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La Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) tiene programado avanzar en los próximos dos años en la culminación del reactor multipróposito RA-10 y del Centro Argentino de Protonterapia, además de profundizar en líneas de investigación aplicada como la producción de imanes, explicaron el presidente de la institución Martín Porro y el secretario de Asuntos Nucleares Federico Ramos Napoli en una entrevista conjunta con EconoJournal.

El reactor multipropósito RA-10 y el Centro Argentino de Protonterapia (CAdP) son dos grandes proyectos nucleares que sumarán nuevas capacidades industriales y medicinales al país. Sin embargo, Porro y Napoli advirtieron que estos proyectos hoy carecen de un modelo de generación de ingresos que permita solventar sus costos operativos, una situación que buscarán corregir en los próximos meses.

Las dificultades de la CNEA para generar modelos de negocio en torno a los proyectos nucleares que permitan generar ganancias o siquiera pagar sus costos operativos y de mantenimiento es una problemática que la Secretaria de Asuntos Nucleares quiere abordar de lleno.

«El objetivo primordial de la Secretaría es reordenar el sector y buscar que las distintas unidades de negocio que pueden surgir a partir del sector tengan una viabilidad económica y comercial, que hasta ahora se mostró en general deficiente. Ya sea por gobernanza interna de la Comisión, porque hay un esquema de incentivos rotos, o bien porque se deciden proyectos quizás con una escala que no es la correcta», evaluó Ramos Napoli.

RA-10: el proyecto nuclear más ambicioso de la CNEA

El reactor multipropósito RA-10 es el proyecto nuclear en términos de inversión y de frontera tecnológica más ambicioso en ejecución en el país. La CNEA dio esta semana otro paso clave hacia la culminación y activación del reactor en el Centro Atómico Ezeiza, esperado para finales de este año o principios de 2027.

La institución anunció este lunes que inició pruebas clave del sistema de refrigeración primario del reactor, como la puesta en funcionamiento de la primera bomba del circuito de refrigeración primario, procediendo al primero llenado del reactor con agua desmineralizada. Se trata de una de las tres bombas que integran este circuito de refrigeración primario.

De manera complementaria, se concretó otro avance clave con la configuración del núcleo del RA-10, conformado por elementos combustibles denominados dummies, es decir, sin carga de uranio pero con la geometría y disposición final del núcleo definitivo. Estos elementos fueron provistos por la Planta de Fabricación de Elementos Combustibles para Reactores de Investigación (ECRI), ubicada en el Centro Atómico Constituyentes.

El reactor RA-10 diseñado por INVAP permitirá a la Argentina incrementar la producción de radioisótopos médicos que ya se producen en otros reactores (como el molibdeno 99), otros nuevos (lutecio 177), realizar investigación con haces de neutrones, brindar servicios industriales (análisis de materiales) y realizar ensayos fundamentales para el diseño de nuevos combustibles nucleares para centrales de potencia. Otra funcionalidad que será novedosa para el país será el dopaje de silicio.

Sin embargo, el presidente de la CNEA afirmó que no hay un modelo de negocio establecido para todas esas capacidades. «No hubo un plan de negocios asociado a ese crecimiento, con lo cual hoy la CNEA tiene un reactor modelo a nivel internacional sin una escala comercial de todo lo que podría potencialmente salirse a vender», dijo Porro.

«Estamos trabajando en este momento para que no sea solamente un hito que corre la frontera tecnológica de los reactores de investigación, sino que también repercuta en ingresos por exportaciones de radioisótopos, de servicios o de silicio dopado», complementó el secretario de Asuntos Nucleares en la entrevista con este medio.

Los desafíos del Centro Argentino de Protonterapia

El otro proyecto cercano a su culminación es el Centro Argentino de Protonterapia (CeArP) frente al Instituto Roffo en la Ciudad de Buenos Aires. Será la primera instalación en Latinoamérica en poder realizar tratamientos con protonterapia, un tipo de radioterapia que utiliza protones para combatir tumores y que por su elevado nivel de precisión esta orientada especialmente al tratamiento de niños.

El secretario de Asuntos Nucleares dijo que estan trabajando en minimizar la estructura de costos del futuro centro para poder brindar los tratamientos de protonterapia.

«Hoy nos encontramos frente a una innovación que va a ser mucho bien, pero para la que, si se persigue su funcionamiento, la CNEA tendría que seguir hundiendo dinero en su costo operativo. Es desafiarse de forma tal de que podamos bajar el OPEX a la expresión más mínima pero razonable a la vez», explicó Ramos Napoli.

La Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN) otorgó el año pasado la licencia de Puesta en Marcha a la instalación Clase I del CeArP. La licencia abarca la puesta en marcha del ciclotrón, la línea de transporte del haz de protones y el laboratorio LAIDEP, que son los sectores del CeArP que integran la instalación clasificada por la ARN como “Clase I”, en función del riesgo radiológico asociado y su complejidad tecnológica, entre otros aspectos. El ciclotrón generará los protones para los tratamientos e investigación de materiales.

Las líneas de investigación aplicada de la CNEA

En paralelo a estos grandes proyectos, la CNEA avanza con otras líneas de investigación aplicada. Entre los objetivos figura continuar avanzando en materia de enriquecimiento de uranio. La CNEA realizó este años pruebas con un prototipo de centrífuga de uranio en el Complejo Pilcaniyeu en Río Negro.

El presidente de la CNEA destacó que trabajarán en el desarrollo de imanes. «Estamos trabajando en imanes de muy alta performance con tierras básicas, no tierras raras. Estamos saliendo a generar una especie de spin-off vinculado a esto», concluyó Porro.

, Nicolás Deza

La empresa Total Austral, filial de TotalEnergies en Argentina, nombró a Luciano Rojas como su nuevo director Comercial en el país. Rojas regresa a la Argentina luego de desempeñarse como Senior Gas & LNG Negotiator de TotalEnergies en la casa matriz de la compañía en Francia, posición que asumió en septiembre de 2023. Reemplazará a Soledad Lysak, quien asumió otras funciones dentro de la compañía en Francia.

Rojas tendrá el desafío de “impulsar la comercialización de gas natural y líquidos tanto en el mercado interno como en el externo, consolidando el liderazgo de TotalEnergies en el Cono Sur y contribuyendo a la ambición de ofrecer más energía, con menos emisiones siempre de manera más sostenible”, indicó la compañía en un comunicado.

En la Argentina, la compañía opera el 25% de la producción de gas con activos en las provincias de Neuquén y Tierra del  Fuego, siendo así la primera operadora de producción privada del país. En el sector de energías renovables opera centrales eólicas y solares, además de comercialización de gas natural y lubricantes.

TotalEnergies

Con más de 23 años en TotalEnergies, Rojas ocupó roles estratégicos para las unidades de negocio de Exploración & Producción y Gas, Electricidad & Renovables, entre los que se destacan el liderazgo de la gerencia Comercial y de la gerencia de Estrategia de Total Austral.

El nuevo director Comercial de Total Austral en la Argentina es licenciado en Comercio Internacional con orientación en Economía, graduado en la Universidad Argentina de la Empresa (UADE) y cuenta con un posgrado en Economía del Petróleo y Gas del Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA).

“Estoy sumamente entusiasmado de regresar a mi país para iniciar una nueva etapa profesional. Asumo con plena convicción el desafío de consolidar nuestro rol como principal operador de gas en la Argentina y pioneros en la integración energética del Cono Sur. Hoy, mi compromiso es continuar fortaleciendo ese liderazgo, maximizando el valor del gas y los líquidos producidos por la compañía y capitalizando las oportunidades que emergen en el contexto actual, respaldados por equipos de excelencia”, remarcó Rojas.

Por su parte, Sergio Mengoni, director General de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies en la Argentina, afirmó: “es un orgullo dar la bienvenida a Luciano en esta nueva etapa. Su experiencia será clave para consolidar el liderazgo de TotalEnergies en el país y continuar expandiendo mercados en la región, respaldados por un portafolio diversificado con presencia en las dos cuencas más productivas de la Argentina y cinco centrales de energías renovables en distintos puntos del país. Seguiremos trabajando con el firme objetivo de reafirmar nuestro compromiso con el desarrollo de la industria energética nacional, el cual sostenemos desde hace casi 50 años”.

