para el desarrollo del Proyecto Vicuña, brindando mayor certeza tanto para la inversión como para el cumplimiento de los compromisos asumidos con la provincia”, aseveró Ron Hochstein, CEO de Vicuña Corp.
Ron Hochstein, el CEO de Vicuña Corp.
Un proyecto de cobre, oro y plata
Según destacaron desde la compañía la firma del acuerdo constituye la primera etapa de un proceso que continuará con la discusión de otros aspectos vinculados con el desarrollo del Proyecto Vicuña.
Vicuña señaló que continuará trabajando con el Gobierno de San Juan y otros actores vinculados al proyecto en nuevos acuerdos e iniciativas relacionados con su desarrollo, con el objetivo de avanzar en infraestructura, generación de empleo y participación de proveedores locales.
AES Argentina cuenta con un portafolio diversificado entre energía térmica, hidroeléctrica y eólica. (Foto: Gentileza AES Argentina).
Con ofertas por US$ 77.9 millones que evidenciaron la fuerte demanda de los inversores, AES Argentina concluyó de manera exitosa la colocación de sus Obligaciones Negociables Clase 3 por un valor nominal de US$ 50 millones que serán liquidadas hoy.
“Estamos muy satisfechos con el resultado de la colocación. La demanda superó ampliamente nuestras expectativas y el monto máximo previsto para la emisión, lo que nos permitió mejorar las condiciones de la colocación y alcanzar una excelente ejecución», señaló Leandro Gallardo, director de Finanzas de AES Argentina.
De acuerdo con la empresa, la tasa fija de corte se estableció en 6,7% nominal anual, mientras que el pago de intereses será semestral por un plazo de 24 meses. El capital será amortizado íntegramente al vencimiento, bajo modalidad bullet. En tanto, la emisión de las Obigaciones Negociables contó con una calificación AA (FixScr), regida por legislación argentina.
Obligaciones Negociables: A qué se destinarán los fondos
“La respuesta obtenida refleja la confianza de los inversores en AES Argentina y nuestra estrategia a largo plazo”, agregó Gallardo. La empresa informó los fondos obtenidos se destinarán a financiar operaciones de AES Argentina, realizar inversiones en activos y bienes de capital en el país y mejorar el perfil de vencimientos.
La organización de la operación estuvo a cargo de Balanz Capital Valores. Y actuaron como agentes colocadores Banco de Galicia y Buenos Aires S.A.U.; Banco Santander Argentina S.A.; Macro Securities S.A.U.; Banco BBVA Argentina S.A.; Banco Patagonia S.A.; Allaria S.A.; Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A.U.; Petrini Valores S.A.; Invertir en Bolsa S.A.; Banco Supervielle S.A.; Latin Securities S.A.; Adcap Securities Argentina S.A.; Invertironline S.A.U.; Global Valores S.A.; Portfolio Personal Inversiones S.A.; Neix S.A.; y Facimex Valores S.A
«Nosotros invertimos, en promedio, US$ 1.500 millones por año», aseguró Marcos Bulgheroni.
SAN AGUSTÍN, Santa Fe (Enviado especial).– Marcos Bulgheroni es uno de los principales empresarios petroleros de la Argentina. CEO de Pan American Energy (PAE), la segunda productora de hidrocarburos del país, es a su vez accionista controlante de Axion Energy, uno de los tres mayores jugadores del mercado de combustibles. No es habitual que hable con los medios, pero en esta ocasión decidió conversar en exclusiva con EconoJournal para enviar un mensaje concreto: su compañía está dispuesta a avanzar con un proyecto de producción de biocombustibles si el Congreso finalmente habilita el desembarco de las refinadoras en el sector.
«Es un sinsentido absoluto tener una ley que prohíbe a una refinadora argentina invertir en biocombustibles en Argentina. Resulta bastante particular que nos impidan volcar recursos en una industria donde estamos en condiciones y tenemos la voluntad de hacerlo», aseguró durante la inauguración de una estación de servicio de Axion en la localidad santafesina de San Agustín.
Las declaraciones de Bulgheroni llegan justo cuando el gobierno impulsa un proyecto deley de Biocombustibles que pretende desregular el mercado y habilitar el ingreso de las petroleras por primera vez en veinte años. «Nosotros no queremos ir por el mercado interno, lo que buscamos es invertir para exportar en asociación con los actores actuales del sector que compartan nuestra visión», subrayó.
«Estamos convencidos de que lo que va a hacer funcionar a la industria de los biocombustibles es agrandar la torta y generar productos exportables al mundo. Hay una enorme oportunidad por la competitividad que tiene la Argentina a través del campo», agregó.
De ese modo, buscó dejar en claro que su intención no es salir a competir con las empresas que actualmente dominan el negocio. No es casualidad que haya decidido hablar en Santa Fe, un distrito que forma parte de la Liga de Provincias Bioenergéticas y tiene una fuerte industria dedicada a la producción de biodiésel. De hecho, lo hizo luego de compartir el acto con el gobernador Maximiliano Pullaro y su ministro de Producción, Gustavo Puccini.
Marcos Bulgheroni junto al gobernador de Santa Fe Maximiliano Pullaro.
El modelo planteado por PAE apunta al desarrollo de alianzas estratégicas para penetrar en plazas internacionales altamente exigentes, y al respecto, Bulgheroni aseguró que “en la medida en que encontremos jugadores con una visión compartida, vamos a hallar vehículos de inversión en conjunto. Eso va a incrementar el mercado global porque nos permitirá llegar a Europa, Estados Unidos y otros destinos. Ese es el espíritu con el cual tenemos que abordar esta ley, y no con una lógica de pelear por pequeños márgenes», enfatizó.
«Coincidimos en que el precio tiene que ser competitivo, libre y negociado entre las partes. En términos de corte estamos de acuerdo con lo que propone el Gobierno, pero si se fija un porcentaje adicional, debería ser opcional para el mercado interno, porque el esfuerzo principal de las inversiones tiene que estar enfocado en proyectos de exportación», explicó.
Bulgheroni también analizó las causas que retrajeron los envíos al exterior en los últimos años y trazó el camino para recuperar el terreno perdido. «La exportación se había cerrado en parte por elementos regulatorios y políticos, pero también porque las normas de exigencia en Europa avanzaron y las inversiones locales no acompañaron esa velocidad para adaptarse. Tenemos que retomar y reconquistar esos mercados internacionales con la tecnología adecuada», evaluó.
El siguiente fue el diálogo de Marcos Bulgheroni, CEO de PAE, con EconoJournal:
–¿Cómo está viendo el segmento de combustibles y cómo se adapta la agenda de la compañía para el downstream, en ese contexto?
Voy a tratar de no separarme demasiado de los datos puros y duros, que son los que realmente mandan. Después de algunos años de crecimiento del mercado, este año, quedó de alguna manera planchado por los efectos del incremento de precios provocado por la guerra entre Irán e Israel. Hasta la fecha hemos visto algunas tasas de crecimiento en naftas y un crecimiento pequeño en gasoil, principalmente traccionado por la cosecha.
No me preocupa necesariamente porque, una vez que se normalice el mercado global, una vez que la guerra tenga alguna expectativa de terminarse o de normalizarse, cualquiera sea el caso, estoy convencido de que va a volver a crecer tanto el mercado de naftas como, en particular, el mercado de gasoil, que es un mercado en el cual, como empresa, estamos enfocados particularmente.
Tenemos este desarrollo muy importante para nosotros que ha sido AXION Agro, que les brinda, por lejos, los mejores combustibles a todo el sector agropecuario. Y tenemos grandes expectativas de ingresar en sectores como la minería, donde, a medida que los diferentes proyectos se vayan desarrollando, van a generar una demanda adicional a la que vemos hoy; es decir, un crecimiento adicional del mercado.
Por otro lado, el posicionamiento geográfico que tiene nuestra refinería y, toda la geografía en torno al río Paraná es estratégica. Es un corredor que, genuinamente, teniendo acceso a la producción de Vaca Muerta y de otras cuencas le da a la Argentina una ventaja competitiva para poder abastecer esa necesidad energética.
Bulgheroni durante la inauguración de una estación de servicio de Axion Energy en San Agustín.
El conflicto geopolítico
–¿Lo que está advirtiendo es que, fundamentalmente, hay un problema de precios y volatilidad externa?
Está claro que lo que tenemos es un conflicto geopolítico que se manifiesta, entre otras cosas, en el cierre del Estrecho de Ormuz que representa alrededor del 20% del comercio mundial de crudo y combustibles, y se suma la guerra entre Rusia y Ucrania, que retiró del mercado parte de la oferta de un productor muy importante, como es Rusia, particularmente en el caso del gasoil.
Entonces, ese conflicto geopolítico, ese componente exógeno, hace que este año tengamos un problema puntual, un problema específico y vinculado a la guerra. En parte porque saca producción del mercado; en parte porque genera disrupciones en la logística. Y esos dos elementos terminan impactando sobre el precio. A eso hay que sumarle un grado adicional de complejidad y de incertidumbre: una volatilidad enorme. Entonces, esos tres elementos hacen que hoy tengamos precios altos y muy volátiles. Pero no es un tema solamente de la Argentina, sino del mundo. No lo veo como algo estructural. Pasado este momento, volveremos a una nueva normalidad.
Inversiones de largo plazo
–¿El buffer de precios que adoptó la industria derivado de ese contexto también agrega complejidad?
Nosotros tenemos una filosofía de invertir a largo plazo. Porque, si uno en la Argentina estuviera mirando siempre el corto plazo, terminaría diciendo: «No invierto». Invertimos, en promedio, US$ 1.500 millones por año. En un año bueno invertimos alrededor de US$ 1.800 millones y, en un año malo, alrededor de US$ 1.300 millones. Estoy hablando de inversiones recurrentes, todos los años, por lo menos durante los últimos veinte años.
Ese volumen de inversión sólo se puede sostener si uno tiene una mirada de largo plazo. Y esa mirada te obliga a dejar de lado los problemas del hoy, los problemas coyunturales, para tratar de entender cuáles son las dinámicas estructurales que permiten, o no, seguir invirtiendo.
Conceptualmente, tanto en la refinería, en el downstream, como en el upstream, hemos decidido implementar una política de fuerte inversión porque vemos, por el lado del upstream, un enorme crecimiento, tanto en petróleo como en gas. Y, por el lado del downstream, vemos enormes oportunidades para seguir haciendo crecer nuestro negocio.
Por eso, desde que compramos la refinería y desarrollamos la marca AXION Energy, hicimos una gran inversión de alrededor de US$ 1.200 a US$ 1.300 millones entre 2013 y 2020. Después desarrollamos todo el negocio de retail con las AXION Spot. En los últimos años incorporamos una asociación estratégica con Lele (Cristóbal, creador de las Paradas Sangucheras), y desarrollamos toda una red muy exitosa de AXION Agro.
Como parte de esas nuevas ideas para que nuestro negocio de downstream siga creciendo, sumamos la alianza estratégica con Castrol, que la verdad nos dio muchas satisfacciones porque cuando comenzamos, Castrol tenía alrededor del 2% o 3% del mercado y este mes ya alcanzamos el 10% de participación en el mercado de lubricantes.
La apuesta por los biocombustibles
–Santa Fe es una provincia con una fuerte producción de biocombustibles y hay mucho interés por el debate de la ley que se está dando en el Congreso. Hay al menos dos proyectos impulsados por el Gobierno y la oposición ¿Cuál es la postura de la empresa?
No estoy tan de acuerdo con esa aseveración de que hay distintos proyectos. Creo que, durante el último año o año y medio, se dio un debate muy importante dentro del núcleo de la industria ampliada. Y cuando hablo de la industria ampliada me refiero a los productores integrados y no integrados de biodiésel, a las empresas del agro, a las automotrices, a las refinerías, al Gobierno y a los gobiernos provinciales. En este último año se produjo, y lo celebro, un debate muy interesante respecto de cuál es la propuesta de ley que nos va a llevar -y acá englobo a toda la industria que acabo de describir-, a una solución superadora.
Particularmente en Pan American Energy, estamos convencidos de que lo que va a hacer que la industria del biodiésel, o de los biocombustibles en un sentido más amplio, funcione, es que agrandemos la torta. Que podamos generar propuestas y productos que sean exportables al mundo.
Y ahí la Argentina tiene una enorme oportunidad por la competitividad que tiene, particularmente a partir del campo. Entonces, estamos totalmente convencidos de que, para que eso ocurra, tenemos que tener libertad para invertir. Es un sinsentido absoluto tener una ley que le prohíbe a una refinadora argentina invertir en biocombustibles en la Argentina.
La verdad es bastante particular que a la industria refinadora se le prohíba invertir en un sector. Es bastante raro que te prohíban invertir, más aún a empresas argentinas que están en condiciones de hacerlo y que quieren hacerlo.
Pero también es importante despejar muchos de los temores y fantasmas que se generan alrededor de este debate. A veces se instala la idea de que la industria refinadora quiere invertir para quedarse con el mercado interno. No es así. Queremos invertir para exportar y hacerlo en partnership, en asociación, con jugadores que hoy forman parte de la industria y que compartan nuestra misma visión.
En la medida en que encontremos jugadores de la industria que tengan una visión compartida con nosotros, vamos a encontrar vehículos de inversión conjunta, sin dudas. Y eso va a agrandar la torta porque nos va a permitir exportar a Europa, a Estados Unidos y a otros mercados. Ese, para mí, es el objetivo. Ese es el espíritu con el que tenemos que mirar esta nueva ley. No pelearse por pequeños márgenes, por si es sí o si es no.
«El debate no pasa por el corte»
-¿Para ustedes la discusión, entonces, no es si el corte es del 10%, del 12% o del 15%, sino por una visión más amplia?
-Exactamente. Por un lado, es muy importante lo que está proponiendo el Gobierno. Y creo que ahí todos estamos de acuerdo en que el precio tiene que ser competitivo, libre y negociado entre las partes. En términos de corte, creemos que tendría que ser opcional para el mercado interno. Porque, de vuelta, el esfuerzo y la inversión tienen que enfocarse en proyectos de exportación.
Durante mucho tiempo la exportación estuvo cerrada. En parte por cuestiones regulatorias y políticas y, en parte, porque mientras las normas de Europa fueron evolucionando, muchos de los productos de biocombustibles que desarrollábamos en la Argentina no evolucionaron al mismo ritmo y dejaron de cumplir con esos estándares. Entonces, tenemos que retomar y reconquistar esos mercados de exportación.
-¿Podría ser un proyecto en Campana o sería una planta totalmente independiente?
-Los proyectos los venimos estudiando desde hace varios años. Hay distintas alternativas de localización. Pero no quiero decir una cosa por otra porque mucho va a depender de cómo termine saliendo la ley. Según cuál sea el texto definitivo, algunos proyectos serán mejores que otros. Así que hoy no tenemos una decisión tomada.
El proyecto de GNL
–Mencionó el upstream y la potencialidad que tiene Vaca Muerta y PAE allí es el segundo operador por acreaje. ¿Cómo lo van a potenciar?
-Vaca Muerta, para nosotros, es un motor de crecimiento de la producción del upstream. En lo que hace a gas, ya tenemos desarrollado el proyecto de GNL de la compañía. Somos parte del consorcio Southern Energy S.A. (SESA), que ya contrató dos barcos de licuefacción. El primer barco va a llegar el año que viene, en junio. De hecho, ayer zarpó el barco que estaba trabajando en Camerún para hacer un revamping y después venir a la Argentina en junio del año que viene.
El otro barco se está construyendo en este momento. Creo que está alrededor del 30% de avance y esperamos que llegue a la Argentina durante el invierno de 2028. Esos dos barcos van a procesar alrededor de 27 o 28 millones de metros cúbicos diarios de gas. Eso representa en torno al 20% de la producción actual de gas de la Argentina.
Nosotros participamos con el 30% de ese consorcio y eso nos permite una expectativa, un perfil de incremento de la producción muy importante entre el año que viene y 2030, que va a ser cuando el proyecto alcance su nivel de producción estable. Y, en términos de petróleo, este año incrementamos el número de equipos de perforación y estamos con un proyecto de aceleración de la producción en Vaca Muerta.
–¿Cómo están avanzando con el Project Finance y cuándo podrían cerrarlo?
Southern Energy no necesita un Project Finance porque el esquema de licuefacción está basado en el alquiler de los barcos. Básicamente, el alquiler paga el servicio. Lo que sí estamos terminando de cerrar es el gasoducto dedicado, que tiene otro nombre porque el vehículo societario se llama San Matías, pero son los mismos socios. En definitiva, uno puede verlo como un mismo proyecto.
Ese proceso de Project Finance, como bien decís, lo estamos terminando de cerrar en el corto plazo. Pero, independientemente de que el financiamiento cierre un mes antes o un mes después, la construcción ya empezó. No solamente ya se compraron los caños, sino que las empresas constructoras ya hicieron el despliegue para empezar a trabajar. Hoy están trabajando en paralelo sobre el diseño del gasoducto, el armado de los campamentos y el traslado de equipos y maquinaria para la obra.
La descarga de los caños va a ser en agosto porque el barco ya había zarpado. Y sí puedo precisar que las empresas constructoras ya estaban posicionándose para el cruce del río, que es, probablemente, la parte más complicada del proyecto.
El presidente de la cooperativa CALF, Marcelo Severini, junto al máximo responsable regional de Huawei, Xiao Binbing.
Lo que comenzó como una compra habitual de materiales para el tendido de fibra óptica en Neuquén derivó en un choque diplomático entre China y Estados Unidos. La Embajada de EE.UU exigió a la Cooperativa eléctrica CALF suspender sus contratos con el gigante tecnológico Huawei, argumentando el rol estratégico de Vaca Muerta y desencadenó una dura respuesta de la Embajada de China, que acusó a Washington de «chantaje con visados» y de vulnerar la soberanía argentina.
En conversación con EconoJournal, el gerente de Tecnologías de la Información y Comunicación de CALF, Sergio Fernández Novoa, relató que en julio comenzó a recibir mensajes de WhatsApp por parte de Andrew Dilts, encargado de Asuntos Económicos de la Embajada de EE. UU.
“Los mensajes tenían un tono intimidante, nada grato. Dilts me decía que quería hablar por la contratación de Huawei. Le respondí que estaba de viaje y que podía pasar por la Embajada a mi regreso, pero me contestó que no, que era urgente”, detalló el directivo.
Ante la insistencia, Fernández Novoa elevó la situación a la directiva de la cooperativa. Días después, Dilts subió el tono con un nuevo mensaje: “Estimado Sergio. El motivo de mi solicitud urgente de una llamada es que el gobierno estadounidense está implementando una nueva política que restringe o revoca visas para los directivos que expanden las operaciones de Huawei en Argentina”.
La cooperativa eléctrica CALF incorporó el servicio de fibra óptica en 2025.
Un asunto de “seguridad nacional” en Vaca Muerta
Desde la diplomacia estadounidense no hubo un comunicado formal a CALF, pero el embajador Peter Lamelas justificó en una nota a Clarín la postura de su país al calificar el tema como una cuestión de “seguridad nacional”. El argumento central de Washington radica en la sensibilidad que representa la presencia de infraestructura de telecomunicaciones china en la provincia que cobija a Vaca Muerta .
Lamelas ratificó que “las personas y entidades cuyas acciones socaven la seguridad de Estados Unidos no gozarán del privilegio de viajar a ese país”.
Una situación similar se había dado hace dos años cuando la empresa china había expresado sus intenciones de invertir en Neuquén. Según comentó una fuente en reserva, el mismo Dilts había planteado en una visita a la ciudad que «si contratan a Huawei están contratando al Ejército chino».
Por estas horas, se esperaba un comunicado oficial de la Embajada de Estados Unidos y de la Cancillería Argentina.
China denuncia «chantaje» y CALF reclama neutralidad
La respuesta asiática no tardó en llegar. A través de un duro comunicado publicado este miércoles, la Embajada de China acusó formalmente a Estados Unidos de «arrogancia», «hipocresía» y de incurrir en un «chantaje de visados» para frenar el comercio local con sus empresas.
Desde el gobierno chino denunciaron que Washington “ha avivado deliberadamente la teoría de la amenaza china y generalizado el concepto de seguridad nacional para impedir de forma descarada que una empresa argentina tenga una cooperación normal con Huawei”. Asimismo, enfatizaron que estas maniobras representan “un grave menoscabo de los principios del libre mercado” y una injerencia en la soberanía de terceros países, instando a la Casa Blanca a poner fin a sus “prácticas hegemónicas”.
Declaración de Portavoz de la Embajada de China en Argentina sobre la arbitraria obstrucción de la cooperación entre China y Argentina por parte de Estados Unidos pic.twitter.com/ewuaK94Bp8
— Embajada de China en Argentina (@ChinaEmbArg) August 6, 2026
En medio de la contienda entre las dos potencias, la comisión directiva de CALF buscó desmarcarse del conflicto geopolítico. A través de un comunicado, enfatizaron su condición de compradores independientes: “Compramos tecnología para dar un mejor servicio a los neuquinos, no para tomar partido en una disputa entre potencias”.
En la misma línea, Fernández Novoa remarcó que la adquisición de tecnología para la fibra óptica en la ciudad involucró a “más empresas estadounidenses que chinas”. Además, contó que cuentan con planes para comenzar el tendido de fibra óptica en el Circuito Petrolero que incluye a localidades como Añelo. “Somos un tercero en discordia. Como país tenemos el derecho soberano de contratar a otras empresas por precio y calidad”, concluyó.
Sergio Fernández Novoa, gerente de CALF, respondió a las amenazas de EE.UU.
El objetivo oficial es rescindir el vínculo con Esuco porque la obra se encuentra interrumpida desde el año pasado.
El gobierno quiere finalizar antes del invierno de 2027 la adecuación de las cuatro plantas compresoras del Gasoducto Norte, que se encuentran paralizadas desde el año pasado por un conflicto entre la estatal Enarsa y la constructora Esuco. El objetivo oficial es rescindir el vínculo con Esuco mientras mantiene conversaciones con Transportadora Gas del Norte (TGN) y Transportadora Gas del Sur (TGS) para que las empresas transportistas se hagan cargo de la obra.
La información fue adelantada por el viceministro de Energía y Minería, Daniel González, durante un encuentro que mantuvo el jueves pasado con representantes industriales del norte nucleados en Uniones Industriales del Norte Grande (Uninor). También participaron de la reunión la secretaria de Energía, María Tettamanti; y el subsecretario de Combustibles Líquidos y Gaseosos, Federico Veller.
“Tienen que definir los pasos legales, nos dijeron que podría ser TGN”, confirmó uno de los industriales. La prioridad efectivamente la tiene TGN porque son obras que están en su área de operación. Sin embargo, EconoJournalpudo confirmar que el gobierno también conversa con TGS porque la compañía controlada por Pampa y la familia Sielecki inyectará a partir del año que viene más gas disponible en el anillo del gasoducto Mercedes-Cardales, el punto de conexión con el sistema que opera TGN, a partir de la obra de ampliación que está llevando adelante en el Gasoducto Perito Moreno (ex GNK). «Por eso es importante que las cuatro plantas compresoras estén terminadas. Se estima que podrían contribuir a transportar al menos 5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) adicionales por el Gasoducto Norte hasta Tucumán y Salta«, expresó una fuente al tanto de las negociaciones.
Dos de los participantes del encuentro comentaron, en esa clave, que en la reunión de la semana pasada los funcionarios de Energía aseguraron que si las obras se terminan el invierno de 2027 reducirían el uso de las ventanas de corte que, por contrato, las distribuidoras pueden disponer para interrumpir hasta sesenta días al año el suministro a los contratos con transporte en firme.
El sistema que hoy lleva gas de Vaca Muerta a las provincias del norte del país tiene un límite de 15 MMm3/día, muy por debajo de la demanda de 60 MMm3/día que se alcanza en el pico de invierno. Hay tres obras que hoy se presentan como parte de la solución al problema: la adecuación de las cuatro plantas compresoras del Gasoducto Norte, que son las que se encuentran frenadas por el conflicto entre Enarsa y su contratista Esuco y elevaría la capacidad actual de 15 a unos 20 MMm3/día; la ampliación del Gasoducto Perito Moreno, a cargo de la transportista TGS, que estará terminada antes del invierno de 2027 y elevarán la capacidad de ese ducto, que conecta con el anillo del gasoducto Mercedes-Cardales, de 21 a 35 MMm3/día; y la construcción de un nuevo gasoducto entre Tratayén (Neuquén) y La Carlota (Córdoba) que impulsa TGN y permitiría inyectar al menos unos 13 MMm3/día adicionales en La Carlota hacia fines de 2028.
La obra frenada: las plantas compresoras
Como publicó Econojournal en abril, un conflicto contractual entre Enarsa y Esuco, la empresa originalmente adjudicataria de los trabajos, derivó en la suspensión del contrato y la interrupción del cronograma de la adecuación de cuatro plantas compresoras del Gasoducto Norte —Lavalle, Lumbreras, Deán Funes y Ferreyra—, que elevaría la capacidad actual de 15 a 19 MMm3/día.
Ambas partes mantienen reclamos cruzados por presuntos incumplimientos y diferencias económicas: Esuco denuncia una deuda a su favor de $42.000 millones, que además de estas cuatro plantas incluye certificados de obra por otros dos proyectos ya terminados (las plantas compresoras Mercedes y Salliqueló).
Las transportistas tienen la capacidad técnica para hacerse cargo de la obra. En el sector privado se especulaba con que la adecuación de las cuatro plantas terminara incorporada la obra del gasoducto Tratayén-La Carlota que impulsa TGN, aunque con el compromiso asumido ahora por el Gobierno el plazo debería adelantarse.
La obra más avanzada es Lavalle, con una ejecución del 75,1%, le siguen Lumbreras (63,6%), Ferreyra (51,1%) y Deán Funes (27,5%). Los plazos que quedan por delante dependen de la disponibilidad de materiales, varios de los cuales son de origen importado y sufren demoras por el contexto internacional. Antes de retomar los trabajos, será necesario hacer una inspección para relevar el estado de cada planta, ya que Esuco dejó todo el material acopiado en un galpón cerrado con llave.
Tampoco hay una definición precisa de cuánto podría cambiar el mapa del gas una vez terminada la adecuación. Los industriales insisten en que esta obra, finalizada, actuaría como amortiguador de los cortes. «Podríamos bajar de 100% a 50% de cortes, no se paralizaría la industria», señalan.
Próximo paso: la ampliación del Perito Moreno
La obra más próxima a completarse es la ampliación de capacidad del Gasoducto Perito Moreno. La transportista TGS está construyendo tres nuevas plantas compresoras que elevarán la capacidad del ducto de 21 a 35 MMm3/día. Es una inversión de US$ 550 millones, hoy en ejecución, con finalización prevista para abril de 2027, de modo que su impacto se sentirá recién el próximo invierno.
«En lo que hace al abastecimiento en la zona norte del país, la IP (iniciativa privada) de TGS para ampliar el Gasoducto Perito Moreno, que fundamentalmente permitirá reemplazar el consumo de gasoductos líquidos (gasoil) para generar electricidad por gas local, no va a cambiar de manera sistémica la evacuación de gas hacia el norte, aunque sí permitirá ampliar en términos relativos la oferta de gas en las provincias del NOA porque posibilitará transportar más gas por el Gasoducto Norte ”, explicó Patricia Charvay, economista y socia de la consultora Economía y Energía.
Consultada por este punto, fuentes cercanas a TGS confirmó que, si bien la mayor capacidad de transporte permitirá que mayor cantidad de gas llegue al anillo del gran Buenos Aires, podría incorporarse al sistema Norte a través del gasoducto Mercedes Cardales.
La solución de fondo: el gasoducto Tratayén-La Carlota
La obra que modificará estructuralmente el esquema de abastecimiento en el norte es el nuevo gasoducto Tratayén (Neuquén)-La Carlota (Córdoba), que uniría Vaca Muerta con Córdoba, donde empalma con la reversión del Gasoducto Norte. Su función es evitar que el gas adicional de Vaca Muerta tenga que competir por la misma capacidad de transporte que hoy se usa para abastecer al litoral, o depender de la transferencia entre las áreas de TGS y TGN a través del sistema Mercedes-Cardales.
El ducto permitiría inyectar al menos unos 13 MMm3/día adicionales en La Carlota. Para poder subir ese volumen hacia el norte, TGN, la transportista que impulsa el proyecto sin una iniciativa pública por ahora, deberá completar además obras sobre el propio Gasoducto Norte.
Por el sentido en que se construyó el ducto, de norte a sur, el tramo superior cercano a Salta tiene mayor capacidad de transporte— 25 MMm3/día —que en Córdoba, donde finaliza la obra y la capacidad llega a los 15 MMm3/día. Sumados los 13 MMm3/día del gasoducto de TGN a los 15 actuales, el total ascendería a 28MMm3/día, lo que exige ampliar también la capacidad de ese tramo inferior.
Fuentes de empresas productoras estiman que, con las obras completas, puede quedar un excedente para eventuales exportaciones a Chile, Brasil e incluso Bolivia. Además, quedaría reemplazado prácticamente todo el GNL que hoy se importa, con excepción de necesidades puntuales en los picos de invierno.
TGN buscará encuadrar la inversión de US$ 1.500 millones dentro del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). El cronograma preliminar contempla la aprobación de la decisión final de inversión (FID) hacia fines de 2026 y la entrada en operación del gasoducto en los últimos meses de 2028, sujeto a aprobaciones regulatorias, financiamiento y condiciones de mercado.
«Desde nuestro punto de vista, esta obra sí significaría un cambio sistémico: permitiría contar con más gas en el norte, superar las actuales limitaciones de transporte y modificar incluso el esquema de generación eléctrica, al habilitar generación en ciclos eficientes en esa región y reemplazar así el uso de líquidos en el litoral», señala Charvay.
Pecom, el brazo petrolero del grupo Pérez Companc, avanza en la consolidación de su posición en el bloque El Corcobo, en las provincias de Mendoza y La Pampa, luego de que San Benito Upstream -compañía relacionada y bajo control común de la empresa- acordara con YPF la adquisición de la participación que la petrolera estatal mantiene en los activos que integran el área.
La operación está sujeta al cumplimiento de las condiciones precedentes habituales y a las aprobaciones regulatorias correspondientes por parte de las provincias involucradas. Una vez perfeccionada la transacción, Pecom y San Benito Upstream pasarán a controlar casi la totalidad del activo y la empresa que preside Luis Pérez Companc asumirá la operación.
Acuerdo con YPF
El acuerdo con la petrolera bajo control estatal complementa la adquisición previamente anunciada de la participación de Pluspetrol en los mismos activos y forma parte de la estrategia de crecimiento de Pecom en el negocio de exploración y producción, con foco en la operación de campos maduros convencionales y en la aplicación de técnicas de recuperación terciaria.
De acuerdo con la comunicación remitida por YPF a la Comisión Nacional de Valores (CNV), la compañía acordó ceder a San Benito Upstream su participación en el denominado clúster Mendoza No Operado, que comprende activos ubicados en Mendoza y La Pampa.
En concreto, la transacción incluye el 30,01% de la concesión CNQ-7 Gobernador Ayala y el 50% de las concesiones CNQ-7A y Jagüel Casa de Piedra. El acuerdo también contempla la cesión de ductos y del stock de materiales existentes en los almacenes asociados a los activos.
El precio acordado asciende a US$ 205 millones, con fecha efectiva del 1° de enero de 2026. A ese monto se adicionará el IVA correspondiente y el eventual ajuste de precio aplicable al momento del cierre.
Durante el segundo trimestre de 2026, el clúster transferido por YPF registró una producción aproximada de 7.000 barriles diarios de petróleo y 40.000 metros cúbicos diarios de gas natural, según informó la compañía.
El Corcobo sumará producción a Pecom
El bloque El Corcobo 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.
Rolando Figueroa confirmó que no apoyarán la extranjerización de tierras.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, complicó este miércoles las chances de que La Libertad Avanza pueda aprobar las reformas en la Ley de Tierras para ampliar los límites para la venta a extranjeros. «No estamos de acuerdo con la extranjerización de la tierra y no vamos a acompañar iniciativas que avancen en ese sentido en el ámbito nacional», afirmó a través de un video publicado en sus redes sociales.
En contacto con EN/CLAVE, anticipó que reclamó al gobierno de Javier Milei que elimine el capítulo porque no apoyarán una ley que lo contenga.
La posición de Neuquén, una de las bancadas clave para el oficialismo nacional, terminaría de agotar las posibilidades de que la Ley de Inviolabilidad de la Propiedad Privada prospere con el dictamen que presentó ayer la titular del bloque, Patricia Bullrich.
La propia senadora se había precipitado ayer en la conferencia de prensa que brindó junto a Nadia Márquez y Agustín Coto al anunciar que, tras incluir el tope del 25% para la extranjerización en cada provincia, sumarían el apoyo de La Neuquinidad.
También Márquez, senadora por la provincia, había afirmado anoche durante una ronda de entrevistas en medios nacionales que LLA tenía «el número» para sancionar la ley.
El dictamen que presentó el oficialismo esta semana volvió a modificar el Capítulo III del proyecto y fijó un límite del 25% para la propiedad extranjera de tierras rurales por provincia, aunque sin contemplar topes por departamento o municipio.
La ley tiene en total seis capítulos e incluye reformas sobre la Ley de Manejo de Fuego, de Expropiaciones y los procedimientos de desalojo, además de los cambios sobre la Ley sobre el Régimen de Protección al Dominio Nacional sobre la Propiedad, Posesión o Tenencia de las Tierras Rurales.
Como venía contando EN/CLAVE, el gobierno de Neuquén venía reclamando, desde el inicio del debate, que se mantuviera el porcentaje del 15% y era uno de los pocos pedidos que el oficialismo nacional no había atendido. Otros planteos como el sostenimiento del programa de regularización del Registro Nacional de Barrios Populares (Renabap), la restricción de venta sobre tierras afectadas por incendios forestales habían sido tenidos en cuenta.
Julieta Corroza incluso sostuvo su reclamo en la reunión virtual que hubo el fin de semana con Bullrich y el resto de los jefes de bloque.
Figueroa le dijo a su senadora el lunes en Plottier, durante la inauguración de una escuela técnica construida por la provincia, «que esté tranquila y que, cuando el dictamen esté definido, se toma una decisión», según pudo saber este medio.
«Las tierras para los argentinos»
El gobernado Rolando Figueroa, quien inició esta semana una recorrida por el norte de la provincia, visitó este miércoles Varvarco para encabezar un acto de entrega de lotes a pobladores.
Es una región del territorio donde predomina la trashumancia, es decir, el desplazamiento de los crianceros con su ganado hacia las tierras altas en el verano (veranadas) y hacia las bajas en la temporada de invierno (invernadas).
«Tan importante es la tenencia de tierras que, así como dijimos que no vamos a entregar tierras fiscales a extranjeros con esta ley que enviamos a la Legislatura, con la misma firmeza digo que de ninguna manera vamos a acompañar la extranjerización de nuestras tierras», afirmó durante la mañana en un video que rápidamente publicó en sus redes sociales.
«Nosotros queremos que las tierras sean para los argentinos y el nivel de desarrollo debe estar atado a la producción. Ese es nuestro camino», afirmó.
Consultado por este medio, Figueroa ratificó: «Pedimos que lo saquen. No apoyamos ley que contenga ese capítulo».
El voto a favor amenazaba con implicar un costo político alto para la gestión provincial. En Neuquén se convocaron marchas para este jueves desde las 16 en varias ciudades de la provincia de las que convocaban a participar, incluso, aliados políticos de La Neuquinidad como son algunos referentes del peronismo.
Así como envíamos a la Legislatura un proyecto de ley para que las tierras de nuestra provincia sean para argentinos, desde Varvarco queremos ratificar una decisión que tomamos en Neuquén.
No estamos de acuerdo con la extranjerización de la tierra y no vamos a acompañar… pic.twitter.com/LTaxISdOun
El proyecto tiene 6,6 MW de potencia instalada, una generación anual estimada de 11.140 MWh y demandó una inversión de US$ 3,8 millones
RECREO, Catamarca (Enviada especial).— Los paneles solares aparecen apenas unos metros después de dejar atrás las instalaciones industriales de Arcor en Recreo. El parque ocupa 12 hectáreas y está ubicado estratégicamente junto a las tres plantas fabriles del complejo. Desde allí, la electricidad generada por el sol no tiene que recorrer cientos de kilómetros para encontrar demanda, sino que se consume prácticamente en el mismo lugar donde se produce.
EconoJournal recorrió el predio durante la inauguración del parque, que este martes quedó formalmente puesto en marcha con la presencia del gobernador de Catamarca, Raúl Jalil, autoridades provinciales, y municipales, el presidente del Grupo Arcor, Alfredo Pagani; y otros directivos del Grupo.
El parque tiene 6,6 MW de potencia instalada, una generación anual estimada de 11.140 MWh y demandó una inversión de US$ 3,8 millones de capital propio. La construcción llevó siete meses y la compañía estima que la inversión se amortizará en cuatro años.
La energía producida mediante los 11.000 paneles, que Arcor adquirió por parte de la empresa china Trina Solar, permitirá cubrir el 90% del consumo eléctrico del complejo industrial de Recreo. Cuando la generación solar supere la demanda, los excedentes podrán inyectarse al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
Durante la visita, Bruno Brunetti, gerente Corporativo de Energía y Servicios y gerente Industrial del Complejo Arroyito de Grupo Arcor, explicó a EconoJournal la lógica que hay detrás de la apuesta energética de la compañía. “Somos una mini Cammesa”, definió.
Esto es así ya que Brunetti detalló que el grupo cuenta con 37 plantas distribuidas en nueve provincias, lo que implica gestionar diariamente necesidades de suministro diferentes y mantener vínculos con las provincias y la Secretaría de Energía. “Cada planta tiene una estrategia específica para asegurar el suministro de energía”, explicó el ejecutivo de Arcor. La empresa ya alcanzó un autoabastecimiento de aproximadamente 55% de la energía que consume y busca llevar ese porcentaje hasta cerca del 60% con la incorporación de esta nueva generación renovable.
La energía producida mediante los 11.000 paneles permitirá cubrir aproximadamente el 90% del consumo eléctrico del complejo industrial de Recreo.
Impacto del proyecto
Jalil y Pagani destacaron el impacto del proyecto y su articulación con la comunidad local. “El Parque Solar, la Escuela Técnica de Recreo y la Reserva Natural Urbana que desarrolló la compañía reflejan una convicción que acompaña a Arcor desde sus orígenes: crecer junto a las comunidades donde estamos presentes. Comparten una visión de largo plazo y muestran el valor de la articulación público-privada para impulsar iniciativas que generan desarrollo y dejan una huella positiva. Hace casi 40 años elegimos estar en Recreo y hoy renovamos esa decisión”, aseveró Pagani.
Jalil destacó: “Es una alegría estar acompañando la puesta en marcha de este parque solar de Arcor, un paso importante en el uso de energía renovable. La articulación entre los sectores público y privado es fundamental porque genera empleo y contribuye al desarrollo de la provincia. Arcor es, desde hace casi cuatro décadas, una de las tres empresas que más empleo genera en nuestra provincia”.
El gobernador Raúl Jalil y el presidente del Grupo Arcor, Alfredo Pagani, en la inauguración del parque solar.
Generar energía donde está la demanda
El parque de Recreo representa la primera inversión de Grupo Arcor bajo el esquema de Parques Solares Distribuidos. La empresa busca que, en lugar de concentrar la generación renovable en grandes proyectos alejados de los centros de consumo, se instalen parques asociados directamente a sus plantas industriales. La estrategia tendría una ventaja adicional ya que reduciría la exposición a las limitaciones de capacidad de transporte del sistema eléctrico. “Para no entrar en la discusión de si hay capacidad y transporte en el sistema eléctrico hacemos parques asociados a cada una de las plantas”, explicó Brunetti durante la recorrida.
Los detalles del nuevo parque solar de Arcor
El proyecto se desarrolló a partir de un acuerdo entre el Gobierno de Catamarca y Grupo Arcor. La provincia se comprometió a ejecutar las obras de infraestructura necesarias para extender el tendido eléctrico que conecta el parque con el sistema. Esa adecuación permitirá que los excedentes puedan inyectarse al SADI y apunta a mejorar el suministro eléctrico de la ciudad de Recreo.
El acuerdo contempla además una segunda iniciativa ya que Arcor cedió un terreno lindero a su predio industrial para que el Estado provincial pueda desarrollar a futuro un Parque Solar Provincial, destinado a generar energía renovable para el sistema público y reducir la presión sobre la red eléctrica.
El modelo que Arcor busca replicar
Recreo funciona como el primer paso de una estrategia de mayor escala. “Hicimos estudios para generar parques renovables en todas nuestras plantas”, señaló Brunetti. Es por esto que la compañía analiza replicar el modelo en otras instalaciones industriales, con proyectos asociados directamente a sus centros de consumo.
El parque de Recreo fue diseñado con capacidad para crecer. A los 6,6 MW instalados podrían sumarse otros 3 MW en una futura ampliación.
Un paso más en el autoabastecimiento
Arcor ya cuenta con tres centrales propias. La central termoeléctrica Mario Seveso, en Córdoba; una central de biomasa en Tucumán; y otra que trabaja con residuos forestales y pertenece a Papel Misionero, en Misiones.
En base a esta infraestructura, el grupo alcanzó un autoabastecimiento de aproximadamente 55% de la energía que necesita. El parque de Recreo sumará unos cuatro puntos porcentuales y llevará ese indicador hasta cerca del 60%.
Una inversión energética con impacto local
El proyecto solar se suma a otras iniciativas ambientales desarrolladas por Arcor en Recreo, donde la compañía está presente desde 1987. El complejo industrial fue la primera planta del grupo en alcanzar la meta de Basura Cero, evitando el envío de residuos a enterramiento. También cuenta con una planta de tratamiento de efluentes que permite reutilizar agua para riego y valorizar los lodos generados como enmienda orgánica.
En la actualidad, más del 60% de la energía utilizada por el Grupo, tanto eléctrica como térmica, proviene de fuentes renovables. En 2025 la empresa logró reducir un 30% las emisiones de gases de efecto invernadero por tonelada producida respecto de 2017. A su vez, este nuevo parque le permitirá reducir aproximadamente 4.000 toneladas de CO₂ equivalente por año.