TotalEnergies es una compañía energética global e integrada con presencia en más de 120 países. “Cuenta con más de 100.000 colaboradores comprometidos en producir energía más confiable, accesible y sostenible para la mayor cantidad de personas posible”. En Argentina, a través de su filial Total Austral, desarrolla actividades de exploración y producción de gas y petróleo desde 1978 y cuenta con más de 1.100 colaboradores.

, Redaccion EconoJournal

NEUQUÉN.- El 2025 volvió a ser un buen año para Vaca Muerta y sus proyectos asociados, pero dejó a la gobernación de Neuquén con menos regalías de las que había previsto en su presupuesto, producto de las oscilaciones en el precio del barril de petróleo. Este commodity sobre el cual la provincia no puede incidir, pero del que dependen casi el 70% de sus ingresos corrientes, inició otro año de vaivenes empujado por la intervención de Estados Unidos en Venezuela y la revuelta social en Irán.

La gestión de Rolando Figueroa cerró el año con un acumulado de recursos corrientes de 5,03 billones de pesos y una predominancia del 46% por parte de las regalías por el gas y el petróleo que se extraen en la provincia. En la administración neuquina explicaron que diciembre fue “el peor mes”, con una cotización que terminó un 5% abajo respecto de noviembre, pero esperan que actúe como un “piso” para el 2026.

“Va a ser un año parecido al año pasado en el hecho de que vamos a tener que ir mirando la caja trimestre a trimestre”, definió a EconoJournal la secretaria de Hacienda de Neuquén, Carola Pogliano, quien explicó que el resultado a la baja en las regalías del 2025 se dio por un menor precio del barril de petróleo del esperado.

Los datos oficiales publicados por la subsecretaría de Ingresos Públicos de Neuquén revelaron que, de enero a diciembre, las regalías hidrocarburíferas le aportaron a la canasta de recursos de Neuquén 2,32 billones de pesos, el 46% de los recursos corrientes del año.

Regalías, números

El número quedó unos $ 100.000 millones por debajo de lo que Figueroa había proyectado en la Ley de Presupuesto, por efecto de una menor recaudación de las regalías petrolíferas: estaba previsto que ingresaran 1,8 billones en el año y el resultado fue de 1,7.

Si bien hubo una clara predominancia de estos ingresos, que aportaron más del triple que el gas en la mayoría de los meses del año pasado, las oscilaciones en el precio del petróleo conspiraron contra el resultado final.

La Provincia había utilizado un valor de 71,5 dólares el barril para el cálculo de sus regalías petrolíferas, pero el promedio de venta osciló los 67 dólares en el año.

Pogliano explicó que, por el contrario, el tipo de cambio esta vez “jugó a favor”, especialmente a partir del segundo semestre, cuando el gobierno nacional eliminó el sistema de crawling peg que convalidaba una devaluación mensual del 1% menor que la inflación. “Eso ayudó a compensar la caída del precio del barril”, afirmó.

Los datos también fueron buenos en cuanto a la producción en Vaca Muerta. El presupuesto había estimado un crecimiento interanual de un 8%, sustentado “exclusivamente” en la producción de petróleo no convencional, con un promedio de 517.000 barriles diarios. Esa meta se alcanzó con el salto de producción que comenzó a partir de septiembre.

Ese también fue el mejor mes para las regalías petrolíferas, con recursos que alcanzaron los 174.441 millones de pesos. El peor fue marzo, con la entrada de 108.400 millones por el mismo concepto.

En cuanto al gas, el presupuesto del 2025 había estimado ingresos de regalías por casi 561.200 millones de pesos en todo el año e ingresaron en el año 570.500, apenas por encima de lo previsto. Es decir, a diferencia de lo que ocurrió con el petróleo, Figueroa pudo sobrecumplir la meta en este segmento que, sin embargo, es menos significativo en el acumulado de los recursos de la provincia.

Si bien aún no se conoce el resultado económico del 2025, Pogliano precisó que hubo recursos extraordinarios sobre finales del año que ayudaron a compensar la caja en el consolidado final como los dividendos que ingresaron por la hidroeléctrica de El Chocón y la renegociación de algunas áreas en Vaca Muerta.

Factor Irán y Venezuela

“Este mes no va a ser de holgura, pero lo vamos a ir sorteando. Si bien el dólar va a quedar más alto de lo que presupuestamos para el 2026, ese mayor dólar va a ir compensando también la mayor inflación”, anticipó Pogliano.

Para enero, el gobierno de la provincia espera que el barril termine oscilando entre los 62 y 64 dólares: si bien se registró una pequeña caída tras la captura de Nicolás Maduro y la intervención de Estados Unidos en Venezuela, las protestas en Irán hicieron que la tendencia se revierta al alza pocos días después.

El presupuesto de Rolando Figueroa para este año se elaboró con un precio del barril bruto de 63 dólares y un valor de liquidación de regalías en 55. El total de ingresos corrientes está estimado en 7,5 billones de pesos, con las regalías hidrocarburíferas como protagonistas con casi 4 billones.

Crecimiento para 2026

La provincia espera para este 2026 un crecimiento de la producción de petróleo del 29%, llegando a un promedio diario de 665.720 barriles, sustentado en el no convencional de Vaca Muerta. En función de esas estimaciones, calculó regalías petrolíferas para el año que viene por 2,3 billones de pesos, número que dependerá, otra vez en buena medida, de lo que suceda con el barril en un escenario geopolítico todavía impredecible.

En el gobierno hay quienes conservan la expectativa de el barril pueda alcanzar los 66 dólares en el transcurso del año, aunque no parece ser el pronóstico del ministro de Energía, Gustavo Medele.

Para poner en perspectiva estos números dentro del presupuesto de la provincia, un mes de salarios de los empleados estatales en Neuquén equivale a casi 308.000 millones de pesos. El gobierno necesita echar mano de todas las regalías, de los ingresos de coparticipación federal y de una parte de los ingresos por recaudación de impuestos propios para cubrir ese número que volverá a subir en enero, producto del acuerdo que tiene con los sindicatos para actualizar los haberes trimestralmente con la inflación.

A esos gastos se le suman un compromiso de obra pública de 1 billón de pesos para este año y otro abultado calendario de pagos de deuda pública.

, Andrea Durán

“Lo que dejan en evidencia estos dos últimos apagones es que el volumen de corte está absolutamente desproporcionado con el nivel de las fallas registradas«: en esos términos describió un alto directivo del sector eléctrico el estado de la red de transporte y distribución de energía en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

La fragilidad del sistema quedó expuesta en los dos últimos apagones de Edesur y Edenor registrados de los últimos 15 días. «Se ven afectados muchos más usuarios de los que deberían si la infraestructura fuese la indicada. Es como bajar por una escalera sin baranda, te caes desde cualquier escalón y te vas directo al piso”, ejemplificó.

En ambos casos, las fallas se registraron en estaciones transformadoras de cabecera de media y baja tensión de las dos distribuidoras.

Cortes de luz de Edenor y Edesur y la falta de inversión

“La falla de este jueves en Edenor fue compleja, pero no te puede llevar puesto 3.300 MW de demanda”, remarcó otro directivo del sector. De fondo, lo que queda en evidencia es la falta de inversión en infraestructura de transporte y distribución como resultado de los congelamientos y atrasos tarifarios en lo que incurrieron de manera casi permanente los gobiernos kirchneristas en los últimos 25 años.

Sólo en escasos períodos durante el primer cuarto de siglo las tarifas alcanzaron a cubrir los costos de operación y expansión del sistema. La norma fue el atraso del valor de la energía que pagan los usuarios, lo que derivó en la imposibilidad de poder cubrir los planes de inversión presentados por los privados.

Por eso, en la actualidad quedan en evidencia las consecuencias de operar sistemas de transmisión y distribución que durante el pico de consumo lo hacen al máximo de su capacidad; a diferencia de lo que sucede en países desarrollados, que incluso en momentos de mucho consumo cuentan con líneas de media y baja tensión de respaldo para diversificar el despacho y no depender de una sola ruta como sucede en la Argentina.