Del sol a las gomitas: la energía detrás de la producción
La recorrida por el complejo de Recreo también permitió entrar en el corazón productivo de la operación. En la planta de Mogul, el azúcar, la glucosa, el almidón y la gelatina se transforman en gomitas que luego llegan a distintos mercados. Se trata de un proceso puede demandar hasta 36 horas. La planta tiene capacidad para producir unas 30.000 toneladas anuales de caramelos de goma y allí funcionan tres máquinas para las gomitas Mogul frutales que alcanzan una producción conjunta de 330 tubos por minuto.
El parque solar que EconoJournal recorrió a pocos metros de la planta fue construido precisamente para abastecer esa demanda industrial que por el momento alcanzará a cubrir cerca del 90% del consumo eléctrico del complejo, pero que a futuro se proyecta que llegue al 100%.
La semana pasada llegó desde China al puerto de Ushuaia un barco de gran porte con la turbina y equipamiento para la nueva central.
Tierra del Fuego está construyendo una central termoeléctrica de ciclo combinado en la ciudad de Ushuaia que estará operativa en mayo de 2027, según estiman en la provincia. Es la única planta de generación termoeléctrica a gas que se está construyendo en el país. La semana pasada llegó al puerto de la ciudad austral un barco desde China con la turbina que utilizará la central junto a 6.200 toneladas de componentes. La llegada del equipo es un hito relevante para el proyecto, ya que en el mundo hay una demora de 3 a 5 años para adquirir turbinas por la alta demanda energética de los data centers en Estados Unidos.
El proyecto está a cargo de la compañía de capitales chinos Austral Petróleo, Gas y Electricidad en sociedad con la empresa provincial Terra Ignis. Demandará una inversión de casi US$ 80 millones a cargo de la firma asiática, que está conformada por las empresas estatales China Rainbow International Investment y Rainbow International Engineering.
Generación térmica en Tierra del Fuego
El acuerdo entre los capitales chinos y Terra Ignis incluye la central en Ushuaia, que tendrá hasta 60 MW de potencia, y, a futuro, la construcción de otra planta termoeléctrica a gas de 100 MW para la ciudad de Río Grande. Tierra del Fuego es la única provincia del país que no está conectada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
Consultado por EconoJournal, el presidente de Terra Ignis, Maximiliano Daleasio, indicó que “si bien en el contexto internacional conseguir estos equipos no fue sencillo, la adquisición de la turbina para la central en Ushuaia no tuvo demoras”.
El directivo explicó que la turbina estaba en stock en un depósito de la empresa china en la provincia de Shaanxi. La turbina es General Electric y es usada, pero Daleasio subrayó que fue “rebampeada”, como se dice en la jerga al proceso de renovación, repotenciación y actualización tecnológica integral de estos equipos.
Según señaló el titular de Terra Ignis, los proyectos para modernizar y ampliar la generación eléctrica de Ushuaia y Río Grande en Tierra del Fuego fueron presentados en la licitación TerConf, la compulsa para instalar centrales térmicas en el país impulsada en 2023 por el gobierno de Alberto Fernández y que fue dada de baja en 2024 por la gestión de Javier Milei.
“La obra es un hecho histórico, nunca se instaló una central así en Tierra del Fuego. Siempre la provincia se apalancó con fondos de la Nación y ahora se está desarrollando con fondos privados. Es una inversión extranjera directa en la provincia”, explicó Daleasio.
La imagen del proyecto terminado. La central termoeléctrica podría estar operativa a partir de mayo de 2027.
Mercado internacional de turbinas
Para Tierra del Fuego, donde la logística está condicionada por las estaciones del año, la llegada de la turbina constituye un hecho relevante, explicaron desde Terra Ignis. Sobre todo en un contexto internacional de alta demanda de turbinas a gas de los desarrollos de inteligencia artificial y los centros de datos, que provocaron demoras en la entrega de los equipos de generación y aumento en los costos de los proyectos.
Los fabricantes de turbinas a nivel mundial, como General Electric, Siemens Energy y Mitsubishi, tienen una capacidad limitada de fabricación ante la alta demanda. Los pedidos de turbinas superan a la oferta mundial, lo que se convirtió en una amenaza para la creciente demanda eléctrica en el mundo. Por ejemplo, American Electric Power, la compañía de generación y distribución más grande de Estados Unidos, en la última semana cerró un acuerdo para asegurarse turbinas a gas por una capacidad de 13.000 MW, pero recién para después de 2031.
Además, un reciente informe de la consultora Wood Mackenzie advirtió que, por la demora en los plazos de entrega, solo 14.900 MW de los 53.000 MW de energía generada con turbinas a gas planificada por los países del sudeste asiáticoentrarán en funcionamiento esta década.
Se descargaron del barco más de 1.800 componentes para la central termoeléctrica que pesaron 6.200 toneladas.
Nueva central en Ushuaia
La nueva central termoeléctrica de Ushuaia tendrá una capacidad de 40 MW, pero sumará 20 MW más cuando concluya el cierre del ciclo combinado. En total, la central tendrá disponible 60 MW, casi el doble del consumo actual de la ciudad.
En estos días se están realizando los trabajos de descarga del equipamiento que llegó por barco el martes pasado. La obra civil demandará seis o siete meses y la instalación de la turbina alrededor de 60 días. Se espera que la nueva central térmica de Ushuaia esté operativa en mayo del año que viene.
El acuerdo de Terra Ignis con la empresa china incluye la construcción de una segunda central termoeléctrica, que será de 100 MW de potencia y se instalará en la ciudad de Río Grande. Esta central podría estar operativa en 2028 o 2029, según detallaron fuentes provinciales.
La nueva central estará ubicada a cuatro kilómetros del puerto de Ushuaia en un terreno de tres hectáreas.
Central térmica de ciclo combinado
Daleasio explicó también que la actual planta de generación térmica de casi 30 MW que abastece a Ushuaia -y opera al límite de su capacidad- no se desinstalará, sino que “pasará a ser reserva fría, es decir, estará apagada y se podrá arrancar rápido si se necesita generación por algún inconveniente en el sistema de Tierra del Fuego”.
La nueva central estará ubicada a cuatro kilómetros del puerto de Ushuaia en un terreno de tres hectáreas, que anteriormente era un depósito de residuos industriales.
La planta utilizará un ciclo combinado de gas y vapor. La turbina de gas generará electricidad y sus gases de escape alimentarán una caldera de recuperación que producirá vapor para impulsar a la turbina de vapor, permitiendo aprovechar dos veces la energía contenida en el mismo gas natural.
En la última semana se trasladaron los componentes que llegaron de China hasta el lugar donde estará ubicada la central.
Unas 15 empresas adquirieron los pliegos para participar en la licitación de 15 bloques de Vaca Muerta que el gobierno de Rolando Figueroa licita a través de la compañía provincial Gas y Petróleo del Neuquén (GyP). Entre ellas hay firmas norteamericanas y argentinas, según confirmaron fuentes oficiales a EconoJournal. Las ofertas se conocerán el próximo miércoles 19 de agosto.
El proceso denominado Ronda 1/2026 había sido oficializado en mayo por el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, con el objetivo de atraer inversiones para la exploración, desarrollo y eventual explotación de bloques ubicados dentro de la formación Vaca Muerta y otras ventanas geológicas de la provincia. La licitación tiene carácter nacional e internacional y apunta a que empresas privadas se asocien con GyP bajo un esquema contractual en el que la petrolera provincial mantendrá la titularidad de las áreas, pero compartirá el desarrollo con operadores e inversores.
Fuentes provinciales aseguraron aeste medioque el proceso “tuvo una muy buena participación. Se mostraron interesadas compañías locales, empresas que no están en Vaca Muerta y algunas norteamericanas”. Según confirmaron, al menos 15 compañías adquirieron los pliegos licitatorios aunque no todas presentarán ofertas.
Entre las empresas confirmadas está la petrolera del magnate Harold Hamm, Continental Resources, y también la texana Brigham Exploration LLC, fundada y presidida por Bud Brigham y una de las mayores firmas no operadoras del Permian. En este caso, el presidente de la firma había mantenido en noviembre pasado una reunión con el gobernador neuquino en la que le manifestó sus intenciones de expandirse y desembarcar en Vaca Muerta.
Según revelaron fuentes al tanto del proceso, entre los adquirentes de pliegos también se presentó una firma de servicios de perforación norteamericana que habría adquirido un paquete de sobres con el objetivo de analizar el potencial de los bloques y estructurar propuestas para ofrecer a operadoras independientes de Estados Unidos que tienen interés en la Cuenca Neuquina.
Por otro lado, entre las interesadas hubo una decena de compañías locales, algunas que ya operan en Vaca Muerta y otras que no. Según pudo saber este medio, entre ellas está TanGo Energy, la firma independiente liderada por Pablo Iuliano que surgió tras adquirir las operaciones de Aconcagua Energía. Recientemente, TanGo obtuvo tres concesiones no convencionales en Río Negro para desarrollar el potencial de Vaca Muerta en los límites de su frontera.
Algunas operadoras argentinas aseguraron en reserva que, tras analizar los pliegos, finalmente no se presentarán a la licitación. Entre los argumentos, afirmaron que la prioridad es avanzar con las inversiones ya comprometidas en Vaca Muerta y concentrar sus procesos en áreas con productividad ya comprobada.
Los bloques incluidos en esta primera ronda son: Águila Mora Noreste, Cerro Avispa Norte, Cerro Avispa Sur, Cerro Partido Este, Chasquivil Sur, Corralera Noreste, Corralera Noroeste, Corralera Sur, Curamhuele, El Corte, La Hoya, La Tropilla I Pampa de las Yeguas NE, Santo Domingo II y Totoral Este.
El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, junto al presidente de Brigham Exploration LLC, Bud Brigham, y miembros de la Cámara de Comercio de Estados Unidos en la Argentina (AmCham).
Cómo sigue el proceso
Las empresas interesadas podrán postularse hasta el 10 de agosto, mientras que la presentación de sobres se realizará el próximo 19 de agosto en las oficinas de GyP en Neuquén. El mismo día, además, se conocerán las ofertas económicas.
Tal como adelantó este medio, la modalidad de la licitación permitirá a las interesadas elaborar distintas estrategias para poder quedarse con un área, ya que la nueva metodología de participación hecha por la provincia considerará la valoración de cuatro variables por las que se obtiene un sistema de puntaje que la provincia usará para comparar y rankear las propuestas. Quien más puntaje sume, ganará el bloque.
La particularidad del diseño es que no hay una sola forma de ganar: el oferente puede armar su estrategia combinando distintas palancas operativas y financieras basándose en el porcentaje de participación considerada para GyP, el porcentaje de regalías propuesto, la actividad proyectada y un bono en efectivo.
El algoritmo de evaluación responde a la siguiente ecuación:
Valoración de la oferta = (0,7 × WI GyP + 1,15 × incremento de regalías «X») × actividad propuesta + (bono de acceso incremental / 5.000)
“Si cumplen con las condiciones técnicas y financieras, se evaluará mediante la fórmula cuál es la mejor propuesta. Será un proceso que tendrá esta complejidad adicional, pero el plan es poder adjudicar las áreas antes de fin de año”, confirmó una fuente de la gobernación de Neuquén.
El modelo licitatorio prevé que las empresas adjudicatarias se asocien con GyP, que conservará una participación de entre el 10% y el 20% en cada proyecto. A cambio, los privados asumirán el riesgo y el financiamiento completo de la etapa exploratoria. El proceso contemplará un período inicial de exploración de hasta ocho años -dividido en dos etapas de 4 años y una eventual concesión de explotación por 35 años en caso de descubrimientos comerciales.
El gobierno brasileño evalúa que en el futuro la empresa estatal PPSA pueda vender gas importado desde Vaca Muerta y otros lugares directamente a las empresas en el mercado libre de gas.
El gas natural de Vaca Muerta podría participar en unas subastas especiales de gas natural para industrias que el gobierno de Brasil está impulsando para reactivar la demanda industrial de gas. El objetivo del gobierno de Lula da Silva es reducir en más de un 50% el precio final del gas en manos del Estado para reactivar la demanda en segmentos industriales específicos.
En concreto, la empresa estatal Pre-sal Petróleo (PPSA) fue habilitada la semana pasada a celebrar subastas de gas natural a corto plazo (2026-2030) y a largo plazo (a partir de 2030). Esto permitirá la venta directa del gas natural de la Unión al mercado libre, en particular a industrias intensivas en consumo de gas.
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).
Brasil considera al gas de Vaca Muerta en subastas para industrias
La novedad en Brasil es que el MME evalúa que PPSA pueda celebrar subastas no solo con gas de los contratos de producción compartida, sino también con gas importado de la Argentina o de GNL, según publicó la agencia Eixos.
PPSA hasta el momento prácticamente delegó a Petrobras la comercialización de sus volúmenes de gas. La petrolera estatal compra todo el gas de la Unión a boca de pozo, a precios cercanos a US$ 2 por millón de BTU (MMBTU), para luego revenderlo a las industrias a precios que oscilan entre US$ 9 y US$ 12 por MMBTU.
El MME considera que existe margen para vender el gas de la Unión a US$ 5 por MMBTU. Por ese motivo, el Consejo Nacional de Política Energética(CNPE), un órgano gubernamental con facultas para regular subastas energéticas, aprobó el 30 de julio una resolución que reestructura la política de comercialización del gas natural de la Unión.
En adelante, PPSA podrá celebrar subastas de suministro de corto plazo entre 2026 y 2030 y de suministro de largo plazo comenzando en 2030. Esto implica que el gobierno dejará de restringir la comercialización de su gas a contratos negociados directa y exclusivamente con Petrobras y pasará a subastar el gas directamente entre consumidores industriales en el mercado libre de gas, evitando los costos de intermediación.
En las subastas participarían únicamente empresas en segmentos industriales que son grandes consumidores de gas, como producción de fertilizantes, industria química y petroquímica, o plantas siderúrgicas.
Los contratos de largo plazo se celebrarán de 2027 en adelante, luego de las elecciones presidenciales de este año en Brasil. Es en esta ventana en donde el gobierno evalúa que el gas importado puede jugar un rol.
La lectura del gobierno 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.
Esta demanda 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.
El ministro de Minas y Energía, Alexandre Silveira, ponderó los beneficios que el nuevo formato de comercialización del gas de la Unión traerá a los usuarios industriales.
«No solo satisfacemos una demanda de larga data de diversos agentes de la industria nacional, sino que también le damos al gas natural de la Unión una función de política pública. El gas natural de la Unión, vendido por el agente dominante –Petrobras– en el mercado brasileño a alrededor de US$ 12 por millón de BTU, podría llegar a la industria nacional a alrededor de US$ 5 por millón de BTU. Una reducción de más del 50%”, declaró el ministro.
En cualquier caso, PPSA aún debe resolver una negociación con Petrobras por el uso de su infraestructura de tratamiento y transporte de gas. El gobierno quiere que Petrobras aplique un costo menor por el uso de esas infraestructuras para el gas de la Unión. La expectativa oficial es celebrar una primera subasta de suministro de corto plazo en el último bimestre de este año.
Marcelo Rucci de Petroleros Privados firmó el acuerdo de productividad para Vaca Muerta.
El acuerdo de productividad para Vaca Muerta que firmó el sindicato de Petroleros Privados de Neuquén, Río Negro y La Pampa con las cámaras de operadoras y empresas de servicios especiales abarcará incentivos para los trabajadores de las áreas de perforación, pulling y workovery podrá representar sumas extra de entre 200.000 y hasta 3 millones de pesos mensuales en el mes.
Es el primero en operativizar los salarios dinámicos que habilitó la reforma laboralimpulsada por el gobierno de Javier Milei y viene a retomar el espíritu de la «adenda Vaca Muerta» acordada por el mismo sector en el 2017. Ese acuerdo, que firmó el entonces líder del sindicato, Guillermo Pereyra, fue punta de lanza para flexibilizar condiciones en pos de aumentar la productividad del no convencional.
Ahora, este nuevo régimen de incentivos, que se plasmó en tres actas del 24 de junio a las que tuvo acceso EconoJournal, abrirá un nuevo paradigma laboral en las operaciones que se realizan en Vaca Muerta.
El acuerdo fue refrendado por el titular del gremio, Marcelo Rucci, su adjunto, Ernesto Inal, y representantes de la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH) y de la Cámara de Empresas de Operaciones Petroleras Especiales (CEOPE).
Este miércoles habrá una reunión en Neuquén con los dirigentes del gremio y las empresas para definir su instrumentación. El sector de Rucci pide que el pago tenga vigencia desde julio e incluso se llegó a deslizar en alguna reunión privada que, caso contrario, podría evaluarse una medida de fuerza.
En concreto, crea un Programa de Incentivo Variable por Resultados Operativos que busca «subir» a las áreas de perforación, workover y pulling a las gratificaciones salariales atadas a productividad que ya se habían implementado para los operarios de servicios de estimulación y fracturas.
El programa apunta a reconocer el crecimiento que tendrán estas actividades en los próximos años y la necesidad de «implementar herramientas que permitan que los trabajadores participen de los resultados derivados de las mejoras de desempeño operativo».
Será un piloto, con una duración de 12 meses desde la firma, y de aplicación exclusivamente para las actividades desarrolladas en la Cuenca Neuquina.
Desde la CEPH destacaron en contacto con este medio que el acuerdo constituye una herramienta orientada «a promover la mejora continua de los procesos de perforación», contribuyendo a la reducción de los tiempos operativos y al incremento de la productividad.
El programa apunta a «aumentar la cantidad de pozos perforados en un mismo período, con el consecuente impacto positivo sobre los niveles de producción», analizaron.
Eficiencia y reducción de tiempos
El acuerdo describe el incentivo como una «gratificación extraordinaria, variable y condicionada al cumplimiento efectivo de los objetivos» que tendrá carácter no remunerativo, aunque serán objeto de retención de la cuota sindical y de la mutual del sindicato, Meopp, en caso de corresponder.
También aclara que es el «único esquema de incentivos por productividad, desempeño operativo, eficiencia, reducción de tiempos de perforación o conceptos de naturaleza análoga» aplicable a estas operaciones.
Esto significa que cualquier otra gratificación, bono, premio o incentivo que estuvieran abonando hasta el momento las empresas de servicios por conceptos vinculados total o parcialmente a productividad «será absorbido y compensado» por los importes de este nuevo programa «hasta su concurrencia, siempre en el caso de que sean menores».
El acuerdo fue celebrado la semana pasada por el ministerio de Capital Humano de la Nación que conduce Sandra Pettovello como un «ejemplo concreto de las herramientas de negociación colectiva» impulsadas por la reforma laboral que impulsó el gobierno.
«Favorecen una mayor competitividad, el crecimiento de la actividad económica y la generación de empleo de calidad, alineando los intereses de los trabajadores y empleadores mediante incentivos vinculados a resultados», afirmó.
El cálculo para el incentivo en perforación
El acuerdo firmado para las operaciones de perforación abarca a los maquinistas, enganchadores, peones de boca de pozo, mecánicos, electricistas y soldadores que integren la tripulación permanente de los equipos.
El incentivo se determinará en función de la reducción de tiempos obtenida durante la fase operativa del equipo perforador.
El acta incluye un anexo técnico en el cual se fija la metodología de medición, los indicadores de desempeño (KPIs), los objetivos operativos y el mecanismo de conformación y distribución de la Bolsa de Incentivo Variable por Resultados Operativos.
Según estos parámetros, el adicional a cobrar por trabajador y por pozo sería el siguiente:
A partir de las nueve y hasta 12 horas de reducción por pozo construido: $500.000 por persona.
Mayor a 12 y hasta 18 horas de reducción por pozo construido: $1.000.000 por persona.
Mayor a 18 y hasta 24 horas de reducción por pozo construido: $1.500.000 por persona.
Mayor a 24 y hasta 48 horas de reducción por pozo construido: $2.000.000 por persona.
Mayor a 48 horas de reducción por pozo construido: $3.000.000 por persona.
Además, el acuerdo para este sector suma una cláusula que establece la incorporación, por cada equipo activo de perforación alcanzado por el acuerdo y por el plazo de un año, de una posición adicional «destinada específicamente a capacitación, entrenamiento y formación práctica en operaciones de perforación».
Ese personal tendrá prioridad en la conformación de futuras dotaciones de los equipos afectados a las operaciones.
El incentivo para workover
En el caso de las operaciones de workover, el incentivo será de aplicación exclusiva para quienes integren la tripulación permanente de los equipos y se desempeñen como peones de boca de pozo, enganchadores, maquinistas y zampistas.
Según el acta, involucra las maniobras de sacado de tuberías en pozos con desplazamiento, sacados de tuberías con caños llenos y cambios de guardia.
Las escalas del incentivo serían las siguientes:
A partir de las 12 y hasta 30 horas de reducción total por pozo en las tareas indicadas: $300.000 рor persona.
Más de 30 horas de reducción total por pozo: $600.000 por persona.
Los incentivos en pulling
Para el caso de las operaciones depulling, el acuerdo alcanza, como los anteriores, únicamente a los trabajadores que integren la tripulación permanente de los equipos. Esto abarca a peones de boca de pozo, enganchadores y maquinista.
Las actividades incluidas son recambio de brida, fijado y librado del ancla, cambios de guardia y refrigerio, ritmos de maniobra o cantidad y tiempo de cada intervención.
En cuanto a las escalas para el incentivo, se detallan las siguientes en función de la reducción sobre los tiempos de intervención promedio por mes contabilizando la cantidad de pozos intervenidos y finalizados en el periodo mensual:
A partir de las 2 horas y 2,5 horas de reducción de tiempo de intervención promedio al mes en las tareas: $200.000 por persona.
Mayor a 2,5 horas y hasta 3 horas de reducción de tiempo de intervención promedio: $400.000 por persona.
Mayor a 3 horas y hasta 4 horas de reducción de tiempo de intervención promedio: $600.000 por persona.
Mayor a 4 horas de reducción de tiempo de intervención promedio al mes en las tareas indicadas: $800.000 por persona.
El acta aclara que los tramos no son acumulativos: el incentivo a abonar será el correspondiente «al tramo de mayor reducción horaria efectivamente alcanzado en el mes».
Las cifras de US$ 15.000 a US$ 20.000 millones surgen de un relevamiento con empresas del sector y expresan inversiones orientadas exclusivamente a la matriz de transporte, compresión y puertos.
La inversión adicional en infraestructura que Vaca Muerta necesitará para capitalizar el escenario de precios altos generado por la guerra en Medio Oriente es de entre US$ 15.000 y US$ 20.000 millones hasta el 2030 según un reporte de BBVA Research.
La división de investigación de mercado del banco europeo en su último reporte de “Situación Petróleo y Gas” evaluó que el aumento de la producción, el consumo interno y la capacidad exportadora de la Argentina dependen estrictamente de destrabar el cuello de botella en logística y transporte de hidrocarburos desde Neuquén.
Inversiones adicionales en infraestructura para Vaca Muerta
La producción argentina de petróleo y gas natural batió récords en el último tiempo. La producción nacional de petróleo crudo promedió 860.000 bpd durante el 2025, el nivel más alto registrado en su historia. En gas, la producción se estabilizó por encima de 150 millones de metros cúbicos por día (MMBTU/d).
En midstream, el sistema ya habilitó un excedente exportable de petróleo crudo de 250.000 barriles por día. Sin embargo, el reporte subraya que «el país necesita entre US$ 15.000 y US$ 20.000 millones de inversión adicional en infraestructura crítica para desarrollar su potencial exportador». Las cifras surgen de un relevamiento con empresas del sector y expresan inversiones orientadas exclusivamente a la matriz de transporte, compresión y puertos.
La creciente producción se sustenta en elevados niveles de inversión, con un máximo histórico en 2024 y que se sostuvo durante 2025, reflejando el cambio estructural hacia los recursos no convencionales. La inversión prevista por las empresas para este año 2026 asciende a US$ 13.703 millones, un nuevo récord.
El Régimen de Incentivos para las Grandes Inversiones (RIGI) aparece como el vehículo habilitante de las inversiones recientes y futuras. De los 21 proyectos aprobados en el RIGI hasta el momento, 5 corresponden al sector hidrocarburos y concentran inversiones por US$ 12.000 millones.
El impacto de la guerra en Medio Oriente
El conflicto que enfrenta a los Estados Unidos e Israel contra Irán ha generado disrupciones sobre cerca del 20% del comercio global de petróleo, elevando la prima de riesgo geopolítico y tensionando principalmente los precios internacionales del crudo y del gas natural licuado. La crisis representa la ventana de oportunidad más grande de la década para productores emergentes con potencial rápido de despliegue.
BBVA Research mantiene el escenario base de un shock de materias primas persistente pero no disruptivo, caracterizado por una normalización gradual de los precios energéticos a partir del segundo semestre de 2026. Para el petróleo crudo, BBVA Research estima un escenario de resolución gradual, con un rango de precios de entre US$ 75 y US$ 90 dólares por barril Brent. El presente año cerraría con un precio de US$ 76,7 por barril.
En cambio, en un escenario de tensiones persistentes se incorpora una prima de riesgo que llevaría el rango de precios del Brent entre US$ 90 y US$ 100 por barril. En un escenario de disrupción severa en Ormuz el precio se dispararía a más de US$ 120 por barril.
Petróleo: la oferta estructural seguirá creciendo
Más allá de la volatilidad y la afectación de oferta, la producción petrolera mundial mantiene una trayectoria de crecimiento estructural, impulsada por el fracking. Las perspectivas para 2026 apuntan a una nueva expansión de la producción mundial, impulsada principalmente por EE.UU., Brasil, Guyana, Canadá y la Argentina.
Visto de otra manera, el crecimiento de producción ocurrirá principalmente por fuera del esquema de la Organización de Países Exportadores de Petroleo y aliados (OPEP+), cuya participación relativa en la oferta global se va achicando.
«La ventana para monetizar Vaca Muerta permanece abierta, pero es limitada en el tiempo«, advierte BBVA.
La búsqueda de soluciones de almacenamiento de litio más eficientes es un eje de trabajo.
La expansión de la minería del litio plantea desafíos que están siendo abordados desde distintas disciplinas científicas. Desde la química a la antropología, pero también la ingeniería, la ciencia política y la biología, despliegan líneas de investigación sobre problemas tan diversos como el impacto socio-ambiental, los procesos de consulta y participación, los métodos de extracción, el reciclado de baterías y las nuevas combinaciones de materiales para sistemas de almacenamiento de energía más eficaces.
En este informe elaborado por EconoJournalse destacan algunos de los proyectos que hoy se están desarrollando en las universidades e institutos de investigación públicos del país.
Cambio de combinación para almacenar energía
El agregado de valor local está presente en varias líneas de trabajo alrededor del litio. Desde la química y la ingeniería, entre otras disciplinas, grupos de investigación del Conicet y las universidades nacionales de Jujuy (UNJu), La Plata (UNLP), San Luis (UNSL) y Buenos Aires (UBA), se enfocan en sistemas almacenamiento de energía, reciclado y procesos de extracción. En este último caso, en el INQUIMAE de la UBA se llevaron adelante las investigaciones que condujeron al desarrollo de un sistema de extracción directa de litio basado en procesos electroquímicos que fue patentado y el año pasado llevó a la creación de la startup Litiar.
La búsqueda de soluciones de almacenamiento más eficientes es un eje de trabajo que lleva adelante Mariela Ortiz, doctora en Ingeniería de Materiales y responsable del grupo Conversión y Almacenamiento de Energía del Instituto de Investigaciones Fisicoquímicas Teóricas y Aplicadas (INIFTA) de la UNLP, que fue creado en 2011 para estudiar y desarrollar baterías de ion-litio.
Como estos dispositivos “tienen una densidad de energía muy baja, el desafío fue mejorar los materiales que están dentro para obtener, en un mismo sistema, más energía”, explica Ortiz. Junto con ese reto, también se proponen “valorizar otros insumos y minerales que hay en el país para adaptarlos e incorporarlos a la tecnología de baterías”. Si bien hacen investigación básica, “siempre apostamos por la aplicación”, advierte.
Este campo de estudio está migrando hacia las baterías en estado sólido, “que es una tecnología más avanzada y segura”, apunta Ortiz. De hecho, hoy trabajan con un equipo de la Universidad Tecnológica Nacional especializado en materiales polímeros para investigar sobre el desarrollo de electrolitos sólidos poliméricos que puedan emplearse en baterías.
Otra área de estudio son los nuevos materiales para acumular energía. “Cuando hablamos de almacenamiento en litio, hay una tecnología concreta y comercial, en el mercado desde los ’90, que es la de ion-litio; pero hay otras combinaciones posibles, como litio-azufre y litio-aire, que aún requieren investigación”.
Esas dos combinaciones “tienen, teóricamente, una densidad de energía hasta 10 veces más grande que la de ion-litio”, afirma Ortiz. “Si el sistema funcionara como la teoría dice y si los problemas intermedios se pudieran solucionar, podríamos aumentar en un factor de 10 la capacidad de energía para almacenar. Y con insumos menos contaminantes, más económicos y que están distribuidos en todo el territorio. Así se revalorizarían otros minerales que no hoy no están tan auge. Sería una tecnología muy versátil y competitiva para adaptarse a demandas y sistemas que requieran más energía, y podría convivir con otras soluciones de almacenamiento dado que responden a distintas necesidades”.
Reciclado, extracción y economía circular
En el Instituto de Investigación en Tecnología Química (INTEQUI), de la UNSL-Conicet, investigan sobre métodos extractivos de litio más económicos y sustentables, que consumen menos energía y emplean reactivos más amigables con el ambiente. Bajo este marco de trabajo avanzaron en el desarrollo procesos que permiten separar y recuperar selectivamente los metales que integran las baterías de ion-litio con el objetivo de que puedan ser reutilizados en procesos productivos. Han obtenido dos patentes y se realizaron publicaciones en revistas científica internacionales.
Respecto a los métodos de extracción que permiten el reciclado de metales estratégicos, trabajan sobre las baterías de ion-litio de dispositivos electrónicos y vehículos eléctricos. Una vez que las baterías terminan su ciclo de vida útil, pueden acumularse como residuos. “Si no se tratan adecuadamente, tienen metales como cobalto y níquel que pueden afectar al suelo y pasar a las napas freáticas”, explica Lucía Barbosa, doctora en química del INTEQUI. “Pero al mismo tiempo, son metales de interés y valor económico que conviene recuperar antes de que sean desechados, para recircularlos y que se incorporen en la cadena de valor”, completa. Y agrega que el litio que se recupera “no solo puede volver a usarse en baterías, sino también otras industrias, como la cerámica y del vidrio”.
El INTEQUI, de la UNSL-Conicet, investiga sobre métodos extractivos de litio más económicos y sustentables.
Sus estudios avanzaron sobre un proceso de extracción y recuperación de litio (carbonato de litio) y de cobalto (óxido de cobalto) a partir de los componentes de baterías agotadas. “Este método, basado en un proceso de ‘carboreducción’, utiliza reactivos de bajo costo y se ha desarrollado a escala de laboratorio con pequeñas cantidades, por lo que faltaría probar su escalabilidad, primero, en una planta piloto para seguir avanzando”, expresa. Sin embargo, advierte que a una escala mayor se debería optimizar la cantidad de agua que se emplea para separar los dos compuestos.
En el INTEQUI realizan esta investigación sobre baterías de autos tipo LFP que, además de litio, tienen hierro y fósforo. Son dispositivos en desuso que la fabricante de vehículos eléctricos Coradir les provee a través de un convenio. “Ese tipo de baterías se pueden tratar sin problemas para separar y recuperar los distintos componentes, no solo litio. También hemos trabajado con baterías de celulares que estaban bastante dañadas y, aun así, pudimos separar el material catódico para recuperar litio y cobalto”. Este método es efectivo para recuperar los metales de baterías en cualquier estado, “aunque se justifica hacerlo cuando están agotadas”.
La comunidad local en perspectiva
El impacto de la minería en las comunidades locales se aborda desde diferentes disciplinas. En abril pasado, la doctora en ciencias biológicas Andrea Izquierdo, del Instituto Multidisciplinario de Biología Vegetal de la Universidad Nacional de Córdoba-Conicet, obtuvo el premio internacional “Frontiers Planet” del que participan científicos especializados en temas ambientales. Fue reconocida por una investigación que analiza cómo el conocimiento local y de los pueblos originarios puede integrarse y contribuir a los marcos globales de sustentabilidad que se consideran en los estudios de impacto ambiental para la extracción de litio.
A través de una metodología que combinó el relevamiento de bibliografía científica y encuestas a habitantes de localidades de Catamarca, Jujuy y Salta sobre sus saberes y valores, Izquierdo propuso una serie de indicadores para medir el impacto socio-ambiental de la minería que incorporan la perspectiva, conocimiento y preocupaciones de las poblaciones cercanas a los yacimientos.
Desde otra disciplina, Mariano Novas, doctor en ciencia política del Instituto de Investigaciones Políticas de la Universidad Nacional de San Martín-Conicet, estudia los conflictos socio-ambientales, las políticas públicas vinculadas a los recursos naturales no renovables (como la minería metalífera y no metalífera), y los procesos de participación ciudadana. Esto, en el marco “del contexto más amplio de expansión global de las cadenas de suministro vinculadas al litio y al cobre, y una gran demanda industrial sobre estos insumos”, precisa Novas. “La Argentina tiene un rol preponderante en esa discusión porque posee grandes yacimientos de ambos minerales”, completa.
En particular, plantea que la irrupción del régimen del RIGI, con el esquema de estímulos a la actividad, “reconfiguró la gobernanza y se está yendo a una gran velocidad con la explotación de estos recursos”. Este escenario “abre una discusión en términos de qué sucede en las comunidades y las asambleas de vecinos, o cómo se van a gestionar los conflictos”, se pregunta. Y agrega que, mientras las inversiones se aceleran, “no hay tantas capacidades institucionales, o las instituciones no están avanzando a la misma velocidad para gobernar sus impactos en el territorio; es decir, cómo se van a extraer esos recursos y el impacto, por ejemplo, en la cantidad y calidad del recurso hídrico”.
Al respecto, enfatiza que las provincias están dando respuestas muy diferentes a estas cuestiones. Novas pone el acento sobre las debilidades que suelen tener dos aspectos clave: las audiencias públicas y el acceso a información sobre los estudios de impacto.
En el primer caso, destaca que las instancias de participación suelen ser tomadas como meros “actos administrativos”, donde las comunidades se enteran tarde y tienen muy poco tiempo –minutos- para intervenir. Además, la “calidad de esa conversación pública es muy baja, no es significativa”, sobre todo si se tiene en cuenta que el proyecto minero será su vecino por 30 años. “Debería haber un diálogo entre las partes sobre cuestiones como el empleo y su calidad, qué a va pasar con los proveedores, cómo afectará al agua, la infraestrucra. Hay un gran déficit, todavía, en la generación de consensos y en la construcción territorial”, indica Novas. “Y es un aspecto a mejorar”.
Las audiencias públicas son cuestionadas por los investigadores porque suelen ser tomadas como meros “actos administrativos”.
En el segundo caso, Novas apunta que la disponibilidad de la información sobre los estudios de impacto ambiental suele tener déficits. De su trabajo de campo surge que “los informes no siempre están accesibles, suelen ser extensos y complejos, o con información poco clara y sin explicar, con lo que se pone en duda que las comunidades que viven en el área de influencia los puedan comprender”. Además, “se suelen enterar tarde”.
El acceso al agua
El impacto en las comunidades locales y en los recursos hídricos que tienen las tecnologías y actividades económicas vinculadas a la transición energética, como la minería, es una de las líneas de trabajo del Grupo de Estudios e Investigaciones Socio-Ambientales (GEISA) del Instituto de Investigaciones en Energía No Convencional de la Universidad Nacional de Salta-Conicet, cuyo responsable es el doctor en Ciencias Ambientales Lucas Seghezzo.
Especialista en evaluación socio-ambiental y de sustentabilidad de los sistemas de gestión del agua, el año pasado Seghezzo publicó un artículo de investigación sobre el impacto de la extracción del litio en un ecosistema árido como el de la Puna utilizando indicadores de huella hídrica. “Se trata de una medida de la cantidad de agua que se utiliza en todo un proceso industrial o productivo por unidad de producto, tonelada, kilo, etc.”, define.
Mediante la aplicación de una compleja metodología, el objetivo fue estimar el consumo de agua dulce y de salmuera en dos grandes proyectos mineros de litio que emplean distintos métodos de extracción: evaporación convencional y extracción directa. Mientras en el primer caso se calculó un consumo total de 51 metros cúbicos (51.000 litros) de agua por tonelada de producto, en el segundo fue de 135,5 (135.500 litros). “Para dimensionar el impacto, el consumo de agua dulce en el primer caso equivale al consumo anual de más de 30.000 personas, que representa por ejemplo 15 veces la población de la localidad de Susques –describe Seghezzo-. El otro proyecto equivale al consumo de agua de una ciudad de 141.000 personas, que representa 70 veces la población de Antofagasta de la Sierra”.
El consumo de agua por parte de la minería de litio es otro de los temas de investigación.
“El uso del recurso hídrico tiene un equivalente poblacional alto. Y en un año seco puede llevarse toda la recarga de agua, que es la cantidad que ingresa en un ciclo determinado y desempeña funciones ecológicas importante”, observa el investigador. “Este tipo de comparaciones son interesantes para promover la discusión y darle al uso del agua la magnitud que realmente tiene –agrega-. La recomendación principal es que se tengan en cuenta estos indicadores y estudios con evidencia científica como una fuente de información para la toma de decisiones”.
El grupo que dirige Seghezzo también ha integrado un enfoque multidisciplinario para abordar el impacto social, en las comunidades locales, de las actividades extractivas vinculadas a la transición energética. Bajo esa perspectiva, en el GEISA se han desarrollado estudios etnográficos que incorporan la categoría de “justicia ambiental” para comprender no solo cuáles son las tensiones y las demandas –de empleo, reconocimiento, infraestructura, transparencia de la información y acceso al agua- de las comunidades, sino también las formas de participación y las estrategias de micro política que llevan adelante para incidir en la distribución de beneficios.
Federico Sbarbi Osuna asumió este lunes 3 de agosto como nuevo CEO de Coral Energía, la compañía del Grupo Corven dedicada al desarrollo, construcción y operación de activos de generación y almacenamiento de energía.
Su llegada se produce en un momento de expansión para la empresa, que proyecta ampliar su cartera de proyectos y alcanzar 1 GW de generación eléctrica hacia 2030.
Con una trayectoria de más de 25 años en el sector energético, Sbarbi Osuna tendrá a su cargo la conducción de la estrategia de crecimiento y consolidación de Coral Energía en el mercado argentino.
Entre sus principales desafíos estará acompañar el desarrollo de nuevos proyectos de generación renovable y almacenamiento, además de avanzar en la incorporación de nuevas fuentes de generación.
Una trayectoria vinculada a las renovables
Licenciado en Tecnología de la Información y con un MBA por la Universidad Austral, Sbarbi Osuna cuenta con experiencia en operaciones, desarrollo de negocios, estrategia corporativa y gestión de activos dentro del sector energético.
Antes de desembarcar en Coral Energía, se desempeñó como CEO de 360Energy, donde encabezó un proceso de crecimiento que permitió más que duplicar la capacidad instalada de la compañía en la Argentina y ampliar sus operaciones hacia otros mercados de la región.Previamente, desarrolló una trayectoria de más de dos décadas en Genneia.
Allí integró el Comité de Dirección y ocupó distintos cargos vinculados con Operaciones, Desarrollo Comercial y Estrategia, además de desempeñarse como COO.Su incorporación busca fortalecer la estructura de conducción de Coral Energía para acompañar una nueva etapa de crecimiento de la compañía.
Inversiones comprometidas por US$220 millones
Coral Energía cuenta actualmente con US$220 millones en inversiones comprometidas en distintos proyectos a nivel nacional y tiene como objetivo alcanzar 1 GW de generación eléctrica hacia 2030.La estrategia de expansión contempla el crecimiento de su cartera de proyectos renovables y de almacenamiento de energía, junto con la incursión en nuevas fuentes de generación.
La compañía busca ampliar su participación en el mercado energético argentino y desarrollar infraestructura que contribuya al abastecimiento energético y al crecimiento productivo de las regiones en las que tiene presencia.El almacenamiento aparece así como uno de los ejes de la estrategia de expansión de Coral, en un escenario en el que la incorporación de generación renovable plantea nuevos desafíos para la operación del sistema eléctrico y la gestión de la energía.
El desembarco de Coral EnergíaCoral Energía forma parte del Grupo Corven y está enfocada en el desarrollo, construcción y operación de activos de generación y almacenamiento de energía.La compañía fue creada con el objetivo de participar del proceso de transición energética en la Argentina y la región, combinando la capacidad de inversión y el respaldo industrial del grupo con el desarrollo de infraestructura energética.
Con la llegada de Sbarbi Osuna, la empresa apunta a profundizar esa estrategia y avanzar en una etapa de mayor escala, con el objetivo de ampliar su presencia en el sector y llevar su capacidad de generación hasta 1 GW durante los próximos cuatro años.
El desafío de consolidarse en el sector energético
El nuevo CEO asumirá la conducción de Coral Energía en un contexto de crecimiento de las inversiones vinculadas con la generación eléctrica y el almacenamiento en el país.Para la compañía, el desafío será transformar su cartera de proyectos en nueva infraestructura energética y avanzar en la concreción de las inversiones previstas, al tiempo que amplía su participación en distintas fuentes de generación.
La apuesta de Coral Energía es posicionarse como uno de los actores del sector energético argentino a partir de una combinación de generación renovable, almacenamiento y nuevos desarrollos, con una meta concreta: alcanzar 1 GW de capacidad hacia 2030.
AES Argentina anunció una nueva emisión de Obligaciones Negociables.
AES Argentina, uno de los principales inversores en negocios de largo plazo del sector eléctrico nacional con más de 30 años de operaciones en el país, anunció la emisión de Obligaciones Negociables por un valor nominal de hasta US$ 30 millones, ampliable hasta los US$ 50 millones, con un plazo de 24 meses, amortización al vencimiento y tasa fija a definir.
En concreto, el instrumento podrá licitarse mañana 4 de agosto entre las 10:00 y las 16:00 horas a través de diferentes agentes colocadores. Su liquidación, en tanto, está prevista para el 6 de agosto bajo la modalidad T+2. La organización y operación estará a cargo de Balanz Capital Valores.
Subsidiaria de The AES Corporation, AES Argentina cuenta con una capacidad instalada de 1.951 MW distribuida en activos tanto térmicos, como eólicos e hidroeléctricos. En suma, un 4,4% de la capacidad instalada total del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) argentino.
AES: ¿Qué características tendrá la emisión de Obligaciones Negociables?
De acuerdo con lo informado desde AES Argentina, la emisión de Obligaciones Negociables cuenta con una calificación AA según el FixScr y se regirá por ley argentina. Además:
ON: Serán denominadas, integradas y pagaderas en dólares MEP.
Plazo estipulado: 24 meses.
Tasa: Fija, a determinar mediante licitación con intereses pagaderos cada 6 meses.
Modalidad de Pago: Bullet -o amortización americana- con devolución íntegra del capital al vencimiento.
Suscripción mínima: U$S 100.
Finalmente, AES Argentina informó que los fondos serán utilizados para realizar inversiones en activos y bienes de capital en el país y mejorar el perfil de vencimientos.
Actuarán como agentes colocadores: Banco de Galicia y Buenos Aires S.A.U.; Banco Santander Argentina S.A.; Macro Securities S.A.U.; Banco BBVA Argentina S.A.; Banco Patagonia S.A.; Allaria S.A.; Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A.U.; Petrini Valores S.A.; Invertir en Bolsa S.A.; Banco Supervielle S.A.; Latin Securities S.A.; Adcap Securities Argentina S.A.; Invertironline S.A.U.; Global Valores S.A.; Portfolio Personal Inversiones S.A.; Neix S.A.; y Facimex Valores S.A.
La nueva emisión de Obligaciones Negociables de AES Argentina se inscribe de forma directa en la tendencia actual del mercado de valores local en donde el sector energía lideró más de la mitad del financiamiento corporativo total del país.
Rolando Figueroa y la senadora de La Neuquinidad, Julieta Corroza.
El gobierno nacional volvió a realizar cambios en el capítulo de Ley de Tierras que integra la ley de Inviolabilidad de la Propiedad Privada que tratará este jueves en el Senado en su cruzada por obtener los votos que le faltan, tras frenéticas negociaciones durante el fin de semana. Los gobernadores serán, nuevamente, una de las llaves para destrabar el quórum y los apoyos en la Cámara Alta, pero quedaron en medio de fuertes presiones de quienes se oponen a habilitar una extranjerización ilimitada de los territorios.
El de Neuquén, Rolando Figueroa, salió este lunes a marcar una diferencia al anunciar un proyecto de ley que limitará la venta de tierras fiscales de la provincia a personas humanas o jurídicas argentinas. Lo hizo como una señal, principalmente, hacia organizaciones campesinas y mapuches que se habían mostrado en alerta frente al debate que se está dando en el Congreso Nacional.
Pero la posición que adoptará en el recinto la senadora de La Neuquinidad, Julieta Corroza, todavía no está tomada y, según pudo saber EN/CLAVE, se mantendrá reservada hasta conocer la versión final del proyecto.
La jefa de bloque de La Libertad Avanza, Patricia Bullrich, ya anunció que brindará una conferencia de prensa el martes acompañada por los senadores Nadia Márquez y Agustín Coto, presidentes de las comisiones de Asuntos Constitucionales y Legislación General del Senado, para explicar «puntualmente» la ley de Tierras.
Esta sería la versión 16 del dictamen que, a diferencia del último que se había difundido, volvería a imponer un límite para la extranjerización, aunque más elevado que el actual: pasaría del 15% al 25%, pero persisten dudas sobre si incluirá una distinción en cuanto a la distribución por departamentos.
El voto de Julieta Corroza
La posición del gobierno de Rolando Figueroa fue, desde el inicio, conservar el porcentaje límite sobre la superficie habilitada para vender a compradores extranjeros.
Como había contado EN/CLAVE, era uno de los puntos del dictamen del oficialismo sobre los que Corroza había pedido modificaciones y que no habían sido aceptados, a diferencia de lo que sí ocurrió con el pedido para mantener las restricciones sobre el uso de tierras afectadas por incendios forestales y el de quitar el capítulo que eliminaba el programa nacional de regularización de tierras en barrios de emergencia del Registro Nacional de Barrios Populares (Renabap).
La senadora sostuvo su reclamo en una reunión que hubi este fin de semana, de forma virtual, con Patricia Bullrich y el resto de los jefes de bloque y también habría sumado un pedido para que se delegue en las provincias la reglamentación respecto sobre la posibilidad de venta de tierras a manos extranjeras.
Figueroa y Corroza se vieron este lunes en Plottier, durante la inauguración de la primera de las diez nuevas escuelas técnicas que está construyendo la provincia. Pero, según afirmaron fuentes con acceso a ambos, no salió de ahí una decisión. «Rolo le dijo que esté tranquila y que, cuando el dictamen esté definido, se toma una decisión», plantearon.
Es cierto que también hay cierta molestia en la gestión con el gobierno nacional porque, en paralelo a la insistencia de La Libertad Avanza para que La Neuquinidad aporte su voto el jueves, persisten las críticas del senador Pablo Cervi sobre la administración de Figueroa.
El fin de semana difundió una opinión titulada «¿Estamos invirtiendo bien la renta petrolera de los neuquinos?» en la que criticó el uso de las regalías en la paritaria estatal y el aumento de la planta de empleados públicos.
Con el mismo legislador libertario se mantiene abierta una disputa por la secretaría de la comisión de Energía: el lugar todavía es reclamado por Corroza, quien tendría el aval del titular, el catamarqueño Flavio Fama, para asumir cuando se conforme el cuerpo, pero.
Extranjerización en Neuquén
Según los datos actualizados por Nación al 2025, Neuquén tiene un porcentaje de extranjerización del 5,5%, muy por debajo del límite actual del 15%. Sin embargo, si se analiza ese indicador por departamento, aparece Lácar, en el sur del territorio, con un 54,17%. El dato se ubica tercero a nivel país, solo detrás de General Lamadrid en La Rioja (56,7%) y San Carlos (59,82%) en Salta.
Son más de 257.000 hectáreas dentro del departamento que tiene como principales ciudades a Junín de los Andes y San Martín de los Andes, que convive con tierras pertenecientes a Parques Nacionales y donde, prácticamente, no hay tierras fiscales.
El último mapa actualizado de la situación dominial de la provincia marca que la mayoría de las tierras fiscales que tiene Neuquén están en los departamentos del norte, Minas, Chos Malal y Pehuenches, y en algunas regiones del centro.
Muchas de esas tierras rurales son utilizadas para los caminos de trashumancia que recorren los crianceros en cada temporada y por eso el gobierno de Figueroa presentó este lunes un proyecto en la Legislatura de la provincia que fija una suerte de «blindaje» para su venta.
El fin de semana, la senadora Julieta Corroza se había reunido con referentes de organizaciones campesinas y de comunidades mapuches que le habían planteado su preocupación frente a la posibilidad de que la ley nacional habilite la venta a extranjeros de esas tierras de veranada e invernada.
El texto ingresado por el gobierno modifica la ley de Tierras Fiscales de Neuquén y establece que la provincia «promoverá el cumplimiento de la función social de la tierra fiscal, mediante su arrendamiento y enajenación en forma progresiva y orgánica a favor de los auténticos trabajadores del campo». Pero, principalmente, indica que «solo podrán adjudicarse tierras fiscales en venta o en arrendamiento a personas humanas o jurídicas argentinas».
«La tierra de la provincia de Neuquén será para argentinos», buscó diferenciar Figueroa.
La compañía acaba de inaugurar las obras de ampliación en la planta de Bahía Blanca y ahora busca completar el proyecto con mayor capacidad de transporte desde Neuquén.
Compañía Mega encara una nueva ampliación en su infraestructura para acompañar el desarrollo de Vaca Muerta, tras obtener el aval del Comité Evaluador para ingresar al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). La iniciativa, presentada en marzo, contempla un desembolso estimado de US$ 360 millones que permitirá incrementar un 27% su capacidad de producción de líquidos del gas natural (NGLs).
El proyecto resulta clave para la dinámica de la producción no convencional. La compañía, cuyos accionistas son YPF (38%), Petrobras (34%) y Dow (28%), opera desde el año 2001 mediante la separación y el fraccionamiento de sus componentes ricos.
Al procesar actualmente cerca del 40% del fluido que se extrae en la Cuenca Neuquina, la firma actúa como un habilitador para los desarrollos en Vaca Muerta, ya que la mayor capacidad de separación en origen y el aumento en el transporte permiten destrabar el procesamiento del gas asociado.
En términos operativos, las obras en marcha permitirán incorporar aproximadamente 1.500 toneladas diarias adicionales de NGLs, equivalentes a una producción incremental anual superior a las 500.000 toneladas. Esta escala reforzará la balanza comercial energética, dado que la iniciativa tendrá un perfil marcadamente exportador.
Se estima que cerca del 80% del volumen adicional se destinará a los mercados internacionales a través de envíos de propano, butano y gasolina natural, mientras que el 20% restante se volcará al mercado interno, fundamentalmente para asegurar el suministro de etano requerido por la industria petroquímica argentina.
Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega. Foto: Dan Damelio.
«Esta aprobación constituye un paso estratégico para el desarrollo de infraestructura esencial para el crecimiento energético del país. Nos permite ampliar capacidades críticas para el procesamiento de líquidos asociados al gas natural (NGLs), acompañar el crecimiento de Vaca Muerta y fortalecer la contribución a la generación de divisas, el abastecimiento energético y el desarrollo industrial», afirmó Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega S.A.
El plan de obras se extiende hasta 2028
El plan de obras contempla un cronograma de ejecución progresivo que se extenderá hasta fines de 2028 e intervendrá instalaciones clave a lo largo de Neuquén, Río Negro, La Pampa y Buenos Aires, fortaleciendo el sistema integrado que une la cuenca con el nodo portuario de Bahía Blanca a través de un poliducto de 600 kilómetros.
En el extremo inicial de la cadena, en Loma La Lata, provincia de Neuquén, se realizarán ampliaciones y adecuaciones enfocadas en el Slug Catcher, tareas de debottlenecking para eliminar cuellos de botella operativos, la incorporación de un nuevo turbocompresor y la instalación de un nuevo recipiente a presiónde NGLs.
En el tramo de transporte se levantarán dos nuevas estaciones de bombeo ubicadas en General Roca (PS3), Río Negro, y La Adela (PS4), La Pampa. Finalmente, en la planta fraccionadora ubicada en el complejo de Bahía Blanca, se sumará infraestructura de almacenamiento para los líquidos, adecuaciones en las redes eléctricas y mejoras clave en los sistemas de vapor y condensado.
Durante su desarrollo, la etapa de construcción generará picos de empleo de alrededor de 800 puestos de trabajo directos e indirectos vinculados a tareas de ingeniería, fabricación de equipos, logística, supervisión y servicios especializados.
A su vez, el proyecto prevé una participación de proveedores locales en las obras civiles, los montajes electromecánicos y los servicios industriales, consolidando el plan integral de expansión que la empresa lleva adelante para acompañar el volumen incremental de la producción nacional.
Transporte de una pala por ruta. Foto: Noticias Olavarría.
Desde mayo y hasta diciembre se realiza un importante dispositivo de traslado de componentes eólicos por rutas de la Provincia de Buenos Aires: palas, bujes y nacelles son llevados desde el Puerto de Bahía Blanca hacia Olavarría, donde se construye un parque eólico de 29 aerogeneradores y 180 megawatts (MW).
Desde que comenzó el desarrollo de la industria eólica en el sur y centro bonaerense hace casi una década, los operativos de transporte de componentes importados desde el puerto bahiense hacia distintos puntos de desarrollo eólico (Tornquist, Coronel Rosales, Tandil u otros) son conocidos por quienes atraviesan la zona por la magnitud y espectacularidad de la carga. Componentes blancos por toneladas, palas de más de 70 metros. Dispositivos que circulan en formación con coches guía y acompañamiento policial.
Según se informó desde Vialidad Nacional a EconoJournal, estos dispositivos arrancan en torno a las 8 de la mañana, dado que los vehículos con este tipo de cargas no pueden circular de noche y deben hacerlo con luz solar. Cada traslado es avisado con anticipación por las empresas especializadas en cargas sobredimensionadas: para cada tramo debe haber un permiso.
Transporte de componentes eólicos desde Bahía Blanca hasta Olavarría. Foto: gentileza CSM.
Una de ellas, CSM, empresa encargada de transportar bujes, nacelles y trenes de potencia desde Bahía Blanca a Olavarría, dijo a EconoJournal que ya se completó el traslado de componentes correspondientes a 10 de los 29 aerogeneradores y que dicho trabajo terminará a fin de año. En simultáneo, CSM también transporta palas hacia el parque eólico Vientos Bonaerenses en Tornquist, donde se realiza una ampliación. Las torres, por otra parte, son transportadas desde fábrica en Florencio Varela.
Las palas para el parque de Olavarría son trasladadas por otra empresa de carga sobredimensionada, Coamtra.
El carretón que transporta nacelles, explicó CSM, tiene cinco ejes, cada uno con ocho ruedas, lo que le permite llevar más peso, y un carro compensador que ayuda a distribuirlo. Para no dañar las rutas, Vialidad Nacional le exige no sobrepasar los límites de peso por eje. Las nacelles, además, tienen un voladizo: sobresalen del carretón.
Debido a todas estas particularidades, cada dispositivo de traslado por ruta Bahía Blanca-Olavarría es acompañado por Vialidad Provincial (la ruta 51 es bonaerense), policía y un coche guía de la propia empresa, que va por delante con señalamiento y limita los sobrepasos de otros vehículos.
¿Recorrido? Para el parque eólico de Olavarría, los carretones van desde el Puerto de Ingeniero White en Bahía Blanca, por la Ruta Nacional 252 hasta el cruce con la Ruta Nacional 3 Sur, para tomar luego la Ruta Provincial 51.
Tres buques con palas y componentes
Tres buques con componentes eólicos para el de Olavarría y otros parques arribaron entre mayo y julio de 2026 al puerto bahiense: el Star Dalmatia (+1000 toneladas), el Star Nordkapp (+6000 toneladas) y el Star Louisiana (+6000 toneladas), según datos brindados a EconoJournal por el Consorcio de Gestión del Puerto de Bahía Blanca.
¿Peso por pala? Aproximadamente 22.800 kilogramos.
Palas arribadas al Puerto de Bahía Blanca en el buque Star Dalmatia en mayo de 2026. Foto: ArgenPorts.
Proyecto eólico bajo RIGI en Olavarría
El Parque Eólico Olavarría es un desarrollo conjunto de PCR y Acindar Industria Argentina de Aceros S.A., del grupo ArcelorMittal, según confirmó la Corporación Financiera Internacional (IFC), del Grupo Banco Mundial, en un comunicado de marzo de este año, con un cierre de paquete de proyecto habilitado para iniciar construcción bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
El proyecto contempla la instalación de 29 aerogeneradores Vestas y una inversión total estimada en 275 millones de dólares para 180 megawatts (MW) de potencia instalada. Acindar, por su parte, comprará la energía renovable generada para avanzar en la descarbonización de su producción industrial.
El financiamiento se completó con un ingreso de FinDev Canada, que confirmó un préstamo de 30 millones de dólares a GEAR PEO, la sociedad vinculada a GEAR I S.A., de la que participan PCR y ArcelorMittal Acindar, destinado tanto a la construcción del parque como a la ampliación de la infraestructura de transmisión entre Olavarría y Ezeiza.
PCR señaló en un comunicado que se trata de la primera iniciativa de generación de energía renovable del país que incorpora infraestructura de transmisión financiada por el sector privado e integrada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
A nivel global, la energía nuclear se está reevaluando como una fuente de generación eléctrica que ofrece un suministro constante y libre de emisiones de carbono, complementando la intermitencia de las fuentes renovables. En este contexto, el gobierno argentino ha diseñado un plan para atraer inversión privada a su sector nuclear.
Argentina tiene una base sólida en este campo. Desde la creación de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) en 1950, el país ha desarrollado un ecosistema científico-industrial que incluye a la empresa de tecnología INVAP y a la operadora Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA).
Las tres centrales atómicas de nuestro país -Atucha I, Atucha II y Embalse- han aportado de forma consistentemente estable entre un 7% y un 8% de la energía eléctrica al Sistema Argentino de Interconexión.
El instrumento legal para este cambio es la Ley de Bases y Puntos de Partida (N° 27.742), que declara a NASA «sujeta a privatización», complementado por el Decreto 695/25 del Poder Ejecutivo Nacional y la Resolución 1751/25 del Ministerio de Economía de la Nación.
El esquema estipulado prevé la transferencia de hasta un 44% del paquete accionario de NASA al sector privado mediante un proceso de licitación pública, mientras el Estado Nacional conservará el 51% del capital social y los derechos de voto, asegurando el control en decisiones estratégicas.
Un camino de capitalizar los proyectos de infraestructura
El objetivo principal de esta capitalización es financiar proyectos de infraestructura considerados clave. En primer lugar, se busca asegurar los fondos para la obra de Extensión de Vida Útil de la Central Nuclear Atucha I, que ya cuenta con un grado de avance técnico superior al 50%.
En segundo lugar, se necesitan fondos para la ampliación del Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados (ASECG II) en Atucha II. Para un inversor, esto representa la entrada a un negocio que provee aproximadamente el 7% de la energía eléctrica del país, con demanda garantizada y un flujo de caja regulado.
Esta estrategia implica también un cambio de rumbo respecto a la administración anterior. Se cancelaron los acuerdos con la Corporación Nuclear Nacional de China (CNNC) para la construcción de una cuarta central, lo que detuvo los megaproyectos con financiamiento estatal.
La nueva política abre la oportunidad a que consorcios privados, principalmente de origen occidental, presenten propuestas basadas en otras tecnologías, como los reactores de agua ligera y uranio enriquecido.
Este giro local se alinea con una tendencia internacional marcada. En Estados Unidos, por ejemplo, el sector experimenta una demanda masiva de electricidad proveniente de los centros de datos de Inteligencia Artificial, lo que ha llevado a empresas como Microsoft a firmar contratos históricos para reabrir centrales cerradas, como Three Mile Island.
En paralelo, China lidera la expansión global de forma absoluta, con 61 reactores comerciales en operación y 39 en construcción, estimando que para 2050 la energía nuclear represente el 22% de su mix energético.
Proyectos locales en pausa e interés externo
En nuestro país, mientras proyectos de diseño propio como el reactor CAREM 25 mantienen sus obras civiles en pausa, las nuevas perspectivas de expansión se estructuran bajo un novedoso paradigma amparado en el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI).
El foco comercial ya ha comenzado a materializarse con propuestas de corporaciones norteamericanas, como Nano Nuclear Energy, para inyectar capital en firmas estratégicas locales como Dioxitek, con el claro objetivo de optimizar el procesamiento doméstico de uranio y proyectar al país como un exportador confiable hacia el mercado estadounidense.
En conclusión, el gobierno ha establecido un marco legal para permitir la entrada de capital privado en la operación de las centrales nucleares. El fin es utilizar esos fondos para modernizar y extender la vida útil de la infraestructura existente, reorientando a su vez la estrategia de expansión futura hacia proveedores tecnológicos occidentales y un esquema de financiamiento corporativo.
La ejecución de este plan dependerá ahora de la apertura del proceso de licitación y del interés que demuestren los inversores.
La CEPREB propuso elevar la mezcla obligatoria al 12,5% en lugar del 10% planteado por el Poder Ejecutivo, pero con otra distribución de cuotas para no perjuicar a las pymes.
Las pymes regionales elaboradoras de biodiésel, agrupadas en la Cámara de Empresas Pymes Regionales Elaboradoras de Biocombustibles (CEPREB), presentaron una propuesta alternativa al proyecto de ley oficial para fijar un esquema federal de reparto del corte obligatorio. La iniciativa busca elevar la mezcla y segmentar las cuotas entre productoras de menor escala, firmas no integradas y aceiteras exportadoras. Con este planteo, aseguran, se podrían resguardar las plantas de producción, y evitar la concentración del mercado sin oponerse al debate en el Congreso.
La entidad propuso elevar la mezcla obligatoria al 12,5% en lugar del 10% planteado por el Poder Ejecutivo, distribuyendo la cuota en un 5% para las 17 plantas pyme regionales, un 2,5% para las 8 compañías no integradas y el 5% restante para las grandes industrias aceiteras.
Tal como informó en EconoJournal, el avance de la ley de biocombustibles en el Senado reabrió la agenda legislativa del sector energético, por lo que las firmas de menor escala intentan consensuar modificaciones específicas en el texto antes de su eventual sanción.
El gobierno de Javier Milei pretende obtener la aprobación de un nuevo proyecto de ley que aumenta los cupos mínimos del biodiésel y bioetanol, desregula el mercado y establece un esquema basado en los precios de paridad de importación. Hay tres iniciativas diferentes que se debaten actualmente en comisiones, aunque la del oficialismo es la que cuenta con el aval para alcanzar el dictamen.
El planteo de la CEPREB apunta a resolver la asimetría de costos que enfrentan las unidades productivas del interior frente a los complejos integrados. Al abastecerse de materia prima a través de las mismas aceiteras con las que competirían en el mercado de combustibles, las pymes advierten que «una apertura del mercado sin cupos reservados y con la habilitación del coprocesamiento refinador desplazaría de forma inmediata a las plantas de menor escala«.
«La discusión no es contra nadie. Es a favor de que la ley respete la inversión de las pymes del interior del país y los puestos de trabajo que están en riesgo. El resultado de una buena ley lo define la escala, y ahí las plantas regionales pyme no tienen forma de competir con las plantas no integradas y con las aceiteras, que son las productoras de la materia prima: el aceite», señalaron en CEPREB.
La propuesta es un corte mayor y otra distribución
Actualmente, el segmento pyme cuenta con 25 instalaciones industriales ubicadas en Buenos Aires, Santa Fe, Entre Ríos, La Pampa y San Luis, que aportan 900.000 toneladas anuales para cubrir el cupo vigente del 7,5%. Al ser plantas diseñadas para escalas de hasta 50.000 toneladas por año, la falta de una cuota segmentada pondría en riesgo la continuidad de 10.000 puestos de trabajo directos e indirectos en localidades donde constituyen los principales empleadores industriales.
Para fundamentar la necesidad de este esquema, el sector toma como referencia un mecanismo de segmentación ya presente en el borrador del Poder Ejecutivo, con el resguardo otorgado al bioetanol de caña de azúcar frente al bioetanol de maíz. Las empresas argumentan que la preservación de la actividad industrial del norte del país responde a un criterio socioeconómico y territorial que resulta igualmente aplicable al entramado del biodiésel.
Según proyecciones de la CEPREB, «la suba del corte al 12,5% generaría un incremento de la demanda equivalente a 600.000 toneladas anuales. Esta expansión permitiría incorporar la producción del complejo exportador santafesino mediante el crecimiento del volumen del mercado», y evitaría la quita de cuotas o la paralización del volumen que procesan las plantas del resto de las provincias.
Adicionalmente, las plantas regionales traccionan una red agroindustrial aguas arriba que involucra a cerca de 400 pymes extrusoras de aceite de soja. Este esquema permite agregar valor a la producción agrícola en origen y consolidar redes de proveedores en las provincias. Por eso, insisten en que «los porcentajes de corte no son una concesión discrecional, sino que se otorgan a quien acredita el cumplimiento de los requisitos de inversión previstos por la normativa, con independencia de la escala o la estructura societaria de cada empresa».
Con este planteo, las pymes buscan acordar una mesa de trabajo en las comisiones del Senado para incorporar el esquema de reparto en el dictamen final. «El sector no busca bloquear una nueva ley, sino que ésta se construya con previsibilidad. La Ley 27.640 estableció ese marco: a quien invirtiera bajo sus condiciones se le garantizaba un porcentaje de corte y un período de recupero», aseguran.
OBJETO: Concurso Público Nacional e Internacional N° 01/26 con destino a la calificación y selección de empresas para la adjudicación de Concesiones de Explotación y eventual exploración complementaria con objetivo convencional de hidrocarburos aplicable sobre el bloque integrado por las áreas hidrocarburíferas “PUESTO FLORES – ESTANCIA VIEJA” y “PUESTO PRADO”, de conformidad con lo dispuesto por el art. Nº 124 de la Constitución Nacional y los arts. Nº 70 y 79 de la Constitución Provincial.
PLIEGO DE BASES Y CONDICIONES: Podrá adquirirse en la Secretaría de Estado de Energía y Ambiente, calle Los Arrayanes y Los Sauces, ciudad de Cipolletti, CP 8324, Provincia de Río Negro (Teléfono: +540299-4782299), a partir del día 05/08/2026. El valor del mismo es de USD 5.000.
PAQUETES DE INFORMACIÓN TÉCNICA (sistematizada y digitalizada): Del Bloque PUESTO FLORES – ESTANCIA VIEJA / PUESTO PRADO USD 78.439.
FORMA DE PAGO: Depósito en la Cuenta Corriente N° 900003916 a la orden del Fondo Fiduciario para la Capacitación, Desarrollo y Fiscalización la Actividad Hidrocarburífera (FoFCaDeFHi), Banco Patagonia S.A.; Sucursal 2650; CBU 0340265000900003916006 (CUIT: 30-71552775-4).
PRESENTACIÓN DE OFERTAS: En la sede de la Secretaría de Estado de Energía y Ambiente, los días hábiles hasta el 04/09/2026 a las 10 horas.
APERTURA DE OFERTAS: El día 04/09/2026, a las 12:00 horas, en la sede de la Secretaría de Estado de Energía y Ambiente de la Provincia de Río Negro.
GARANTÍA DE MANTENIMIENTO DE OFERTAS: Equivalente al 1% del Monto Total de la Oferta, de acuerdo con lo dispuesto en el punto 11.10 del Pliego de Bases y Condiciones.
«Neuquén se está transformando en una provincia industrial». El gobernador Rolando Figueroa celebró de esa manera el proyecto de YPF para construir, a 25 kilómetros de Cutral Co y Plaza Huincul, la Planta Integrada de Tratamiento de Gas (IGTP) que esta semana dio un paso clave: la convocatoria a una audiencia pública en septiembre para presentar el estudio de impacto ambiental a la comunidad de la comarca petrolera.
La gestión depositó buena parte de su capital político en el proyecto para exportar GNL a partir del gas de Vaca Muerta y necesita presentar avances concretos. Principalmente, porque el proyecto Argentina LNG aún no tiene cerrado el financiamiento internacional por 14.000 millones de dólares que, según Horacio Marín, podría ocurrir recién a fines del 2026. Si eso se concreta y si está previsto que la primera molécula salga por puerto rionegrino recién en 2030, todo lo que ocurra en el medio será administrar ansiedades.
«No va a empezar mañana», advirtió el intendente de Huincul, Claudio Larraza, aunque la expectativa para esa localidad es alta: la construcción de la mega planta promete demandar más de 4.500 trabajadores en su etapa intensiva y las pymes esperan tener un lugar en la cadena de valor del proyecto.
En el durante, la Provincia avanza con su plan «Neuquén en obras» con la aceleración de infraestructura, principalmente en rutas y escuelas, al que le aplicará un «booster» desde el segundo semestre con los ingresos recibidos por la colocación de deuda internacional.
Sin descuidar la pata electoral o apuntando a ello. Figueroa viajó el jueves a Villa Pehuenia, en el centro oeste de la provincia, para continuar con las reuniones de «informe de gestión» que ofrece a intendentes y público para entusiasmar con lo que está haciendo el gobierno.
Sortear la paritaria estatal
En paralelo, avanzó esta semana en la resolución de la paritaria estatal y quedó a un paso de cerrar las negociaciones salariales con los sindicatos hasta el año que viene. No fue gratuito, claro, porque demandó presentar una oferta que incrementará significativamente la partida de personal, que concentra el 70% el gasto corriente de la provincia.
ATE, el sindicato con mayor número de afiliados, aprobó la propuesta el viernes a la mañana por «amplísima mayoría».
«Listo, no hay nada más», afirmó una fuente de gobierno tras el cierre de la ronda de negociaciones.
Los sindicatos llegaron a la mesa convencidos de ir a buscar una diferencia porque estaban al tanto del superlativo mes de regalías que había tenido Neuquén. Las de petróleo crecieron un 70% por efecto de la suba de precios del barril, pese al esfuerzo que hizo el Ejecutivo por guardarse el dato. A principios de mes, el informe de ejecución de recursos estuvo disponible en el sitio del ministerio de Economía, pero desapareció de la web cuando se abrió la paritaria.
Una alta fuente de la cartera prometió que se retomará la publicación esta semana. En el gobierno consideran que junio fue un mes «extraordinario» y que los gremios lo extrapolaron como si se tratara de una regularidad, al reclamar que se vuelque parte de esas súper regalías a recomponer los salarios. Si bien la guerra en Medio Oriente sigue, no esperan que julio arroje un resultado similar a este.
Muerte en un cajero
Neuquén, que según los datos difundidos esta semana por Fundar, ya asemeja su PIB per cápita al de Estados Unidos, con 77.608 dólares por habitante, navega a diario en esa contradicción entre cifras récord, anuncios millonarios y las urgencias cotidianas.
El martes a la madrugada, un hombre de 40 años en situación de calle murió adentro de un cajero automático en el centro de la capital. Acudía regularmente al desayunador de la Catedral, los fieles lo conocían como Carlitos, y padecía consumos problemáticos. La secretaria de Emergencias de la provincia, Luciana Ortiz Luna, dijo que lo habían asistido en otras ocasiones e incluso lo habían invitado al parador que montó el gobierno para dar refugio a las personas que no tienen dónde dormir en invierno.
El obispo Fernando Croxatto alertó que hay un aumento de las personas en situación de calle en Neuquén y un «acostumbramiento» a esa situación, sobre la que pidió «no ser indiferentes». En una nota con el Diario Río Negro, afirmó que «falta una decisión política de afrontar el tema», con redes estables de contención para salud mental y un abordaje de fondo sobre la pobreza.
El relevamiento que difundió el ministerio de Capital Humano de la Nación en abril de este año ubicó a Neuquén como la quinta provincia con más personas en situación de calle, con una cifra que superó las 400. Otros diagnósticos, como el de Red Solidaria, dan cuenta de más de 670, número discutido por el gobierno provincial.
El refugio de emergencia que organizó la gestión de Figueroa este invierno por segundo año consecutivo llegó a albergar a más de 100 personas en una noche durante el pico de demanda. Esta vez con una particularidad: «prioridad para los neuquinos».
Durante el período invernal, la demanda total del fluido crece un 40%.
El mercado argentino de gas natural posee una serie de especificidades que lo distinguen a nivel global: se trata de un mercado profundo —con más de 9,5 millones de clientes residenciales—, que registra una variación o swing muy marcado entre los niveles de consumo que se registran en invierno y en verano. Durante el período invernal, la demanda total del fluido crece un 40% y, a diferencia de lo que sucede en Europa o EE.UU., otros mercados maduros y extensos de gas, no cuenta con sistemas naturales o artificiales de almacenamiento para cubrir el pico de consumo con gas acopiado en esos reservorios. No existe en el mundo un mercado que combine esas particularidades.
De esa fisonomía única se desprenden un conjunto de derivadas interrelacionadas: la primera es cuál es la alternativa más eficiente —con qué fuentes de energía o combustibles de producción local o importada— y a su vez, la más económica; la segunda variable es cómo distribuir entre todos los usuarios del sistema energético el costo real del suministro invernal de gas y electricidad.
Los congelamiento o atrasos recurrentes de las tarifas domiciliarias de energía que caracterizaron a las administraciones kirchneristas que gobernaron el país durante la mayor parte de este siglo inviabilizaron y postergaron el debate en torno a esta problemática estructural del mercado energético argentino. Se hizo costumbre durante esos años que el Estado cubriera el costo creciente de cobertura de la demanda de gas y electricidad con subsidios del Tesoro nacional.
El desarrollo de Vaca Muerta como un ingente reservorio de gas natural que permite repensar y planificar el diseño del mercado energético a mediano y largo plazo —y que habilitó la ampliación de la infraestructura de transporte y exportación de gas— y la normalización del sistema de tarifas que instrumentó el gobierno de Javier Milei funcionan como un punto de partida para resetear una discusión que en términos de país representa una cuenta pendiente.
Algunas preguntas que orbitan sobre esta agenda: si Vaca Muerta es un reservorio de gas que garantiza el suministro doméstico durante las próximas décadas, ¿cómo aprovechar esa producción para impulsar soluciones eficientes y económicas que permitan cubrir el fuerte swing de consumo que se dispara en el invierno?; en un escenario de máxima, ¿es conveniente desarrollar infraestructura de transporte de gas desde Neuquén hacia el resto del país? ¿O podría pensarse en instalar generación térmica en Vaca Muerta y construir líneas de transmisión —incluso en corriente continua— hasta los centros de consumo?; ¿Cómo conjugar el gas natural con otras tecnologías de generación renovable —como la energía eólica y la fotovoltaica— que la Argentina ha impulsado exitosamente en los últimos años?; ¿Cuál es el rol estructural que deberían tener las grandes baterías (BESS) a corto y mediano plazo? ¿Qué oportunidades abre a futuro la construcción de terminales de exportación de Gas Natural Licado (GNL) como las de Southern Energy que maximizarán y aplanarán la producción del hidrocarburo en los próximos años?
EconoJournal consultó a cuatro especialistas en energía, con trayectorias que combinan la consultoría con el paso por el sector público para empezar a adentrarse en esos interrogantes. Se trata de Daniel Gerold, de la consultora G&G Energy Consultants; Nicolás Arceo, titular de Economía & Energía; Carlos Casares, ex interventor del Enargas (2024-2026) y subsecretario de Hidrocarburos; Mauricio Roitman, director de la comercializadora Energeia y ex presidente del Enargas (2018-2020).
Daniel Gerold: «Hay que evaluar las alternativas físicas y económicas de abastecimiento de la demanda máxima»
Daniel Gerold, director de G&G Energy Consultants.
Daniel Gerold explicó en el streaming de EconoJournal que Argentina tiene una demanda estacional de gas que es igual a la de Europa o Estados Unidos, pero remarcó que en esos dos mercados hay lugares de almacenamiento subterráneo para el gas. “Nosotros carecemos de eso. La demanda es empuntada y es carísimo el abastecimiento de la punta. Esa característica estuvo siempre, pero ahora se amplificó. La demanda eléctrica y de gas no crece, pero en el pico crece y tenés que abastecerla porque la demanda es residencial y sino la abasteces te arman un piquete como hay cada vez que hay un corte de luz en Buenos Aires. Es un tema súper complejo”, remarcó.
EconoJournal le consultó luego cuál podría ser la alternativa:
«Lo que hay que pensar y las autoridades deberían evaluar son las alternativas físicas y económicas de abastecimiento de la demanda máxima de electricidad y del gas natural, con sus análisis económicos y de abastecimiento, para que se decida cuál sería la mejor y los interesados pudieran participar, concursar, competir para ese abastecimiento.
Porque como es un tema tan complicado y le cuesta tanto a los consumidores pagarlo, hay que tratar de que, si lo van a pagar, como debe ser, que sea del modo más adecuado posible.
Y a veces los gobiernos hacen licitaciones o contratan a través de Cammesa, o como el gobierno anterior, que hizo un gasoducto, y no sé si están las alternativas para que la opinión pública o la opinión pública especializada pueda ver la mejor alternativa económica.
En Brasil tienen un esquema muy distinto, con un organismo que planifica y analiza, con profesionales independientes. No es vinculante, pero hacen estudios y analizan cuáles son las alternativas económicas y las someten a la discusión pública en Internet. Hay gente que opina con y sin fundamentos y después se decide licitar. Y concursan las empresas privadas.
En Argentina es distinto, porque se confía en que el mercado toma la mejor solución. Pero sería bárbaro si la empresa toma el riesgo; si después hay un cargo fijo que le garantiza cierto repago a su inversión, como es lógico, ahí es una decisión de los gobiernos y a lo mejor no es la más económica.
Hay que garantizar el abastecimiento para los máximos de demanda. ¿Qué se va a hacer? ¿Gasoductos, líneas de transmisión eléctrica, centrales renovables, centrales a gas, centrales a gasoil o a LNG?¿Qué conviene más? ¿Hacer un nuevo gasoducto, ampliar la exportación de LNG? Ese tipo de alternativas, cada una tiene sus ventajas y desventajas, y se traducen en costos económicos o no”.
Carlos Casares: «Garantizar el abastecimiento de invierno para el 100% de la demanda es antieconómico»
Carlos Casares, ex interventor del Enargas (2024-2026) y docente universitario (Univ. Austral e ITBA).
Casares dijo que cubrir el pico invernal es una ecuación costosa y repasó las soluciones que ya se usan en otros países para atenuarlo.
«Garantizar el abastecimiento de invierno para el 100% de la demanda es antieconómico, porque el consumo pico de invierno representa menos del 6% del volumen total anual y menos del 15% de los días del año. Los costos de infraestructura de transporte para abastecer solo esos picos de demanda, mayores a 140 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) y hasta 160 MMm3/d, no son económicamente viables.
Este dilema de costo de infraestructura versus utilización existe en todas partes del mundo, donde la diferencia térmica entre invierno y verano es amplia y el gas natural participa fuertemente en la calefacción.
La solución a dicha problemática tiene varias opciones de mitigación.
La más antigua es la conmutación, por parte de la generación eléctrica y algunas industrias, a combustibles sustitutos en ese 15%, o menos, de días del año.
La segunda, y una de las más utilizadas en Europa y Estados Unidos, son los almacenamientos subterráneos, en los alrededores de los grandes centros consumidores; pero lamentablemente en Argentina no hemos encontrado disponibilidad de reservorios confiables cerca de los grandes centros consumidores.
Las plantas de peak shaving (abastecimiento de pico), como la que Naturgy BAN tiene en General Rodríguez, o el barco FRSU (unidad flotante de almacenamiento y regasificación) que Enarsa tiene en Escobar.
Las instalaciones satélite de almacenamiento de LNG y/o LPG, para resolver de forma distribuida y localizada las restricciones que se imponen en el sistema de transporte durante los días de consumo pico. En Argentina esto todavía no existe, pero es una opción que muchas industrias e incluso generadores de energía eléctrica están utilizando. Esta opción puede ser cara, pero seguro que menos que usar gasoil o dejar de producir.
Si bien hoy en día las restricciones de suministro en invierno ocurren más seguido, es porque la capacidad de transporte hace más de diez años que no crece como debería, mientras que el consumo residencial sí. Sumado al hecho de la fuerte declinación de la producción de la Cuenca Noroeste y en alguna medida también de la Cuenca Austral, que debe ser reemplazada por la Cuenca Neuquina. Una vez terminadas las ampliaciones en curso de la IP de TGS, las restricciones en invierno van a aflojar, pero no desaparecer.
En todo sistema de transporte de gas natural hay un tema operativo que no se resuelve si no es con restricciones al consumo: si de repente hay un crecimiento significativo de la demanda prioritaria, no hay otra opción que restringir los consumos con transporte interrumpible; luego aplican las asistencias entre distribuidoras, y finalmente limitar los suministros a generación eléctrica, industrias y GNC, para asegurar el sostenimiento de la demanda prioritaria. La normativa desde su origen así lo prevé e inclusive Gas del Estado lo aplicaba.
Asimismo, si se cae la producción, el efecto es idéntico, porque si no se ajusta el consumo, las presiones de ingreso a las ciudades (city gate) caen por debajo de los valores de seguridad. Hay que tener en cuenta que el gas viaja a velocidades de 20 a 25 km/h, por lo que reponer un pico de demanda o una caída de la producción puede llevar hasta dos días.»
Nicolás Arceo: «La reducción de la estacionalidad viene a partir de la conformación de vectores de demanda planos a lo largo del año»
Nicolás Arceo, director de la consultora Economía & Energía.
Arceo señaló que lo que se viene achicando, en términos relativos, es la distancia entre el pico y el valle, gracias al crecimiento de una demanda de base que traerán los proyectos de exportación de GNL.
“El inicio de las terminales licuefactoras de exportación, el proyecto de Southern Energy y potencialmente el de YPF de LNG, van a bajar la incidencia de la estacionalidad en términos porcentuales.
Va a haber un ladrillo de demanda mucho más grande y estable a lo largo de todo el año. La reducción de la estacionalidad viene a partir de la conformación de vectores de demanda de largo plazo, planos a lo largo del año. Eso lo dan dos cosas: las terminales licuefactoras de exportación y, potencialmente, el desarrollo de la industria petroquímica.
No veo alternativas vía tarifaria para lograr bajar el empuntamiento del pico en invierno, porque centralmente el aumento del consumo en invierno está asociado a razones climáticas y de confort de las viviendas. Se podría aumentar un poco las tarifas en el pico invernal, bajaría marginalmente un poco el pico, pero el punto central para bajar la estacionalidad en términos relativos es conformar vectores de demanda, ladrillos de demanda, estables a lo largo del año. Y eso lo da el procesamiento industrial o la licuefacción, porque los mercados regionales de exportación no tienen volumen como para atenuar la estacionalidad.
El proyecto de Southern Energy de LNG ya está lanzado: el primer buque ingresa en 2027, el segundo buque en 2028, y eso va a dar una demanda de entre 25 y 27 millones de metros cúbicos día planos a lo largo del año. Las terminales licuefactoras de exportación de YPF: la decisión final de inversión se tomaría a lo largo del segundo semestre de este año, con lo cual es bastante concreto.
Esto no reduce el pico. Lo que hace el crecimiento de la demanda es reducir la diferencia entre pico y valle, porque en el valle hay una demanda cada vez más significativa. Hoy hay una demanda en valle en torno a los 100-110 millones de metros cúbicos día; en picos va a 180. Una vez que entren las terminales licuefactoras, esa demanda en valle va a ser mucho más alta. En pico también, pero la diferencia entre pico y valle se reduce”.
Mauricio Roitman: «El problema se soluciona con más mercado, no con intervenciones del Estado»
Mauricio Roitman, ex presidente del Enargas (2018-2020), presidente de Energeia y docente universitario (ITBA).