Si se complica una línea, los sistemas N-1 o N-2 de mercados más robustos cuentan con alternativas para encapsular y neutralizar problemas de carga que se registran en la red. Nada de eso sucede en la Argentina, que opera al límite, sin back up en los días de alto consumo de energía.

Sistema de consumo de respaldo insuficiente

En el país no se construyen líneas de alta tensión desde hace años. En el AMBA, donde se consume casi el 50% de la energía de la Argentina, la operación es crítica, sobre todo en días de pico de demanda por altas temperaturas.

En los hechos, la falta de compensación ante un inconveniente o perturbación en el sistema provoca que no se pueda abastecer a la demanda afectada a través de otras líneas y subestaciones alternativas.

La red eléctrica argentina no funciona como N-1 (N menos uno), lo que en la jerga se conoce a un sistema que opera de manera óptima y confiable porque cuenta con un sistema igual al máximo de consumo de respaldo. Un sistema N-1 implica que una infraestructura energética cuenta con una capacidad que soporta una falla de un elemento clave y puede ser compensada por el mismo sistema.

Existen en el mundo sistemas que operan en N-2 o N-3, como las empresas Hydro-Québec en Canadá y Électricité de France (EDF) de Francia, que son ejemplos mundiales en confiabilidad en la operación que están diseñados para poder absorber más de una falla significativa sin interrumpir masivamente a los usuarios.

Al no poder compensar una falla, el sistema eléctrico argentino termina generando un corte significativo en la demanda. Una fuente del sector consultada por EconoJournal señaló que “la Argentina no funciona como N-1. Sólo es N-1 en condición de baja demanda. En días de mucho calor como el de este jueves el sistema opera al límite”.

La Estación Transformadora Morón de Edenor cubre una demanda de 1.150 MW en líneas de 220 kV, pero la falla de este jueves terminó provocando un colapso en el sistema. Según fuentes oficiales se perdieron un total de 3.100 MW del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) con impacto también sobre el segmento de generación de Buenos Aires.

AMBA I: la obra que buscaría revertir la situación

Es una obra crítica para todo el segmento de transmisión eléctrica que refuerza el anillo del AMBA. Contempla la construcción de 500 kilómetros de línea de alta tensión y otras obras adyacentes de líneas de 220 kV en las áreas de las distribuidoras Edenor y Edesur. El diseño original fue presentado en 2020 durante el gobierno de Alberto Fernández, que no avanzó más allá del anuncio. También está prevista la obra de AMBA II, que refuerza el sistema del conurbano cerca de General Rodríguez.

El gobierno de Javier Milei está trabajando en un esquema de ampliación general del sistema de transporte eléctrico y en particular tiene prioridad la obra AMBA I. Sin embargo, todavía no definió el instrumento para poder concretar la obra.

A fines de 2024 el Poder Ejecutivo intentó avanzar mediante la creación de un cargo fijo en las facturas de electricidad para toda la demanda del país, pero esa opción no prosperó. En el tercer año del gobierno de Milei, la Secretaría de Energía podría avanzar en un esquema de concesión privada.

, Roberto Bellato

En un foro internacional dominado por la transición energética, la seguridad de abastecimiento y la competencia por capital minero, el Future Minerals Forum realizado en Arabia Saudita, el secretario de Minería de la Nación, Luis Lucero, optó por un enfoque pragmático: reconocer los límites históricos de la Argentina, pero también marcar un punto de inflexión. “Sabemos que tenemos un largo camino para construir confianza”, afirmó el funcionario, al tiempo que subrayó la decisión política de dejar atrás la volatilidad macroeconómica y reconstruir credibilidad como proveedor confiable de minerales.

Más allá de las definiciones económicas, el mensaje tuvo una lectura claramente estratégica: la minería aparece hoy como uno de los pocos sectores con consenso político transversal, condición indispensable para una industria que requiere plazos largos, grandes inversiones y estabilidad regulatoria. Según explicó Lucero durante una entrevista que le realizaron en el marco del foro internacional impulsado por el Estado saudí, gobernadores, legisladores y actores clave del sistema político argentino coinciden —por primera vez en décadas— en que los recursos minerales deben convertirse en un pilar del desarrollo nacional.

En ese marco, el litio se consolida como el activo más avanzado del portafolio argentino. La coordinación entre Salta, Jujuy y Catamarca, a través de la Mesa del Litio, fue presentada como una señal institucional relevante hacia los mercados: provincias de distinto signo político, articuladas entre sí y con el gobierno nacional, en un esquema que facilita inversiones y reduce incertidumbre.

Lucero recordó que en los últimos dieciséis meses se pusieron en marcha cuatro operaciones y proyectó que hacia 2035 la producción podría alcanzar las 650.000 toneladas anuales de carbonato de litio equivalente, posicionando al país como un actor de peso en el abastecimiento global. Pero el énfasis no estuvo solo en los volúmenes, sino en el impacto territorial: empleo formal, salarios competitivos, desarrollo de proveedores y una relación más fluida con las comunidades locales.

El cobre, en cambio, representa el gran desafío de la próxima etapa. Con siete u ocho proyectos de clase mundial distribuidos en distintas provincias, el punto crítico —según el secretario— será la entrada en producción del primer desarrollo. La reactivación de Bajo de la Alumbrera por parte de Glencore fue leída en esa clave: más que por su escala, por la señal que envía al mercado sobre la decisión de volver a producir cobre en la Argentina. A partir de ese hito, sostuvo, el resto de los proyectos tenderá a acelerarse.

El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) fue otro de los ejes del discurso. Su aprobación con amplio respaldo parlamentario fue presentada como una muestra adicional del consenso político en torno a la minería, identificada desde el inicio como uno de los sectores estratégicos del esquema.

Sin embargo, el mensaje evitó cualquier tono triunfalista. La infraestructura sigue siendo el principal cuello de botella, luego de más de veinte años de desinversión, en un país extenso y con regiones áridas donde el acceso al agua, la energía y la logística es determinante. El horizonte temporal —2035— aparece así como una referencia realista: el plazo necesario para transformar potencial geológico en producción efectiva.

PDAC: del discurso a la agenda concreta

Ese mismo enfoque —menos promesas y más consistencia— es el que empieza a delinear la agenda argentina rumbo al PDAC 2026. En un entorno donde la información circula rápido pero con alto nivel de ruido, la articulación sectorial se vuelve una ventaja competitiva frente a los anuncios aislados.

En ese punto se inscribe la experiencia del Argentina Mining Pavilion, impulsado por Argentina Mining, que busca consolidarse no como un stand más, sino como una plataforma organizada para concentrar actores, ordenar agendas y facilitar el diálogo técnico entre empresas, inversores, proveedores y decisores internacionales. La continuidad y profesionalización de esa presencia son leídas por los mercados como señales de madurez institucional, especialmente valiosas en un ciclo donde cada decisión de capital es evaluada con mayor detalle.

El PDAC vuelve así a funcionar como un espacio de calibración: allí se comparan países, proyectos y marcos regulatorios en tiempo real. En ese escenario, la Argentina tiene la oportunidad de mostrar no solo la magnitud de sus recursos, sino su capacidad de traducirlos en desarrollo concreto. Esa diferencia —más que cualquier eslogan— es la que puede definir qué proyectos avanzan y cuáles quedan, una vez más, en el terreno de las promesas.

Para oportunidades de participación en el Argentina Mining Pavilion – PDAC 2026: pdac@argentinamining.com | +54 9 261 535 4504

, Sabrina Pont

YPF firmó el convenio de cesión del área convencional Manantiales Behr, su principal campo en la provincia de Chubut, a la empresa Rovella Capital por un monto de US$ 575 millones. Además, la compañía con mayoría estatal anunció la cesión del clúster Malargüe en Mendoza.

La rúbrica de los contratos se realizó este viernes y forman parte del Proyecto Andes, la estrategia de optimización del portafolio de activos convencionales de YPF para focalizar sus inversiones en Vaca Muerta.

Manantiales Behr

El acuerdo de cesión del 100% para la explotación del campo convencional Manantiales Behr se firmó con Limay Energía, perteneciente al Grupo Rovella Capital, la constructora creada por Mario Rovella.