Para Roitman, la respuesta pasa menos por sumar infraestructura a cargo del Estado y más por mantenerreglas y diferencias de precios estacionales.
«No hay que hacer nada extraño: mantener reglas de mercado que incentiven el arbitraje verano/invierno y reglas claras para las expansiones de transporte de gas y electricidad y de generación eléctrica (spot caro en invierno e incentivos a la contratación de largo plazo). Con eso me refiero a importación de GNL, almacenamiento de gas y eléctrico, manejo de la producción de gas de manera óptima de acuerdo a los precios, intercambios eléctricos con países vecinos y otras alternativas disponibles de optimización.
En el norte y litoral del país, las diferencias de precio van a hacer rentables las obras de transporte de gas. En el futuro, también va a ayudar a disminuir las diferencias de precios la exportación de GNL (SESA, Argentina LNG y GNL del Plata). En resumen, el problema se soluciona con más mercado —manteniendo reglas y diferencias de precios estacionales—, no con intervenciones del Estado.
El RIGI, el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones, es una buena herramienta para acelerar las inversiones en infraestructura necesarias para que el proceso de ajuste del mercado se realice más rápido.»
De izquierda a derecha: Francisco Firpo, Gustavo Maluéndez, Nicolás Gandini, Guillermo Murphy y Sabina Trossero.
La demanda de arena para fractura en Vaca Muerta puede llegar a crecer de 5,5 millones de toneladas consumidas en 2025 hasta 8 millones entre 2026 y 2027, un 45 por ciento. Ese incremento llevará a las operadoras a perforar más pozos no convencionales, que necesitan arena como agente sostén para completar la fractura. Pero la logística necesaria para trasladar ese volumen —camiones, rutas, puertos— no acompaña el ritmo de crecimiento de la industria. Hasta el momento, cada operadora buscó soluciones individuales, aunque el problema exige una estrategia conjunta entre los actores de la cadena.
«Es uno de los grandes cuellos de botella que va a tener el desarrollo de Vaca Muerta», dijo Guillermo Murphy, vicepresidente de Supply Chain de Tecpetrol, en una nueva edición del ciclo Aguas Arriba, de la que también participaron Francisco Firpo, presidente y socio fundador de SIXCO Logística Integral; Gustavo Maluéndez, vicepresidente de Cristamine, empresa minera que provee arena a Vaca Muerta desde sus canteras en Entre Ríos y Río Negro; y Sabina Trossero, socia de Trossero & Co., consultora especializada en energía y minería, con la moderación del director de EconoJournal, Nicolás Gandini.
El ciclo Aguas Arriba propone recorrer la cadena de valor del sector energético, para poner el foco en los proveedores que sostienen el desarrollo de Vaca Muerta, en un momento en que el negocio empieza a marcar el terreno para los próximos años. En esta edición, ese lugar lo ocupó la arena, un insumo que no aparece en el debate público, pero es crítico para la operación: «El set de fractura no puede parar ni una hora, porque es la máquina crítica de todo el proceso, y las operadoras solo cuentan con stock de arena para dos o tres días», explicó Murphy. Eso vuelve especialmente sensible una logística que hoy conecta orígenes situados a más de 1.200 kilómetros de distancia de los pozos.
“Las cerca de 25.000 etapas de fractura de 2025, deberían crecer a 30 mil o 35 mil etapas entre 2026 y 2027. Eso supone más o menos entre 7 y 8 millones de toneladas de arena”, agregó Murphy.
Arena premium versus arena de cercanía
La industria distingue tres calidades de arena para fractura. La denominada tier 1 corresponde a la cuenca de Ibicuy, al sur de Entre Ríos. Es la de mayor calidad, con 99% de sílice —el mineral que le da dureza al grano y que resulta clave para que la arena resista la presión de la roca sin triturarse— y menos de 100 NTU de turbidez, la unidad que mide cuánto residuo queda en el agua tras el lavado y que indica qué tan limpio se encuentra el material. La tier 2 es la arena de río, que también se denominan de Entre Ríos, pero en realidad es extraída de la costa del Paraná —en la zona de Zárate y Campana—, que requiere un proceso de lavado adicional y un 94% de sílice. La tier 3 es la arena de cercanía, extraída de la cuenca de Río Negro, con una granulometría más gruesa, pero con menor costo de transporte.
De acuerdo a un diagnóstico sobre el consumo de arena de las distintas operadoras, el 75% proviene de Entre Ríos y el 25% restante de fuentes de cercanía. Sin embargo, Maluéndez señaló que ese porcentaje atribuido a Entre Ríos no es enteramente arena de cantera: «La mitad es de cantera y la otra de río, de menor calidad», indicó.
“Por una decisión estratégica, la arena de Tecpetrol viene 100% de Entre Ríos. Priorizamos el valor del pozo a largo plazo, que creemos que nos rinde más con una arena de buena calidad, que el ahorro inmediato de una arena de peor calidad», explicó Murphy. Vaca Muerta todavía no cuenta con estadísticas propias sobre el impacto de la calidad de arena en la productividad, pero la experiencia de Estados Unidos —donde los pozos fracturados con arena de menor calidad muestran rendimientos por debajo del resto— respalda esa decisión.
“Por una decisión estratégica, la arena de Tecpetrol viene 100% de Entre Ríos», aseguró Guillermo Murphy.
El cuello de botella logístico
El viaje de un camión cargado de arena entre Entre Ríos y Neuquén debería demandar 48 horas, pero hoy tarda entre 70 y 75 horas, un 60% más de lo esperado. “Hay un montón de factores que ralentizan el transporte; problemas en algunas canteras de carga y descarga o el clima», explicó Firpo. A esas demoras se suma el hecho de que cada operadora exige condiciones específicas de carga, descarga y tipo de camión, que convierte a las empresas de transporte en proveedores altamente especializados.
Hoy hay entre 4.000 y 4.300 camiones asignados al transporte de arena entre Entre Ríos y Neuquén, que realizan en promedio seis viajes por mes. Para cubrir el crecimiento proyectado de la demanda, la industria debería sumar entre 1.000 y 1.500 camiones hacia 2028, un 30% más de la flota actual.
“Hay un montón de factores que ralentizan el transporte; problemas en algunas canteras de carga y descarga o el clima», explicó Firpo.
Frente a la falta de una solución de infraestructura a gran escala, la industria adoptó dos cambios operativos para aliviar la presión sobre el transporte. El primero es la migración hacia la monomalla. Tradicionalmente, la arena se tamiza en cortes de malla estrechos y específicos —por ejemplo, 30/70 o 40/70— lo que exige un proceso de selección más fino. La monomalla reemplaza esos cortes por un rango de malla único y más amplio, como 30/140, que acepta granos de tamaños más variados. Eso resulta clave para la arena de cercanía, naturalmente más gruesa que la de Entre Ríos.
El segundo es el traslado de arena húmeda a granel. En el esquema tradicional, la arena se lava, se seca y se empaca para su transporte. El nuevo sistema elimina el secado y el empaque: la arena se traslada húmeda y a granel, y en el pozo un equipo especial la descarga directamente hacia el set de fractura, sin necesidad de manipular cajas. Cristamine ya incorporó esta tecnología. «Trajimos de Estados Unidos la distribución de un equipo de última tecnología para abastecer arena húmeda en el pozo. Hoy hay en la cuenca dos equipos trabajando», dijo Maluéndez. El método resulta menos conveniente, sin embargo, cuando la arena debe recorrer distancias largas, como ocurre con la de Entre Ríos, porque implica transportar también el agua que contiene, lo que encarece el flete.
«Trajimos de Estados Unidos la distribución de un equipo de última tecnología para abastecer arena húmeda en el pozo», aseguró Gustavo Maluéndez.
Una de las alternativas que surgió durante la charla fue la construcción de un tren dedicado para transportar arena desde Entre Ríos. Sin embargo, los tiempos de ejecución la dejan fuera de las soluciones inmediatas: aunque el proyecto arrancara hoy, no estaría operativo antes de 2029 o 2030, mientras que el pico de demanda de arena se espera para 2028. También se mencionó la opción de un esquema multimodal —combinar barco y tren, o barco y camiones—, ambos con la misma limitación: cada trasvase de la arena entre distintos medios de transporte suma costos y genera pérdidas de material.
Otra de las ideas de la industria para aprovechar mejor la flota es la integración con la logística del agro. «Creo que Diamante es una oportunidad, por la cercanía de Rosario. Para tener dimensiones, Rosario recibe 50 millones de toneladas de soja, abastecida por miles de puntos del país», planteó Firpo. La propuesta es que los mismos camiones que llevan arena a Vaca Muerta regresen cargados con cereales, en lugar de volver vacíos, lo que permitiría repartir el costo del combustible entre dos cargas y mejorar la eficiencia general del sistema.
GNC y contratos largos: cómo bajar el costo del transporte
El combustible representa cerca del 30% del costo del transporte de arena, uno de los componentes más caros de todo el esquema logístico. El diésel que consumen hoy los camiones es importado, mientras que el gas natural comprimido (GNC) se produce de forma local, lo que abarataría sustancialmente el costo por litro.
El directivo de Tecpetrol se entusiasma con el desarrollo de gas como combustible. Entre las alternativas de gas, el GNC aparece como la opción más conveniente para el corredor Entre Ríos-Neuquén, porque no requiere licuar el gas —un paso adicional que sí exige el GNL— y su autonomía de 600 a 700 kilómetros es suficiente para cubrir el trayecto con una o dos paradas.
En la práctica, vuelve a aparecer como obstáculo la infraestructura —hoy no existen suficientes estaciones de carga rápida a lo largo de la ruta, y sería necesario desarrollar un corredor con varias estaciones para que los camiones puedan cargar sin demoras—, y el financiamiento.
“Todavía no lo vemos 100% viable», explica Firpo. Las condiciones actuales para comprar un camión cuyo repago recién se logra a seis años, son en pesos, a tasas más altas que las que consigue, por ejemplo, un productor agropecuario. Contar con contratos de transporte a varios años y en dólares permitiría bajar sustancialmente esa tasa de financiamiento, y estabilizar el costo de la flota en el largo plazo, según Firpo. Ese punto conecta con un reclamo compartido por los proveedores de arena: hoy los contratos suelen renovarse año a año, lo que dificulta planificar inversiones de mediano plazo. Contratos más largos, de cuatro o cinco años, darían a estas empresas la seguridad necesaria para invertir con otra perspectiva.
Bio4, una empresa agroindustrial con casi 30 socios, anunció este jueves que invertirá US$ 70 millones en tres años para ampliar su capacidad de producción de bioetanol de la planta que tiene en Río Cuarto, en la provincia de Córdoba. Además, informó que acaba de finalizar otra ampliación que incrementó en un 25% su capacidad productiva.
El objetivo del nuevo plan de inversión de Bio4 es poder pasar de 500 a 900 metros cúbicos diarios de producción de bioetanol elaborado a base de maíz, que luego las refinadoras lo mezclan con las naftas. Una vez finalizada las obras, la planta, inaugurada en 2012, demandará cerca de 800.000 toneladas de maíz por año. Se trata de una escala relevante para el sector desde el punto de vista industrial y agregado de valor en origen.
EconoJournal entrevistó a Tomás Beamonte, CEO de Bio4, que dio detalles sobre el plan de ampliación de la producción de la empresa y analizó el impacto que tendrá en la industria la nueva Ley de Biocombustibles que tiene media sanción en el Congreso.
“Nos hubiese gustado un porcentaje mayor, pero valoramos mucho el 15% de corte de bioetanol que propone el proyecto de ley de Biocombustibles y la posibilidad de incorporar autos flex (permiten mayor mezcla de combustibles con etanol) que propone el proyecto” señaló Beamonte.
Respecto al esquema de precios para los biocombustibles que propone el proyecto de ley, añadió que “más allá del mecanismo que se va a desarrollar, los precios no deberían cambiar. Pero lo vamos a ver en la práctica”.
El objetivo del nuevo plan de inversión de Bio4 es pasar de 500 a 900 metros cúbicos diarios de producción de bioetanol.
–¿Qué significa para Bio4 el nuevo plan de inversión?
Esta expansión de la capacidad de producción de Bio4 es la más importante de nuestra historia. Creemos que la ampliación estará operativa a mediados de 2028. En la actualidad estamos con una producción de 500 metros cúbicos por día, por eso vamos a casi duplicar la producción con el nuevo proyecto.
–La inversión la anunciaron mientras se está debatiendo la nueva ley para los biocombustibles.
La inversión responde a una demanda de bioetanol que proyectamos para el mercado de biocombustibles argentino que va a tener un hecho relevante que es el avance del corte de bioetanol al 15%, que viene llevándose adelante vía un decreto de la Secretaría de Energía de marzo de este año, pero que va a quedar marcado por la nueva ley de biocombustibles que en este momento está en el Senado. Este porcentaje de corte impacta en el sector con un 25% más de demanda de toda la industria. Desde Bio4 apuntamos a acompañar esta demanda con el crecimiento de la oferta de bioetanol. Es importante marcar que la nueva ley habilitará a los autos flex, que requerirá un proceso más lento, pero que va a abrir la posibilidad a un mayor de uso de bioetanol. Lo tomamos como una clara señal para el mercado.
–¿Qué características tiene la planta de Río Cuarto que van a ampliar?
Es una planta de etanol a partir de maíz. Nosotros somos una biorefinería donde no solo hacemos bioetanol, sino que trabajamos con co-productos como el aceite técnico de maíz, burlanda, que es proteína vegetal, biogás, energía renovable y biofertilizantes. Son productos que están asociados a nuestra biorefinería.
–¿Cómo cree que impactará la Ley de Biocombustibles puntualmente en el sector de bioetanol?
Nos hubiese gustado un porcentaje mayor, pero valoramos mucho el 15% de corte de bioetanol que propone el proyecto de ley de Biocombustibles y la posibilidad de incorporar autos flex. Apoyamos la ley. Si bien todavía falta que se apruebe en el Congreso, la mirada de nuestra compañía es que la ley habilita a un mayor uso de bioetanol. Creemos que es importante la señal de largo plazo que propone. Alienta la inversión.
–El monto de la inversión que anunciaron no alcanza para el mínimo que exige el RIGI. ¿Cree que hace falta algún esquema para sectores productivos como los bios, que tienen otra dimensión para aplicar en el RIGI?
El RIGI está teniendo mucho éxito traccionando inversiones de importancia. En nuestro sector un esquema así generaría lo mismo. Obviamente tiene que haber un mercado que acompañe, porque si no, por más esquema promocional que haya no se podría avanzar en inversiones nuevas. Es decir, sin demanda en el mercado no va a haber más inversiones. Por eso es muy importante el corte al 15%. Brasil tiene un corte más grande (en etanol acaba de pasar al 32% de mezcla con naftas) y tiene habilitado los motores flex, que implica un porcentaje de mezcla virtuoso porque hay un aliento a desarrollar la industria y la competitividad porque, en mercados como el brasileño, los clientes lo eligen cuando les parece económicamente viable.
–Con la nueva Ley de Biocombustibles la Secretaría de Energía no fijará los precios de los biocombustibles como hasta ahora ya que se va a establecer un esquema basado en la paridad de importación. ¿Qué impacto observa en el corto plazo en el sector?
El nuevo marco regulatorio dejaría al mercado la regulación del precio entre oferta y demanda, sin la participación de la Secretaría de Energía. Hemos tenido momentos con complicaciones y falta de actualización de los precios, que generaban una falta de previsibilidad a largo plazo. En el caso del precio del bioetanol no debería haber un cambio significativo. Más allá del mecanismo que se va a desarrollar, los precios no deberían cambiar. Pero lo vamos a ver en la práctica. Lo mismo ocurrirá con los cupos, que no van a correr más como ocurre hasta ahora. Es decir, cada productor va a abastecer al mercado según lo que pueda producir.
–¿Qué visión tiene sobre el futuro del bioetanol en la Argentina?
Veo al bioetanol como un vector que va a tenar cada vez más relevancia en la transición energética por su escalabilidad, competitividad y seguridad de abastecimiento porque se hace con materia prima local. El etanol complementa al combustible y con el aumento del corte vemos un potencial muy grande para esta industria.
Una vez finalizada la obra de ampliación, la planta de Río Cuarto procesará cerca de 800.000 toneladas de maíz por año.
La invención fue desarrollada por Adolfo Rutgerson Fackelmann, contador público y aficionado a los autos.
El 14 de noviembre pasado, Adolfo Rutgerson Fackelmann se subió a una camioneta Ford Ranger para conducir un viaje que uniría Córdoba, su ciudad natal, con Río de Janeiro. ¿Cuál era su meta? Demostrar y terminar de validar en ese vehículo un sistema de su invención por medio del cual un motor diésel, sin modificaciones en su estructura, puede funcionar mayoritariamente con GNC y solo una mínima cantidad del combustible original para la función de encendido. Como resultado, logró documentar que en ese trayecto de 3.100 km el coche consumió 264 metros cúbicos de gas natural vehicular y 28,25 litros de diésel.
Ese fue el primer destino de un trabajo iniciado 20 años atrás, cuando Rutgerson Fackelmann, contador público y aficionado a los autos, comenzó a profundizar en los aspectos técnicos de los motores junto con un cliente que le acercó un proyecto de desarrollo de tecnología.
Con el paso del tiempo y la evolución de la gestión electrónica en la mecánica automotriz, creó una metodología que –asegura- permite que un motor diésel funcione con gas natural y alcance una alta sustitución del combustible tradicional (que es más costoso), sin perder rendimiento.
El destino siguiente será introducir su invención en el mercado. “Con la implementación de nuestro sistema, las flotas de vehículos diésel podrían utilizar gas en una altísima proporción, superior al 90%, y así reducir notablemente los costos operativos en cuanto a combustible. La inversión inicial sería razonable ya que no deben realizar modificaciones en el motor. Solo deben incorporar el equipamiento convencional de GNC. Además, conservan la posibilidad de seguir empleando diésel si lo necesitan”, afirma el contador.
Y agrega que está conversando con una firma de Brasil para comercializar su sistema mediante un joint venture. A nivel local, mantiene contactos con una petrolera para realizar pruebas en su parque de camionetas Toyota Hilux, y en breve hará lo propio en el ómnibus de una empresa de transporte público de Córdoba.
Gasoleros: reducir el consumo sin cambios
El reto que se propuso Rutgerson Fackelmann no es menor. “El motor diésel es más fuerte y tiene mejor rendimiento en el uso del combustible –explica-. En los motores nafteros, por ejemplo, se ha utilizado desde hace varios años la conversión a GNC o, incluso, a gas licuado de petróleo. Es un tema complejo; en motores diésel se han usado sistemas duales, que emplean diésel y gas, pero nunca han logrado sustituir más del 40% o 50%, en promedio, de diésel por gas. En cambio, con esta tecnología he logrado un reemplazo superior al 90%”.
“En breve la vamos a probar en un ómnibus urbano, que sería la situación más extrema debido al tipo de operación de un vehículo de pasajeros, que arranca, frena y acelera varias veces por el tránsito y la congestión típica de una ciudad. En este caso, voy a lograr reemplazar más del 85% del diésel por gas en promedio”, anticipa.
La metodología que desarrolló el inventor cordobés no implica realizar intervenciones ni cambios en el motor del coche. “Requiere instalar un equipo de GNC convencional homologado, de quinta generación, con sus cañerías, cilindros y regulador, ya que se debe inyectar gas en el conducto de admisión. Solo cambia la gestión electrónica porque es preciso comunicarse con la unidad de control del motor (ECU, por su sigla en inglés) original del vehículo para administrar que se inyecte el mínimo de diésel para efectuar el encendido y que luego se vaya inyectando el gas como sustitución. Solo usamos un 10% o 15%, como máximo, de diésel”.
La aplicación de esta tecnología en cada modelo de auto –prosigue- requiere efectuar un “mapeo” con una computadora que se conecta por Bluetooth para introducir los parámetros a ese motor. “La innovación consiste en poder interconectarnos con la electrónica del vehículo, junto con un sistema que administra el funcionamiento bajo esta modalidad que permite reemplazar el uso de diésel por gas.”
Los primeros ensayos de rendimiento se realizaron, inicialmente, en el motor de un Renault Clío con profesionales del Departamento de Mecánica de la Universidad Tecnológica Nacional. Más cerca en el tiempo, los testeos se efectuaron en el banco de pruebas del Laboratorio de Máquinas de la Universidad Nacional de Córdoba en un motor de ómnibus urbano Mercedes Benz OM924LA. Según Rutgerson Fackelmann, “también llevamos adelante ensayos con gas licuado de petróleo, pero propano puro, y funcionó muy bien”.
El motor del negocio
Concluida la etapa de testeo en laboratorio y documentado el uso de combustible durante el trayecto de Córdoba a Río de Janeiro –que se denominó “Desafío Diésel Gas”-, el próximo paso es la comercialización. El objetivo es que las flotas diésel de camionetas y transporte de carga y de pasajeros se reconviertan a GNC y operen con el sistema que propone el contador. “En breve comenzaremos a probar y validar la aplicación, inicialmente sin pasajeros, en un colectivo Mercedes Benz de una empresa de transporte público de Córdoba. La electrónica ya está instalada en el vehículo”, señala.
En cuanto a la funcionalidad, de acuerdo con Rutgerson Fackelmann, el uso de GNC no afecta la autonomía de los vehículos. “Para un ómnibus urbano que recorre 300 km por día, la autonomía se resuelve colocando la cantidad de tanques de combustible de gas adecuados para esa distancia. Si cada cilindro de 120 litros tiene 30 metros cúbicos de gas, con la colocación de cuatro tanques de esa capacidad sería suficiente para ese trayecto”, explica.
“En el caso de los camiones de carga se trata de lograr autonomía agregando cilindros, con ciertas limitaciones; pero si se acaba el gas, con nuestra tecnología es posible que siga funcionando con diésel hasta que el vehículo llegue a repostar –argumenta-. Esto es una enorme ventaja, porque un vehículo dedicado a gas se puede usar única y exclusivamente donde pueda abastecerse de ese combustible.”
La llegada al mercado sería a través de talleres o de operadores PEC (productor de equipo completo), que fabrican y venden los componentes de GNC. Según el contador, la instalación de un equipo de GNC en un camión demanda entre US$ 12.000 o US$ 15.000. Y aunque depende de las características de cada flota, estima que ese monto es algo menor para el caso de buses urbanos. “Con el ahorro de combustible que se produce con el GNC, la inversión se amortiza en pocos meses”, considera.
Para reducir los costos de adopción y favorecer la incorporación de su tecnología, baraja proponer un modelo de abono mensual, como un servicio, cuyo valor sería un porcentaje mínimo del ahorro en combustible. “Tenemos previsto instalar en nuestra ECU un chip de celular donde será posible trackear el motor por la red de telefonía móvil. Por ejemplo, si un vehículo ahorra $2 millones, nos pagaría $200.000, más allá del costo de los componentes que tiene que instalar”, explica.
También apuesta al mercado brasileño. “Allí hay una cantidad de vehículos a gas natural similar, en proporción, a la de Argentina, sobre todo en las principales ciudades de la costa, desde Porto Alegre hasta el norte”, afirma Rutgerson Fackelmann. Y añade: “Estoy avanzando para establecer una alianza con una firma que tiene una red comercial y ha vendido más de tres millones de equipos de quinta generación para autos. Operan también en Perú, Colombia y México, y fabrican los componentes en China. Tienen su sistema de conversión de diésel a GNC pero no han logrado nuestros resultados de sustitución. Por eso están interesados.”
El parque de PCR en Tornquist alcanzó los 276,6 MW, es considerado el complejo eólico más grande de Buenos Aires y genera energía para abastecer a más de 340.000 hogares.
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.
La nueva etapa del proyecto obtuvo la habilitación comercial de CAMMESA para operar en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), por lo que los nuevos aerogeneradores ya se encuentran inyectando energía al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), incrementando la capacidad de generación renovable del complejo.
Con esta ampliación, el Parque Eólico Mataco–San Jorge genera energía renovable suficiente para abastecer el consumo de más de 340.000 hogares y evita la emisión de 522.000 toneladas de CO₂ por año.
Actualmente, PCR opera 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. A través de su plan de inversiones, PCR continúa impulsando proyectos vinculados al upstream de petróleo convencional, las energías renovables y la producción de cemento.
Rolando Figueroa y el titular de ATE, Carlos Quintriqueo, durante un acto en mayo de 2026.
La provincia de Neuquén fijará el salario mínimo de los trabajadores estatales en 1,5 millones de pesos cuando concluya la paritaria del segundo semestre con los sindicatos del sector público. El gobierno de Rolando Figueroa finalmente mejoró la propuesta que había llevado el martes a la mesa de negociación y aceptó volcar mayores recursos para recomponer los sueldos de unos 35.000 agentes.
La oferta será debatida desde mañana en asambleas, pero ATE dejó ver su conformidad al sugerir hoy que, a diferencia de la anterior, «es muy considerable».
La provincia tiene alrededor de 70.000 trabajadores estatales, pero esta paritaria alcanza aproximadamente a la mitad, ya que los docentes ya habían firmado un acuerdo por todo el 2027. Eso no descarta que ahora busquen mejorar sus condiciones a partir de lo obtenido por el resto de los sindicatos. «Esto va a tener que derramar para los que firmaron por un año», había anticipado el líder de ATE, Carlos Quintriqueo.
La negociación rápidamente levantó críticas de La Libertad Avanza, en concreto del senador Pablo Cervi, quien reclamó que la provincia dé una discusión «de fondo sobre el destino de los recursos extraordinarios que genera Vaca Muerta» y advirtió que el debate sobre el Estado no puede girar únicamente en torno a las negociaciones salariales del sector público.
Cuestionó que la planta de empleados «ha crecido significativamente en los últimos años» y que «la discusión no puede limitarse a cuánto cuesta sostener esa estructura o cuánto deben aumentar los salarios». «La verdadera pregunta es otra: ¿los neuquinos reciben mejores servicios? ¿El Estado funciona mejor?», apuntó.
Los términos del acuerdo salarial
El gobierno puso al frente de la negociación con los sindicatos estatales al ministro de Gobierno, Jorge Tobares, el funcionario con perfil más dialoguista del gabinete, junto a la secretaria de Hacienda, Carola Pogliano, una de las funcionarias más valoradas por Rolando Figueroa y la llave para destrabar buena parte de los conflictos que surgen en la administración pública.
En concreto, el gobierno acordó elevar el piso salarial para todos los empleados públicos a 1.560.000 pesos de bolsillo para equipararlo a la canasta básica que, según la última medición de Indec, se estimó en 1.531.473 pesos. Para ATE la medida «representa un paso significativo» hacia el objetivo de eliminar los salarios que estén por debajo de la medición del costo de vida.
Actualmente, la provincia tiene haberes iniciales que rondan los 1,2 millones de pesos en la mayoría de los escalafones.
Por otro lado, el acuerdo propuesto por la gestión de Figueroa extiende el esquema de actualizaciones trimestrales atadas al Índice de Precios al Consumidor (IPC) hasta junio del 2027, lo que le daría aire para llegar sin conflicto a las elecciones del año que viene, si es que se realizan en el primer semestre.
A esto se sumará, además, una recomposición del 4% a los salarios básicos a partir de noviembre de 2026 y un 3% adicional desde enero de 2027.
Por último, el acuerdo contempla el pago de dos bonos extraordinarios: uno de 410.000 pesos a cobrarse durante octubre de 2026 y otro de 480.000, a cobrarse en la segunda quincena de enero de 2027.
«Este es un acuerdo que busca recuperar salario frente a los incrementos de tarifas y alquileres, sin descuidar el aspecto inflacionario que miden los organismos», afirmó Quintriqueo, quien destacó que los porcentajes extra del 4% y 3% que incluye la oferta implican «adelantar casi un trimestre por los valores que viene dando el IPC hasta ahora». «No lo vemos mal», sostuvo.
El gremio llamó a realizar asambleas este viernes a la mañana para votar la aceptación de la propuesta, con la expectativa de que, si se aprueba, se firme el acta con el gobierno el lunes.
El costo de alquileres y servicios en Neuquén
El acuerdo apunta a recomponer los sueldos de los trabajadores estatales de Neuquén frente al alza de productos y servicios, muchos de ellos asociados al costo de vida que imprime la actividad en Vaca Muerta.
Desde ATE habían reclamado al gobierno de Rolando Figueroa que vuelque parte de las regalías extraordinarias que ingresaron a la provincia por efecto de la guerra en Medio Oriente a financiar las subas.
La dirección de Estadística y Censos de Neuquén midió para junio una inflación mensual del 2,2%, apenas superior a la que relevó Indec, aunque hubo sectores que duplicaron el porcentaje.
Fue el caso de los alquileres, que experimentaron un alza del 4%, mismo número que los servicios de electricidad y gas. Los primeros, que explican el encarecimiento del acceso a la vivienda en la capital neuquina, acumulan un aumento del 25,8% en el año, mientras que las tarifas se incrementaron un 39,4% en el período.
La suba de los combustibles, que en el mes se ubicó en un 1,5%, por debajo del nivel general, acumula de enero a junio una variación del 22,1%.
La importación aparece como una de las principales preocupaciones del sector de la fundición.
La actividad de la fundición es poco conocida fuera del ámbito industrial, pero fundamental para el desarrollo de sectores como el petróleo, el gas, la minería, la generación eléctrica, la industria naval, automotriz y ferroviaria, entre otras. La fundición es el punto de partida de la mayoría de los componentes metálicos que luego se transforman en válvulas, bombas, molinos, turbinas o maquinaria pesada. Pese a ello, esta industria hoy atraviesa su peor momento en años.
«En todo lo que ves hay fundición. Después viene el mecanizado, la ingeniería y el ensamblado, pero el cuerpo de ese producto nace en una fundición», explicó a EconojournalMartín Bernocco, gerente de la Cámara de Industriales Fundidores de la República Argentina (CIFRA).
Las fundiciones reciben chatarra clasificada, la funden en hornos que superan los 1.600 °C y obtienen piezas semielaboradas que luego otras industrias convierten en productos finales. El proceso parece simple pero detrás hay empleo capacitado y años de trayectoria e industria que destacan a la Argentina por sobre otros países de la región.
Así lo demuestra Alejo Bendersky, director de la empresa de soluciones metalúrgicas y fundiciones de acero Enerbom, consultado por Econojournal. “Si Vaca Muerta estuviera en Chile, Perú, Uruguay o en Bolivia, no se podría desarrollar con proveedores locales. Lo que vuelve significativa la formación no es solamente la piedra sino la cadena de valor que hay detrás y que ya está desarrollada en el país”, afirmó.
Un termómetro de la economía que comienza a fallar
La CIFRA utiliza un indicador propio para medir el grado de industrialización de un país: el llamado PBI fundidor, que calcula la cantidad de kilos fundidos por habitante.
«En 1980 Argentina producía alrededor de 12 kilos fundidos por habitante, prácticamente la media mundial. Hoy ese valor ronda apenas 1,5 kilos, a contracara de países desarrollados como EE.UU, Alemania, Japón, Francia o China», señala Bernocco. Para el directivo, esa evolución refleja el proceso de desindustrialización atravesado por el país durante las últimas décadas.
Actualmente existen unas 270 fundiciones en todo el país -frente a las cerca de 300 que existían pocos años atrás-, la mayoría pequeñas y medianas empresas. El sector genera alrededor de 5.000 puestos de trabajo directos y 40.000 indirectos, en caída desde los últimos años.
El último Boletín de Actividad Metalúrgica de ADIMRA identifica a la fundición comoel rubro con peor desempeño interanual (-8,9%), mientras que datos de la CIFRA revelan que las empresas operan con una capacidad ociosa superior al 50% y con elevada retracción del empleo (42,3% de las empresas con disminución de la nómina, según su último relevamiento de junio).
Bernocco asegura que históricamente la fundición fue uno de los primeros sectores en anticipar los ciclos económicos. «Cuando a la fundición le iba bien, seis meses después la economía despegaba; cuando le empezaba a ir mal, seis meses más tarde aparecían los titulares sobre la caída de la actividad», explica. Sin embargo, sostiene que esa lógica hoy parece haberse alterado. «Los récords de la actividad en petróleo, gas y minería conviven con los datos de caída de la actividad metalúrgica», advierte.
Una cadena que se debilita desde los cimientos
Para Bernocco, la importación aparece como una de las principales preocupaciones del sector, ya que sus propios clientes desaparecen como resultado de la compra de productos terminados.
Desde Enerbom sostienen que la caída de la actividad responde a una combinación de factores. Además del sobrestock generado en años anteriores, la salida de operadoras de áreas maduras y la menor circulación de dinero en la economía, la apertura comercial hacia los grandes proyectos energéticos y mineros generó una competencia que consideran desigual. “Nosotros no competimos contra empresas chinas o indias sino contra gobiernos que sí promueven una política industrial para poder exportar sus bienes y servicios”, explica.
A ese escenario se suma la elevada carga tributaria en los tres niveles de gobierno (municipal, provincial y nacional) y los costos logísticos, que -según sostiene- reducen la competitividad de los fabricantes locales frente a proveedores del exterior.
Para el empresario, el debate excede el reemplazo de una pieza por otra y remite al modelo de desarrollo industrial: “Cuando vos agregás valor a la materia prima desarrollás una cadena productiva, con gente, impuestos y desarrollo de comunidades. Si importas un bien terminado, este se compra y se vende. Esa cadena es muy corta”.
Además, para Bendersky, el debate sobre la importación de componentes no se limita a una cuestión de costos. En el caso de las válvulas industriales, la trazabilidad y los controles de calidad son determinantes porque se trata de elementos críticos para la seguridad de una instalación, informa.
«Una válvula representa menos del 0,1% del costo total de un proyecto, pero puede generar un accidente ambiental o laboral«, afirma. Según explica, cuando esos productos llegan importados resulta mucho más difícil verificar procesos, certificaciones y controles equivalentes a los que exige la fabricación local.
Además, señala un aspecto operativo que suele quedar fuera del análisis económico.
«Nadie puede desarrollar un proyecto como Vaca Muerta dependiendo de proveedores que están a 12 horas de diferencia horaria y más de 120 días de respuesta. Mañana vas a tener un problema y no lo vas a poder solucionar. Es como si las ambulancias de Capital Federal estuvieran en La Pampa», sostiene.
Aguantar a futuro
Pese al escenario actual, tanto la Cámara como la empresa mantienen expectativas sobre el potencial de Vaca Muerta y los futuros proyectos mineros, aunque el derrame aún no parecería haber llegado. «Hoy, si le pregunto a los socios de la Cámara si tienen órdenes de compra vinculadas con Vaca Muerta, la respuesta es que todavía no», sostiene Bernocco.
En Enerbom comparten esa mirada. Tras más de medio siglo en la actividad, la empresa debió reducir personal y aplicar suspensiones para sostenerse frente a la caída de la demanda. Aun así, Bendersky asegura que la expectativa de un mayor desarrollo industrial es lo que “les da fuerza para continuar pese a no notar un compromiso por parte de las operadoras en desarrollar la cadena de valor”.
Para el empresario, el desafío no pasa por otorgar ventajas a un sector en particular, sino por generar condiciones que permitan que el crecimiento de industrias como el petróleo, el gas o la minería también se traduzca en más actividad para quienes integran la cadena de valor desde su primer eslabón. «No pedimos condiciones que nos favorezcan. Lo que queremos es una mirada desarrollista que permita potenciar las ventajas que ya tiene la Argentina», concluye.
El Gobierno nacional formalizó este jueves la incorporación del proyecto minero Vicuña al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) bajo la categoría de Proyecto de Exportación Estratégica de Largo Plazo (PEELP). La aprobación establece un compromiso de inversión de US$ 9.700 millones hasta 2031 para el complejo controlado por la alianza entre BHP y Lundin Mining en la provincia de San Juan, dentro de un potencial global estimado en USD 18.000 millones.
La decisión dada a conocer por la resolución 1154 del Ministerio de Economía, se produjo inmediatamente después del respaldo regulatorio otorgado por el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE), a la disputa por el acceso a la disponibilidad de capacidad eléctrica. Ese aval le permite a Vicuña avanzar con una serie de obras de ampliación del sistema de transporte eléctrico y le asegura la disponibilidad del 90% de la capacidad incremental para abastecer el proyecto.
En su resolución, el Palacio de Hacienda -anticipada por el ministro de Economía, Luis Caputo, a mediados de junio en sus redes sociales- concedió al proyecto los beneficios tributarios, aduaneros y cambiarios previstos para proyectos estratégicos de exportación. El encuadramiento bajo la figura de PEELP garantiza estabilidad fiscal y normativa por 30 años, junto con la exención de derechos de exportación y la libre disponibilidad progresiva de divisas por exportaciones.
A cambio, la compañía fijó un plan de desembolsos global de US$ 9.737 millones. El cronograma oficial se divide en un primer tramo hasta fines de 2026 por US$1.128 millones y una segunda etapa entre 2027 y 2031 por US$ 7.895 millones. Además, la empresa asumió el compromiso de ejecutar US$ 2.000 millones durante los primeros dos años para cumplir con el piso legal del 20%, destinar al menos ese mismo porcentaje mínimo a la contratación de la cadena de proveedores locales y sostener un esquema de generación de 31.700 empleos directos e indirectos.
El mayor proyecto de cobre de la Argentina
El Distrito Vicuña surge de la integración de los depósitos Josemaría y Filo del Sol, situados en la cordillera sanjuanina en el límite con Chile. De acuerdo con los resultados de la Evaluación Económica Preliminar (PEA) presentados en febrero de 2026, su desarrollo prevé tres etapas operativas. La primera estará focalizada en el yacimiento Josemaría, cuyos estudios técnicos estimaban un piso operativo inicial de US$ 7.100 millones, la segunda abordará los óxidos de Filo del Sol, mientras que la tercera contemplará el procesamiento de los recursos sulfurados y la infraestructura pesada asociada.
El proyecto Vicuña se encuentra a pocos kilómetros de la frontera con Chile, y prevé una primera etapa de desarrollo del yacimiento Josemaría, que tiene los estudios previos más avanzados.
Las estimaciones técnicas contenidas en la PEA ubican a Vicuña entre los activos de cobre de escala global más relevantes en la Argentina. Durante sus primeros 25 años de operación continua, el complejo mantiene una capacidad teórica de producción promedio anual de 395.000 toneladas de cobre, 711.000 onzas de oro y 22,2 millones de onzas de plata. El estudio establece una vida útil inicial superior a los 70 años, lo que permitió su encuadramiento en el estándar de exportación de largo plazo.
En el terreno, la compañía aceleró los trabajos preparatorios para la primera etapa de construcción. En los últimos meses se registró el ingreso de una flota propia de camiones fuera de ruta de 40 toneladas, destinados al movimiento inicial de suelos y al acondicionamiento de las plataformas donde se erigirá la planta concentradora. También avanzó con la adjudicación a la empresa PowerChina de la construcción de parte del campamento minero mediante la importación de módulos habitacionales.
En materia de recursos humanos, el proyecto ocupa actualmente a 2.743 trabajadores a escala global, de los cuales 2.580 desempeñan sus labores en la Argentina. De ese total radicado en el país, 617 corresponden a personal de nómina directa de la empresa y 1.963 operan a través de firmas contratistas. El 91,9% de la plantilla global es de nacionalidad argentina y más del 81% son de San Juan.
La compañía detalló recientemente que el entramado productivo en torno a la fase de exploración y desarrollo involucra a 245 empresas proveedoras activas, divididas en 45 contratistas de bienes y 200 de servicios especializados. La provincia de San Juan concentra el 61,2% de esa cadena de valor con 150 firmas locales, mientras que un 35,1% corresponde a proveedores ubicados en otras provincias y un 3,7% a firmas internacionales de suministros tecnológicos específicos.
Puma Energy abastecerá a la red de concesionarios y servicios oficiales de BAIC en el país con productos destinados al mantenimiento de los vehículos de la marca
BAIC Argentina y Puma Energy anunciaron la firma de una alianza estratégica mediante la cual la empresa energética se convierte en la marca recomendada de combustibles, lubricantes y refrigerantes para toda la gama de vehículos BAIC y ARCFOX comercializados en el mercado argentino.
Como parte del convenio, Puma Energy abastecerá a la red de concesionarios y servicios oficiales de BAIC en el país con productos destinados al mantenimiento de los vehículos de la marca.
Según informaron las compañías, el acuerdo busca complementar la oferta de posventa de BAIC mediante el suministro de productos desarrollados para responder a los requerimientos técnicos de sus modelos.
La alianza
La alianza también alcanza a ARCFOX, la marca de vehículos eléctricos del grupo BAIC. En este segmento, Puma Energy será la marca recomendada en lubricantes, refrigerantes y otros productos específicos para las necesidades de la movilidad eléctrica.
Lucas Smart, gerente de Marketing de Puma Energy para Argentina, señaló que el acuerdo «reafirma el compromiso asumido con nuestros clientes de acompañarlos con una línea de combustibles y lubricantes de excelente calidad para garantizarles la mejor experiencia».
Por su parte, Roberto Ruesch, gerente de Posventa de BAIC Argentina, sostuvo que la incorporación de Puma Energy «representa un beneficio tanto para la red de servicios oficiales como para los clientes», al contar con productos recomendados que cumplen con los estándares definidos por la automotriz.
Con esta iniciativa, ambas empresas buscan fortalecer su presencia en el mercado local mediante una propuesta orientada al servicio posventa y al mantenimiento de los vehículos comercializados por BAIC en Argentina.
La resolución 185/2026 lleva la firma de María Tettamanti.
La Secretaría de Energía publicará en las próximas horas la resolución 185 que convoca a concurso abierto para la designación de un nuevo presidente del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (Enrege). El organismo que reemplazó a Enargas y ENRE comenzó a funcionar a comienzos de mayo luego de la designación de su directorio, pero cuando todavía no había cumplido ni un mes en su cargo, el entonces presidente Néstor Marcelo Lamboglia renunció en medio de una fuerte interna.
El ente está siendo conducido ahora por el vicepresidente Vicente Serra, junto a los vocales Marcelo Alejandro Nachon, Griselda Lambertini y Héctor Sergio Falzone.
En el gobierno especularon en las últimas semanas con la posibilidad de esperar un año hasta que se tuviera que renovar el puesto del tercer vocal, que hoy ocupa Falzone, y entonces convocar también al concurso para ocupar el cargo vacante de presidente, pero como las internas en el ente continúan se decidió avanzar cuanto antes con el proceso de selección.
La conducción del organismo no tiene una tarea sencilla por delante porque además de regular a las industrias de gas natural y electricidad tiene que consolidar la fusión del Enargas y el ENRE, lo que inevitablemente va a suponer el desplazamiento de personal, preferentemente a través de retiros voluntarios y jubilaciones anticipadas.
Cómo es el proceso de selección
La resolución que llama a concurso para la designación de un nuevo presidente, con la firma de la secretaria María Tettamanti, establece que debe publicarse un aviso con la convocatoria y dentro de los diez días hábiles posteriores conformar el comité de selección que deberá elegir una terna de candidatos.
Una vez realizada la selección, el comité elevará la terna a la Secretaría de Energía y será el Poder Ejecutivo quien elija al nuevo presidente dentro del abanico de opciones disponibles.
Antes de designarlo, el gobierno debe comunicar los fundamentos de su elección a una comisión bicameral del Congreso integrada por los presidentes y vicepresidentes de las comisiones que cada una de las cámaras determine en función de su incumbencia.
Dicha comisión bicameral debe emitir opinión dentro del plazo de 30 días corridos de recibidas las actuaciones, pero la norma aclara que, si no se conforma en un plazo de 10 días corridos desde que recibe la comunicación, el Ejecutivo debe enviarle los fundamentos de las designaciones a los presidentes de ambas Cámaras, Martín Menem de Diputados y Victoria Villarruel del Senado. Una vez transcurridos 30 días corridos desde el envío de esa comunicación, el Ejecutivo queda habilitado para el nombramiento del nuevo presidente del ente.
El proceso para designar al directorio anterior se inició el 13 de octubre del año pasado y concluyó con las designaciones firmadas por Javier Milei el pasado 4 de mayo, casi siete meses después. En esta ocasión, esperan acelerar un poco el proceso, pero lo más probable es que el nuevo presidente sea designado recién a fin de año.
Los Azules ya trabaja en una alternativa de suministro eléctrico y asegura que el cambio no altera la ingeniería ni los plazos del proyecto de producción de cátodos de cobre.
El proyecto de cobre Los Azules avanzará con una nueva estrategia en su planificación de infraestructura de provisión energética mediante la implementación de un esquema alternativo de abastecimiento, activado como respuesta a la reciente decisión del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (Enrege) que favoreció al proyecto Vicuña en la asignación de capacidad de transporte eléctrico. La decisión de McEwen Copper garantiza el suministro para la futura operación en la provincia de San Juan y superar la restricción planteada,
La resolución 330/26 del Enrege otorgó prioridad y condiciones favorables al proyecto Vicuña en lo relativo a la asignación de capacidad de transporte e infraestructura eléctrica en la región, modificando el escenario original de acceso a la red primaria para los emprendimientos mineros de la zona.
Frente al dictamen a favor de Vicuña, «Los Azules inició el análisis de los alcances legales y técnicos de la medida regulatoria como parte del seguimiento habitual de los procesos regulatorios vinculados a la iniciativa», aseguró la compañía en un comunicado. Sin paralizar sus actividades, la compañía optó por activar la alternativa de conexión previamente contemplada en sus planes de contingencia, resolviendo la restricción regulatoria sin comprometer el diseño de la mina.
«La decisión preserva íntegramente el diseño concebido para Los Azulesy no modifica las condiciones de contratación local, el trabajo conjunto con las comunidades, las oportunidades de crecimiento para la región y permite sostener de forma ininterrumpida el cronograma de ingeniería de detalle y las etapas previas a la construcción«, remarcó la empresa.
Alternativa de conexión eléctrica para Los Azules
Durante el desarrollo del reclamo ante el regulador, en McEwen Copper ya se analizaba una alternativa de contingencia frente al eventual desenlace desfavorable en el Enrege. Esta variante técnica contempla abandonar el trazado original de conexión a la línea nacional de 500 kV en territorio sanjuanino para abastecer a Los Azules desde la red eléctrica de la provincia de Mendoza.
El suministro eléctrico para el proyecto Los Azules se debera reorientar hacia el sur, y concretar una conexión al SADI desde la provincia de Mendoza, sumando una nueva vinculación a San Juan.
Para concretarlo, la compañía planea extender el corredor eléctrico desde la Estación Transformadora San Jorge, ubicada en suelo mendocino, hacia la zona de Calingasta, aprovechando el trazado diseñado en conjunto por PSJ y DistroCuyo. El cambio de ruta no altera la meta de sustentabilidad del yacimiento, ya que se mantiene el acuerdo con YPF Luz para asegurar un suministro 100% renovable.
«La alternativa de conexión no afectará el abastecimiento eléctrico de Calingasta. Por el contrario, permitirá fortalecer la infraestructura energética de la provincia de San Juan, aportando mayor capacidad, confiabilidad y mejores condiciones para acompañar la expansión de la actividad productiva y la llegada de nuevas inversiones en el largo plazo», aseguró McEwen Copper.
Los Azules es uno de los proyectos de cobre con adhesión aprobada al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) por un monto inicial de US$ 2.700 millones, con un Estudio de Factibilidad publicado y con un acuerdo de colaboración con la Corporación Financiera Internacional (IFC).
Su diseño contempla una operación abastecida con energía proveniente de fuentes 100% renovables, una reducción del 74% en el consumo de agua respecto de un proceso convencional de molienda, y hasta el momento es el único proyecto de escala mundial en el país que contempla producir cátodos de cobre directamente en el yacimiento.
YPF presentará el proyecto de la planta de separación de gas en la audiencia pública.
La secretaría de Ambiente de Neuquén realizará en septiembre una audiencia pública en Plaza Huincul para presentar el estudio de impacto ambiental de la mega planta de separación de gas naturalque forma parte del proyecto Argentina LNG para exportar GNL por puerto rionegrino. Se trata de un paso clave para YPF, que espera cerrar antes de fin de año la Decisión Final de Inversión (FID) con sus socias internacionales ENI y XRG para poner en marcha el desarrollo.
Para el gobierno de Rolando Figueroa, además, implicará poner a prueba el consenso social para este proyecto al que calificó como un nuevo «hito fundacional» para Vaca Muerta cuando se discutió la ley para establecer un esquema diferencial de regalías para el GNL.
La audiencia se realizará en la comarca petrolera, zona históricamente asociada a la explotación hidrocarburífera y que ahora podría recibir, por primera vez, el impacto de esta nueva oleada de inversiones que ampliará la frontera exportadora del gas.
LaPlanta Integrada de Tratamiento de Gas (IGTP) será la encargada de la recepción, separación y acondicionamiento del gas natural que se extraerá de los bloques Las Tacanas I y II, Meseta Buena Esperanza I y II y Aguada Villanueva, cuyas concesiones de explotación no convencional (Cench) aprobó el gobierno provincial en abril de este año.
Es la principal obra de infraestructura que traerá asociado el proyecto Argentina LNG para Neuquén, ya que la planta fraccionadora que extraerá los líquidos del gas de Vaca Muerta se construirá en las costas del Golfo San Matías, en Río Negro, donde también se ubicarán las terminales de licuefacción.
«Solo la construcción de la planta demandará 5.000 puestos de trabajo y comenzará el año que viene», afirmó esta semana Figueroa, quien destacó que la inversión rondará los 7.000 millones de dólares.
Cómo será la audiencia pública
Según se publicó este martes en el Boletín Oficial de Neuquén, la audiencia pública para la evaluación del estudio de impacto ambiental será presencial y se realizará el jueves 10 de septiembre a las 11.
El lugar elegido fue el hotel Antú Malal de Plaza Huincul, ubicado en la intersección de la Ruta Nacional 22 y la Ruta Provincial 17, cuyo salón principal tiene una capacidad para 250 personas.
El procedimiento no es vinculante: YPF será la encargada de presentar el proyecto y luego se abrirá una instancia en la que podrán participar funcionarios del gobierno provincial y los municipios involucrados, así como cualquier otro asistente que quiera manifestarse a favor o en contra de la iniciativa, con un tiempo máximo de 10 minutos.
YPF presentó el proyecto Argentina LNG en Cutral Co y Plaza Huincul.
La cartera de Ambiente abrió un registro para la inscripción como asistente de la audiencia y un registro obligatorio para la inscripción como expositor que cerrará dos días hábiles antes del acto.
Como parte del proceso de negociaciones previas a la audiencia, representantes de YPF iniciaron esta semana una serie de presentaciones con los municipios involucrados en el proyecto Argentina LNG.
El lunes estuvieron con el intendente de Cutral Co, Ramón Rioseco, y con el de Plaza Huincul, Claudio Larraza, para explicar el impacto que tendrá el desarrollo. Según difundieron ambos municipios, se planteó la importancia de impulsar acciones de capacitación para el futuro recurso humano que demandará la operación, así como de fortalecer la vinculación con proveedores y pymes locales. Este miércoles estaba previsto un encuentro similar en Senillosa, ciudad por cuyo ejido pasará un tramo del gasoducto dedicado.
Claudio Larraza: «El apoyo va a ser masivo»
«Sin dudas el apoyo existe. No encuentro razón alguna por la cual alguien no quiera que se haga semejante inversión para nuestra región y el derrame que puede producir. Creo que el apoyo en la audiencia va a ser masivo», indicó a EN/CLAVE el intendente de Plaza Huincul, Claudio Larraza.
Y destacó que la ciudad estuvo ligada a la explotación petrolera desde sus inicios, pero «sobre todas las cosas, a la insignia YPF». «Acá está el Pozo Uno, acá nació todo y, quizás, sin ese Pozo Uno no existiría todo el resto», analizó.
«Es un poco volver a aquella época, pero en otro contexto», sostuvo Larraza, quien igualmente pidió cautela porque «si bien va a ser una realidad, todavía estamos hablando de un proyecto; la construcción no va a empezar mañana».
«Somos unos bendecidos, ni más ni menos, de que este, que es el proyecto más grande de la Argentina, nos roce como comarca. Veo una ventana de oportunidades inmensas que la tenemos que trabajar mucho y ponernos competitivos», afirmó.
Dijo que el municipio está trabajando en brindar herramientas de educación y capacitación «para que, en el momento que haya inversión en nuestra localidad, podamos tener inserción laboral que es el último eslabón que yo pretendo como intendente».
También señaló que Huincul, donde funciona una de las principales refinerías de YPF desde hace casi 50 años, «es una localidad netamente de la industria». «Tenemos un sinnúmero de empresas locales de muchísimos años al servicio de la industria: eso les da expertise también para poder insertarse y poder este trabajar en este mega proyecto», pronosticó.
Larraza asumió en Huincul el 10 de diciembre de 2023 de la mano de Comunidad, el partido de Rolando Figueroa.
Planta, caminos y un acueducto
El estudio de impacto ambiental que se expondrá en la audiencia incluye el montaje y construcción de la IGTP sobre un predio a permisar de 524 hectáreas a unos 25 kilómetros al norte de Cutral Co y Plaza Huincul.
El proyecto abarca, además, la ejecución de caminos de servicio y un puesto de control, un predio de antorchas, la construcción de un camino a la planta desde la Ruta 17 y la construcción y operación de una Sistema de Captación de Agua Fresca (SCA) desde el río Neuquén, más el montaje y operación de un acueducto asociado.
Como publicó EconoJournal, la planta está diseñada para exportar un total de 12 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL y se prevé que, en el pico de su construcción en 2028, permita lacreación de más de 4.500 puestos de empleo. Para su operación continua, contemplada a partir de 2030, se estima una plantilla fija de 110 operarios.
La Planta Integrada de Tratamiento de Gas y Facilidades Asociadas (IGTP) será una de las mayores inversiones en procesamiento de gas en la historia argentina.
YPF dio un nuevo paso en el proyecto Argentina LNG tras formalizar la ingeniería que le permitirá avanzar con la construcción de una mega planta de separación de gases en Vaca Muerta para la licuefacción y exportación a través de las costas rionegrinas. Las instalaciones se emplazarán 25 kilómetros al norte de la comuna petrolera de Cutral Có y Plaza Huincul, en cercanías a la Ruta Provincial 17, y demandarán una inversión de US$ 7.000 millones. La iniciativa apunta a convertir al país en un exportador relevante de gas natural licuado durante la próxima década.
La compañía presentó esta semana a la provincia de Neuquén el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) de la Planta Integrada de Tratamiento de Gas y Facilidades Asociadas (IGTP, por sus siglas en inglés) del proyecto Argentina LNG, ubicada en el bloque Meseta Buena Esperanza, una de las áreas donde YPF planea el desembarco de la italiana ENI y de la estatal de Emiratos Árabes, ADNOC.
Los documentos, a los que accedió EconoJournal, confirman que la mega inversión, que permitirá la construcción de una de las mayores obras industriales de gas natural en la historia argentina, tendrá como destino a la histórica comarca petrolera de Neuquén.
Su ejecución está prevista que comience en 2027 y que dure tres años, período en el que se espera que genere más de 4.500 puestos de empleo. Debido a la magnitud de la inversión, el proyecto podría adherirse a los beneficios del Súper RIGI, la iniciativa que cuenta con media sanción en el Congreso.
El proyecto constituye el eslabón clave del upstreampara la recolección, separación y acondicionamiento del fluido proveniente de tres bloques no convencionales estratégicos: Las Tacanas, Meseta Buena Esperanza y Aguada Villanueva. Este desarrollo se complementa con el plan que presentó la petrolera la semana pasada, que contempla la ejecución inicial de doce pozos, cinco ductos y dos instalaciones concentradas en Meseta Buena Esperanza.
La planta se conectará con la producción de las áreas Meseta Buena Esperanza, Las Tacanas y Aguada Villanueva.
La planta está diseñada para exportar un total de 12 millones de toneladas anuales (MTPA) de GNL. Su desarrollo industrial está proyectado en dos fases de capacidad operacional, vinculadas a la entrada en funcionamiento de las dos plantas flotantes de licuefacción (FLNG) que estarán en Sierra Grande, Río Negro. La Fase A le permitirá operar al 50% de su capacidad, alineada con la puesta en marcha del primer FLNG, para un volumen de 6 MTPA de GNL. En tanto, la Fase B llevará a la planta al 100% de capacidad, completando el potencial total del complejo para alimentar el segundo FLNG y alcanzando una capacidad final de 12 MTPA de GNL.
Para abastecer esta infraestructura durante los 25 años previstos de operación, la planta recibirá el gas crudo proveniente de aproximadamente 1.416 pozos no convencionales agrupados en cerca de 330 PADs de perforación. La producción llegará a la planta a través de unos 300 kilómetros de líneas troncales de recolección denominados trunklines.
Posteriormente, un gasoducto dedicado de 48″ de diámetro y aproximadamente 520 kilómetros (km) de longitud evacuará el gas metano separado y comprimido en la IGTP hasta las Unidades Flotantes de Licuefacción (FLNG) en el Golfo San Matías. De manera paralela, se hará el tendido de un poliducto de 24″ de diámetro y la misma longitud que transportará los líquidos y condensados derivados del proceso de separación hacia la costa rionegrina.
En cuanto a la mano de obra, el proyecto prevé en el pico de su construcción en 2028 la creación de más de 4.500 puestos de empleo, es decir, el equivalente al 10% de la población actual de Cutral Có. Para su operación continua, contemplada a partir de 2030, se estima una plantilla fija de 110 operarios.
La construcción empleará a más de 4.500 personas.
El predio y el abastecimiento hídrico
El proyecto contempla la intervención de un predio delimitado de 525 hectáreas (5,25 km²). Sin embargo, la infraestructura operativa acondicionada abarcará una superficie de 174,9 hectáreas, donde se destaca el sector de la Planta IGTP de 54,9 hectáreas, organizado en dos bloques operativos (uno para la recepción, separación primaria e inyección de agua de producción, y otro para el tratamiento de gas y edificios de servicios). La distribución se completará con un predio de antorchas emplazado en 15,4 hectáreas, Facilidades Temporales de Construcción (TCF) de 120 hectáreas destinadas a obrador y campamento de montaje, y un nuevo tramo de 2,3 km de caminos para conectar la planta con la Ruta Provincial 17.
Para cubrir la demanda hídrica de los procesos industriales, sistemas de refrigeración y combate contra incendios, se construirá un sistema de captación de agua sobre la margen sur del río Neuquén. El esquema contempla una obra de toma de 4 hectáreas y un acueducto subterráneo de 20 pulgadas de diámetro que se extenderá a lo largo de 15,8 km hasta la planta. En el trayecto se instalará una planta de derivación para enviar agua tanto a la IGTP como a las operaciones de fractura hidráulica.
SACDE y Tecnimont, las ganadoras de la licitación para construir la planta
La UTE integrada por la argentina SACDE y la italiana Tecnimont fue la adjudicataria de la licitación realizada por YPF y la italiana ENI para desarrollar la planta de tratamiento y separación de gas natural.
La UTE fue elegida como front runner del proyecto, según la terminología utilizada habitualmente en este tipo de desarrollos de infraestructura. En la práctica, esto implica que el consorcio quedó posicionado para liderar la ingeniería de detalle, el diseño ejecutivo y la definición técnica de una obra considerada crítica dentro de la cadena de valor de Argentina LNG.
Una de las novedades que dejó la compulsa es que el proceso fue liderado técnicamente por especialistas de ENI desde Italia, quienes evaluaron las distintas propuestas presentadas para desarrollar una de las obras más relevantes contempladas dentro del proyecto.
En mayo, junio y julio la bonificación para los hogares subsidiados fue del 75%.
El gobierno debe decidir en los próximos días si mantiene en agosto la bonificación extraordinaria de 75% sobre la tarifa de gas natural para los hogares subsidiados o si retoma el cronograma original establecido en el decreto 943/25 que fijó el nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizados y la bonificación baja al 59,09 por ciento. Si la bonificación se mantiene, la suba de la factura promedio el mes próximo va a ser de 2,99% y sino va a trepar a 5,74%, según detallaron el martes en la reunión de directorio del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (Enrege).
Los dos escenarios que planteó el Enrege
El total de hogares con gas natural son unos 9,5 millones en todo el país, de los cuales casi el 50% reciben subsidio. La suba para los no subsidiados va a ser del 3,07%, pero para los subsidiados dependerá de la decisión oficial. Si el gobierno mantiene la bonificación del 75% la suba para ese grupo será de 2,89%, pero si la recorta del 75% al 59,09% el aumento de tarifas terminará siendo para ese grupo de 9,38%.
El promedio entre el 3,07% de aumento que abonarán los hogares no subsidiados y el 2,89% que pagarán los subsidiados si la bonificación se mantiene en el 75% es lo que arroja un aumento de la factura media de 2,99%, pero si la bonificación para los subsidiados baja del 75% al 59,09%, entonces el aumento de la factura media será de 5,74% porque promediará el 3,07% de suba que paguen los no subsidiados con el 9,38% de aumento que pagarían los que sí reciben subsidio.
EconoJournal consultó este miércoles a fuentes de la Secretaría de Energía para saber si ya se decidió qué hacer con las tarifas de gas natural de agosto, pero no obtuvo respuesta.
Cuál es el cronograma original de subsidios
El decreto 943/25 estableció para los usuarios de gas natural que reciben subsidio una bonificación de 50% entre los meses de abril y septiembre que aplica sobre el Precio Anual Uniforme del gas natural (PAU), un precio anual uniforme que refleja el costo del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), pero suavizando sus variaciones estacionales.
Según el decreto 943/25, el 50% que se bonifica del precio mayorista del gas rige entre abril y septiembre,
A esa bonificación del 50%, se le debe sumar una bonificación anual extraordinaria que comenzó siendo en enero del 25% y, según el cronograma establecido en el decreto 943/25, debía ir reduciéndose todos los meses hasta quedar en 0% en diciembre.
Según ese cronograma, en enero la bonificación anual extraordinaria debía ser del 25%, en febrero del 22,73%, en marzo del 20,45%, en abril del 18,18%, en mayo del 15,91%, en junio del 13,64%, en julio del 11,36%, en agosto del 9,09%, en septiembre del 6,82%, en octubre del 4,55%, en noviembre del 2,27% y en diciembre del 0 por ciento.
A su vez, entre los meses de abril y septiembre, se suma la bonificación base de 50%. Por lo tanto, en agosto la bonificación sobre el PAU debería ser de 59,09% (50%+9,09%). Sin embargo, debido a la suba de los costos de la energía que provocó la guerra en Medio Oriente el gobierno no respetó el cronograma original y en los últimos meses reforzó el bloque subsidiado.
El decreto 943/25 establece en su Anexo II cómo se deben ir reduciendo las bonificaciones extraordinarias durante 2026. El gobierno alteró ese cronograma entre mayo y julio.
Qué cambios introdujo el gobierno por la guerra en Medio Oriente
En mayo la bonificación para los beneficiarios del SEF debía ser del 65,91% (50%+15,91%), pero el gobierno ordenó a través de la resolución 111/26 que la bonificación extraordinaria no fuera del 15,91% sino del 25%, lo que elevaba el beneficio al 75%.
En los considerandos de la norma lo justificó diciendo que “el contexto energético internacional se encuentra afectado por crecientes tensiones geopolíticas en regiones estratégicas para la producción y comercialización de hidrocarburos, particularmente en Medio Oriente, lo cual ha incrementado la volatilidad de los precios internacionales del gas natural y del gas propano indiluido por redes”.
Luego aclaró que, si bien Argentina cuenta con recursos gasíferos propios, mantiene un grado de integración con el mercado internacional a través de la importación de Gas Natural Licuado (GNL) y de combustibles sustitutos necesarios para garantizar el abastecimiento de la demanda interna, especialmente en períodos de alta estacionalidad”.
Esa decisión fue solo para mayo, pero desde entonces el gobierno ha venido prorrogando ese beneficio todos los meses. En junio lo hizo a través de la resolución 121/26 y en julio con la resolución 146/26. Todavía no está definido si en agosto se mantendrá la bonificación extraordinaria de 25% o se volverá al cronograma original. Es por eso que el directorio del Enrege presentó dos posibles escenarios de suba de tarifas.
La electromovilidad se consolidó como el segmento más dinámico del mercado y las unidades chinas lideran las importaciones, según ACARA.
El patentamiento de vehículos eléctricos en el primer semestre en el país fue de 42.238 unidades, un 338,4% más que en el mismo período de 2025, según el último informe sobre vehículos livianos de la Asociación de Concesionarios de Automotores de la República Argentina (ACARA) e incluye a unidades con motor eléctrico e híbridos.
El informe afirma que la electromovilidad se consolidó como el segmento más dinámico del mercado de vehículos en el país y las unidades las unidades de origen chino combinan la mayor participación y tasas de crecimiento en el primer semestre.
Según la entidad, el fuerte salto en el patentamiento de este tipo de vehículos eléctricos fue impulsado por el decreto 49 de 2025, que fijó en 0% el derecho de importación para vehículos con un valor FOB tope de US$ 16.000 por unidad.
Fuente: ACARA.
La medida oficial, que tiene como autoridad de aplicación a la Secretaría de Industria y Comercio, también estableció un cupo de importación anual de 50.000 unidades y, según ACARA, “fue el principal impulsor del segmento en el primer semestre”.
ACARA afirma que “hacia adelante, se prevé la licitación del cupo 2027 —cuarta etapa del programa, que agregaría otras 50.000 unidades—, para la cual el gobierno analiza elevar el tope FOB de US$ 16.000, lo que habilitaría el ingreso de marcas y modelos de mayor valor hoy excluidos”.
Tipo de vehículos
ACARA detalla que en la distribución de las cuatro tipos de tecnologías de electromovilidad, los híbridos no enchufables (HEV, por sus siglas en inglés, que combina combustión interna y un motor eléctrico) concentraron el 55% de las operaciones (23.222 unidades), seguidos por los híbridos enchufables (PHEV) con el 21% (8.979 unidades).
Luego siguen los vehículos mild hybrid (MHEV, que combinan un motor de combustión tradicional con un pequeño motor eléctrico y una batería de baja tensión) con el 15% (6.160 unidades) y los 100% eléctricos (BEV) con el 9% (3.877 unidades).
La mayor suba de patentamientos fue registrada por los vehículos híbridos enchufables (PHEV), que crecieron 5.886% interanual, y los 100% eléctricos (BEV), que tuvieron un salto de 884%.
Mercado de la electromovilidad
El aumento del patentamiento “se dio en un contexto de retracción del mercado total de vehículos cero kilómetro, que acumuló una caída del 11,1% en el primer semestre”, destaca ACARA. Los vehículos híbridos y eléctricos alcanzaron una participación del 15,2%sobre el total de patentamientos de automóviles y vehículos livianos durante el primer semestre.
Además, el informe subraya que “las unidades de origen chino combinan la mayor participación y las mayores tasas de crecimiento acumulado en las cuatro tecnologías (sobre el total de autos híbridos y eléctricos, los HEV de origen chino concentran el 29% de las ventas y crecieron 1.221% en el primer semestre), mientras que los híbridos importados de Brasil acumulan el 19% de las ventas y crecen solo 21% interanual”.
El régimen establecido en el decreto 49 se administra mediante un cupo anual de 50.000 unidades adjudicado por licitación con un tope de valor FOB de US$ 16.000. Hasta el momento se realizaron tres compulsas que habilitaron un total de 100.000 unidades.
Vicuña es una compañía controlada por la australiana BHP y la canadiense Lundin Mining.
El Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (Enrege) ratificará en las próximas horas la autorización a la minera Vicuña para que avance con una serie de obras de ampliación del sistema de transporte eléctrico y se asegure la disponibilidad del 90% de la capacidad incremental para abastecer el proyecto minero que lleva adelante en San Juan.
El ex ENRE había dispuesto eso mediante la Resolución 79/2026. Sin embargo, sus decisiones no quedaron firmes porque se presentaron oposiciones técnicas y regulatorias, lo que, de acuerdo con la propia norma, obligaba a convocar a una audiencia pública antes de resolver de modo definitivo.
La audiencia se realizó el 3 de junio y allí la decisión oficial fue objetada por representantes del Ente Provincial Regulador de la Electricidad (EPRE) de San Juan, la Secretaría de Energía de La Rioja y las empresas Barrick Mining, Andes Corporación Minera (McEwen Copper – Los Azules), Golden Mining (Gualcamayo) y Casposo Argentina, entre otros.
Enrege ratificará ahora la postura inicial con una resolución en la que responderá a las impugnaciones presentadas con el argumento de que constituyen una sumatoria de intereses cruzados que, amparados en proteccionismos locales o en especulaciones de competidores rezagados, pretenden socializar los beneficios de una inversión privada y postergar el desarrollo del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Así lo resolvió el directorio del organismo en su reunión pública mensual llevada adelante este martes en Madero 1020, a la que asistió EconoJournal.
“Es una obra que tiene un impacto muy importante sobre el sistema eléctrico. Estamos hablando de una inversión de unos 800 millones de dólares en infraestructura eléctrica. Es una inversión privada que no se transfiere a tarifas. Los usuarios no van a pagar nada. Es exclusivamente a costo de la empresa”, aseguró María Cristina Tonnelier, responsable del área de Análisis Regulatorio y Estudios Especiales del ex ENRE, quien tuvo a su cargo detallar cuáles serán las obras que realizará Vicuña, compañía controlada por la australiana BHP y la canadiense Lundin Mining, a la cual ahora se le despeja el camino para tomar una decisión final de inversión en torno al proyecto.
Tonnelier también aclaró que Transener va a ser la empresa encargada de operar y mantener las instalaciones y supervisar toda la obra.
La inversión prevista por Vicuña
El proyecto de Vicuña comprende las siguientes obras:
Construcción de una nueva línea de 500 kV de 167 kilómetros entre las estaciones de Rodeo y Chaparro.
Construcción de la nueva Estación Transformadora Chaparro.
Ampliación de las estaciones transformadoras Rodeo y Nueva San Juan.
Reconversión de la actual línea Nueva San Juan–Rodeo para que opere en 500 kV en lugar de 132 kV.
Nueva Línea de Alta Tensión Chaparro – Estación Transformadora Josemaría (220 kV). Esta última inversión se encuentra por fuera del SADI.
Las obras constituyen la condición técnica para que el sistema pueda abastecer la demanda de hasta 260 MW requerida por el complejo minero Josemaría en la fase 1 del proyecto. Sin ellas, el acceso solicitado por Vicuña no reúne las condiciones de capacidad y confiabilidad exigidas para su habilitación.
La resolución del Enrege le otorgará prioridad de uso hasta el 90% de la capacidad incremental en todo lo que se prevé construir, salvo en la ampliación de la Estación Transformadora Rodeo, por el plazo de duración del proyecto, en este caso por 25 años, en línea con lo establecido por la resolución 311/2025, de la Secretaría de Energía.
Respuesta del ENREGE a las impugnaciones
EPRE San Juan había invocado en la audiencia competencias sobre el tema conferidas por normas provinciales, las cuales supuestamente estaban siendo vulneradas al otorgarle prioridad de uso a Vicuña sobre las ampliaciones del sistema de transporte. Enrege desestimó esa queja al recordar que la transmisión de electricidad por las líneas de 500 kV forma parte del sistema nacional de transporte eléctrico y está regulada exclusivamente por las leyes nacionales 15.336 y 24.065. Además, sostuvo que las instalaciones en extra alta tensión (500 kV), como la línea Nueva San Juan – Rodeo, actualmente operada en 132 kV, forman parte del SADI. Como parte de su argumentación, sostuvo que la provincia actúa como un actor más dentro del Mercado Eléctrico Mayorista sin poder de veto jurisdiccional sobre el despacho y acceso a redes de extra alta tensión nacionales.
Enrege también refutó la afirmación de EPRE con respecto a que la capacidad de transporte actual y futura se encuentra comprometida para acompañar el crecimiento orgánico de la demanda de San Juan. Sobre este punto se limitó a responder que los estudios técnicos de Cammesa demuestran que actualmente existe capacidad física y técnica remanente en las líneas de transporte existentes y si hay capacidad, tiene la obligación legal de otorgar el acceso al nuevo usuario que se presente.
El argumento central es que el «Open Access» garantiza el uso de la red a quien lo solicite con un proyecto firme, pero prohíbe la reserva abstracta o el acaparamiento preventivo de capacidad para un crecimiento poblacional hipotético a expensas de un proyecto minero que requiere la energía de inmediato y que aporta el capital para las obras.
Por último, también refutó la afirmación de EPRE respecto a que el 90% de prioridad otorgada a Vicuña implica una privatización de infraestructura pública. El argumento del organismo regulador es que la prioridad recae única y excluyentemente sobre la capacidad neta incremental que será creada y financiada por Vicuña. Además, remarca que la línea actual opera subutilizada en 132 kV, con una demanda de 25 MW.
El ente regulador utilizó argumentos similares para responder también a los cuestionamientos formulados por las empresas.
Por último, la Secretaría de Energía de La Rioja había solicitado, por su parte, que se obligue a Vicuña a asumir los costos de las obras de adecuación para garantizar la futura interconexión de 500 kV con esa jurisdicción. Sin embargo, el ente desestimará el pedido porque considera que obligar a un desarrollador privado a financiar infraestructura ociosa para garantizar el futuro desarrollo hipotético de una provincia vecina configuraría un enriquecimiento sin causa por parte del Estado provincial. El argumento central es que cuando La Rioja cuente con el financiamiento y el proyecto ejecutivo de su línea, lo que deberá hacer es solicitar la ampliación del nodo Rodeo asumiendo sus propios costos.
La directora gerente del FMI posó en Loma Campana junto al ministro de Economía, Luis Caputo y el presidentd e YPF, Horacio Marín.
NEUQUÉN.- La directora gerenta del Fondo Monetario Internacional (FMI), Kristalina Georgieva, llegó este martes por la mañana a Neuquén para conocer de primera mano el funcionamiento de Vaca Muerta.En una visita fugaz, la funcionaria llegó a este ciudad acompañada por el ministro de Economía, Luis Caputo, y del presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y se trasladó en helicóptero hasta la base de Loma Campana, el mayor desarrollo de shale oil de la petrolera bajo control estatal.
Georgieva arribó pasadas las 9.15 al Aeropuerto Juan Domingo Perón en un avión Learjet 60 de la Fuerza Aérea Argentina junto a su comitiva y el titular del Palacio de Hacienda. El lugar ya se había alistado con un fuerte operativo de seguridad para evitar las protestas que los días previos habían convocado partidos de izquierda y que finalmente fueron desactivadas.
Su llegada se dio posterior a una serie de actividades que la titular del FMI había protagonizado este lunes en Buenos Aires con el presidente Javier Milei, miembros de su gabinete y empresarios del círculo rojo.
Toda la visita a Neuquén transcurrió bajo un estricto hermetismo. Fuentes cercanas a la Casa Rosada indicaron a EconoJournal que el viaje fue organizado a pedido exclusivo de Georgieva, quien había solicitado a funcionarios de Milei que quería conocer Vaca Muerta personalmente.
«Vaca Muerta despierta una atención a nivel internacional que muchas veces no dimensionamos en Argentina», resaltó una allegado a Presidencia de la Nación, que luego señaló que la titular del FMI argumentó que la formación neuquina tomó una mayor relevancia con el arribo de empresas internacionales, como Continental Resources y con el potencial inversor del RIGI.
«El proyecto argentino escaló en la discusión internacional, especialmente con la guerra en Medio Oriente», agregó la misma fuente. Del lado del gobierno, el pedido de Georgieva fue tomado como una ratificación al rumbo económico de Milei. «Quedó claro con esto que Argentina no necesita otro préstamo, que logró bajar la inflación y que el camino es por acá. El gobierno está apostando al desarrollo de los recursos naturales y el mundo está ávido de que eso suceda», sostuvo la directora del FMI.
Georgieva ya venía de dar un fuerte respaldo político en la conferencia que brindó este lunes en la Casa Rosada, donde elogió las medidas económicas de Milei y afirmó que “hay una gran promesa para Argentina”.
Reunión con Figueroa
Tras descender del avión, la funcionaria del FMI se dirigió a un salón VIP del aeropuerto. Allí la esperaba el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, quien le dio la bienvenida a la provincia. Fuentes oficiales indicaron a EconoJournalque el mandatario la saludó protocolarmente y le explicó el trabajo que está haciendo la provincia «especialmente en materia de sustentabilidad social» para Vaca Muerta.
Thank you, Governor @Rolo_Figueroa, for the warm welcome to Neuquén. Encouraging to learn how oil revenues are being invested in education and infrastructure to create more opportunities and support long-term growth. pic.twitter.com/jL4DOOU8v4
Además, estuvieron presentes el ministro de Economía de Neuquén, Guillermo Koenig, y la senadora nacional de La Libertad Avanza, Nadia Márquez.
Minutos después, Georgieva se dirigió en helicóptero hacia la base operativa de YPF en Loma Campana. Marín hizo de anfitrión de la visita y aprovechó también para referirse al potencial del sector y a los grandes proyectos de exportación en puerta, como el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y el Argentina LNG.
Luego, la directiva participó de una recorrida por el equipo de perforación DLS 17, donde mantuvo contacto con referentes de empresas de servicios locales e internacionales que operan en la cuenca, entre ellas TSB y MARBAR, dedicadas a servicios petroleros, y SLB y DLS, especializadas en perforación y terminación.
Desde YPF consignaron que la titular del FMI dialogó también con trabajadores que desarrollan sus tareas diariamente en Vaca Muerta. “Fue un orgullo recibir a Kristalina Georgieva y a todo su equipo en Loma Campana, el yacimiento más importante de YPF. Su visita fue una oportunidad única para mostrarle de primera mano la transformación que estamos impulsando en la compañía y el enorme potencial que tiene la Argentina para convertirse en un exportador global de energía», afirmó Marín.
Pasadas las 12.30, el mismo helicóptero que había llevado a la comitiva del FMI a Loma Campana, emprendió su regreso hacia el aeropuerto neuquino. Finalmente, pasadas las 14, Georgieva y Caputo retornaron a Buenos Aires en el mismo jet de la Fuerza Área Argentina.
El optimismo del FMI
Una de las claves de la agenda de Georgieva en Neuquén tuvo que ver con las intenciones del Ejecutivo nacional y la cartera de Economía de generar una buena oportunidad para reforzar la confianza con el FMI, apuntalándola en el gran motor económico y generador de divisas del país.
Justamente, en relación al potencial hidrocarburífero de la Argentina y la atracción de capitales, Georgieva había anticipado el optimismo del organismo internacional sobre los desarrollos que luego iría a supervisar en el terreno: “Vemos buenas proyecciones de inversión. El marco del RIGI ha llevado a US$ 45.000 millones de inversión a futuro y esto se traduce en un dinamismo de la economía argentina que hoy se concentra mayormente en el gas, el petróleo, la minería y el campo”, sostuvo la funcionaria el lunes durante la conferencia que brindó en Casa Rosada.
Georgieva visitó un equipo de perforación en Loma Campana.
El motor de la economía y las cifras que entusiasman al FMI
Las cifras operativas que arroja Vaca Muerta son un índice que respalda el entusiasmo del Gabinete nacional y del mismo FMI. En materia de exportaciones, se estima que en 2026 la balanza energética podría arrojar uno US$ 14.000 millones positivos.
Durante junio, la formación no convencional volvió a marcar un nuevo récord histórico en la producción de crudo con 648.114 barriles diarios, lo que representa un salto del 30,48% en comparación con junio de 2025. En el segmento del gas, la actividad reportó 118,64 millones de metros cúbicos diarios (Mmm³/d).
Este empuje productivo se tradujo de forma directa en la balanza comercial: el valor de las exportaciones acumuladas entre enero y junio de 2026 mostró un crecimiento del 48% en comparación con el mismo período del año previo. Con estos indicadores sobre la mesa, el Ejecutivo confía en que el flujo de dólares de la Cuenca Neuquina se consolidará como el pilar fundamental para sostener el esquema macroeconómico y saldar los compromisos internacionales en los próximos años.
El gobierno de Rolando Figueroa negocia la paritaria estatal del segundo semestre.
La negociación del gobierno de Rolando Figueroa con los sindicatos de Neuquén por la paritaria del segundo semestre aún no encontró un punto de acuerdo. El ofrecimiento que los funcionarios acercaron este martes a la mesa fue descartado de plano por la dirigencia de ATE, el gremio de mayor peso en la discusión, que reclama una recuperación de los sueldos estatales con losrecursos extraordinarios que ingresaron a la provincia por las regalías de Vaca Muerta.
El gobierno viene de meses récord de recaudación de estos recursos asociados a la producción de gas y petróleo, pero la gestión busca evitar un desajuste que dañe el equilibrio sostenido de las cuentas.
Neuquén pagará este viernes los salarios a los 70.000 estatales de la provincia con un incremento del 7,25% correspondiente a la inflación del segundo trimestre medida por el Indec y la dirección provincial de Estadística y Censos que se sumará a la suba del 9,13% que había otorgado por el primer trimestre. Y ahora debe negociar con los sindicatos que firmaron una paritaria semestral cómo continuarán las actualizaciones en lo que resta del año.
Según dio a conocer el secretario general de ATE, Carlos Quintriqueo, la oferta que llevó el gobierno al encuentro ni siquiera calificó para ser puesta a consideración. Se trató de continuar con las subas atadas a la inflación por lo que resta del 2026 y añadir el pago de un bono extra de unos 375.000 pesos.
«Hay que encontrar un porcentual que permita recuperar parte del salario que se perdió en el último tiempo. Después discutimos cómo lo implementamos», planteó el dirigente.
Si bien afirmó que no hay un número uniforme, porque algunos sectores del Estado fueron mejorando su situación con la actualización de sus convenios colectivos de trabajo, en el escalafón general y otras áreas contabilizan una pérdida de unos 5 puntos por el primer semestre del año.
En Neuquén, la inflación medida por el organismo oficial de la provincia acumula una variación del 17,3% en lo que va del año y una suba interanual 36,7%. El relevamiento supera al de Indec por unos tres puntos.
«Dinero sin destino»
A la salida de la negociación, el líder de ATE le habló a los estatales y explicó que el acuerdo de este martes fue pasar a un cuarto intermedio para «ir a buscar un mango más» el jueves en una nueva instancia con el gobierno.
«Tendrá que aparecer una propuesta o, si no, en el futuro habrá conflicto», afirmó Carlos Quintriqueo, quien aseguró que lo que resulte de la paritaria «el día de mañana va a tener que derramar para los que firmaron por un año». Ese es el caso de los docentes, quienes acordaron un esquema de actualizaciones atadas al Índice de Precios al Consumidor (IPC) para todo el año.
En diálogo con EN/CLAVE, Quintriqueo analizó que la Provincia «tiene recursos no previstos a partir de las regalías extraordinarias que ingresaron por el conflicto en Medio Oriente».
«Ese dinero hoy no tiene un destino efectivo, no estaba en el presupuesto. Es un paquete de dinero que entró y que no estamos pidiendo que lo saquen de la obra pública», planteó.
Figueroa viene de emitir, la semana pasada, unbono en el mercado internacional por 500 millones de dólares de los cuales un 70% se destinará a infraestructura y el resto se aplicará al pago de deuda pública.
Neuquén recibió ingresos en julio por 743.408 millones de pesos, lo que marcó una suba interanual real (deflactando la inflación) por encima del 34%. Buena parte de ese desempeño lo explicaron las regalías, en particular las de petróleo, que aportaron más de 327.000 millones de pesos en el mes, un récord para la administración de Rolando Figueroa.
Si se suman las de gas, que totalizaron 89.000 millones en el mes, el aumento real de las regalías hidrocarburíferas, en comparación al mismo mes del 2025, se ubicó en un 72%.
El humor estatal y el 2027
El gobierno de Neuquén destina más de 350.000 millones mensuales para el pago de sueldos de los trabajadores estatales, cuyos montos iniciales rondan los 1,2 millones de pesos, según el escalafón.
Si bien esta paritaria involucra a unos 35.000 agentes y alrededor de un 56% de la masa salarial de la provincia, porque no incluye al sector docente, el gobierno no descarta que el acuerdo que alcance con los sindicatos involucrados deberá extenderlo luego a los que quedaron afuera.