En el proceso de cesión, el grupo se impuso a las propuestas de otras compañías como Pecom, brazo petrolero del grupo Pérez Companc, y Capsa, candidatos naturales para quedarse con Manantiales Behr. Y también a la del Grupo San Martín, un actor local asociado con empresas de servicios norteamericanas, y CGC.

Al cierre del tercer trimestre de 2025, Manantiales Behr tuvo una producción diaria aproximada de 25.000 barriles diarios de petróleo (kbbl/d) y 0,5 millones de metros cúbicos (m3/d) de gas natural.

Además, el acuerdo incluye la concesión de transporte de hidrocarburos sobre los oleoductos El Trébol – Caleta Córdova, Km. 9 – Caleta Córdova, y Manantiales Behr – Cañadón Perdido en Chubut y la venta del stock de materiales en los almacenes de Manantiales Behr y Km 20, según difundió YPF en un hecho relevante ante la Comisión Nacional de Valores (CNV).

YPF aclaró que, de los US$ 575 millones por Manantiales Behr, “el 60% será abonado al cierre de la transacción y el saldo restante dentro de los 12 meses posteriores al cierre”. En tanto, la cesión del clúster Malargüe fue suscripto con la empresa Venoil.

“Ambos procesos quedan sujetos a la aprobación de las autoridades provinciales y, una vez cumplido ese paso, las nuevas operadoras asumirán el control de los bloques”, indicó YPF.

Proyecto Andes

Estas operaciones forman parte de la ronda lanzada en julio del año pasado del Proyecto Andes, liderado por el Banco Santander. Como parte del mismo plan, YPF ya completó el proceso de cesión definitivo de sus siete áreas convencionales en Tierra del Fuego a la empresa provincial Terra Ignis.

“El manejo activo del portafolio es uno de los pilares del Plan 4×4 y permite una reasignación más eficiente del capital hacia proyectos estratégicos, como el desarrollo de Vaca Muerta, con el objetivo de incrementar la rentabilidad, fortalecer la producción no convencional y habilitar exportaciones por 30.000 millones de dólares anuales hacia 2031”, indicó la compañía.

, Roberto Bellato

YPF puso en marcha el proceso de selección para una nueva edición de su Programa Jóvenes Profesionales, tras contabilizar más de 7.000 inscripciones en los primeros siete días desde la apertura de la convocatoria. La búsqueda de la compañía busca cubrir la demanda de perfiles especializados para sus proyectos de infraestructura y producción.

La estructura de la iniciativa de formación propone una inmersión integral en el negocio durante un periodo de nueve meses. A lo largo de este tiempo, los seleccionados participarán en un esquema que combina el entrenamiento en campo y oficina con la participación activa en proyectos de innovación.

El programa fomenta que los profesionales de amplia trayectoria interactúen con las nuevas generaciones, una dinámica que busca potenciar la transferencia de conocimiento técnico y la visión transversal de toda la cadena de valor de la compañía con la generación de empleo de calidad en los distintos segmentos de la industria del gas y el petróleo.

Florencia Tiscornia, vicepresidenta de Personas y Cultura de YPF, explicó que el propósito es doble: «Por un lado, fortalecer el semillero interno con talento joven que se potencia y se nutre con nuestros profesionales y técnicos de extenso recorrido en la industria, y, por otro, formar a quienes tendrán la responsabilidad de liderar la industria a mediano plazo«.

Requisitos de postulación para los jóvenes profesionales

En cuanto a los requisitos técnicos, la búsqueda se focaliza en graduados recientes de las carreras de Ingeniería en Petróleo, Química, Industrial, Mecánica, Electromecánica, Civil y Electrónica, y carreras en Geociencias, Ciencias Económicas, Comercialización y Tecnología.

Los aspirantes deben tener entre 22 y 28 años, contar con un nivel de inglés intermedio o avanzado y demostrar un rendimiento académico sólido. Además, la propuesta requiere disponibilidad para la relocalización en puntos clave de la operación como Neuquén, Mendoza y Buenos Aires.

El proceso de evaluación se caracteriza por su rigurosidad, dividido en múltiples etapas que comienzan con la inscripción digital y continúan con exámenes de razonamiento e idiomas. Posteriormente, los candidatos atraviesan dinámicas grupales y un diagnóstico de competencias, ya sea de forma presencial o virtual.

La fase final consiste en entrevistas personales con los líderes de las distintas áreas operativas y los exámenes médicos de rigor antes del ingreso formal a la compañía. La postulación continúa vigente a través de las plataformas digitales de YPF, donde se centraliza la recepción de perfiles para las diferentes regiones operativas.

, Redacción EconoJournal

Destilería Argentina de Petróleo S.A. (DAPSA), empresa del holding Sociedad Comercial del Plata S.A., firmó un acuerdo estratégico con Chevron Products Company, división de Chevron U.S.A. Inc., para la comercialización de combustibles en la región.

El entendimiento marca el inicio formal de una relación orientada a potenciar el crecimiento de la compañía argentina a partir del acceso a los commodities y la red comercial de la petrolera estadounidense.

El acuerdo

Según informaron las compañías, el convenio establece un marco de cooperación que permitirá evaluar nuevas áreas de integración en el negocio energético.

Entre los ejes a analizar se destaca la posible expansión de la logística de abastecimiento de DAPSA, con el objetivo de fortalecer su capacidad operativa y su presencia en los mercados regionales.

Alianza estratégica

El acuerdo también contempla condiciones comerciales diseñadas para que DAPSA pueda ampliar su participación en la región mediante una propuesta de valor más competitiva.

La estrategia apunta a diversificar el portafolio de productos y servicios, al tiempo que se refuerza la oferta destinada a clientes mayoristas y a la red de estaciones de servicio, según informaron.

Desde la compañía aclararon que, más allá de este nuevo desarrollo estratégico con Chevron, DAPSA continuará comercializando productos de origen local en su red de estaciones en la Argentina, garantizando la continuidad de su operación y de su esquema comercial actual.

Operación

DAPSA opera cerca de 200 estaciones de servicio en todo el país y cuenta con una terminal portuaria en Dock Sud con una capacidad de almacenamiento superior a los 140.000 metros cúbicos. Esa infraestructura está interconectada por oleoductos con las principales refinerías y terminales portuarias de la región, lo que le permite abastecer tanto al mercado interno como a clientes regionales.

Además, la compañía concentra aproximadamente el 10% de la producción local de lubricantes y alrededor del 60% del mercado de grasas lubricantes, una posición que busca fortalecer a partir de esta alianza con Chevron.

El acuerdo se enmarca en la estrategia de regionalización de DAPSA, que tiene como objetivo ampliar su huella comercial más allá del mercado argentino y consolidarse como un actor relevante en la cadena de suministro de combustibles y productos derivados en el Cono Sur, detallaron.

, Redaccion EconoJournal

La firma argentina Dosbio desarrolla un modelo de economía circular mediante la transformación de pasivos ambientales en activos energéticos de alto valor. Con acuerdos técnicos en Entre Ríos para procesar residuos avícolas y un primer proyecto de generación térmica en Santa Fe, a partir de biogás, la compañía escala su tecnología patentada de biofertilizantes hacia el mercado europeo, posicionando al país como un nuevo actor en la producción de moléculas verdes.

La empresa, nacida en 2015 y liderada por su CEO, Juan Khouri, , se apoya en el desarrollo de los que denomina “yacimientos bioenergéticos” en provincias como Entre Ríos, Santa Fe y Buenos Aires. A través del aprovechamiento de Biogás, Biometano, BioGNL, BioGNC y BioCO₂, la firma busca dar una solución ambiental definitiva a los residuos orgánicos mientras sustituye el uso de energías fósiles y cubrir la demanda de gas con fuente no fósil.

En este sentido, la cooperación tecnológica con el gobierno entrerriano representa un hito relevante, ya que “apunta a evaluar la factibilidad económica de transformar el guano aviar y la cama de pollo en energía renovable, resolviendo un problema recurrente para los municipios y productores locales”, explicó Khouri a EconoJournal.

Un proyecto de expansión que aspira al RIGI

Este plan contempla una inversión estimada de US$200 millones, para la instalación de dos plantas de biogás situadas estratégicamente cerca de los centros productivos de la zona de Crespo y San José. El proyecto técnico prevé alcanzar una escala de 300.000 m³ diarios de biometano en un plazo de ocho años, aprovechando el marco normativo del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).

Una parte de este combustible se inyectará en los gasoductos de distribución, mientras que el excedente se someterá a un proceso de licuefacción para su exportación como BioGNL. Khouri destacó que el potencial de generación de bioenergia en Entre Ríos es tan significativo que iguala en términos de volumen de gas a yacimientos convencionales de la talla de Manantiales Behr, en la provincia de Chubut.

Al respecto, resultó fundamental la firma durante el 2026 de dos importantes documentos: Un MOU con la provincia de Entre Ríos para colaborar en soluciones bioenergéticas y de sustentabilidad, y un convenio con el Municipio de Crespo, para la puesta en funcionamiento de un biodigestor a principios de 2026, mientras se realizan los estudios de prefactibilidad para el proyecto de escala.

Simultáneamente, la expansión hacia la provincia de Santa Fe refuerza esta red con la construcción de una central térmica de biogás que funcionará como plataforma para un proyecto piloto de derivados de hidrógeno verde. Esta iniciativa se vincula con la internacionalización de la firma a través de su filial Dosbio GmbH en Alemania.

Patente global y planta piloto en Alemania

Verónica Tito, socia de Dosbio y Directora de Asuntos Legales y Corporativos, destacó que la empresa obtuvo en 2024 una patente global para la solidificación de efluentes líquidos y su conversión en biofertilizantes multinutrientes, y gracias al vínculo con la Cámara de Industria y Comercio de Alemania en la Argentina – AHK, este desarrollo fue presentado en la feria Euroter Energy.

A partir de ahí surgió la oportunidad de dar inicio a un proyecto piloto en Alemania y crear la empresa Dosbio Gmbh, lo cual permitió cerrar los primeros acuerdos de comercialización en Hamburgo para distribuir el producto en la Comunidad Europea.

En la Argentina, esta estrategia de desarrollo permite que la existencia de las plantas de biogás no dependa exclusivamente de los contratos de compra energía eléctrica con Cammesa, cuyos valores suelen ser elevados para el sector privado, sino que se sustenten en la industrialización de subproductos de alta demanda global.

El desafío es mostrar al mercado la posibilidad de producir bioenergías a precios competitivos, atractivo para sectores que requieren descarbonización como el transporte pesado, el transporte marítimo y grandes industrias cuyos productos se exportan principalmente al mercado europeo y serán cada vez más objeto del mecanismo de ajuste en frontera, señaló Verónica Tito.

Y añadió que el marco regulatorio habilitante para la inyección de biometano en las redes de gas natural está vigente en el país a través de la NAG 602, y Dosbio se propone ser pionero en el despliegue de estas energías de suma relevancia para la diversificación de la matriz energética en el marco de la transición.

Mientras el mercado del hidrógeno verde aún se encuentra en fase de consolidación, los derivados biogénicos ya representan una realidad comercial en Europa, especialmente en naciones como Alemania, Francia, Dinamarca y Países Bajos. En vista de las posibilidad que refleja el sector resta definir, como desafío de expansión, la posibilidad de generar una plataforma de trazabilidad que permita verificar el origen del combustible y usar sus atributos de bajas emisiones en las huellas de carbono de quienes adquieran dichos certificados.

De esta manera, Dosbio utiliza la innovación tecnológica para dinamizar las economías regionales, disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero y ofrecer soluciones de abastecimiento energético a pequeñas localidades, transformando un desafío ambiental en una oportunidad de exportación de tecnología y descarbonización argentina.

, Ignacio Ortiz

DLS Archer y Patterson-UTI firmaron un acuerdo estratégico que permitirá atender la creciente demanda de servicios de perforación de alta calidad en las operaciones no convencionales de Vaca Muerta.

El convenio habilita la incorporación de dos equipos perforadores de última generación, diseñados para optimizar la eficiencia en la perforación de pozos en áreas no convencionales como Vaca Muerta. Según informaron las compañías, estos equipos apuntan a mejorar los tiempos operativos, elevar los estándares de seguridad y acompañar el ritmo de expansión de los proyectos en la formación neuquina.

Los nuevos equipos de perforación

La iniciativa se enmarca en el reciente contrato que suscribió DLS con YPF, que se transformó en el mayor contrato de perforación en Vaca Muerta. Este acuerdo con la petrolera bajo control estatal consolidó la posición de DLS como uno de los principales proveedores de servicios de drilling en el segmento no convencional y aceleró la necesidad de ampliar su flota de equipo, indicaron desde la empresa.

Gerardo Molinaro, VP de Land Drilling en DLS Archer, destacó el alcance estratégico del entendimiento con Patterson-UTI: “Nos permite expandir nuestra presencia en el mercado no convencional de Vaca Muerta, dar cumplimiento al nuevo contrato con YPF, anticiparnos a la mayor demanda de equipos perforadores de estas características y reforzar nuestra estrategia de crecimiento, iniciada hace dos años con la adquisición de ADA, nuestra empresa especializada en perforación con presión controlada (Managed Pressure Drilling – MPD)”.

Vaca Muerta como objetivo final del acuerdo

Desde DLS Archer y Patterson-UTI remarcaron que el acuerdo no solo apunta a incrementar la capacidad operativa en la cuenca, sino también a potenciar la propuesta de valor en términos de eficiencia y seguridad. “La combinación de experiencia técnica, tecnología de última generación y optimización de recursos permitirá ofrecer soluciones de alto valor agregado para los operadores que desarrollan proyectos en Vaca Muerta”, precisaron.

Asimismo, desde las compañías detallaron que el entendimiento entre DLS Archer y Patterson-UTI también refuerza la presencia de ambas organizaciones en el mercado argentino, en un momento en el que la actividad de perforación en la formación shale muestra señales de crecimiento sostenido.

La incorporación de los nuevos equipos se proyecta como un paso clave para acompañar la demanda prevista para los próximos meses y consolidar el posicionamiento de las compañías en el corazón del desarrollo energético del país, concluyeron.

, Redaccion EconoJournal

Nucleoeléctrica Argentina anunció esta semana que la central nuclear Atucha II volvió a operar nuevamente al 100% de su potencia nominal. Hace por lo menos siete años que la central no estaba autorizada a operar al 100% de forma continúa debido a un inconveniente que los profesionales y técnicos de la empresa fueron corrigiendo y monitoreando a lo largo del tiempo.

La Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN), la entidad que regula la actividad nuclear en el país, autorizó a la empresa generadora estatal a llevar la potencia en Atucha II al 100% de su potencia nominal de 745 MW brutos. Nucleoeléctrica concretó la elevación de potencia por la tarde del miércoles.

Atucha II venía operando desde la segunda mitad de 2018 bajo un esquema de potencia reducida debido a un incoveniente originado en una de las bombas de circulación del agua pesada en el circuito primario del reactor.

Bajo supervisión de la ARN, los equipos profesionales y técnicos de Nucleoeléctrica fueron realizando trabajos de corrección para ir elevando la potencia progresivamente. La central nuclear estuvo operando al 97% de su potencia desde octubre de 2025.

Atucha II: el origen del problema que impedía llevarla al 100%

La empresa decidió sacar manualmente de servicio a la central nuclear Atucha II hacia finales de 2018 tras detectar un debris (virutas
metálicas) en los elementos combustibles dentro del reactor, provocado por un desperfecto en una las bombas del circuito primario que hacen circular el agua pesada dentro del reactor. El agua pesada sirve para moderar la reacción en cadena y refrigerar el reactor.

Personal de la empresa detectó esos restos al constatar una disminución progresiva de la potencia eléctrica y un aumento en la temperatura de salida de los canales refrigerantes, debido a una reducción de caudal de agua pesada por el sistema primario.

El debris se generó por la rotura de la camisa del eje de una bomba, lo que ocasionó el desgaste prematuro del cojinete inferior de carbón de la bomba.

La camisa se rompió porque había una falla de diseño conocida por el fabricante quien recomendó su reemplazo al término
de la etapa de prueba de presión de la instalación. «Este reemplazo no se realizó, ni se transfirió dicho requerimiento al operador para
hacerlo durante la primera parada programada», explica un documento que circula dentro de la emrpesa al que accedió EconoJournal.