Esta negociación, además, marcará el humor de los trabajadores estatales, que integran prácticamente a un tercio del padrón de votantes, rumbo a la convocatoria a elecciones provinciales para el 2027.
Este acuerdo salarial podría ser el último antes de la definición de la competencia a gobernador, si es que los comicios se adelantan al primer semestre del año que viene.
El gobierno reunirá a los sindicatos nuevamente el jueves con lo que, se espera, sea una propuesta que se acerque más a las pretensiones de las conducciones para someterla a votación de las asambleas.
El Gobierno Nacional convocó este martes a una Licitación Pública Nacional e Internacional, en conjunto con la provincia de Mendoza, para otorgar la concesión de generación de energía eléctrica del Sistema Hidroeléctrico Los Nihuiles (Complejos Nihuiles I, II, III y IV), prorrogada en sucesivas oportunidades hasta este mes. A la vez, la provincia procederá a la venta del 100% de las acciones de la empresa Hidroelectricidad Mendocina S.A.
Se trata de una segunda etapa de licitación de concesiones vencidas, luego de que en 2025 la Nación avanzó con la adjudicación de las denominadas represas del Comahue. La firma de los contratos garantizó ingresos por US$ 706 millones para el Estado Nacional por las centrales Alicurá, El Chocón, Piedra del Águila y Cerros Colorados.
El 1 de junio de 2024 vencieron las concesiones de 30 años de Los Nihuiles, una otorgada por la provincia para el uso de bienes y recursos hídricos, y otra del Estado Nacional para la generación de energía eléctrica. El 27 de mayo de 2024, el gobierno de Mendoza y la Secretaría de Energía extendieron por 12 meses las concesiones, pero como consecuencia del siniestro sufrido en enero de 2025, se declaró la emergencia del sistema y se prorrogó el período de transición por 14 meses.
Actualmente, la operatoria está a cargo de la empresa Pampa Energía, y la medida se dio a conocer a través del DNU 667/2026, en el cual el Gobierno destacó que la reprivatización forma parte de «la reorganización del Sistema Hidroeléctrico Los Nihuiles, mediante un proceso competitivo y transparente para su explotación futura y asegurando la continuidad operativa durante la transición».
El Sistema Hidroeléctrico Los Nihuiles comprende los diques “El Nihuil” y “Valle Grande” y las presas “Aisol” y “Tierras Blancas”, junto con sus obras complementarias; las Centrales Hidroeléctricas Nihuil I, II y III con sus respectivas estaciones transformadoras y las líneas de alta tensión de 132 KV y 13,2 KV que vinculan a las centrales entre sí y con el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
Un temporal en enero de 2025 causó deslizamientos en el Cañón del Atuel que afectaron parcialmente la operatoria de Los Nihuiles.
Su infraestructura permite abastecer la demanda eléctrica del sur de la provincia de Mendoza, en especial de los departamentos de General Alvear y Malargüe y el SADI. La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía fijará las pautas del proceso junto con el Ministerio de Energía y Ambiente de Mendoza, garantizando el cumplimiento de la Ley N° 15.336.
Cómo avanza el nuevo proceso de licitación
El procedimiento se desarrollará a través de la plataforma Contrat.AR, y una comisión evaluadora “ad hoc” -integrada en partes iguales por representantes del Estado Nacional y de la Provincia- llevará adelante la evaluación. El decreto establece como condición esencial que la totalidad de los pagos y contraprestaciones derivados de la concesión nacional pertenecerán al Estado Nacional.
A partir del 27 de julio de 2026, Hidroelectricidad Mendocina S.A. queda a cargo de la operación del sistema -como continuadora de Hidroeléctrica Los Nihuiles S.A. (HINISA) para los Complejos I, II y III, y de EMESA S.A.P.E.M. para Nihuil IV-, asegurando el abastecimiento normal en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
Esta responsabilidad se extenderá como máximo hasta el 31 de diciembre de 2026 o hasta la adjudicación de la licitación, lo que ocurra primero. La Secretaría de Energía será la Autoridad de Aplicación de la concesión, sin perjuicio de las competencias provinciales en materia de manejo de aguas, ambiente y seguridad de presas. La Subsecretaría de Energía Eléctrica actuará como veedor durante este período, sin interferir en la operación de la concesionaria.
Con una capacidad instalada de 265 MW, 0,6% de la capacidad total de Argentina, HINISA abarca aproximadamente 40 kilómetros y se eleva entre los 754 metros y 1.251 metros sobre el nivel del mar. Entre 1990 y 2025, su generación media anual fue de 767 GWh, alcanzando un máximo de 1.250 GWh en 2006 y un mínimo de 283 GWh en 2025, por el temporal del 11 de enero 2025, que causó daños severos en el Cañón del Atuel, dejando fuera de servicio e inoperativas las centrales Nihuil 2 y 3.
Pampa Energía informó que, por entonces, se activaron los seguros bajo la póliza de Todo Riesgo Operativo, dando notificación a las autoridades y evaluando el estado de los equipamientos afectados, y ya se realizaron todos los análisis para su refuncionalización. Pampa tiene una participación directa del 52% sobre el capital accionario de HINISA.
Javier Milei junto al candidato presidencial opositor, Flavio Bolsonaro.
Los insultos del presidente Javier Milei a su par brasileño Lula Da Silva detonaron una crisis diplomática que puede afectar la agenda energética bilateral, que incluye la posibilidad de exportar gas de Vaca Muerta y construir un reactor multipropósito en San Pablo, una inversión brasileña de más de US$ 500 millones.
El Ministerio de Exteriores del Brasil está evaluando qué medidas adoptará en respuesta a los agravios que el presidente Milei propinó contra su par en el acto de lanzamiento de la candidatura presidencial de Flavio Bolsonaro, uno de los principales contendientes en las elecciones presidenciales de este año. Las definiciones se conocerán entre el miércoles y el jueves cuando el canciller Mauro Vieira regrese de su viaje al Perú para atender al acto de asunción de la presidenta Keiko Fujimori.
Durante su discurso del sábado, Milei acusó al presidente brasileño de ser un «ladrón» y un «delincuente». “Si en Argentina tenemos como factor económico lo que llamábamos el riesgo kuka, acá en Brasil hoy tienen el riesgo Lula y se refleja claramente en el mercado accionario”, disparó Milei frente a la militancia del Partido Liberal.
Además, calificó al juez del Supremo Tribunal Federal, Alexandre de Moraes, como una «basura calva» por no permitirle visitar al ex presidente Jair Bolsonaro, condenado por impulsar un golpe de Estado. Desde el gobierno argentino justifican que Lula el año pasado pudo visitar a Cristina Fernández de Kirchner en la residencia en donde presta prisión domiciliaria por su condena definitiva en la causa de Vialidad Nacional.
“No hay precedentes de un presidente extranjero que, en territorio nacional, haya acumulado agresiones y ofensas contra el Jefe de Estado, las instituciones democráticas, incluido el Poder Judicial, y el Pueblo brasileño. Es especialmente lamentable que ese episodio infamante involucre al presidente de un país con el que Brasil mantiene 203 años de amistad y cooperación y que tiene, en Brasil, su principal socio comercial”, respondió la cancillería brasileña mediante un comunicado.
Vaca Muerta: la agenda con Brasil en gas natural y líquidos
Varios proyectos de exportación de hidrocarburos tienen al mercado brasileño como un objetivo de importancia y buscan financiamiento brasileño.
TotalEnergies ya concretó algunas exportaciones de prueba al Brasil a través de Bolivia y a la central térmica de Uruguaiana. Sin embargo, para dar el salto de exportaciones interrumpibles a firmes, son necesarias inversiones significativas en midstream, cuyo financiamiento depende de clientes interesados en contractualizar moléculas a un precio competitivo frente a otras opciones, como el GNL o la producción de gas offshore en Brasil.
La Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE), a través del Proyecto Regional de Integración Gasífera de los países del MERCOSUR y Chile, identificó varios factores que inciden en la competitividad de las exportaciones argentinas y que requieren de un trabajo diplomático fino coordinado con Brasil.
«Alcanzar mercados de mayor valor como San Pablo vía gasoducto terrestre requiere ajustes regulatorios significativos —en materia tarifaria y de derechos de exportación— para que la ecuación sea viable para el exportador y atractiva para el comprador», dice el reporte final de la OLACDE sobre el proyecto de integración gasífera, publicado en mayo.
En un plano más general, los países de la región aún deben definir cuestiones regulatorias como la armonización de normativas para el despacho y el comercio de gas natural. Además, OLACDE puntualiza que «podría requerirse adicionalmente un tratado multilateral que funcione como paraguas para proteger el desarrollo del mercado, y promueva la institucionalización de ámbitos de coordinación operativa, gestión de crisis, solución de diferendos y armonización regulatoria tendencial».
Puntualmente, en el caso del aprovechamiento del gasoducto a través de Bolivia, el trabajo diplomático es relevante para lograr una tarifa de transporte a un costo más competitivo para los clientes en Brasil. Actualmente, la petrolera estatal boliviana YPFB está cobrando un peaje de US$ 1,90 por millón de BTU (MMBTU) para exportaciones interrumpibles, lo que eleva el precio final a la frontera con Brasil a algo más de 9 dólares. La demanda industrial brasileña pretende un precio puesto en frontera de US$ 7 por MMBTU.
El contexto diplomático también hace al clima de negocios y la concreción de oportunidades, con varios proyectos energéticos que ven al mercado brasileño como un objetivo prioritario. Sin ir más lejos, Pampa Energía confirmó este mes que invertirá US$ 2.700 millones en una nueva planta de fertilizantes nitrogenados en Bahía Blanca. La producción de esta planta apuntará principalmente a abastecer el mercado de Brasil.
Otros ejemplos se concentran en el segmento de líquidos del gas (GLP), en donde la Argentina se está transformando en un actor central para el suministro regional gracias al gas rico en butano, propano y etano saliente de la cuenca neuquina. En Brasil, las exportaciones argentinas ya desplazaron al suministro proveniente de los Estados Unidos a un segundo lugar.
Las oportunidades para exportar líquidos a la región y los mercados en Asia está movilizando inversiones, como el proyecto NGLS, cuya inversión fue confirmada en junio por los accionista de Transportadora Gas del Sur (TGS). Se trata de un proyecto de separación, transporte y fraccionamiento de líquidos del gas natural valuado en US$ 3000 millones y que prevé generar productos de exportación por un valor aproximado de US$ 1.300 millones anuales.
Las empresas en el segmento de distribución y comercialización de GLP dentro del Brasil ven el suministro argentino con gran interés. Es el caso de Copa Energía, la empresa con la mayor cuota de mercado de venta de GLP.
«Copa Energía vio cómo Argentina cambió muy rápido hacia reglas de mercado, pero para el resto de los brasileros es un poco difícil mirar a largo plazo en este país. De la misma forma que se cambió muy rápido, se puede volver atrás muy rápido. Sabemos que acá por mucho tiempo fue difícil sacar el dinero de las inversiones, entonces no es trivial hacer inversiones», evaluó el CEO de la empresa, Pedro Turqueto, en un diálogo con EconoJournal en marzo.
Reactor multipropósito RMB
Render del reactor multipropósito RMB que INVAP está diseñando para Brasil.
Las relaciones diplomáticas entre la Argentina y Brasil son también relevantes para el avance del proyecto RMB, un reactor multipropósito que tiene a INVAP como diseñador. En la principal empresa argentina de proyectos de alta tecnología creen factible cerrar en agosto los contratos definitivos para la construcción del reactor, según fuentes al tanto del proceso consultadas por EconoJournal.
La negociación con la Comisión Nacional de Energía Nuclear de Brasil (CNEN) es por el contrato de ingeniería, provisión y construcción (EPC) del complejo tecnológico que albergará el RMB, incluyendo laboratorios, infraestructura operativa y apoyo logístico.
La CNEN estima invertir unos 500 millones de dólares sólo en el reactor, como parte de un proyecto de nuevo complejo nuclear que Brasil construirá en la localidad de Iperó en el estado de San Pablo, que supone una inversión global superior a los 1000 millones de dólares. La instalación estará cercana al Centro Industrial Nuclear de ARAMAR (CINA), en donde la Armada brasileña está desarrollando el prototipo del submarino con propulsión nuclear.
El reactor RMB estará destinado principalmente a la producción de y suministro de radioisótopos médicos para el mercado interno de Brasil. Con una potencia de diseño de 30 MW térmicos, el reactor tendrá un conjunto de capacidades y facilidades anexas similares al reactor multipropósito RA-10 que se pondrá operativo en Ezeiza a comienzos de 2027.
Ambos reactores podrán brindar el servicio de dopaje de silicio, codiciado por la industria electrónica internacional. También servirán para apoyar la investigación con técnicas neutrónicas y desarrollo de nuevos combustibles nucleares.
El reactor RMB tiene origen en un acuerdo suscrito entre la Argentina y Brasil en 2011 para el desarrollo conjunto de reactores multipropósitos. Es por este motivo que en INVAP definen al proyecto brasileño como un “primo hermano” delRA-10.
La producción de petróleo registró un crecimiento interanual de 17,2% entre enero y mayo, apuntalado fundamentalmente por Vaca Muerta que se disparó un 36,3 por ciento. Los grandes proyectos de infraestructura que las grandes operadoras están impulsando, como el oleoducto VMOS, muestran que la actividad seguirá creciendo. Sin embargo, el contexto no se presenta por ahora tan auspicioso para la red de proveedores locales, fundamentalmente pymes, que dependen de esa industria.
La falta de financiamiento, la suba de costos en dólares y la mayor importación está configurando un escenario complejo para esas firmas que son las que aportan mayor valor agregado y empleo. ¿Puede Vaca Muerta convertirse por si sola en una locomotora que mejore la situación de las pymes proveedoras o hacen falta políticas públicas complementarias? Con la intención de poner el foco en ese contexto desafiante para la cadena de valor, EconoJournal realizará el martes 11 de agosto por la mañana una nueva edición de Supplier Day en la Sala Dorrego del Club Hípico Alemán de Buenos Aires.
La apertura del encuentro, prevista para las 8:30, estará a cargo de Horacio Marín, CEO y presidente de YPF. Su presencia genera fuerte expectativa porque es la mayor productora de gas y petrolero del país.
Operadoras y empresas de servicios
Luego seguirán dos paneles donde directivos de las principales operadoras analizarán cuáles son los desafíos y exigencias que tendrán por delante en esta nueva etapa donde se busca seguir consolidando el crecimiento de la industria.
A las 9 será el turno de Guillermo Murphy, Supply Chain Vicepresidente de Tecpetrol; y Pablo Zelerteins, Supply Chain Director de Pluspetrol, bajo la moderación de Nicolás Gandini, director de EconoJournal.
A las 9:25 empezará el segundo panel de operadoras con Walter Actis, Vice President of Supply Chain and Services de YPF y Marcelo Gioffré, Vicepresidente de Supply Chain y Seguridad Patrimonial de PAE, moderados por Sabina Trossero.
Otro capítulo estará dedicado a las empresas de servicios, las cuáles, al igual que las operadoras, también se distribuirán en dos paneles. En el primero, a las 9:50 horas, expondrán Diego Argañaraz, Project & Account Manager de SLB; Fabián Mendoza, Account Manager de Halliburton; y Francisco Liberatore, Senior Director Oil & Gas Services de Tenaris, también moderados por Sabina Trossero.
A las 10:15 comenzará el segundo panel de las firmas de servicios con Gerardo Molinaro, VP Land Drilling de DLS; Walter Paris, Director Ejecutivo Servicios de Pecom; y Leonardo Torres, Supply Contracting Director de Techint. La moderación en este caso correrá por cuenta de Ezequiel Cufré.
Inteligencia artificial e insumos críticos
A las 11 el foco estará puesto en la aplicación de soluciones de inteligencia artificial en oil&gas. El encargado de exponer en el capítulo Spotlight será Walter Abrigo, Director General de Santex.
A las 11:15 se analizarán los insumos y servicios críticos para el desarrollo de Vaca Muerta, puntualmente la arena y toda la logística que requiere su traslado. Allí expondrán Maximiliano Corbella, Director Comercial de Delta Arenas; Gustavo Maluendez, Vicepresidente de Cristamine; Juan Cruz López, Presidente de Transporte Peduzzi; y Gonzalo Cicilio, Gerente de Energía y Minería de Andreani. Modera Pablo Fiscaletti, Presidente de QM.
El desafío de las pymes
Luego sigue el panel “Desafío Pyme: ¿cómo escalar la capacidad de contratación?” con Federico Gayoso, CEO de Transeparation; Francisco Di Raimondo, CEO de Moto Mecánica; Leandro Tercic, Director General de Valmec; y Lucas Albanesi, Gerente Comercial de Rio Neuquén Distrito Industrial.
A las 12:10 habrá otro panel que pondrá foco en las pymes: “Cómo compite una Pyme argentina en un ecosistema cada vez más exigente. ¿Por qué algunas evolucionan y otras quedan afuera?”. Los participantes serán Nicolás D´Angelo, Director Comercial de Equipel, Eugenio Forchieri, Gerente de Operaciones de CIAR y Martín Leiva, Country Manager Argentina de EKU.
Por último, habrá un “One to One” con PWC. Expondrán Juan Nazar, Forensics Manager de PwC Argentina y Diego Taich, Cybersecurity, Technology & Forensics Leader de PwC con la moderación de Gustavo Pérego, Director de ABECEB y Sabina Trossero.
ALTAVE acumula más de 3 millones de horas de monitoreo y atiende a clientes como TotalEnergies, Halliburton, Petrobras, ENI y Petronas.
La producción de petróleo en la Argentina podría cerrar 2026 en su mayor nivel histórico: las estimaciones apuntan a 900 mil barriles diarios, un salto del 16% respecto de 2025. La Cuenca Neuquina explica cerca del 70% de ese volumen, con inversiones que ya acumulan más de US$ 130.000 millones en el sector.
Esta expansión implica mucho más que nuevos pozos y mayor capacidad productiva. Significa también más obras, más personal y más equipos operando en áreas remotas y de riesgo – y vuelve evidente un desafío que va más allá de lo operacional: ¿cómo mantener la seguridad, el control y la eficiencia en una escala que avanza más rápido que la capacidad de los equipos para monitorear todo de manera manual?
Es en ese contexto que ALTAVE amplía su presencia en la Argentina, con una tecnología desarrollada para transformar imágenes y video en información operacional y apoyar la toma de decisiones en tiempo real.
Una tecnología aún poco explorada en la región
El Intelligent Video Analytics es una de las respuestas que el sector viene explorando para ese desafío, y pocas empresas cuentan con el historial que ALTAVE ha acumulado en ese frente. Fundada en Brasil hace 15 años con foco en el desarrollo de tecnologías para ambientes críticos, la compañía opera en más de 160 sitios activos globalmente, acumula más de 3 millones de horas de monitoreo y atiende a clientes como TotalEnergies, Halliburton, Petrobras, ENI y Petronas. Es con el ALTAVE HARPIA, su plataforma propia de visión computacional con IA, con la que la empresa busca ampliar su actuación en la Argentina: un sistema capaz de interpretar las imágenes ya generadas por la operación para detectar eventos, emitir alertas y estructurar datos para el análisis.
Si bien el video analytics ya está consolidado en operaciones críticas en otras regiones, la tecnología aún tiene escasa difusión entre las operadoras y prestadoras de servicios en la Argentina. «Lo que vemos hoy es un mercado que crece muy rápido y que todavía percibe el video analytics como algo nuevo. Las empresas que adopten esta tecnología tempranamente van a marcar diferencia en seguridad y eficiencia operacional», afirma Bruno Avena, CEO de ALTAVE.
Aplicaciones para el onshore de Vaca Muerta: de la seguridad a la inteligencia operacional
En las operaciones onshore, el ALTAVE HARPIA transforma cámaras en sensores inteligentes capaces de brindar control total de lo que sucede en superficie. Tanto en seguridad como en performance operacional, detecta intrusiones en activos lineales y áreas restringidas, controla zonas de exclusión sobre líneas de alta presión, monitorea la coreografía de camiones de arena y hace el seguimiento de la circulación de personal en locación. «En los ambientes de perforación y completación, hay una combinación desafiante de escala, velocidad y dispersión operacional. Nuestra propuesta es ampliar la visibilidad de la operación, permitiendo monitorear lo que no puede pasar desapercibido», explica Bruno Oliva, Head Comercial de ALTAVE en la Argentina.
La actuación de la plataforma no se limita a la seguridad. Sus módulos de performance operacional – un desarrollo que aún no tiene equivalente directo en el mercado – vienen generando un interés creciente entre las operadoras de la cuenca. «La tecnología no transforma los procesos por sí sola. El resultado aparece cuando los datos se incorporan a las rutinas y ayudan a los equipos a actuar antes de que una desviación operacional derive en un incidente o una interrupción», completa Avena.
Quince años de experiencia
Con 14 patentes registradas, marcación CE para su comercialización en la Unión Europea y acreditación como Empresa Estratégica de Defensa por parte del Ministerio de Defensa de Brasil, ALTAVE identificó más de 145 mil eventos de seguridad en 2025 en rigs, refinerías, plataformas, embarcaciones, ferrocarriles y áreas de minería en todo el mundo.
A medida que la producción en Vaca Muerta encadena récords, la seguridad, la inteligencia artificial y la eficiencia pasan a formar parte de una misma decisión de inversión en el sector. Para ALTAVE, ese movimiento abre el espacio para que el Intelligent Video Analytics deje de percibirse únicamente como una herramienta de monitoreo y pase a integrarse a la infraestructura de inteligencia operacional en el campo.
El proyecto oficialista cuenta con el aval de las refinadoras.
El Senado ya analiza un nuevo proyecto de ley de Biocombustibles que pretende desregular el mercado y avanzar en cambios significativos que aumentarán el cupo obligatorio de mezcla. El nuevo documento que lleva la firma de Patricia Bullrich, presidenta del bloque de la Libertad Avanza, cuenta con el aval de empresas del sector y establece un esquema basado en la paridad de importación.
La nueva legislación propone extender el período de transición para mezclas y cupos hasta el 31 de diciembre de 2031 y, en caso de aprobarse, tendrá una vigencia de 15 años. Contempla un aumento en los niveles de corte obligatorio de biocombustibles, lo que permitiría absorber capacidad ociosa, e introduce un esquema gradual de licitaciones para la asignación de cupos y la formación de precios. Tras dos sesiones informativas en la Comisión de Minería, Energía y Combustibles, el oficialismo pretende llegar a un acuerdo para lograr un dictamen de comisión y su posterior tratamiento en el recinto.
El intento de una reforma a la Ley 27.640 de Biocombustibles había quedado detenido tras un intento fallido del oficialismo de aprobar modificaciones junto con la Ley Bases. En ese momento, el entonces secretario de Energía, Eduardo RodríguezChirillo, había decidido retirar los cambios iniciales que promovían la liberalización del sector y finalmente, bloqueó el ingreso al negocio de petroleras y condicionó la participación de grandes aceiteras.
Tras varias idas y vueltas, el gobierno de Javier Milei decidió retirar el capítulo de Biocombustibles del proyecto conocido como “Ley Ómnibus” para esperar un acuerdo con las provincias y empresas como cerealeras y refinadoras. A dos años de esa discusión, ahora el Senado se propone aprobar en las próximas sesiones esta nueva legislación que cuenta con el aval de varias empresas.
Fuentes del Senado confirmaron a EconoJournal que actualmente se debaten en comisiones tres iniciativas diferentes para reemplazar el régimen vigente de biocombustibles: la del oficialismo, una liderada por la senadora de Salta, Flavia Royon, y otra presentada por la senadora cordobesa de Provincias Unidas, Alejandra María Vigo.
El proyecto más reciente y que cuenta con mayor aval es el impulsado por el Gobierno nacional, que propone avanzar hacia un esquema más desregulado, basado en acuerdos entre privados, con un período de transición fijado hasta 2031. En primera instancia, el oficialismo presentó un proyecto que luego modificó introduciendo cambios en 9 artículos a pedido de cámaras y empresas.
Nuevos cortes mínimos
En cuanto a los cortes, la propuesta oficialista establece para el gasoil un 7,5% de porcentaje de mezcla mínimo obligatorio de biodiésel, disponiendo que a partir de los 12 meses de la sanción de la ley el porcentaje se elevará al 10%. En las naftas, propone que deberán contener un porcentaje mínimo obligatorio de mezcla del 12% de bioetanol, mientras que a partir de los 12 meses dicho corte ascenderá al 15%.
En ambos casos, el proyecto faculta de manera excepcional a la Autoridad de Aplicación (la Secretaría de Energía) a modificar los porcentajes obligatorios únicamente por motivos ambientales, sociales o económicos, además de razones técnicas, de calidad o para asegurar el abastecimiento del mercado interno.
También prevé un esquema de transición para el co-procesamiento, es decir, la incorporación de materia prima no fósil en la producción de gasoil por parte de mezcladores que a su vez sean refinadores. El cómputo de este mecanismo dentro del corte obligatorio de biodiésel podrá aplicarse de forma gradual: 0,5% en 2028, 1% en 2029, 1,5% en 2030 y 2% en 2031, hasta converger con el límite máximo del 3%.
Por otro lado, establece un mecanismo de comercialización y libre competencia que elimina la división en regiones geográficas dentro del Mercado Electrónico general. No obstante, mantiene y traslada la potestad de determinar regiones geográficas de negociación para el segmento de biodiésel de las Empresas No Integradas en el período de transición, con el fin de optimizar costos logísticos.
Asimismo, se sustituye el esquema de precios máximos fijados por uno de precios de referencia de paridad de importación. De esta forma, el precio pasa a ser libre, pero si superara la paridad de importación, se habilita la activación del mecanismo de excepción que autoriza la importación de biocombustibles. Este fue uno de los puntos más discutidos en el plenario de comisiones. Claudio Molina, analista de energías renovables, expuso que esto podría habilitar importaciones a precios de dumping.
Por otra parte, el proyecto dispone que durante el período de transición una porción específica del corte obligatorio se destine a comercializarse a través del mercado regulado exclusivamente mediante empresas no integradas (pymes independientes). Además, para evitar que una sola firma domine dicho segmento, fija que ninguna empresa o grupo económico no integrado podrá exceder el 14% del total comercializado por año dentro de esta categoría.
Postura de las refinerías y el impacto en el surtidor
La iniciativa presentada por el oficialismo es por el momento la que cuenta con el aval de los diferentes actores, entre ellos, las refinerías. En el caso de YPF, que controla mayoritariamente el mercado de combustibles, Mauricio Martin, vicepresidente Ejecutivo de Midstream y Downstream, aseguró que actualmente el precio del biocombustible “está por encima un 40% del combustible fósil, con picos que llegaban hasta el 80%”.
En relación con los nuevos cortes y su impacto en el surtidor, Martin afirmó que llevar el corte de biodiésel al 10% “impactará en un 3% adicional en los precios de los combustibles al consumidor”.
Más demanda y costo fiscal
El proyecto se debate en un contexto de crecimiento de la demanda de biocombustibles a nivel mundial y del fuerte encarecimiento en el país, lo cual provocó que, en comparación con los combustibles fósiles, los biocombustibles tuvieran precios por sobre el 40%.
Por otro lado, la caída de las exportaciones de biocombustibles implicó una menor recaudación para el Estado nacional y un costo fiscal que ascendió a los US$ 300 millones en 2025 y que acumuló US$ 6.500 millones en los últimos 15 años, según un informe elaborado por la consultora Economía y Energía.
Entre otros cambio, el nuevo proyecto incluye también la creación de un Mercado Electrónico como mecanismo que concentre la comercialización «de manera única, transparente y de acceso público, administrado por un organismo independiente con experiencia comprobada en negociación de productos energéticos y bajo estándares internacionales de comercio».
Además, incentiva a las provincias y a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires a que fomenten regímenes propios opcionales e incrementales para el usuario que habiliten la comercialización de cortes superiores.
El almacenamiento de la energía solar dejó de ser un complemento para convertirse en parte fundamental de cada proyecto.
La industria solar mundial atraviesa un cambio de paradigma en donde el almacenamiento energético se convirtió en parte central de los proyectos de utility scale y dejó de ser una tecnología complementaria. El fenómeno, acompañado por BLC Power Generation, empresa del grupo BLC Global, fue el eje central de la última edición de Intersolar Europe 2026, el punto de encuentro de la industria solar.
Con la presencia de más de 100.000 participantes, cerca de 1.350 expositores y una exhibición de más de 100.000 m2, el desarrollo de la mega feria demostró que en los últimos años el mercado de energías renovablesaceleró una transformación que se venía gestando y que en la actualidad, se consolida tanto desde el desarrollo tecnológico como desde el marco regulatorio.
Desde hace ya varios añosBLC Power Generation forma parte de esta tendencia ofreciendo entre sus productos soluciones integrales para la gestión inteligente de plantas renovables y de sistemas de almacenamiento. Lejos de ser una moda, el cambio de paradigma otorga a los sistemas de gestión Optimum PG-EMS desarrollados por la compañía un papel cada vez más relevante tanto en la administración de la energía almacenada, como en la optimización de su despacho y la interacción entre generación y red.
El almacenamiento de la energía solar en la feria Intersolar Europe 2026
Durante la última edición de Intersolar Europe 2026 se evidenció un crecimiento acelerado y consolidado del almacenamiento energético.
A lo largo de la mega exposición hubo un eje constante: el crecimiento acelerado y consolidado del almacenamiento energético. Así lo demostró la mayor presencia tanto de soluciones BESS -de litio y de sodio- como el avance de tecnologías basadas en el hidrógeno.
En paralelo, el mercado dio señales positivas dejando atrás el descenso de años anteriores en el precio de los componentes fotovoltaicos con una mayor estabilidad de costos. Al mismo tiempo, los cambios en la política de exportaciones de China anticipan un escenario diferente para la industria.
El mensaje de la Intersolar Europe 2026 fue claro: las nuevas plantas solares ya no se proyectan sin almacenamiento. La inclusión de baterías responde no solo a necesidades operativas como a nuevos requerimientos regulatorios orientados a mejorar la flexibilidad y la estabilidad de la red eléctrica. Y BLC Power Generation acompaña e impulsa este cambio.
María Emilia Soria es intendenta de General Roca y será la candidata del peronismo en Río Negro.
María Emilia Soria, intendenta de General Roca y exdiputada nacional, acelera el armado de su candidatura parala gobernación de Río Negro en representación del peronismo. Lo hará desde un lugar opositor de la gestión de Alberto Weretilneck y con una mirada crítica respecto al desarrollo de los proyectos exportadores de Vaca Muerta que avanzan en la provincia.
«Han conformado a Río Negro con poder exigir 50 trabajadores de la Uocra», criticó en diálogo con EN/CLAVE. Sostuvo que falta un mayor derrame aguas abajo de las obras que integre a las pymes locales y reclamó que el gobierno provincial exija más a las empresas como ocurre en Neuquén.
Roca, que es la segunda ciudad más poblada de la provincia, adhirió al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) a propuesta de la intendenta como señal de «buen entendimiento», pero afirmó que el Parque Industrial aún no recibió ninguna inversión nueva desde su sanción.
Soria encabezará un acto político el sábado 8 de agosto en su localidad, aunque prefiere no hablar de lanzamiento. «Todavía no tenemos calendario electoral, así que no podríamos hablar de candidaturas. Sí de aspiraciones y de un esquema de trabajo de cara al proceso electoral», planteó.
El encuentro reunirá, no solamente a dirigentes del PJ rionegrino, sino también a extrapartidarios y otras agrupaciones que aspiran a integrar una alianza más amplia en las elecciones del año que viene. Soria definió al justicialismo como la «columna vertebral», pero llamó a buscar «amplitud, mucha escucha y trabajar en la unidad».
Según pudo saber EN/CLAVE, en el acto se espera la presencia de referentes de la UCR, hoy dividida en el apoyo a Juntos Somos Río Negro. Apuntan a los radicales «de buena madera», como llaman en el peronismo a quienes se plantaron en defensa de la universidad pública y quienes «se pintaron de verde», pero que no fueron escuchados por el gobierno.
El peronismo llegará a la elección del 2027 con el envión que le dio el triunfo en las legislativas nacionales del año pasado y con la unidad que otros distritos aún no están logrando sintetizar. Soria ratificó que aspira a llevar en la fórmula a un dirigente de Bariloche, la ciudad con mayor peso demográfico de la provincia, pero aseguró que aún no hay nombres propios porque «las conversaciones no están 100% definidas».
Ese factor le añadiría un rasgo más a una candidatura que ya se anticipa competitiva y que abre una disyuntiva para La Libertad Avanza: impulsar una lista propia con Enzo Fullone o Aníbal Tortoriello o evitar una división por tres y darle su apoyo a la eventual reelección de Weretilneck.
VMOS: el derrame «no se vio»
María Emilia Soria se mostró crítica de lo que está sucediendo en Río Negro con los proyectos de exportación asociados a Vaca Muerta, aunque se manifestó a favor de que sucedan. «No me opongo al VMOS, a ser exportadores, pero no podemos ser solamente eso y descuidar a nuestras economías regionales que son las que verdaderamente dan trabajo», sostuvo.
«De lo único que se escucha hablar hace un año prácticamente es de los proyectos hidrocarburíferos en la provincia de Río Negro, como que de golpe es lo único que es Río Negro y yo lo he dicho muchas veces: no estoy de acuerdo en ser el furgón de cola de Vaca Muerta, de apostar 100% a hacer solamente eso», cuestionó.
La dirigente se manifestó «a favor de diversificar la matriz productiva sin tirar por la borda la fruticultura, la ganadería, la pesca, el turismo».
Soria integró el grupo de 30 intendentes que, a principios de mes, recorrió junto al gobierno provincial las obras de VMOS en Punta Colorada. Pero no se limitó a la visita oficial, sino que la futura candidata aprovechó la ocasión para tener reuniones en Sierra Grande y tomar temperatura en la ciudad más cercana al proyecto.
Los intendentes durante la visita al complejo de VMOS, el 1 de julio pasado.
«Le pregunté a la dueña de un hotel quiénes son los que se hospedan y me dijo mexicanos, colombianos, entrerrianos, misioneros, ninguno de la provincia de Río Negro. Y cuando pude estar adentro del complejo de VMOS advertí que están construyendo un alojamiento para 700 personas. Lo primero que se me vino a la cabeza es ‘pobre esa señora del hotel, pobres los que están alquilando sus casitas en Sierra Grande’, porque todo ese cúmulo de personas que están viniendo a trabajar a Río Negro van a estar 100% dentro de VMOS. No van a salir, no van a ni siquiera consumir porque hasta restaurante va a haber adentro del complejo. Y eso es solamente una fotografía de lo que es todo esto», advirtió.
Lo mismo planteó sobre la preocupación de la Cámara de Comercio de Sierra Grande. «Tuve la oportunidad de hablar y nos manifestaban esto. Hasta ahora, ninguna pyme local de Río Negro, incluso de Sierra Grande, ha podido ofrecer servicios a este desarrollo que además va a ser exportar crudo, ¿no? Ni siquiera con un valor agregado, no hablamos de una refinería», sostuvo.
Soria aseguró que, como parte del proceso previo al desembarco del proyecto, «nos visitaron consultoras canadienses para decirnos el impacto que iba a tener en nuestra comunidad el paso de los caños y, sin embargo, nada de eso sucedió». «Fue trabajo temporal, dos meses, tres o cuatro y todo el resto no se vio, por lo menos hasta ahora no se ha visto», afirmó.
«Aprovecharlo como Neuquén»
María Emilia Soria reiteró que considera «positivo» el cambio de paradigma de Río Negro hacia los hidrocarburos, pero ofreció una comparación con Neuquén respecto de cómo aprovechar para captar mayores beneficios de la industria.
Dio como ejemplo que la provincia vecina licitará un proyecto para ampliar el sistema de riego e irrigar 50.000 hectáreas y que financiará rutas en el corredor petrolero con parte de las regalías, como en el esquema que planteó con las empresas de Vaca Muerta. Mientras que «la famosa ruta de la arena de Río Negro, si es que se consolida, porque todavía no hay luz verde para eso, se va a hacer con crédito tomado por la provincia, no por esfuerzo de las operadoras».
«Otras provincias no pierden las inversiones por simplemente plantarse en algunos términos. Los neuquinos exigen cosas y no está mal. Acá por exigir algo razonable para los rionegrinos tienen terror de perder la iniciativa. Yo no lo veo así. Han conformado a Río Negro con poder exigir 50 trabajadores de la Uocra y estamos hablando de proyectos grandes que atraviesan la provincia, las comunidades y no han dejado nada», aseguró.
También analizó que los servicios de educación y de salud, particularmente, están deteriorados. «En el hospital de Villa Regina hace 15 días que a los pacientes les dan solamente verduras, porque el hospital no compra carne, no compra leche, no compra legumbres, no compra pollo. Ese es el paradigma que tenemos en Río Negro: por un lado hablamos solamente de petróleo y por otro lado los hospitales se caen a pedazos», afirmó.
«¿Por qué quiero ser candidata? Bueno, por todo eso quiero ser candidata. Porque en Río Negro hemos normalizado situaciones que afectan a la calidad de vida de mis vecinos», dijo.
El centro de operaciones de Oldelval en Allen registra que los ductos están a un 98% de capacidad y llegarán al límite en agosto.
Oleoductos del Valle (Oldelval) alcanzará en agosto el 100% de la capacidad ampliada de su sistema Duplicar+, un techo operativo que amenazaba con volver a generar un cuello de botella en la evacuación de la Cuenca Neuquina. Para evitar un freno en la producción de Vaca Muerta antes de la entrada en operación del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). prevista para inicios de 2027, la transportista ejecuta un plan de repotenciación técnica.
Se trata de una nueva obra que demanda una inversión de US$ 25 millones -un monto muy inferior a los US$ 1400 millones de todo Duplicar– y que es considerada una solución «puente» que permitirá inyectar hasta 200.000 barriles diarios adicionales mediante la repotenciación de sus estaciones de bombeo y el uso intensivo de polímeros reductores de fricción.
Esta mayor disponibilidad que estará habilitada en agosto permitirá incrementar la capacidad hasta unos 730.000 barriles día desde Vaca Muerta hacia la costa del Atlántico en la provincia de Buenos Aires, si se considera que las obras inauguradas hace más de un año permitieron llevar al sistema a los actuales 530.000 barriles diarios.
Ricardo Hösel, CEO de Oldelval, explicó a EconoJournal que la solución consiste en intervenir cuatro de las ocho estaciones de bombeo principales del sistema de la compañía. «Básicamente lo que se hace es agrandar los alivios, agrandar la cañería interna y a las tres turbinas en paralelo», señaló.
En la operatividad convencional, la compañía cuenta en cada estación con dos turbinas activas y una de respaldo (backup). La decisión de colocar las tres unidades a funcionar de forma simultánea le otorga al sistema un pico de potencia adicional.
Ricardo Hösel, CEO de Oldelval: «Lo que le estamos diciendo a la cuenca es que produzcan tranquilos que no va a faltar transporte», afirmó al confirmar la ampliación de capacidad desde agosto.
«Al poner las tres bombas en paralelo todo el tiempo, si de repente por algunas horas o un día alguna de estas adicionales no funciona, puede bajar un poco la capacidad. Por eso este volumen adicional no lo podremos contractualizar«, aclaró Hosel sobre la naturaleza operativa de este incremento técnico.
Respecto de las dinámicas operativas de las productoras en Vaca Muerta, el CEO de Oldelval descartó que este escenario de saturación responda a una aceleración imprevista del mercado. “No es que hubo una aceleración no esperada; es la evolución prevista. Sabíamos desde el año pasado que al liberar el cuello de botella la cuenca iba a empezar a crecer, y esa proyecciones se basan en el contacto directo con los clientes”, puntualizó.
En esa línea, Hosel remarcó que las decisiones de inversión no se vieron alteradas por la coyuntura del mercado global: “El precio del Brent no cambió el panorama; lo que hace esta obra es asegurar lo que estimábamos que iba a ocurrir de manera natural con el desarrollo del shale y lo veníamos viendo hace más de un año”.
Vaca Muerta tendrá de 200.000 barriles extras de capacidad de transporte
Este volumen adicional, que teóricamente puede sumar poco más de 200.000 barriles diarios al nodo de Allen, operará bajo un esquema dinámico e «interrumpible» o de open access. «No es algo que se pueda contractualizar, pero va a estar ahí con gran seguridad. En el interín vamos a poder transportar tranquilamente 50.000, 100.000 o 150.000 barriles más hasta que entre en operación el VMOSa fines de este año y comienzos del próximo», detalló Hosel.
Para que los ductos existentes absorban esta potencia extra, Oldelval tambièn apela al uso intensivo de polímeros reductores de fricción. Estos compuestos actúan estabilizando las corrientes del fluido dentro del caño, disminuyendo la resistencia interna y permitiendo un mayor caudal de evacuación sin necesidad de construir un nuevo tendido de tuberías.
Desde la perspectiva del negocio, las estimaciones fijan un margen de tranquilidad para las operadoras de la Cuenca Neuquina. En los últimos doce meses, la producción en Vaca Muerta creció unos 150.000 barriles diarios. «Bajo esa métrica, el salto incremental brindado por la repotenciación actúa como un colchón técnico de al menos un año de duración. Lo que le estamos diciendo a la cuenca es que produzcan tranquilos que no va a faltar transporte», sintetizó el CEO de Oldelval.
Si la demanda de transporte excediera de manera puntual la capacidad disponible en la modalidad interrumpible, Oldelval ya tiene definido el criterio de asignación: se aplicará un prorrateo proporcional basado en la participación de cada cliente en el sistema firme (Duplicar Plus) y en el open access actual sobre el total de 530.000 barriles del sistema.
Las obras del Duplicar+ quedaron saturadas en 15 meses por el ritmo de producción de Vaca Muerta. Ahora se realiza una potenciación en las estaciones de bombeo para mayor disponibilidad.
En paralelo a la coyuntura del tramo Allen-Atlántico, Oldelval mantiene el foco en el desarrollo de la infraestructura de captación en el sector septentrional de la cuenca. La compañía avanza en la construcción del proyecto Duplicar Norte, una cañería de 24 pulgadas y 207 kilómetros de extensión que conectará Auca Mahuida con Allen para vincula las áreas operadas por Chevron, Pluspetrol, YPF, Tecpetrol y GyP.