Por ese motivo, la empresa desarrolló programas de cálculo para predecir el comportamiento de la refrigeración del reactor con presencia de impurezas en el sistema refrigerante del mismo. «Este programa ha permitido la operación segura a potencia reducida de la CNA II desde el año 2018», indicó la empresa en un reporte global de 2022.

Uno por uno, los trabajos correctivos en Atucha II

La empresa introdujo cambios y acciones para volver a operar Atucha II al 100%. Entre ellas:

• Revisión y reparación de la bomba y cambio de las camisas por el nuevo diseño,
• Monitoreo on-line de la actividad en el sistema primario para detectar en forma temprana cualquiera falla en los elementos combustibles,
• Establecimiento de una alarma en caso de disminución de caudal del sistema primario y poder reaccionar en forma temprana ante un evento similar.
• Medición del caudal en los canales refrigerantes y
• Colocación de filtros en el reactor en las posiciones de los elementos combustibles para poder extraer el debris
• Desarrollo de un mock up Hidráulico en el Centro Atómico Constituyentes para convalidar ensayos.

El 18 de febrero de 2019 la central nuclear Atucha II reanudó su operación comercial tras la intervención, plan de inspección y ensayos. Desde el
14 de enero de 2026 a las 19:20, la central está operando nuevamente al 100% de potencia (716,4 MW netos), después de un largo camino donde siempre se priorizó la seguridad y la confiabilidad de la planta.

, Nicolás Deza

Una falla en la estación transformadora de Morón de Edenor provocó que más de un millón de usuarios del corredor norte del Gran Buenos Aires (GBA) y Capital Federal sufrieran un corte en el suministro eléctrico en la tarde de este jueves. Tanto en este caso como en otros, los usuarios afectados cuentan con la posibilidad de realizar denuncias formales por falta de luz e iniciar el reclamo correspondiente ante el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE).

El de este jueves fue un evento que impactó sobre la red de alta tensión de 220 kV, en particular en las líneas que vinculan con la estación de General Rodríguez y que implicó la pérdida de alrededor de 3.000 megawatt de potencia. Esto es, cerca del 30% de la demanda de la región, en apenas unos segundos.

¿Quiénes pueden hacer una denuncia ante el ENRE?

Pueden presentar una denuncia todos los usuarios residenciales, comerciales e industriales que reciben el servicio de distribución eléctrica en la jurisdicción del ENRE, que abarca a los clientes de Edenor y Edesur en la Ciudad de Buenos Aires y el conurbano bonaerense.

La denuncia ante el organismo regulador se realiza una vez que el usuario ya efectuó el reclamo correspondiente ante la distribuidora y no obtuvo una respuesta satisfactoria o considera que el corte no fue correctamente resuelto. Fuentes del sector recomiendan que la denuncia ante el ente se haga justo después de la denuncia ante la distribuidora.

¿Cómo hacer la denuncia?

El trámite es gratuito y puede realizarse de manera digital o telefónica. Antes de acudir al ENRE, es obligatorio contactar a la empresa distribuidora (Edenor o Edesur) y solicitar un número de reclamo. Este dato será indispensable para continuar con la denuncia.

El usuario debe acceder al portal oficial del ENRE y dirigirse a la sección de “Reclamos y denuncias”. Allí encontrará el formulario digital para completar con sus datos personales y la información del suministro afectado.

Entre la información solicitada se incluye:

• Nombre y apellido del titular del servicio
• DNI o CUIT
• Número de cliente o de suministro
• Dirección del punto afectado
• Número de reclamo otorgado por la distribuidora
• Fecha y hora aproximada del corte
• Breve descripción del problema

Una vez cargados los datos, el sistema generará un número de trámite que permitirá hacer el seguimiento del caso.

¿Hay compensaciones por los cortes de luz?

La normativa vigente establece que los usuarios pueden acceder a bonificaciones automáticas por falta de suministro en su factura cuando se superan los límites de duración y frecuencia de los cortes permitidos.

Sin embargo, la denuncia ante el ENRE es un paso clave para que el organismo pueda evaluar la situación, auditar a la distribuidora y, en caso de corresponder, aplicar sanciones o exigir resarcimientos adicionales en caso de cortes prolongados o reiterados ( 4 o 5 en un mismo mes).

En qué casos no es posible hacer la denuncia

Antes de avanzar con cualquier trámite ante el ENRE es clave verificar si la interrupción fue anunciada con antelación. Tanto Edenor como Edesur están obligadas a informar con al menos 48 horas de anticipación cuando se trata de cortes programados por tareas de mantenimiento u obras planificadas.

Si el evento no fue comunicado previamente, el usuario puede avanzar con el reclamo por falta de suministro.

Una vez descartado que se trate de un corte programado, el reclamo puede orientarse a dos situaciones específicas:

• Corte prolongado: cuando la interrupción se extiende durante 15 horas consecutivas o más.
• Corte reiterado: cuando se registran cuatro o más interrupciones en un mismo mes calendario.

En ambos casos, además de solicitar la restitución del servicio, el usuario puede quedar habilitado para acceder a bonificaciones que luego se reflejan en la factura.

Existe una situación en la que no es obligatorio reclamar primero ante la distribuidora. Se trata de los usuarios de Edenor que residen en las islas del Delta del Paraná quienes pueden acudir directamente al ENRE cuando la falta de suministro se debe a fenómenos climáticos o a fallas en redes de media y alta tensión. Esta excepción está contemplada en la Resolución ENRE N.º 149/2025.

Estos son los canales de atención del ENRE

El ENRE dispone de distintas vías para realizar la denuncia:

• Online: a través de los formularios disponibles en su sitio web, donde se debe seleccionar la opción correspondiente a corte prolongado o corte reiterado.
• Telefónica: mediante las líneas gratuitas 0800-333-3000 y 0800-345-6000, disponibles las 24 horas, todos los días del año.
• Presencial: en la sede de Suipacha 615, Ciudad de Buenos Aires, de lunes a viernes de 9 a 17. Para esta modalidad es obligatorio solicitar turno con antelación.

, Loana Tejero

Una falla en la estación transformadora de Morón, una de las subestaciones de cabecera de Edenor, provocó un apagón que afectó a más de un millón de usuarios del corredor norte del Gran Buenos Aires (GBA) y Capital Federal. Allegados a la distribuidora indicaron que a las 16 de este jueves cerca de un 85% de los hogares afectados había recuperado el servicio. Pero no existen estadísticas oficiales porque la web de Cammesa, el organismo encargado del despacho de energía, y del ente regulador (ENRE) dejaron de actualizar la información del sistema eléctrico después del mediodía de hoy.

La falla registrada en la subestación de Morón provocó perturbaciones en la red eléctrica de 220 kV —en especial en las lineas que conectan con la estación de General Rodríguez—, por lo que en cuestión de segundos se desengancharon varias centrales de generación termoeléctrica que abastecen de energía al AMBA. En conjunto, se perdieron unos 3000 megawatt (MW) de potencia, un 30% del total que consume el Gran Buenos Aires.

Se vieron afectados localidades de zona norte del Conurbano como Tigre, San Fernando y también de los partidos de San Martín y Malvinas Argentinas. El corte se extendió en barrios de la ciudad de Buenos Aires como Palermo, Villa Urquiza, Saavedra y Belgrano, entre otros.

El impacto del apagón en el parque de generación

Por el inconveniente en la subestación de Morón, se desengancharon turbinas de generación TV9 de la central térmica (CT) Puerto Nuevo (272 MW) y las turbinas TV10, TG11 y TG12 (619 MW) de la CT Puerto. También se desengancharon las máquinas TG3 y TG4 de la Central Térmica Matheu de 116 MW y la turbina TV06 de la CT Puerto Nuevo (184MW).

El AMBA consume alrededor de 12.000 MW en días con climas calurosos como el de este jueves.
La falla en Edenor se produce dos semanas después del corte masivo del 31 de diciembre en el área de la distribuidora Edesur, que dejó a 1.083.000 usuarios sin suministro eléctrico.

Noticia en desarrollo

, Roberto Bellato

La empresa Edenor, la mayor distribuidora eléctrica del país, emitió un comunicado esta tarde para explicar las razones que dejaron sin el servicio de electricidad a más de un millón de usuarios en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).