Con una inversión de US$ 380 millones financiada en un 80% mediante contratos take or pay por los cargadores, el Duplicar Norte aportará una capacidad final de 220.000 barriles diarios. «Esa obra va a estar lista para fin de este año con 50.000 o 60.000 barriles iniciales, y en febrero estará completamente terminada», confirmó Hosel. La dinámica de la cuenca ya lleva a realizar estudios de ingeniería para futuras expansiones en ese nodo que cubran la demanda proyectada hacia 2028 y 2029.
Una vez consolidadas las megaobras de evacuación de la industria energética -con la convergencia de Oldelval y el megaproyecto VMOS impulsado por YPF y sus socios-, la capacidad total de transporte de la Cuenca Neuquina podrá superar holgadamente el 1,3 millones de barrilesdiarios. Esta cifra duplicará los niveles actuales de producción de Vaca Muerta y otorgará previsibilidad de evacuación hasta fin de la década.
El Gobierno sostiene que el objetivo es hacer más gradual y previsible el impacto de esos ajustes sobre las facturas.
El gobierno modificó a través de la resolución 167/26 la frecuencia con la que las Diferencias Diarias Acumuladas (DDA) diferencias se incorporan a las tarifas del gas natural desde agosto. Hasta ahora, las DDA se calculaban y trasladaban en forma estacional, es decir, cada cuatro meses, coincidiendo con las actualizaciones del precio del gas. A partir de agosto, y mientras se mantenga la emergencia energética vigente hasta diciembre de 2027, ese cálculo se realizará cada dos meses.
¿Qué son las Diferencias Diarias Acumuladas?
Cuando el ente regulador fija los cuadros tarifarios utiliza un precio estimado del gas para el período siguiente. Una vez transcurrido ese período, se compara ese valor con el costo real que afrontó cada distribuidora. Si el precio efectivo fue mayor, se genera una diferencia a recuperar mediante un recargo tarifario; si fue menor, corresponde devolver ese excedente a los usuarios. Ese mecanismo se conoce como DDA y funciona como un ajuste de compensación para corregir el desfasaje entre la estimación y la realidad.
¿Qué es lo que se modifica y por qué?
La resolución introduce un cambio técnico en la periodicidad con la que se trasladan a las tarifas de gas las diferencias entre el precio del gas que las distribuidoras estiman que van a pagar y el que finalmente terminan pagando. A partir de ahora dejará de ser estacional y se lo hará de modo transitorio cada dos meses.
El Gobierno sostiene que el objetivo es hacer más gradual y previsible el impacto de esos ajustes sobre las facturas. Según los fundamentos de la resolución, el nuevo esquema busca evitar que los usuarios enfrenten correcciones tarifarias de gran magnitud después de varios meses de acumulación, especialmente durante el invierno, cuando coinciden un mayor consumo de gas con precios de abastecimiento más elevados.
El cambio no modifica la metodología de fondo del sistema tarifario ni quién asume ese costo: la Ley del Gas establece que el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) debe ser trasladado a los usuarios finales, de modo que las distribuidoras no obtengan ganancias ni sufran pérdidas por esa compra.
La medida también se inscribe en un proceso más amplio de desregulación del mercado de gas impulsado por la Secretaría de Energía. En los considerandos se recuerda que las distribuidoras deberán asumir progresivamente la gestión de la compra de gas sin intervención directa del Estado y que, para facilitar esa transición, es necesario adaptar transitoriamente los mecanismos de pass through o traslado de costos a tarifa.
En ese contexto, el Ejecutivo considera que un reconocimiento más frecuente de las diferencias de precio mejora el flujo financiero de las empresas sin alterar el principio básico del sistema: que el costo del gas sea absorbido por los usuarios, pero con ajustes más graduales.
De izquierda a derecha: Marina Dal Poggetto, Nicolás Gandini, Silvia Naishtat y Gustavo Lopetegui.
A medida que Vaca Muerta bate récords de producción y avanzan las obras de infraestructura para ampliar las exportaciones de petróleo y gas, surge una pregunta que empieza a repetirse entre las empresas proveedoras: ¿cómo responder a las necesidades de las operadoras con los actuales problemas de financiamiento? Ese fue el punto de partida de la última edición de Dínamo Stream conducido por Nicolás Gandini, donde Marina Dal Poggetto, Gustavo Lopeteguiy Silvia Naishtat expusieron sobre el momento que atraviesa la economía argentina y las condiciones necesarias para que ese crecimiento no encuentre un techo.
El desafío de financiar el crecimiento
Marina Dal Poggetto, economista y directora ejecutiva de la consultora EcoGo, sostiene que el Gobierno logró estabilizar variables clave y recomponer reservas, pero el proceso comenzó a mostrar trabas.
Según explicó, la compra de dólares por parte del Banco Central permitió expandir la cantidad de pesos en la economía, un proceso que calificó como una «re-monetización virtuosa», pero aclaró que “esa emisión de pesos que está yendo a depósitos en el sistema financiero y que debería ser el combustible del financiamiento del crédito de alguna forma se trabó”: el cambio de régimen macroeconómico, con tasas de interés positivas y una inflación en desaceleración, modificó por completo la lógica de financiamiento de las empresas y encareció el acceso al crédito.
Este panorama presenta un cuello de botella, en donde para seguir escalando el nivel de producción de petróleo y gas en infraestructura, es necesario pensar en cómo financiar a esas empresas proveedoras de bienes y servicios para que crezcan y acompañen.
“Esa emisión de pesos que está yendo a depósitos en el sistema financiero y que debería ser el combustible del financiamiento del crédito de alguna forma se trabó”, sostuvo Dal Poggetto.
Gustavo Lopetegui, ex secretario de Energía de la Nación, no compartió ese diagnóstico. Si bien reconoció que el proceso de transición genera tensiones, sostuvo que resulta necesario analizar el cambio económico desde una perspectiva más amplia.
A su entender, la economía argentina está dejando atrás un esquema que durante décadas generó baja inversión, escasa productividad y salarios reducidos. Ese cambio implica necesariamente -según el ex funcionario- que algunos sectores crezcan más rápido que otros y que determinadas actividades deban adaptarse a un nuevo escenario. “Es doloroso y lleva tiempo porque algunas de esas actividades que nacieron de la mano de un crédito que se licuaba por la inflación hoy no pueden seguir usufructuando eso”, sentenció.
“En esa transición no tiene que crecer todo igual porque si todo creciese igual no estaríamos cambiando nada. En la naturaleza de la transición está que haya personas y empresas que tengan más oportunidades y otras que tengan menos”, agregó Lopetegui.
Con relación al freno del crédito que señaló Dal Poggetto, Lopetegui respondió: “En estos dos años y medio que lleva el gobierno, durante el primer año y medio tuvimos un boom del crédito, porque antes había desaparecido –con hiperinflación o cuasi hiperinflación desaparece el crédito–. Teníamos muy poquito crédito y se duplicó de 4 a 8 puntos del producto en 18 meses. Desde julio del año pasado, con el apretón que describe Marina, el crédito se congeló y era razonable porque tenías unas tasas de interés que hacían imposible acceder a un descubierto. Sin embargo, en los últimos 30 días se volvió a despertar, aunque todavía es incipiente. En los últimos 30 días, el crédito a las empresas –descubiertos y adelantos- está 6% nominal arriba y venía de un 2%, apenas si le empataba a la inflación. Hoy la tasa de descubierto empieza a ser mucho más lógica”.
También afirmó que las principales compañías del sector energético hoy acceden al mercado internacional de capitales y a financiamiento favorable en dólares. “Hoy el sector petrolero crece al 10% anual, eso significa que Vaca Muerta crece al 25% y no hubo cuellos de botella en el financiamiento. Hoy hay media docena de proyectos de infraestructura de evacuación de petróleo y gas y tratamiento de productos secundarios que están todos en marcha. Todas las empresas que protagonizan eso tienen financiamiento en dólares como casi nunca han tenido”, agregó.
–Las grandes empresas. –le acotó Gandini.
–Sí, pero es una cadena. Tenés 15 o 20 empresas grandes petroleras y gasíferas que todas emiten ON en dólares al 7% o 7,5%, menos del riesgo soberano.
–La grande se financia a una tasa competitiva, pero después se da vuelta y a su proveedor le dice que como hay inflación en dólares te tengo que ajustar.
–Le paga los insumos.
–Sí, a veces a 60 días. Es complejo.
–Con el horizonte que tiene el sector no hay ninguna amenaza de corte por falta de financiamiento. Obviamente, si tuviste 8 meses con el descubierto a una tasa real estratosférica, los que se financiaban en la cadena con el descubierto tuvieron un problema, pero eso está empezando a desaparecer. Además, si esa empresa grande empieza a tener problemas porque sus proveedores no le entregan, quédate tranquilo que algo va a ser para que tengan financiamiento sus proveedores porque sino no va a poder operar.
«En los últimos 30 días, el crédito a las empresas –descubiertos y adelantos- está 6% nominal arriba y venía de un 2%, apenas si le empataba a la inflación», sostuvo Lopetegui.
¿Cómo administrar la transición sin profundizar la destrucción?
Dal Poggetto afirmó que los sectores más dinámicos -como energía, minería y agro- representan una porción relativamente pequeña del PBI (15 puntos) y del empleo (9%), y todavía no logran compensar la velocidad con la que otras actividades pierden dinamismo. «Lo que debería ocurrir es que lo nuevo crezca más rápido que la destrucción de lo viejo, de manera que la economía crezca», resumió.
Para el exsecretario de Energía, por el contrario, el crecimiento de la economía no llegará por el derrame de los sectores exportadores, sino por una combinación de estabilidad macroeconómica, recuperación del crédito, apertura y mayor competencia.
Frente al debate sobre cómo se debería gestionar la apertura económica, la economista plantea que otros modelos internacionales lograron hacerlo priorizando un tipo de cambio alto y baja de impuestos. “Si mantenés la estructura tributaria y abrís la economía priorizando el tipo de cambio como ancla anti-inflacionaria, la destrucción es mayor”, y criticó que la Argentina tomé medidas aperturistas en un contexto internacional que tiende hacia el proteccionismo: “Siempre vamos a contramano”.
Lopetegui, por su parte, relativizó la idea de un “boom importador” y sostuvo que el cambio principal no fue el volumen de bienes importados, sino la reducción de sus costos, que incrementó la competencia sobre las empresas locales. “No creo que le esté ganando la destrucción a la creación, porque estamos creciendo al 2%”, sintetizó.
¿Cuál es la mirada de la industria al respecto? En ese intercambio, Silvia Naishtat, periodista del diario Clarín, aportó una perspectiva desde el entramado empresario. A su entender, la realidad que atraviesan muchas compañías no siempre coincide con los indicadores que muestran los sectores más dinámicos de la economía. «Hablé ayer con un empresario grande que me decía que el vive una ucronía, una realidad paralela. Me decía que le va bárbaro, pero se da vuelta y ve la intemperie. Y ve dificultades a lo largo de la cadena de valor con un gobierno que es muy insensible a tener algún tipo de política más activa. Un gobierno muy focalizado en lo financiero, pero con poco músculo para sectores que lo necesitan. Con pocas medidas se podrían solucionar varios problemas”, subrayó.
«Un gobierno muy focalizado en lo financiero, pero con poco músculo para sectores que lo necesitan», remarcó Naishtat.
Planificación e infraestructura, la discusión de fondo
Más allá del debate macroeconómico, también se profundizó sobre cómo la infraestructura sigue siendo uno de los principales desafíos para sostener el crecimiento de Vaca Muerta.
Silvia Naishtat señaló que la falta de planificación no es un problema exclusivo del actual gobierno, sino una deuda histórica de la Argentina, aunque sí reconoce que la falta de una política industrial dificulta aún más su desarrollo. «Este gobierno le carga al sector privado una responsabilidad mayor. Cree que si resuelve la macroeconomía ya tiene política industrial, cuando finalmente no es así«, sostuvo.
Lopetegui coincidió en que la infraestructura resulta clave para sostener el crecimiento, aunque relativizó la responsabilidad del Gobierno nacional. Recordó que cerca del 70% de la inversión pública en Argentina corresponde a las provincias y señaló que Neuquén, gracias al incremento de las regalías provenientes de Vaca Muerta, cuenta hoy con recursos suficientes para afrontar buena parte de las obras viales que demanda la actividad.
Ante la ausencia de actores -públicos o privados- que den un paso firme en materia de infraestructura y otras inversiones necesarias para el desarrollo energético, se reflotó la propuesta de Daniel Gerold, fundador de la consultora G&G Energy Consultants, para crear una tasa para las empresas energéticas con el objetivo de financiar un organismo técnico independiente que planifique el desarrollo de Vaca Muerta y del sector en general.
Sin embargo, la propuesta no encontró consenso con el ex-funcionario, quien no consideró necesario crear nuevos organismos, sino fortalecer y coordinar mejor las capacidades técnicas ya existentes, principalmente en planificación y regulación del sistema eléctrico, el verdadero desafío en materia energética.
La nueva línea de producción incorpora un proceso de moldeo automatizado que permite optimizar la preparación de materias primas mediante mezclas de arena y resinas de alta precisión.
La empresa Aceros ITASA anunció la puesta en marcha de un sistema de moldeo químico autofraguante automatizado (No-Bake), una incorporación tecnológica que forma parte de su estrategia de modernización industrial y coincide con el 40° aniversario de la compañía.
La nueva línea de producción incorpora un proceso de moldeo automatizado que permite optimizar la preparación de materias primas mediante mezclas de arena y resinas de alta precisión. Según informó la empresa, la tecnología mejora la estabilidad dimensional de los moldes, incrementa la repetibilidad de las piezas fabricadas y contribuye a elevar los estándares de calidad del proceso de fundición.
El proyecto requirió meses de planificación e involucró a distintas áreas de la organización, entre ellas Ingeniería, Producción, Mantenimiento, Calidad, Logística, Compras, Administración y Seguridad. Desde la compañía señalaron que la iniciativa representa una de las inversiones industriales más importantes realizadas en su historia.
Automatización y mayor eficiencia operativa
La nueva línea integra una turbomezcladora de alta capacidad, sistemas automáticos de desmoldeo mediante tecnología Roll Over, una estación de pintura, manerales de cierre y carrileras automatizadas. De acuerdo con ITASA, estos desarrollos permiten optimizar el flujo de producción, reducir los tiempos de ciclo, mejorar las condiciones de seguridad y aumentar la eficiencia operativa.
La empresa indicó que la incorporación del sistema No-Bake permitirá ampliar su capacidad productiva, reducir los plazos de entrega y ofrecer una mayor precisión dimensional y una terminación superficial más uniforme en las piezas fundidas. Estas capacidades están orientadas principalmente a atender la demanda de industrias como Oil & Gas, minería, energía, petroquímica, generación eléctrica y otros procesos industriales que requieren componentes de alta especificación.
Foco en los sectores industriales y la expansión regional
Además de la nueva línea de moldeo, ITASA destacó que cuenta con herramientas de simulación de procesos, ingeniería inversa, impresión 3D y laboratorios de control de calidad, capacidades que buscan fortalecer su posicionamiento como proveedor de piezas especiales fabricadas en aceros al carbono, inoxidables, dúplex y superdúplex para mercados de Argentina y Latinoamérica.
Desde la empresa señalaron que la inversión forma parte de una estrategia de mejora continúa basada en la incorporación de nuevas tecnologías para incrementar la productividad y la competitividad de sus procesos industriales. En ese marco, sostuvieron que la puesta en marcha del sistema No-Bake constituye el inicio de una nueva etapa de desarrollo orientada a acompañar el crecimiento de los sectores industriales en los que participa.
La colocación de bono contó con una amplia participación de inversores institucionales de Estados Unidos, Europa y la Argentina.
La empresa industrial y energética PCR, tal como se conoce hoy a la centenaria Petroquímica Comodoro Rivadavia, concretó su debut en los mercados de capitales internacionales mediante la colocación de su primer bono por un monto total de US$ 400 millones.
La compañía informó este jueves al mercado que la operación, realizada en conjunto con su subsidiaria Luz de Tres Picos bajo la modalidad de Obligaciones Negociables Clase I, registró una elevada demanda que permitió ampliar la pauta inicial fijada en US$ 350 millones.
La emisión, efectuada en dólares estadounidenses y sujeta a la legislación del Estado de Nueva York, se estructuró a un plazo de ocho años con un rendimiento del 8,5% anual. La colocación mediante el mecanismo de book-building obtuvo propuestas cercanas a los US$ 1.000 millones, cifra que superó en casi 2,5 veces el monto finalmente adjudicado.
La empresa aseguró que pudo reflejar la solidez de su posición en los distintos segmentos en los que participa en el país, y logró concretar una operación que contó con una amplia participación de inversores institucionales de Estados Unidos, Europa y la Argentina.
La transacción requirió la intervención de las entidades bancarias y financieras Itaú BBA, BBVA y Santander que ejercieron los roles de Global Coordinators y Joint Bookrunners, mientras que Balanz se desempeñó como Joint Bookrunner y Galicia Capital US, LLC actuó en calidad de International Selling Agent. A nivel local, la estructuración estuvo acompañada por Allaria, Balanz, ICBC, Banco Santander y Banco Galicia.
Refinanciación de deuda e inversión e infraestructura
Respecto al uso de los fondos captados, la compañía informó que destinará los recursos principalmente a la cancelación y precancelación de pasivos financieros de PCR y Luz de Tres Picos. Este movimiento apunta a extender los vencimientos y robustecer la solvencia patrimonial del grupo, reservando el remanente para el financiamiento de nuevos desarrollos productivos en la cadena energética.
Sobre los alcances de la colocación, Juan Giglio, director de Finanzas de la firma, afirmó que «la respuesta del mercado refleja la solidez operativa y la disciplina de gestión de la compañía». Asimismo, ponderó que «el acceso al crédito externo constituye un hito para la organización, ya que otorga mayor visibilidad global y brinda la flexibilidad para ejecutar inversiones estratégicas» en infraestructura energética e industrial.
PCR tiene un modelo operativo diversificado en tres unidades de negocio. En materia de hidrocarburos, PCR opera áreas de producción en Mendoza y La Pampa, seis bloques en Ecuador con un volumen neto de 21.000 barriles equivalentes diarios de petróleo y proyectos en desarrollo en Estados Unidos.
A su vez, consolida su posición como uno de los principales generadores privados de energía eólica en la Argentina, con 545 MW instalados distribuidos en cuatro parques ubicados en Santa Cruz, Buenos Aires y San Luis, en combinación con su histórico liderazgo en la fabricación de cemento en la Patagonia.
La provincia de Neuquén emitió un bono en el mercado internacional tras casi una década.
La Provincia de Neuquén obtuvo este jueves financiamiento por 500 millones de dólares con la colocación de un bono en el mercado internacional que pagará un cupón de interés del 7,35%. Los Títulos Públicos de Infraestructura y Pago de Deuda del Neuquén (Tipden) tendrán un vencimiento a siete años, cuyas amortizaciones buscarán calzarse con el período de mayores regalías hidrocarburíferas que traerá la producción en Vaca Muerta.
El bono es el primero de la gestión Rolando Figueroa y una vuelta al mercado internacional para Neuquén tras casi una década sin emisiones. La Provincia recibió ofertas por 1.100 millones de dólares, más del doble de lo que había ido a buscar.
Elgrueso del financiamiento será destinado a obra pública, en momentos donde el gobierno necesita fondos para cubrir infraestructura atrasada, pero también anticiparse a lo que demandará la provincia en los próximos años cuando se espera que la producción en Vaca Muerta se duplique.
Frente a la decisión de Javier Milei de retirar al gobierno nacional de la obra pública, la gestión de Figueroa había implementado, hasta ahora, una estrategia de financiamiento de proyectos con fondos propios, créditos con organismos internacionales y fideicomisos con las empresas petroleras para obras viales específicas.
Ahora sumará un endeudamiento en el mercado que también le dará aire a la administración en un contexto de negociación con los gremios estatales para definir los aumentos salariales del segundo semestre, en la previa de la disputa electoral.
El gobierno llevó en 2024, cuando pidió la autorización del endeudamiento en la Legislatura, un listado de más de 400 proyectos de infraestructura para ejecutar con los fondos, aunque no será del todo vinculante. Algunos ya se empezaron con los fondos obtenidos de préstamos con la CAF y el BID y otros se incorporaron o reemplazaron después con leyes o decretos posteriores.
La ley 3434, que es la que originalmente aprobó el endeudamiento por 500 millones de dólares, incorporó a pedido de diputados de la oposición la obligación para el Poder Ejecutivo de presentar, cada 120 días, «un informe detallado de las acciones ejecutadas en función del crédito tomado».
Las condiciones del bono
Según se informó este jueves tras el cierre de la operación, el bono emitido bajo ley de Nueva York tendrá una estructura de amortización con tres pagos anuales: 33% a cancelar en agosto de 2032, 33% en agosto de 2033 y 34% en igual mes de 2034. Pero la Provincia también tendrá la opción en 2031 de cancelar la totalidad de la deuda y los intereses que se hayan devengado hasta entonces, sin pagar costos adicionales.
El cupón que pagarán los Tipden será del 7,35%, con una periodicidad semestral cada 25 de febrero y 25 de agosto, comenzando a partir de febrero del año que viene. La TIR (Tasa Interna de Retorno) se ubicó en un 7,65%.
No tendrán garantía pero sí ofrecerán prioridad absoluta de cobro frente a otros acreedores en caso de liquidación (bono quirografario).
Los coordinadores globales de la operación fueron JP Morgan y el Banco Santander, y este último también actuó como colocador local junto a Balanz.
Fitch Ratings le asignó la calificación de B- al instrumento, misma que le otorgó a la provincia como emisora en junio pasado, tras valorar que el riesgo de refinanciamiento es «relativamente bajo» gracias a que logró una mayor capacidad para afrontar sus vencimientos, resultados fiscales «equilibrados» y crecimiento de los ingresos propios.
Igual calificación le otorgó S&P, que analizó que el aumento del endeudamiento, en comparación con lo que sucedió en años recientes, «no incrementará significativamente la carga de la deuda», estimada en un 20 % de los ingresos corrientes en 2026-2027.
Como informó EN/CLAVE, el gobierno de Rolando Figueroa obtuvo la autorización de la Legislatura para emitir deuda por hasta 500 millones de dólares en 2024, pero no la había utilizado hasta el momento. Recién en marzo de este año creó por decreto 419 el «Programa para el Financiamiento de Infraestructura y Pago de Deuda del Neuquén» para la emisión de títulos en el mercado internacional o local.
El decreto autorizó los Tipden para colocarse con o sin garantía, un plazo máximo de amortización de 15 años y la posibilidad de que los actuales tenedores de deuda provincial puedan hacer un canje.
Cómo es la deuda de Neuquén
La provincia de Neuquén, que administra un presupuesto equivalente a unos 5.000 millones de dólares tenía, al cierre del primer trimestre, un stock de deuda de unos 717 millones de dólares, con más del 90% denominada en moneda extranjera.
Al inicio de la gestión de Rolando Figueroa, el número se encontraba por encima de los 1.200 millones de dólares, el cual se redujo tras dos años y medio de pagos sostenidos de amortizaciones e intereses sin recurrir a nuevas emisiones. El gobierno también tomó la decisión de dejar de acumular reservas en el fondo anticíclico creado en 2020 para afrontar estos vencimientos con las regalías de Vaca Muerta provenientes de la exportación.
Neuquén aún debe cancelar este año vencimientos por más de 250 millones de dólares, monto que comenzará a descender a partir del 2027 pero al que se añadirán los intereses semestrales de esta nueva colocación. Para el 2031, las obligaciones quedarán por debajo de los 100 millones de dólares anuales.
Los pagos de amortización correspondientes a las tres cuotas que acordó el gobierno para los Tipden elevarían los pagos de capital a unos 212 millones de dólares en 2032, a 215 millones en 2033 y a 223 millones en 2034.
De esta forma, los vencimientos de amortización de este bono se empalmarán con los años de menor presión de pagos para la Provincia y con las regalías incrementales que generará el aumento de la producción en Vaca Muerta.
Neuquén también tiene en circulación los Ticade, garantizados con regalías, y los Tideneu, ambos emitidos en la gestión de Omar Gutiérrez. Estos títulos fueron reestructurados en 2020, durante la pandemia del covid-19 que provocó una crisis de ingresos en la provincia, y estiraron su vencimiento a abril y mayo del 2030. La Provincia paga por estos instrumentos una tasa de interés del 6,875% y del 8,625%, respectivamente y el remanente de stock supera los 300 millones de dólares.
El presidente ejecutivo de Naturgy, Francisco Reynés.
La distribuidora de gas Naturgy informó que cerró el primer semestre de 2026 con un beneficio neto de 1.215 millones de euros, un 6% superior al registrado en igual período del año pasado, mientras que su Ebitda alcanzó los 2.975 millones de euros, lo que representa un incremento interanual del 5%.
La empresa atribuyó estos resultados a la fortaleza de su modelo de negocio integrado, la disciplina en la gestión operativa y financiera y su capacidad para adaptarse a un contexto internacional marcado por la incertidumbre geopolítica y su impacto sobre los mercados energéticos.
La compañía mejoró su perfil financiero. La deuda neta se redujo desde los 12.317 millones de euros registrados al cierre de 2025 hasta los 11.745 millones al finalizar junio de este año. Como consecuencia, la relación deuda neta/Ebitda descendió hasta 2,2 veces, un nivel que, según la empresa, le otorga mayor capacidad para afrontar nuevas oportunidades de crecimiento manteniendo una política de asignación de capital prudente.
Durante el semestre, Naturgy concentró sus inversiones en dos de los principales ejes definidos en su Plan Estratégico 2025-2027: las redes de distribución y el desarrollo de proyectos de generación renovable.
En este último segmento, la capacidad instalada alcanzó los 8,4 GW, incluyendo sistemas de almacenamiento con baterías. Además, la compañía cuenta con cerca de 1,3 GW adicionales en construcción, de los cuales aproximadamente la mitad entraría en operación antes de finalizar 2026.
El presidente ejecutivo de Naturgy, Francisco Reynés, sostuvo que “la empresa inicia una nueva etapa respaldada por una estructura financiera sólida y una estrategia orientada a la creación de valor sostenible”.
Asimismo, advirtió que la evolución de los precios internacionales del gas anticipa un invierno complejo para Europa, por lo que la compañía continúa trabajando para garantizar la seguridad del suministro energético.
Mejora de las previsiones
A partir de la evolución registrada durante el primer semestre, Naturgy decidió revisar al alza las metas previstas para el cierre de 2026 dentro de su Plan Estratégico 2025-2027.
La empresa ahora estima que el Ebitda superará los 5.500 millones de euros, alrededor de un 5% por encima de la previsión anterior, mientras que el beneficio neto se ubicará por encima de los 2.100 millones de euros, lo que representa una mejora cercana al 10%. Asimismo, prevé cerrar el ejercicio con una deuda neta inferior a los 13.000 millones de euros.
Según la compañía, estas proyecciones se ubican por encima del consenso del mercado.
Mayor liquidez de la acción
Entre los principales hitos del semestre, Naturgy destacó que el free float de sus acciones ya supera el 46%, el nivel más elevado en los más de 180 años de historia de la empresa. La compañía señaló que este avance le permitió cumplir uno de los objetivos planteados para incrementar la liquidez del papel y fortalecer su atractivo entre los inversores.
En línea con los resultados obtenidos, el Consejo de Administración aprobó el pago de un primer dividendo a cuenta del ejercicio 2026 de 0,60 euros por acción, que será abonado el próximo 29 de julio. La empresa indicó que esta distribución se enmarca en la política de remuneración al accionista prevista en el Plan Estratégico 2025-2027 y está condicionada al mantenimiento de la calificación crediticia BBB.
Crown Point ejecutó en 2025 la compra en etapas de las concesiones El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga. Primero a Pampa Energía Tecpetrol e YPF.
La empresa de capitales locales Liminar Energía tomó el control del 91,04% del capital accionario de la firma canadiense Crown Point Energy Inc., sociedad controlante de Crown Point Energía S.A. en la Argentina. De acuerdo a lo informado al mercado, el 8,96% restante del paquete accionario de la compañía continúa cotizando en el mercado bursátil de Toronto (TSX Venture Exchange).
La operación se concretó luego de que Liminar Energía ejerció el 99,28% de una oferta para la suscripción de nuevas acciones ordinarias de la matriz canadiense. La operación permitió a Crown Point recaudar US$ 30 millones, los cuales se destinaron de forma íntegra a la cancelación de un préstamo otorgado por la propia Liminar a fines de 2025.
Aquel financiamiento previo resultó clave para respaldar el traspaso de los activos convencionales El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga, ubicados en la Cuenca del Golfo San Jorge, aproximadamente a 40 kilómetros al oeste de Comodoro Rivadavia.
Liminar Energía está encabezada por Pablo Peralta, proveniente del ámbito financiero e industrial en el país. El empresario, cofundador y accionista clave del Grupo ST -conglomerado que incluye entidades como Banco BST y participaciones en diversos sectores como el asegurador y el inmobiliario-, sumó también recientemente el control de la operación de utilitarios de Mercedes-Benz en la Argentina a través de Prestige Auto.
Con esta reorganización patrimonial y la cancelación del pasivo intraempresariales, Crown Point Energía consolida su posición financiera para el desarrollo de activos en tres de las principales cuencas productoras de la Argentina: la Cuenca Austral, la Cuenca Neuquina y la Cuenca del Golfo San Jorge.
En sus estados financieros presentados en 2025, la compañía registraba un pasivo corriente significativamente superior a sus activos. Adicionalmente, la compañía debió afrontar durante los últimos meses vencimientos de capital e intereses de sus Obligaciones Negociables (Bonos Serie III y Serie IV), así como líneas de descubierto de capital circulante con entidades bancarias locales.
Entre junio y octubre del año pasado, Crown Point ejecutó la compra en etapas de concesiones convencionales en Chubut. Primero acordó con Pampa Energía (35,67%) y luego cerró los acuerdos por el porcentaje restante con Tecpetrol e YPF. La incorporación de El Tordillo le permitió sumar más de 4.100 barriles diarios brutos a sus registros, elevando significativamente su netback operativo de producción.
La industria consume entre 25 y 30 MMm3 diarios en invierno.
En este primer invierno en el que el gobierno dejó de garantizarle el GNL a precio subsidiado a las industrias, quedó expuesta una brecha entre las que pudieron absorber los nuevos precios –que oscilaron entre US$ 18 y US$ 26- y las que no. Mientras cientos de empresas, sobre todo del norte del país, optaron por parar la producción antes que pagar el sobrecosto, dos rubros —refinación y agroindustria— concentraron el 92% del volumen total adjudicado.
En los tres eventos realizados en el Mercado Electrónico de Gas (MEGSA), la refinación se llevó 61,3 millones de metros cúbicos (MMm3) y la agroindustria 44,6 MMm3. Juntas concentran el 91,7% de lo contratado (115,5 MMm3), muy por encima de manufactura (3,7 MMm3), alimenticia (2,9 MMm3), siderurgia (1,5 MMm3), petroquímica (800.000) y caleras (700.000), según datos de MEGSA a los que accedió EconoJournal.
“La concentración responde a la capacidad de pago y capacidad logística. Refinación y agroindustria pudieron absorber el sobrecosto, y a la vez tenían la posibilidad de tomar el gas de los cargamentos, algo que excluye a buena parte del resto del universo industrial”, explicó a Econojournal la asesora integral energética Nadia Sager. Ese resto, que se repartió una porción marginal del total adjudicado, cubrió el faltante con combustibles alternativos o, en menor medida, bajando o suspendiendo producción.
Frente a la demanda real, el peso de estas compras es acotado. La industria consume entre 25 y 30 MMm3 diarios en invierno, según detalló Sager. Por lo tanto, lo cubierto vía GNL entre junio y agosto representó apenas el 5% de esa demanda trimestral. En buques, unos dos cargamentos de gran porte, menos del 10% de lo importado este invierno para todo el sistema.
El mapa regional: cortes y sectores blindados
Esa concentración sectorial presenta matices al analizar la exposición de los grandes usuarios industriales en el mapa regional. Las zonas más afectadas por los cortes fueron el norte del país y el área metropolitana.
Tucumán fue de las provincias que registró el mayor impacto. Jorge Rocchia Ferro, presidente de la UIA Tucumán, explicó a Econojournal que entre 35 y 40 empresas de las 870 que nuclea la entidad se quedaron sin gas en algún momento del invierno: cinco citrícolas, tres ingenios, y el resto panaderías y metalmecánicas que trabajan con calderas.
El sector más comprometido, por el momento del proceso productivo en que se produjo el corte, fue el citrícola, que necesita el gas para secar la cáscara, un insumo que se pudre si el proceso se interrumpe. En los ingenios, al menos dos no pudieron comenzar a moler a tiempo, en una provincia donde la agroindustria azucarera es, en palabras de Rocchia Ferro, «la columna vertebral de la matriz productiva».
Un poco más al norte, en Jujuy, los cortes afectaron de manera desigual a tres de los ingenios azucareros de la provincia. Ledesma, el más importante, no sintió el impacto, gracias a la participación minoritaria de la compañía en la UTE Aguaragüe, el yacimiento gasífero del norte salteño cuya producción se procesa en Refinor, que los abastece en gran parte del consumo productivo. Durante la zafra, reemplaza más de la mitad del gas que necesita con biomasa propia.
Los otros dos ingenios jujeños no tuvieron la misma suerte. Río Grande, que había iniciado la zafra 48 días antes del pico de restricciones, se expuso a las restricciones en el momento de mayor necesidad de gas – en el resto del proceso productivo lo reemplaza con su propio bagazo-. Pagó el gas a 20 dólares, aunque el impacto duró apenas tres días. La Esperanza, que ya venía moliendo desde antes del pico invernal, no se vio afectada.
Fuera del sector azucarero, las mineras de litio en la Quebrada ya tenían contratos de gas importado firmados de antemano, con lo cual no sufrieron cortes, pero sí un esquema de costos más alto, con coberturas de entre 18 y 20 dólares.
El golpe más fuerte lo sintió el complejo metalmecánico que abastece a Zapla y dos celulósicas de Palapalá que fabrican cajas y papel de embalaje. Una de ellas, con contrato en firme a 4 dólares, estuvo nueve días parada. “Estaban justo en un pico de demanda de parte de alimenticias de exportación, y esto les cortó el envión. Hicieron un gran esfuerzo por no tocar la plantilla”, explicó a Econojournal el presidente de la UI Jujuy, Federico Gatti.
En Salta, otra de las provincias más afectadas, las citrícolas —la más relevante, La Moraleja— fue, por el mismo motivo que en Tucumán, el sector más perjudicado. Las tres industrias del sector cerámico de la provincia pararon primero al 100% y después al 20%. En este rubro, en el que el gas pesa fuerte en la estructura de costos, pagarlo el doble o el quíntuple significó, en palabras del vicepresidente de la UI de Salta, Julio Fazio, que «la diferencia de factura de un mes nos pagaba la masa salarial de dos meses».
En términos generales, las mineras salteñas tuvieron alguna restricción puntual dos semanas antes, sin llegar a afectarlas. El tabaco, en plena cosecha, tampoco sufrió sobresaltos por el poco gas que necesitan en su proceso productivo.
«Cuando trabajás con márgenes muy finos, porque los negocios hoy están muy finos en un contexto de recesión, ningún margen alcanza para pagar seis veces el gas», se justifica Eduardo Gómez Naar, presidente de la UI Salta, en diálogo con Econojournal.
Más al sur, en Catamarca, el impacto fue, sobre todo, indirecto. Carlos Pineda, de la UI Catamarca, ubica a los grandes consumidores de gas en tres rubros: alimenticio, cementero y cerámico (hornos de ladrillos). Las cementeras, que directamente calculan no operar los hornos entre junio y octubre, «ni se enteraron». Las cerámicas se manejan parecido: no tienen consumo firme, porque no pueden pagar las multas de comprometerse a un volumen garantizado. Las alimenticias, que sí tienen consumo firme y están cerca del gasoducto central en Recreo, no tuvieron problemas de abastecimiento. El daño más profundo, según Pineda, no es el de este invierno puntual sino el estructural: la falta de certeza sobre disponibilidad de gas frena proyectos de inversión en generación propia, algo que, dice, condiciona el desarrollo de la provincia. Las textiles, electrointensivas y sin consumo directo de gas, no sintieron el corte.
En la provincia de Buenos Aires, referentes consultados no pudieron precisar un listado de sectores afectados, pero identificaron una asimetría regional. De las tres distribuidoras que operan en el conurbano, solo una en la Zona Sur exigió consumo cero a la industria durante el período de restricciones. Las otras dos impusieron restricciones y aplicaron multas por incumplimiento, pero no llegaron a un corte total. “El resultado fue un desnivel de competitividad dentro de una misma región metropolitana, en el que las empresas que lograron sostener producción lo hicieron pagando el costo extraordinario del GNL”, aseguró a Econojournal una referente industrial que pidió no ser nombrada.
En Jujuy, el golpe más fuerte lo sintió el complejo metalmecánico que abastece a Zapla y dos celulósicas de Palapalá.
Cómo se llegó a este invierno
Tal como reconstruyó Econojournal, la causa del aumento a casi el doble de cortes a la industria respecto a 2025, hay que buscarla en un cambio contractual. En marzo, la Secretaría de Energía redefinió mediante la resolución 66/26 el mix de transporte de cada distribuidora, lo que reactivó cláusulas de «transporte firme con ventana» que durante años habían tenido una aplicación apenas testimonial. A eso se sumó que Enarsa dejó de actuar como proveedor de última instancia para cubrir los desbalanceos del sistema, un rol que empezaron a ocupar comercializadores privados —en particular Trafigura, a través de la regasificadora de Escobar— con un gas sensiblemente más caro.
Por el lado de la gestión estatal, hubo además un desfasaje de tiempos que agravó el cuadro. La iniciativa privada de TGS para ampliar en hasta 14 MMm3 diarios la capacidad del gasoducto Perito Moreno (ex Néstor Kirchner) y un tramo del gasoducto Neuba tardó 16 meses entre la presentación del proyecto y la adjudicación de la licitación, un plazo que corrió la obra del invierno para el que estaba pensada al siguiente. «Te perdiste un invierno», resumió Juan José Carbajales, de la consultora Paspartú.
Carbajales apunta, además, a una paradoja en la mecánica de las subastas de GNL industrial. Antes de este esquema, Enarsa había llamado a una licitación para que un privado comprara en forma monopólica los cargamentos de GNL destinados al sistema. Esa licitación tenía reglas fijadas de antemano —precio tope y margen de intervención de la Secretaría de Energía— porque el ganador iba a operar como comprador único. El proceso terminó declarado desierto y el Estado volvió a comprar directamente a través de Enarsa. Pero el mismo comercializador que se había presentado a esa licitación sin ganarla terminó, según Carbajales, concentrando buena parte de lo adjudicado en las subastas del MEGSA para industrias. Esa asimetría, sostiene, también explica por qué el invierno le «cayó con todo» a buena parte del sector industrial.
Nadia Sager agrega la falta de información y procesos claros en el inicio del mecanismo de compra: «La implementación de la forma operativa y administrativa para adquirir GNL no estaba clara, fue una prueba y error. El primer mes, en mayo, quedó prácticamente desierto. En junio ya aparecieron generadores comprando y comercializadoras, y en julio tuvo mayor presencia la industria». «Tenés empresas que compraron GNL por un mandato empresario o político —si el Estado dice que va a comprar, yo también voy—. Otras compraron por miedo al corte, otras porque el costo de no producir era mucho más alto, y otras no, porque ya tenían contemplada la parada. Hay de todo, con seguridad», agregó.
El mea culpa de la industria
Industriales consultados por Econojournal reconocen que la falta de anticipación también jugó su parte. «No la vimos venir porque hace décadas la incorporación del GNL al sistema nacional la resolvió el Estado. Este año, cambiaron las reglas a último momento —en abril— y eso nos obligó a salir a buscar soluciones sobre la marcha», admitió uno de ellos.
«¿Qué quieren?” No pagar el GNL», respondió otro industrial consultado, en referencia a una parte del sector que, con margen para afrontar el sobreprecio, prefirió resistir el corte antes que salir a comprar.
«Cuando se empezó a aplicar en contratos firmes, saltaron todos. Algunos me llamaron, y yo les preguntaba: ¿Miraste tu contrato? ¿No tenés puesta una ventana? Y resulta que sí. Incluso grandes empresas lo tenían», contó a Econojournal una persona que asesora a grandes usuarios industriales. «Hay que entenderlo, al fin y al cabo somos personas. Había un gerente de mantenimiento al que le avisaron que le iban a cortar el gas, y en algún momento tenía que decirle al directorio, puede que tengamos que duplicar, triplicar y hasta quintuplicar el costo, porque tal vez nos corten. Si se equivocaba en el pronóstico, lo echaban», agregó.
«Viendo contratos durante años, siempre tuvieron las ventanas de corte, lo que pasa es que se aplicaban muy excepcionalmente «, ordena Nadia Sager, que lleva el problema al terreno contractual. Esa cláusula —el llamado «transporte firme con ventana»— habilita a la distribuidora a interrumpir el suministro industrial durante determinada cantidad de días al año, cuando la capacidad de transporte debe priorizar la demanda residencial.
De cara a 2027, la mejora de la capacidad de transporte de TGS por el gasoducto Perito Moreno debería aliviar parte del cuello de botella, aunque no lo resuelve: la industria va a seguir necesitando GNL y yendo a corte, aunque con precios que se proyectan al menos cinco dólares por debajo de los de este invierno sin el efecto guerra, y en la medida en que avancen las ampliaciones adicionales que hoy se conversan en TGN ya la necesidad de GNL se verá fuertemente reducida.
Waiken ILW, un holding del Grupo Werthein, explora la energía nuclear para abastecer con energía a los datacenters que soportan las transmisiones de DirecTV y SKY Brasil.
Waiken ILW, el holding del Grupo Werthein líder en televisión satelital en la región, mostró interés en un micro reactor modular de la firma europea Terra Innovatum para suministrar energía a sus datacenters en la Argentina y Brasil. Se trata del reactor SOLO de 1 MW de potencia eléctrica que la empresa con base en Italia está desarrollando y que podría tener a la firma argentina Conuar como partner en el desarrollo y la fabricación de los componentes.
En concreto, Terra Innovatum y Waiken anunciaron la firma de una carta de intención (LOI) para explorar la instalación de micro reactores para el suministro de energía a los datacenters que respaldan las transmisiones de DirecTV Latin America desde Argentina y de SKY Brasil en Jaguariúna. La carta de intención es por 8 MW de potencia eléctrica, lo que supone el despliegue de ocho reactores SOLO.
Waiken es un holding technomedia regional creado por el Grupo Werthein en noviembre de 2025 para reorganizar sus negocios de medios y tecnología. El holding proyecta una inversión propia de US$ 450 millones entre 2026 y 2031.
El portafolio de Waiken incluye más de 20 marcas y señales propias. En televisión satelital destacan DirecTV Latin America y Sky Brasil, que concentran más de 10 millones de clientes.
De hecho, el holding obtuvo los derechos de transmisión de todos los partidos del Mundial de fútbol 2026 a través de DirecTV. En la previa del mundial pasó a controlar por completo la señal Torneos y Competencias (TyC) al adquirir el 50% de las acciones que estaban en manos del Grupo Clarín.
Grupo Werthein: Waiken mira al micro reactor de Terra para sus datacenters
“Nos asociamos con Terra Innovatum Global para impulsar una estrategia energética con visión de futuro que refuerza nuestro compromiso de larga data con la innovación, la sostenibilidad y la excelencia tecnológica en todas nuestras empresas y socios», afirmó el Director de Estrategia Global y Regulatoria de Waiken ILW, Carlos Magariños.
“Esta alianza fortalecerá nuestra infraestructura al suministrar energía limpia confiable —bajo el modelo behind the mether— a los centros de datos de transmisión de DIRECTV y SKY, allanando el camino hacia un futuro energético más limpio, resiliente y autosostenible en Argentina, Brasil y toda la región”, explicó el directivo.
Terra destacó que el acuerdo con Waiken representa su primera iniciativa de despliegue comercial anunciada en Latinoamérica y que refleja la creciente demanda internacional de energía nuclear micromodular estandarizada y fabricada en planta. Se trata de una solución orientada tanto a centros de datos de inteligencia artificial como a los sectores de medios de comunicación, telecomunicaciones y otras infraestructuras críticas.
«Esta iniciativa tiene como objetivo proporcionar soluciones de energía limpia fiables y de tipo behind the meter para los centros de datos de Waiken ILW, sirviendo al mismo tiempo de prueba de concepto para otras operaciones de gran consumo energético y largo plazo dentro del grupo de empresas Waiken ILW», afirmó Alessandro Petruzzi, cofundador y director ejecutivo de Terra Innovatum Global.
El rol de Conuar en el desarrollo del reactor de Terra
En paralelo al avance comercial en Latinoamérica, Terra Innovatum también encontró en la Argentina a un posible socio en el desarrollo y la fabricación de los componentes para el reactor SOLO. La empresa en cuestión es Combustibles Nucleares Argentina (Conuar), que tiene como accionistas al grupo Perez Companc (67%) y a la Comisión Nacional de Energía Atómica (33%) y cuyo principal negocio es la fabricación de los elementos combustibles para las centrales nucleares en la Argentina.
Conuar firmó este año un acuerdo estratégico con Terra para avanzar en el desarrollo y la estandarización de los métodos de fabricación de componentes estructurales y funcionales basados en aleaciones de zirconio y acero inoxidable. El acuerdo es para avanzar con un estudio de factibilidad de dicha iniciativa, según pudo saber EconoJournal.
Esta colaboración se basa en un convenio suscrito el año pasado que establece que Conuar diseñará y fabricará componentes críticos para el reactor SOLO. Otro punto importante del convenio es que abre la posibilidad de establecer en la Argentina un hub de ensamblaje y cadena de valor para Latinoamérica, desde donde se podrían distribuir los reactores micromodulares SOLO hacia Sudamérica y Centroamérica, lo que constituiría un paso importante en el proceso de internacionalización de Conuar.
Cómo será el reactor SOLO que abastacerá de energía a los datacenters
El reactorSOLO será un reactor refrigerado por gas. El núcleo del reactor incluirá un moderador sólido y un reflector hechos de grafito. Terra Innovatum inició en 2025 ante la Comisión Reguladora Nuclear (NRC) de los Estados Unidos la presolicitud de licenciamiento del diseño y construcción de una primera unidad prototipo con el propósito de realizar pruebas, investigación y entrenamiento.
Cada unidad estará diseñada para proporcionar energía eléctrica y/o térmica para sitios industriales. También puede emplearse para otros usos, como la desalinización de agua y la producción de radioisótopos médicos.
El combustible que empleará será el combustible tradicional que se utiliza en la flota de reactores de agua ligera (LWR), que emplean pastillas de dióxido de uranio en tubos revestidos a base de circonio. El uranio es de bajo enriquecimiento (LEU), a un nivel por debajo del 4,95%.
“La disponibilidad de una cadena de suministro establecida permite a Terra mejorar la viabilidad comercial, un cronograma más predictivo y reducir la incertidumbre en la estimación de costos”, dice la compañía en su aplicación a la NRC.
Los inversores de la plaza local volcaron su liquidez a títulos energéticos en el mercado local, donde el 99,4% de las emisiones del sector se estructuró en dólares.
Durante el primer semestre de 2026, las empresas energéticas captaron US$ 5.307 millones en el mercado local de Obligaciones Negociables, representando el 55,1% del total emitido en la Argentina. Con un marcado dinamismo entre el primer y segundo trimestre y una dolarización casi total del 99,4%, el sector consolidó su curva de crédito propia, aunque con una dispersión de tasas y plazos.
Un reporte de RICSA, sociedad de bolsa, detalló este martes que el mercado primario de ONs cerró el primer semestre de 2026 con un volumen total adjudicado de US$ 9.632 millones distribuidos en 169 series. Este resultado implicó un crecimiento del 8% en comparación con el mismo período del año anterior, reflejando un marcado dinamismo del financiamiento corporativo.
Dentro de este escenario, el sector energético volvió a posicionarse como el motor indiscutido del mercado -tal como ocurrió en 2025- al concentrar el 55,10% del monto total emitido, lo que equivalió a US$ 5.307 millones. El dato sobresale al constatar que este volumen se obtuvo con solo 24 emisiones, representando apenas el 14% del total de las series colocadas en el semestre.
El comportamiento del flujo financiero mostró una aceleración sustancial en el transcurso del año. Mientras que en el primer trimestre las empresas del sector captaron US$ 1.848 millones a través de 11 series, entre abril y junio el monto saltó un 87% hasta alcanzar los US$ 3.459 millones en 13 colocaciones.
Menos emisiones con mayor volumen de financiamiento
Un rasgo distintivo de la primera mitad del año radicó en la mayor envergadura de las operaciones, se destacó en el reporte. En relación con el primer semestre de 2025, la cantidad de series emitidas por empresas de energía cayó de 37 a 24, pero el promedio emitido por transacción trepó un 66%, al pasar de US$ 133 millones a US$ 221 millones por emisión.
En cuanto a la moneda de denominación, el sector operativo con necesidades intensivas de capital optó de manera casi unánime por el dólar. El 99,4% de las colocaciones energéticas se estructuró en moneda dura o instrumentos dollar linked, consolidando una diferencia drástica frente al mercado general, donde la emisión en pesos alcanzó un 42%.
La concentración del volumen por actores mantuvo el liderazgo de las grandes operadoras integradas y distribuidoras. La nómina estuvo encabezada por YPF S.A. con US$ 833 millones en tres series, seguida por Pampa Energía con US$ 700 millones, Edenor con US$ 640 millones, Pluspetrol con US$ 617 millones y Vista Energy con US$ 500 millones.
En conjunto, los diez principales emisores explicaron el 90,8% del financiamiento captado por el sector energético y el 50% de la masa de recursos colocados en todo el mercado de ONs. De hecho, la suma de los tres primeros —YPF, Pampa Energía y Edenor— justificó por sí sola el 41% de la liquidez capturada en el país durante los primeros seis meses del año.
Una dispersión de tasa para colocaciones selectivas
Respecto al costo del capital, la Tasa Nominal Anual (TNA) promedio ponderada para la industria energética se ubicó en 8,1% en dólares, lo que representó un incremento frente al 7,3% registrado en el mismo lapso del período precedente. Este comportamiento se dio en un contexto de profundización en la evaluación del riesgo crediticio por parte del mercado.
La dispersión intra-sectorial evidenció un spread de hasta 640 puntos básicos entre los extremos de la curva. Mientras Pampa Energía logró convalidar la tasa más baja con un 5% TNA, la compañía CGC registró el tope superior de la franja al colocar títulos al 12% TNA. No obstante, más del 60% de las emisiones del sector se pactaron entre el 8% y el 10%.
Finalmente, la dinámica de plazos no mostró una penalización por extensión en la maduración de los títulos. Emisores como Vista Energy y Pampa Energía consiguieron financiamiento a plazos máximos de 146,1 y 139,8 meses —superando los 10 años— a tasas de 8% y 5% respectivamente, mientras que colocaciones de corto plazo a 2 y 3 años requirieron rendimientos del 11% al 12%.
El gobierno de Neuquén finalizó este año la primera etapa del bypass de Añelo, otro tramo clave de las rutas en Vaca Muerta.
El gobierno de Neuquén y empresas petroleras trabajan en los detalles finales de un nuevo esquema de financiamiento para pavimentar y repavimentar rutas en Vaca Muerta por unos 300 millones de dólares. A diferencia del fideicomiso que se creó el año pasado para la ejecución del bypass de Añelo, los aportes esta vez llegarían a través de adelantos de regalías y canon de producción.
El proyecto había sido anunciado por el gobernador Rolando Figueroa el 1 de marzo, durante la apertura de sesiones legislativas, como una de las leyes a enviar en el primer semestre del año junto con el acuerdo con YPF por el GNL. Si bien este último ya fue aprobado por los diputados en junio, el financiamiento para las rutas petroleras viene más demorado.
A fines de marzo, Figueroa firmó con las 11 operadoras participantes una adenda al memorándum de entendimiento (MOU, por sus siglas en inglés) que ya habían acordado previamente en donde se definieron cuáles son las rutas que se financiarán con este esquema.
Las empresas que integran el acuerdo son YPF, Chevron, Pampa Energía, Pan American Energy, Phoenix Global Resources, Pluspetrol, Shell, Total Austral, Vista Energy, Geopark y Harbour Energy. Las dos últimas no habían participado del fideicomiso anterior.
Figueroa afirmó que son las obras de infraestructura que la provincia necesita para elevar la productividad de Vaca Muerta y llegar al plateau de producción esperado hacia el año 2030.
La saturación actual de las rutas del corredor petrolero de la provincia no solo representa pérdidas económicas para las operadoras, por las demoras que genera el mal estado de los caminos y la cantidad de camiones y vehículos que circulan, sino un incremento de incidentes de tránsito.
Tras una sucesión de siniestros, Neuquén tuvo que declarar el año pasado la emergencia vial e implementar un esquema de restricciones horarias con refuerzo de los operativos de control.
Las rutas que se van a ejecutar
La ampliación de infraestructura vial hacia los yacimientos de Vaca Muerta comenzó con el bypass de Añelo, cuya primera etapa finalizó la Provincia con financiamiento propio y que completarán las petroleras en los 51 kilómetros restantes a través del fideicomiso.
Esa obra fue adjudicada en abril a la UTE Luis Losi SA y Rovella Carranza SA directamente por las empresas, que son las encargadas de ejecutar y financiar la pavimentación. Según pudo saber EN/CLAVE, esos trabajos ya comenzaron, pero aún no se conoce fecha estimada de finalización.
Las obras que incluirá este nuevo convenio con operadoras implican la intervención sobre cuatro rutas provinciales.
La primera que se iniciará, según anunció el gobernador, será 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.
Además, el convenio incluirá 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 comprendido entre el límite con la provincia de Río Negro y el empalme con la Ruta 8.
Anticipos de regalías
El gobierno acordó con las petroleras que participaron del fideicomiso Bypass de Añelo un esquema por el cual las propias operadoras financian, licitan y ejecutan la obra bajo supervisión de Vialidad Provincial. El acuerdo, que se ratificó por ley, establece que pasará a manos de Neuquén en calidad de donación con cargo cuando esté finalizada y su repago se hará a través del cobro de peaje.
En este segundo convenio, en cambio, los aportes serán considerados como anticipos de regalías y canon extraordinario de producción, con la posibilidad de sumar también una eventual contribución por peajes.
Desde el gobierno provincial indicaron a EN/CLAVE que la negociación con las empresas «avanzó bastante» y que solo resta firmar el documento final, algo que se estimó en alrededor de un mes.
Fuentes de la industria indicaron que la discusión actual involucra el plazo de repago y el costo financiero que implicará el adelanto de regalías. Figueroa había dicho en marzo, cuando anunció el convenio, que se trataba de las regalías «a cobrar recién con el incremental que tengamos por entre 2029 y 2030».
El esquema habilitaría un sistema de pagos en función del avance de las obras que, en este caso, quedarían en manos de la Provincia y no de las operadoras.
Si bien se había anunciado como un segundo fideicomiso, por lo que se conoció hasta el momento no se acudiría a este tipo de herramienta, sino que se firmará un acuerdo marco entre las empresas y el gobierno de Neuquén donde se fijen las condiciones, el cual será enviado luego a la Legislatura para su ratificación.
Cinco grupos empresarios continúan en carrera para quedarse con el paquete de control que la petrolera que conduce Horacio Marín.
El Citibank recibirá este jueves al mediodía las ofertas económicas vinculantes (binding offers) para adquirir la participación accionaria que YPF posee en Metrogas, la mayor distribuidora de gas natural de la Argentina.
Cinco grupos empresarios continúan en carrera para quedarse con el paquete de control que la petrolera que conduce Horacio Marín busca desprenderse como parte de su estrategia de desinversión de activos no estratégicos.
Según pudo reconstruir EconoJournal, los interesados que llegarán a la instancia final del proceso son MSU Energy, la compañía que lidera Manuel Santos Uribelarrea; EcoGas, una de las cuatro principales empresas del segmento de distribución (controla Distribuidora de Gas del Centro y Distribuidora de Gas Cuyana), que es propiedad de accionistas locales entre los que figuran Guillermo Reca, Ronaldo Strazzolini, Eduardo Escasany y Guillermo Pérez Moore, entre otros; Integra Capital, el holding encabezado por José Luis Manzano, que participará junto con algunos de sus socios en Edenor, entre ellos Edgardo Filiberti; el Grupo Pierri, propietario de Telecentro; y Grupo Sofía, uno de los accionistas de Litoral Gas.
En cambio, el grupo encabezado por el empresario Georgie Neuss, que analizaba participar con respaldo de un fondo de inversión de origen árabe, finalmente resolvió desistir del proceso y no presentar una oferta vinculante.
Fuentes privadas que participan de la operación estimaron que las propuestas económicas podrían ubicarse en un rango de entre US$ 500 millones y US$ 800 millones, aunque aclararon que el valor definitivo dependerá, entre otros factores, de la resolución de un aspecto regulatorio que todavía permanece abierto.
La licencia, el tema pendiente
Fuentes privadas que siguen de cerca la operación consultadas por EconoJournal manifestaron su sorpresa porque el proceso de venta ingresó en su etapa decisiva sin que el Estado nacional haya formalizado todavía la prórroga por 20 años de la licencia de distribución de Metrogas.
Las mismas fuentes señalaron que tanto las áreas técnicas y legales del ex Enargas —hoy integrado al Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE)— como la Secretaría de Energía ya concluyeron el análisis jurídico y regulatorio necesario para extender la concesión, pero la formalización de la extensión está demorada desde hace meses.
Por ese motivo, las ofertas que recibirá el Citibank serán presentadas ad referendum de que el Gobierno finalmente apruebe la extensión de la licencia de distribución, tal como contempla el nuevo esquema regulatorio previsto por la Ley Bases.
En el mercado existía consenso en que la extensión de la concesión constituía una condición relevante para robustecer el atractivo del activo que YPF busca vender. Por eso, varios actores del sector observan con atención si la ausencia de una resolución formal terminará impactando sobre las valuaciones económicas que presentarán los interesados.
Cómo está estructurada la operación
YPF no está transfiriendo directamente las acciones que posee en Metrogas, sino su participación en Gas Argentino S.A. (GASA), la sociedad que controla la distribuidora. A través de GASA, YPF ejerce el control de Metrogas, mientras que el resto del capital permanece distribuido entre otros accionistas y el mercado.
Las ofertas que recibirá el Citibank serán presentadas ad referendum de que el Gobierno finalmente apruebe la extensión de la licencia de distribución.
A nivel de Metrogas, YPF posee aproximadamente el 70% del capital accionario. Esa participación comprende la totalidad de las acciones Clase A —equivalentes al 51% del capital— y una participación adicional en acciones Clase B. El resto del capital se reparte entre Integra Gas Distribution, con cerca del 9%; el Fondo de Garantía de Sustentabilidad (FGS) de la ANSES, con aproximadamente el 8%; y un flotante cercano al 13% que cotiza en el mercado local.
La operación que lidera el Citibank apunta a transferir el paquete de control de GASA y, con ello, el control efectivo de Metrogas, sin modificar la condición de la compañía como sociedad abierta que cotiza en Bolsa.
Un activo estratégico
Metrogas es la mayor distribuidora de gas natural del país y abastece a más de 2,4 millones de usuarios de la Ciudad de Buenos Aires y gran parte del conurbano bonaerense. Su área de concesión concentra la mayor demanda residencial y comercial de la Argentina, lo que la convierte en uno de los activos regulados más relevantes del sector energético.
Si la prórroga de la licencia continúa sin oficializarse, el mercado tendrá una referencia concreta sobre cuánto descuentan los inversores esa incertidumbre en el precio que finalmente estarán dispuestos a pagar por el control de Metrogas.
La petrolera de capitales colombianos GeoPark presentó su actualización operacional correspondiente al segundo trimestre de 2026, período en el que registró una producción consolidada promedio de 27.271 barriles equivalentes de petróleo por día (boepd), prácticamente sin cambios respecto de los 27.249 boepd alcanzados en el trimestre anterior.
La empresa destacó que mantuvo niveles de producción estables mientras aceleró las actividades de desarrollo en sus principales activos de Colombia y avanzó en la ejecución de su programa de inversión en Vaca Muerta, Argentina. Durante el trimestre operó con ocho equipos, cuatro de perforación y cuatro de workover, y completó la perforación de seis pozos en los bloques colombianos Llanos 34 y Llanos 123, además de cinco pozos en Vaca Muerta, que al cierre de junio se encontraban en proceso de fracturación hidráulica.
En materia de seguridad, GeoPark informó que no registró incidentes con tiempo perdido (LTI), lesiones registrables (TRI) ni eventos de seguridad de procesos Tier 1 durante el período.
Avances en Vaca Muerta
En la Argentina, la producción promedio alcanzó 1.400 boepd, un nivel similar al registrado en el primer trimestre del año. La actividad se concentró en el bloque Loma Jarillosa Este, donde la compañía completó la perforación del Pad 1030, integrado por tres nuevos pozos horizontales. Según informó, el tiempo promedio de perforación fue de 14,2 días por sección horizontal, con laterales de aproximadamente 2.450 metros.
La campaña de fracturación avanzó sobre los cinco pozos del pad y, hacia fines de junio, se habían completado 119 de las 218 etapas previstas. Además, se perforaron dos pozos verticales destinados a la disposición de agua y tareas de observación.
Otro de los hitos destacados fue la aprobación del Estudio de Impacto Ambiental del bloque Loma Jarillosa Este, autorización que habilita el desarrollo de futuras campañas de perforación.
Contrato de perforación y capacidad de evacuación
Como parte de su estrategia de crecimiento en la formación neuquina, GeoPark firmó un acuerdo por tres años con Helmerich & Payne para contar con un equipo de perforación dedicado y los servicios asociados destinados al desarrollo de los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste. El inicio de la actividad con ese equipo está previsto para finales del cuarto trimestre de 2026.
La empresa también suscribió acuerdos con Pan American Energy para asegurar servicios de procesamiento y exportación de crudo provenientes de esos bloques, garantizando capacidad de evacuación hasta diciembre de 2027, con posibilidad de prórroga. Los convenios contemplan acceso a las terminales de exportación de Puerto Rosales y Punta Colorada.
Asimismo, GeoPark y Gas y Petróleo del Neuquén presentaron una solicitud para adherir al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) con el objetivo de acelerar el desarrollo de su hub de petróleo no convencional en Vaca Muerta. La iniciativa prevé inversiones superiores a US$ 1.000 millones y busca incrementar la producción desde 1.500 hasta 20.000 boepd en un plazo de tres años.
Desempeño en Colombia
El bloque Llanos 34, principal activo de la compañía, registró una producción promedio de 15.697 boepd netos (34.883 boepd brutos), prácticamente en línea con el trimestre anterior. La empresa destacó el aporte de los proyectos de recuperación secundaria mediante inyección de agua, que representaron el 20,6% de la producción total del bloque, así como el avance del proyecto de inyección de polímeros.
En el bloque CPO-5, la producción promedio fue de 6.132 boepd netos, un incremento de 0,4% respecto del trimestre previo, impulsado por el desempeño del campo Índico.
Por su parte, Llanos 123 alcanzó una producción promedio de 3.171 boepd netos, un crecimiento del 1,7% frente al primer trimestre y del 57,9% en comparación con igual período de 2025. La compañía destacó el desempeño del pozo Currucutu-3, que actualmente produce 910 barriles diarios de petróleo.
En Putumayo, el bloque Platanillo produjo en promedio 873 boepd, apoyado en optimizaciones operativas y la reactivación, a mediados de junio, del transporte a través del oleoducto OBA, luego de que esa vía permaneciera sin utilización desde comienzos de año por medidas regulatorias adoptadas en Ecuador.
Próximos pasos
Para el tercer trimestre de 2026, GeoPark prevé perforar entre seis y siete pozos brutos en Colombia, completar la fracturación hidráulica de los cinco pozos perforados en Vaca Muerta e iniciar posteriormente su producción.
La compañía también anticipó nuevas campañas de perforación en los bloques Llanos 34, CPO-5 y Llanos 123, en línea con su estrategia de sostener la producción en Colombia mientras acelera el crecimiento de sus operaciones no convencionales en Argentina.
A pesar de los cuestionamientos judiciales, las campañas sísmicas avanzaron y permitieron concretar un hecho sin precedentes para el país como la perforación del pozo exploratorio Argerich-1.
La exploración de hidrocarburos costa afuera volvió a ocupar un lugar central en la agenda energética argentina a partir del Concurso Público Internacional Costa Afuera N.º 1, lanzado en 2018. Aquella convocatoria marcó un punto de inflexión para una actividad que, si bien contaba con una larga trayectoria en la Cuenca Austral, permanecía prácticamente inactiva en el resto de la plataforma continental.
Tras años de estudios geológicos y campañas de adquisición sísmica, en 2019 se adjudicaron dieciocho bloques exploratorios distribuidos en las cuencas Argentina Norte (CAN), Austral (AUS) y Malvinas Oeste (MLO). El objetivo era ampliar el conocimiento geológico del Mar Argentino, promover nuevas inversiones exploratorias y abrir una nueva etapa para el desarrollo offshore del país.
La respuesta de la industria fue significativa. Empresas internacionales de primer nivel, entre ellas Equinor, ExxonMobil, Qatar Petroleum y Eni, asumieron compromisos de inversión para desarrollar programas exploratorios en aguas argentinas, incorporando tecnología y experiencia en proyectos de alta complejidad técnica.
A pesar de los cuestionamientos judiciales promovidos por distintos sectores ambientalistas, las campañas sísmicas avanzaron y permitieron concretar un hecho sin precedentes para el país: la perforación del pozo exploratorio Argerich-1, ubicado a 315 kilómetros de la costa de Mar del Plata y en aguas de más de 1.500 metros de profundidad. Tanto las tareas de adquisición sísmica como la perforación se desarrollaron sin incidentes ambientales ni operativos, demostrando que este tipo de actividades puede ejecutarse bajo elevados estándares de seguridad y control.
Si bien el pozo no confirmó la existencia de hidrocarburos comercialmente explotables, proporcionó información geológica de enorme valor para comprender el potencial de la Cuenca Argentina Norte. En exploración offshore, donde las decisiones de inversión se sustentan en procesos progresivos de reducción de incertidumbre, los datos obtenidos por un pozo exploratorio suelen constituir un activo estratégico para futuras campañas.
En los meses posteriores algunas empresas resolvieron revertir al Estado Nacional determinadas áreas exploratorias, particularmente en las cuencas Argentina Norte y Malvinas. Sin embargo, otras continúan ejecutando sus compromisos exploratorios y analizando la información obtenida, en un escenario que todavía presenta importantes oportunidades para el desarrollo futuro del offshore argentino.
El RIGI como punto de inflexión
La reciente modificación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) introduce un cambio de especial relevancia para el desarrollo offshore en Argentina. Mediante el Decreto N.º 105/2026, el Poder Ejecutivo incorporó expresamente la exploración, explotación y producción de hidrocarburos costa afuera entre las actividades alcanzadas por el régimen, reconociendo las particularidades de una industria que demanda inversiones intensivas, elevados niveles de riesgo y horizontes de recuperación que pueden extenderse por más de una década.
La reforma llega en un momento oportuno. Tras la finalización de las primeras campañas exploratorias de la Ronda Offshore Argentina y mientras las empresas continúan procesando la información geológica, el nuevo marco de incentivos busca preservar el interés inversor y mejorar la competitividad del país frente a otros destinos que hoy disputan el capital exploratorio internacional.
A diferencia de los desarrollos convencionales, la exploración offshore requiere desembolsos significativos desde sus etapas iniciales, mucho antes de que exista certeza sobre la presencia de hidrocarburos comercialmente explotables. Cada campaña sísmica, cada pozo exploratorio y cada estudio geológico implican inversiones millonarias que solo pueden justificarse en un contexto de estabilidad regulatoria y previsibilidad económica.
En ese escenario, el RIGI procura reducir parte de esa incertidumbre mediante un conjunto de incentivos especialmente valiosos para la actividad costa afuera. Entre ellos, se destaca la reducción del monto mínimo de inversión para acceder al régimen a 200 millones de dólares -frente a los 600 millones exigidos para la mayoría de los proyectos onshore-, una decisión que reconoce la naturaleza progresiva de las inversiones exploratorias.
A ello se suman treinta años de estabilidad fiscal, aduanera y cambiaria; la reducción de la alícuota del impuesto a las ganancias del 35 % al 25 %; beneficios vinculados al IVA y a los derechos de exportación para nuevos proyectos, y un régimen gradual de libre disponibilidad de divisas que mejora las condiciones para recuperar inversiones en moneda extranjera.
Estos beneficios adquieren una dimensión particular en el offshore. La exploración costa afuera compite a escala global por capitales que se asignan en función del potencial geológico, pero también de la previsibilidad regulatoria. En una industria donde las decisiones de inversión se proyectan a veinte o treinta años, la estabilidad institucional suele pesar tanto como la calidad de los recursos.
La incorporación del offshore al RIGI no garantiza nuevos descubrimientos ni modifica el riesgo geológico inherente a toda exploración. Sin embargo, sí mejora las condiciones para que las empresas decidan continuar evaluando el potencial del Mar Argentino y asignen recursos a nuevas campañas exploratorias. En otras palabras, el régimen no reemplaza al recurso, pero puede convertirse en un factor decisivo para que las inversiones necesarias lleguen al país.
Una oportunidad que sigue abierta
El contexto regional contribuye a mantener vigente el interés en el offshore argentino. Uruguay ha logrado posicionarse como uno de los destinos exploratorios más atractivos del Atlántico Sur gracias a la continuidad de su política offshore y a la similitud geológica de sus cuencas con los recientes descubrimientos realizados frente a las costas de Namibia. Mientras se esperan nuevas perforaciones en aguas uruguayas, las compañías continúan analizando la información obtenida en el Mar Argentino y evaluando las oportunidades que aún ofrecen las áreas adjudicadas.
La actividad offshore no parte de cero. Argentina produce hidrocarburos costa afuera desde hace más de cuatro décadas en la Cuenca Austral, de donde proviene aproximadamente el 20 % del gas natural producido en el país. Esa experiencia constituye un activo relevante para afrontar una nueva etapa exploratoria bajo estándares ambientales y operativos consolidados.
La potencialidad de los nuevos desarrollos offshore en la Cuenca Argentina Norte (CAN) se vio reflejada en el interés despertado en ciudades como Mar del Plata y Necochea, que vislumbran en el despliegue del offshore, el despliegue de nuevos servicios y empleos asociados.
Al respecto, el Puerto de Mar del Plata, que ha servido de base operativa central para las actividades realizadas hasta ahora, continúa adaptando sus muelles para buques de suministro (supply vessels) y prospección, a fin de consolidar su rol como base logística crítica para dar soporte a la exploración en la Cuenca Argentina Norte (CAN).
Este interés se ha visto demostrado también en la repercusión del lanzamiento del curso de posgrado “Programa en Desarrollo Offshore de Hidrocarburos” en la Universidad Austral, dirigido por el Ing. Roberto Carnicer y coordinado por esta autora.
En este escenario, la incorporación del offshore al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones constituye una señal que trasciende los beneficios fiscales. Representa el reconocimiento de que la exploración costa afuera requiere reglas estables, previsibilidad y un horizonte de largo plazo compatible con la magnitud de las inversiones involucradas.
El éxito del offshore argentino dependerá, en definitiva, de la combinación de recursos, conocimiento técnico y confianza institucional. El nuevo RIGI no elimina el riesgo inherente a la exploración, pero sí contribuye a mejorar las condiciones para que las empresas continúen apostando por el Mar Argentino. En un contexto internacional que vuelve a valorar el desarrollo de nuevos recursos energéticos, esa puede ser la diferencia entre conservar áreas exploratorias activas o perder competitividad frente a otros destinos de inversión.
*Mg. Abog. Especialista en regulación energétca y sustentabilidad.
Trump recibió en mayo al presidente brasileño Lula da Silva en la Casa Blanca.
Estados Unidos aplicará desde este mes un arancel del 25% sobre las importaciones del Brasil, que excluirá a «productos energéticos» y tierras raras aunque alcanzará al bioetanol. La medida marca la intención de EE.UU. de retomar la presión comercialcontra sus socios comerciales tras una pausa forzada por un fallo de la Corte Suprema de Justicia de ese país que fue adverso en materia arancelaria para la administración de Donald Trump.
En concreto, la máxima instancia judicial estadounidense en febrero había dejado sin efecto los aranceles recíprocos que el gobierno aplicó contra decenas de países a mediados de 2025 invocando una ley de emergencia internacional (IEEPA).
Con ese recurso legal denegado por la corte, el gobierno estadounidense ahora recurrió a la Sección 301 de una ley comercial de 1974 para sancionar al Brasil, lo que anticipa probables aranceles también contra la India, China, Japón, Corea del Sur y la Unión Europea en los próximos meses.
El Representante Comercial de los EE.UU., Jamieson Greer, anunció el jueves pasado la aplicación de un arancel general del 25% sobre las importaciones desde Brasil a partir del 22 de julio, tras una investigación sobre «prácticas comerciales desleales» amparada en la Sección 301.
El arancel del 25% alcanzará al etanol, azúcar, muebles, maquinaria, calzado y otros productos. En cambio, el gobierno dejó exceptuados a productos más sensibles como petróleo y sus combustibles derivados (“productos energéticos”), tierras raras, aeronaves y sus componentes, carne vacuna y café, entre otros.
La Oficina del Representante Comercial aclaró que este gravamen no afectará a los productos que ya están alcanzados por los aranceles aplicados bajo la Sección 232 de otra ley comercial de 1962, tales como acero, aluminio, cobre, automóviles y otros bienes. El acero brasileño está pagando un gravamen de 50%.
El secretario de Estado, Marco Rubio, afirmó que el presidente brasileño Lula da Silva y su gobierno «no han negociado con Estados Unidos de buena fe». «Durante el último año, Lula ha antepuesto su propio ego a alcanzar un acuerdo para el bienestar del pueblo brasileño, y estos aranceles son el precio de ello», declaró Rubio en un posteo en X.
Aranceles: EE.UU. presiona a Brasil por el bioetanol
El petróleo y sus combustibles derivados han quedado exceptuados de todos los aranceles que la administración Trump aplicó hasta ahora contra otros países. Sin embargo, el bioetanol, un combustible producido a partir del maíz o la caña de azúcar, fue particularmente alcanzado en el nuevo arancel contra Brasil.
La Oficina del Representante Comercial justificó el arancel del 25% citando prácticas comerciales del Brasil que afectan al comercio con los EE.UU., que van desde el trato arancelario desigual para el etanol estadounidense y la falta de protección y aplicación de los derechos de propiedad intelectual, hasta la deforestación de la selva amazónica y las barreras al comercio digital.
«Las amplias negociaciones mantenidas con Brasil durante el último año no han resuelto estas cuestiones; sin embargo, seguimos abiertos a continuar negociando con Brasil para lograr los cambios, largamente necesarios, que aborden los problemas identificados en esta investigación», declaró Greer.
El ministro de Comercio de Brasil, Marcio Elias Rosa, evaluó que el 18% de las exportaciones brasileñas a EE.UU. se verán afectadas por este arancel, lo que representa unos 7000 millones de dólares. La Cámara de Comercio Estadounidense (Amcham) en Brasil señaló que la medida sitúa a «Brasil entre los países que enfrentan las condiciones más restrictivas para acceder al mercado estadounidense».
En lo que respecta al etanol se advierte que las exportaciones de EE.UU. a Brasil en 2025 totalizaron US$ 96 millones, una caída de 87% en comparación con 2018, debido al restablecimiento de un arancel. «Brasil ha dejado de aplicar el trato arancelario equilibrado que mantenía anteriormente y no ha correspondido al trato arancelario favorable que Estados Unidos otorga al etanol brasileño», argumentó el gobierno.
El impacto del arancel sobre los productores de bioetanol será acotado dado que las exportaciones ya eran bajas de por sí. Los productores más afectados serán los del nordeste del Brasil, aunque ahora pueden acceder al mercado europeo gracias al acuerdo comercialentre el Mercosur y de la Unión Europea.
Los productores brasileños afirman que EE.UU. lleva décadas aplicando políticas restrictivas contra la importación de azúcar, lo que compensa con creces el desequilibrio en el comercio de etanol y azúcar. Al mismo tiempo, el arancel aplicado al etanol estadounidense se rige por las normas del Mercosur.
«La política de etanol de Brasil está plenamente alineada con las normas de la Organización Mundial del Comercio (OMC), se aplica de manera no discriminatoria y cumple con los compromisos multilaterales asumidos por Brasil», declaró la Asociación de la Industria de la Caña de Azúcar y Bioenergía de Brasil (Unica).
La entidad argumentó que la reducción de las exportaciones de etanol estadounidense al mercado brasileño se debe principalmente a la expansión de la producción nacional, especialmente de etanol a base de maíz.
La creciente producción es alentada en parte por el aumento en el corte obligatorio de etanol en los combustibles. El gobierno brasileño elevó este año el corte obligatorio de etanol en las naftas del 30 al 32% a partir del 1 de agosto.
BLG Power Generation impulsa una visión integral en la gestión de activos de generación eléctrica con su modelo O&M 2.0.
La gestión de activos de generación eléctrica atraviesa un proceso de cambios en el que el monitoreo de datos deja de ser suficiente. Así lo explicó BLC Power Generation, empresa del grupo BLC Global, durante su participación en el Energyear en Colombia. Para la compañía, el mayor desafío en la actualidad consiste en transformar datos en decisiones que maximicen el valor económico del activo en el largo plazo.
En el marco del panel “Digitalización, soluciones, contratos a largo plazo y capacitación local como oportunidades para garantizar una eficiente O&M en un mercado creciente”, BLC Power Generation planteó la necesidad de redefinir el enfoque tradicional de operación y mantenimiento de activos energéticos teniendo en cuenta tanto la digitalización de datos y procesos, como la incorporación de sistemas de almacenamiento (BESS) y la creciente complejidad operativa.
De la supervisión a la optimización de activos energéticos: el desafío operativo
La expansión de activos renovables, sumada a la integración de tecnologías como BESS y sistemas híbridos, están redefiniendo la forma en que se operan las plantas. En este contexto, ladigitalizacióndejó de ser un diferencial para convertirse en una condición necesaria, mientras que la operación eficiente comienza a tener un peso tan relevante como la construcción de los activos.
Para BLC Power Generation a lo largo del tiempo muchos proyectos fueron diseñados priorizando su desarrollo y puesta en marcha sin un enfoque integral sobre su desempeño a largo plazo. Esto se traduce, en la actualidad, en entornos donde existe gran disponibilidad de datos, pero con limitaciones para integrarlos y convertirlos en decisiones operativas efectivas.
“Hoy tenemos activos altamente monitoreados, pero que aún presentan oportunidades de mejora en su gestión”, señalaron desde BLC Power Generation. En esa línea, destacaron que el foco continúa puesto en indicadores técnicos, sin una conexión directa con el impacto económico real de la operación.
O&M 2.0: una gestión integral del activo energético
Frente a este escenario, BLC Power Generation impulsa un modelo de O&M 2.0 basado en una visión integral del activo energético. El enfoque combina la integración de sistemas, la gestión centralizada de la operación, la experiencia operativa en campo y el uso de herramientas digitales, incluyendo inteligencia artificial como soporte a la toma de decisiones.
El objetivo es evolucionar desde esquemas centrados en el monitoreo hacia modelos orientados a la optimización operativa, la flexibilidad y el desempeño financiero de largo plazo. Esto implica, entre otros aspectos, lograr una mayor integración entre plataformas como SCADA, sistemas de control y herramientas de gestión remota, así como consolidar información para mejorar tiempos de respuesta y eficiencia operativa.
Asimismo, desde la compañía remarcaron la importancia de entender los activos como sistemas dinámicos e interconectados, especialmente en contextos donde el almacenamiento introduce decisiones económicas en tiempo real y mayor complejidad en la operación.
Visión integral del activo energético: desafío clave para mercados en crecimiento
En línea con lo expuesto durante el panel, desde BLC Power Generation señalaron que esta evolución será determinante en mercados en expansión como Colombia, que podría incorporar hasta 9.500 MW de capacidad renovable en los próximos años.
“Para que ese crecimiento se materialice, es fundamental combinar estabilidad regulatoria, desarrollo de infraestructura y capacidad de operar los activos de manera eficiente en el largo plazo”, indicaron.
En este sentido, destacaron que la creciente complejidad de los sistemas eléctricos exigirá modelos de operación más integrados y profesionalizados, donde la digitalización, la centralización de activos y la operación remota jugarán un rol central.
Finalmente, concluyeron que en la próxima etapa de crecimiento del sector energético el diferencial no estará dado únicamente por la incorporación de tecnología, sino por la capacidad de integrar información, experiencia y operación para maximizar el valor de los activos en el tiempo.
Vista Energy, la mayor productora independiente de Argentina, anunció la presentación formal de la solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para el desarrollo del bloque Bandurria Norte, ubicado en la ventana de petróleo no convencional de Vaca Muerta. El proyecto contempla un plan de inversión estimado en US$ 5.800 millones.
Bandurria Norte cuenta con una superficie de 26.500 acres y es operado en un 100% por la firma presidida por Miguel Galuccio. El desarrollo prevé la perforación y completación de 332 nuevos pozos horizontales, con la meta de alcanzar una producción aproximada de 50.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d).
Dado que se trata de un área que actualmente no posee pozos en producción, la inversión contempla un importante despliegue de infraestructura de tratamiento y evacuación de petróleo y gas natural. Entre las obras principales Vista prevé la construcción de una batería con capacidad para procesar alrededor de 40.000 barriles de petróleo por día, una estación compresora de gas, y los tendidos de oleoductos y gasoductos de interconexión necesarios para transportar el fluido.
Hasta el momento, Vista ha invertido aproximadamente US$ 7.000 millones en la Argentina, produce más de 156.000 barriles equivalentes diarios y destina más del 70% de su oferta de crudo al mercado de exportación, lo que la posiciona como el principal operador independiente y máximo exportador del país. Además, este representará el primer desarrollo masivo de Vista ubicado fuera de su hub operativo tradicional encabezado por Bajada del Palo Oeste y Bajada del Palo Este.
En abril de este año, la petrolera había comunicado sus intenciones de solicitar al RIGI proyectos para desarrollar Bandurria Norte y Águila Mora con el objetivo de traccionar inversiones que, de otra manera, hubieran quedado relegadas en el cronograma de la compañía. Según había expresado Galuccio, el impacto del RIGI es determinante para mejorar las tasas de retorno en estos bloques no desarrollados. Sin estos incentivos fiscales, el desarrollo masivo de ambas áreas recién se habría priorizado cerca de 2030, pero el marco normativo permitirá acelerar el despliegue de capital.
Resultados
Días atrás Vista presentó los resultados correspondientes al segundo cuatrimestre de 2026 e informó ingresos totales por US$ 1.150 millones, un 89% más a los registrados en el segundo trimestre del año anterior. Además, reportó un incremento de la producción del 32% respecto del mismo período de 2025, impulsado por el desarrollo de los activos de la compañía en Vaca Muerta, como así también la consolidación de los activos que había adquirido a la noruega Equinor.
La petrolera conducida por Galuccio reportó un aumento de las exportaciones de petróleo por un 54% interanual, alcanzando los 8.6 millones de barriles durante el trimestre y representando el 72% del volumen total de ventas de petróleo de la compañía.
En abril de 2025, Vista había adquirido los activos de Petronas en La Amarga Chica, por un total de US$ 1340 millones. Esto le permitió hacerse de una de las áras estratégicas del principal hub de shale oil de Vaca Muerta y convertirse en el mayor exportador de crudo del país.
Declaración de Portavoz de la Embajada de China en Argentina sobre la arbitraria obstrucción de la cooperación entre China y Argentina por parte de Estados Unidos 