La compañía aseguró que a las 14:45 se registró una falla en la Subestación Morón, en el nivel de 220 kV, «que tuvo un impacto inicial sobre alrededor de 800.000 clientes».

El apagón afectó a un tercio de la demanda total de la distribuidora ubicado en el corredor norte y oeste del área de concesión.

En texto publicado en las redes sociales de Edenor, afirmaron que «inmediatamente luego de detectada la falla se activaron los protocolos operativos de reposición del suministro. A los 30 minutos de iniciado el incidente, más del 50 % de los usuarios ya contaban con el servicio eléctrico normalizado».

La Secretaría de Energía comunicó que a las 16.43 de hoy aún continuaban sin el servicio unos 175.000 usuarios de Edenor y otros 35.000 de Edesur. Mientras que a las 17.30 ambas distribuidoras aseguraron que el servicio se restableció en su totalidad.

Usuarios de Edesur también con cortes

El apagón de esta tarde también afectó a más de 200.000 usuarios de Edesur. En este caso, la compañía afirmó oficialmente que «lamentablemente se produjo una falla en el sistema de alta tensión de otra distribuidora, que por arrastre, afectó clientes en la zona de Edesur».

Por último, afirmaron que el servicio se fue normalizando por etapas y en coordinación con otros actores del sistema.

, Laura Hevia

El mercado mundial de energías renovables espera que en 2026 los precios de los paneles solares y las baterías de litio aumenten considerablemente por medidas fiscales que acaba de anunciar el gobierno de China.

La reestructuración de la política de subsidios a las exportaciones que impulsa el gobierno de Xi Jinping generará un aumento de los costos para los exportadores chinos de paneles solares y baterías y podría provocar una suba de los precios para los proyectos de energías renovables en la Argentina y el mundo.

En concreto, el Ministerio de Finanzas de China anunció que a partir del 1° de abril eliminará la devolución del Impuesto al Valor Agregado (IVA) a las exportaciones de paneles solares. La medida la tomó en conjunto con la Administración Tributaria Estatal.

Al mismo tiempo, el gobierno chino también anunció la reducción de un 9% a un 6% a partir de abril de los reembolsos del IVA a las exportaciones de baterías de litio y la eliminación total de la devolución de impuestos a partir del 1° de enero de 2027.

El anuncio sobre productos tecnológicos para almacenamiento de energía abarca a baterías de iones de litio, baterías de flujo redox de vanadio y materiales como el hexafluorofosfato de litio, manganato y óxido de litio y níquel, cobalto y manganeso.

China busca proteger la producción de paneles solares

China ya había tomado una medida similar en diciembre de 2024, cuando redujo los reembolsos del impuesto a las exportaciones de los paneles del 13% al 9% para contrarrestar la fuerte baja de los precios en el sector por las tensiones comerciales internacionales.

El país asiático controla casi el 90% de la producción de paneles solares y baterías en el mundo. La medida del gobierno de Xi Jinping apunta a que los precios frenen de inmediato su caída para luego aumentar con el correr de los meses.

La Asociación de la Industria Fotovoltaica de China señaló que la medida debería ayudar a frenar una caída excesiva de los precios de exportación a largo plazo, ya que los productos fotovoltaicos de ese país enfrentan una competencia cada vez más intensa en los mercados extranjeros, según publicó la agencia Reuters.

Además, la entidad industrial reiteró el pedido a los fabricantes de paneles para que dejen de vender los productos por debajo de los costos y remarcó que algunos exportadores chinos utilizan los beneficios impositivos como un descuento de precios para los compradores extranjeros en un mercado con exceso de oferta de paneles.

«La reducción o cancelación oportuna de los descuentos a las exportaciones de productos fotovoltaicos puede ayudar a promover un retorno racional de los precios en el mercado externo y reducir el riesgo de fricciones comerciales», finalizó la entidad industrial china.

, Roberto Bellato

Dioxitek alcanzó un nuevo récord anual de producción de dióxido de uranio durante el 2025. Desde la empresa apuntaron que este hito permite pensar que se puede llegar a satisfacer la demanda total de las centrales nucleares Atucha I y II y Embalse y evitar la importación de dióxido.

La empresa estatal anunció que produjo 190 toneladas de dióxido de uranio de grado nuclear durante 2025, marcando un nuevo récord de producción anual de este insumo utilizado para la fabricación de los elementos combustibles que abastecen a las centrales nucleares argentinas. Las centrales argentinas demandan unas 230 toneladas por año.

El principal servicio que Dioxitek ofrece es la transformación del concentrado de uranio en dióxido de uranio en su planta de conversión en Córdoba.

«Este hito fue posible gracias al proceso de saneamiento y reordenamiento integral de Dioxitek, sumado a la planificación y al impulso de procesos de mejora en la planta productiva de dióxido de uranio en Córdoba. También fue posible gracias al esfuerzo y compromiso de todo el personal de planta que llevó adelante la tarea», indicaron desde la empresa.

Operación en Córdoba

Econojournal informó que en la empresa estan trabajando para garantizar e inclusive incrementar la producción de dióxido de uranio en Córdoba.

La empresa renegoció a finales de 2024 la tarifa que Nucleoeléctrica, la empresa generadora nuclear estatal, abona por el servicio de conversión a dióxido de uranio. La nueva tarifa le permitió a Dioxitek solucionar la urgencia económica en la que se encontraba la empresa y afrontar obras vitales para mantener la operación en la planta de Córdoba.

La inversión de capital requerida en Córdoba asciende a US$ 14 millones, en un plan diagramado a cinco años. Con esta inversión sería posible elevar la producción en Córdoba hasta por lo menos 200 toneladas de dióxido de uranio por año.

En paralelo, Nucleoeléctrica trabaja para poder utilizar combustible con uranio levemente enriquecido (ULE) en Atucha II, lo que generaría un ahorro de 50 toneladas anuales en el consumo de dióxido. El combustible ULE se viene utilizando en Atucha I desde finales de la década de 1990.

De esta manera, Dioxitek podrá garantizar el abastecimiento pleno para las centrales argentinas.

Cómo Dioxitek produce el dióxido de uranio

El dióxido de uranio de pureza nuclear grado cerámico se fabrica a partir de diferentes materias primas: el concentrado de uranio (U3O8, también conocido como yellowcake), scraps (restos) de dióxido de uranio y el diuranato de amonio.

Estos componentes atraviesan un proceso físico-químico de purificación y conversión hasta llegar al polvo de dióxido de uranio (UO2) de calidad nuclear, insumo que es utilizado para la fabricación de pastillas que sirven como elementos combustibles en las tres centrales nucleares de nuestro país.

, Nicolás Deza

El Gobierno nacional elevó al Senado su propuesta para designar a las nuevas autoridades del Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE), el nuevo organismo unificado con el cual la actual gestión dará por finalizado el proceso de normalización de los entes de contralor y regulación del sector energético.

La propuesta, que lleva la firma de la secretaria de Energía, María Carmen Tettamanti, busca cubrir los cargos de Presidente, Vicepresidente y tres Vocales para el nuevo organismo unificado.

La selección de los candidatos fue el resultado de un proceso técnico que comenzó con la conformación de un Comité de Selección mediante la Resolución SE N° 479/2025. Este cuerpo estuvo integrado por Osvaldo Ernesto Rolando, Santiago Urbiztondo y María Luján Crespo.

Tras una etapa de evaluación de antecedentes y entrevistas personales, el Comité elevó las ternas correspondientes a la Secretaría de Energía, la cual, a través del Ministerio de Economía, trasladó la recomendación final al Poder Ejecutivo.

Llamó la atención la ausencia de Carlos Casares, actual interventor del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) que es quien viene desempeñando el cargo desde que empezó la gestión del presidente Javier Milei, pero no está referido para integrar el nuevo directorio.

Los perfiles del presidente y vice

A partir de ese análisis de los postulantes, el gobierno propone al Senado cinco funcionarios para cubrir los perfiles propuestos para conducir la regulación energética. Para la presidencia del ENRGE se propone a Néstor Marcelo Lamboglia y como vicepresidente a Vicente Serra. En tanto los vocales son Marcelo Nachón, Griselda Lambertini y Héctor Sergio Falzone.

Néstor Marcelo Lamboglia: Es el actual interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) e integrante del Grupo de Asesores de la Secretaría de Energía. Anteriormente, desempeñó funciones como Asesor Jurídico Argentino de la Entidad Binacional Yacyretá.

Lamboglia es un abogado con amplio recorrido en el sector eléctrico, fue el único colaborador que se sumó a la conducción del ENRE durante la la gestión de Osvaldo Orlando, que fue el interventor que reemplazó a Darío Orbe. Rolando, a su vez fue uno de los tres integrantes del comité que se encargó de proponer las ternas para cada una de las cinco posiciones del nuevo directorio del ente regulador.

De acuerdo a la idea del Gobierno del nuevo ente, Lamboglia va a ser el encargado de imprimir el ritmo de gestión y de armar la estructura del ENRGE en interlocución con el Gobierno nacional, es decir, con la Secretaría de Energía y el Ministerio de Economía, como persona de confianza tanto de María Tetamanti como de Daniel González.

Vicente Serra. Se desempeña como presidente de la firma Intelligence Energy Solutions. Su trayectoria en la función pública incluye el cargo de Director Nacional de Refinación y Comercialización, además de haber sido asesor de la intervención de Yacimientos Carboníferos Fiscales.

Serra, también es otro histórico del sector eléctrico que pasó por las principales consultoras técnicas del área y que quien se le reconoce en la industria por haber sido el único de los cinco integrantes que tiene un paso tanto por el sector eléctrico como el de gas natural. Puede funcionar como un puente entre ambas áreas en el nuevo esquema unificado.

El candidato a la vicepresidencia del ENRGE Se sumó a la administración de La Libertad Avanza de la mano del ex jefe de Gabinete Nicolás Pose, asesorando específicamente a Rolandi. Tiene una buena articulación con actores de la actual gestión energética y tuvo un paso, en su momento, con el Enargas durante la gestión de Antonio Pronzato.

El aporte técnico de los vocales

Vocal Primero Marcelo Nachón. Actualmente forma parte del Consejo Asesor del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS). Posee experiencia en el sector privado en el área de Gerenciamiento de Proyectos Especiales de Wintershall DEA Argentina SA y ocupó la Dirección Nacional de Economía de los Hidrocarburos.

Nachón es un directivo eminentemente técnico del sector de gas natural, fue colaborador de la Secretaría de Energía en el área, de perfil bajo pero sólido en términos técnicos y regulatorios.

Vocal Segunda Griselda Lambertini. Integra el Consejo Asesor de la intervención del Enargas, organismo donde previamente fue Vocal Tercera de su Directorio. Es miembro del Grupo Interdisciplinario de Asesores de la Secretaría de Energía y trabaja como consultora independiente en regulación energética.

Lambertini es una de las colaboradoras del grupo de trabajo de Casares al frente de Enargas, y formó parte del CEARE, el Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética de la UBA que forma especialistas en energía. Tiene fuerte vinculación a todos los temas de de transición energética.

Vocal Tercero Sergio Falzone. Actualmente cumple funciones como asesor técnico regulatorio en la Secretaría de Energía de la Nación. En su historial profesional destaca su labor como Gerente Comercial y de Combustibles en Central Puerto SA, y su paso por la Gerencia General del Consorcio de Empresas Mendocinas para Potrerillos SA.

Falzone tuvo un paso fallido por la gestión del ex secretario de Energía Rodriguez Chirilo, candidateado por entonces como Secretario de Energía Eléctrica y como vicepresidente de Cammesa, y ahora entra como vocal tercero, con un fuerte conocimiento del sector de generación eléctrica sobre todo y también de distribución.

La documentación oficial ya se encuentra a disposición de la titular del Senado, Victoria Villarruel, para dar inicio al tratamiento legislativo que requiere la ratificación de estos cargos

, Redacción EconoJournal

La Secretaría de Energía están terminando de ajustar los detalles finales de una resolución que reestructurará la operatoria de uno de los tres segmentos estratégicos del mercado del gas natural en la Argentina. Por instrucción de la cartera que dirige María Tettamanti, el ente regulador (Enargas) reasignará las rutas de transporte (gasoductos) por las que las empresas distribuidoras adquieren el fluido que luego entregan a hogares e industrias. El acceso a capacidades en el sistema de transporte es una condición necesaria para poder comercializar gas.

De ahí la preocupación de buena parte de los actores del mercado de gas, que desde hace más de 30 días vienen discutiendo el tema internamente con funcionarios del gobierno, que consideran que el reordenamiento del segmento de transporte de gas es condición sine qua non para impulsar una recontractualización entre privados —productores, distribuidoras, generadores y grandes usuarios— y avanzar con cambios en el mercado como el corrimiento del Estado (a través de Enarsa) de la importación de Gas Natural Licuado (GNL) durante el invierno.

La medida afectará, en la práctica, intereses creados tanto de empresas distribuidoras como también de petroleras y transportistas. ¿Por qué? Porque obligará a algunas distribuidoras a transferir contratos vigentes de transporte en firme en función de lo que determine en los próximos días el Enargas.

Es la primera vez en cuatro décadas que se toma una medida de esta naturaleza. En los hechos, activará un reseteo parcial de las relaciones comerciales entre los actores del mercado del gas. Será una especie de borrón y cuenta nueva que indefectiblemente arrojará empresas beneficiadas y otras que se verán perjudicadas.

Sincerar la realidad del mercado de gas

Fuentes cercanas al área energética del gobierno defendieron su decisión sobre la base de un hecho incontrastable: el cambio de la realidad material registrado en los últimos 15 años en las cuencas productoras a partir de la centralidad que evidenció Vaca Muerta como principal pulmón gasífero de la Argentina en desmedro de otras provincias cuya producción se desplomó.

En un despacho oficial lo pusieron en estos términos: “Estamos avanzando en una reorganización integral del sistema de transporte de gas para corregir distorsiones acumuladas durante años por la declinación de las cuencas Norte (Salta supo ser la segunda mayor productora de gas del país y hoy su oferta es casi inexistente) y Austral”.

“Muchas rutas de transporte firme fueron definidas cuando la disponibilidad de gas era distinta y hoy existen contratos en rutas que no pueden llenarse con gas real. Esto genera rutas inservibles y complica el abastecimiento de industrias del Litoral y la región Centro, que terminan buscando gas en cuencas donde ya no hay oferta disponible”, advirtieron.

Lo que sucede hoy en día es que el mix de cuencas resultante de los contratos de transporte que poseen algunas distribuidoras no refleja la realidad física de la red de gasoductos. “Durante años todos nos acostumbramos a fingir demencia porque hay empresas con contratos para comprar gas desde la cuenca del Noroeste que después terminan trayendo gas desde Neuquén o gas natural licuado (GNL) importado por (la empresa estatal) Enarsa desde la terminal de Escobar”, explicó el gerente comercial de una petrolera.  

Por eso, allegados a la Secretaría de Energía afirmaron que “la reorganización ajusta los contratos de transporte para que reflejen la disponibilidad efectiva de gas por cuenca, garantizando un reparto más equitativo: primero se cubre la demanda prioritaria de las distribuidoras y el resto de contratos firmes”. “Cada distribuidora contará con rutas asociadas a cuencas con gas real —en la mayoría de los casos, la Cuenca Neuquina—, sin modificar los contratos vigentes entre transportistas y cargadores directos”, agregaron.

Se espera que antes del 31 de enero el Enargas publique una resolución asignando nuevas capacidades de transporte en cada red troncal de gasoductos. Las distribuidoras estarán invitadas a adherir voluntariamente los cambios propuestos por el ente regulador —elaborados a partir de un estudio realizado por la consultora Novix—, pero los más probable, según coincidieron fuentes públicos y privadas consultadas, es que en última instancia el gobierno termine instrumentando de forma discrecional las modificaciones porque algunas distribuidoras se negarán a validar la decisión del organismo.

“Este reordenamiento, al trasparentar la real disponibilidad de transporte firme, otorga una mejor información a los cargadores del sistema (distribuidoras, grandes usuarios y comercializadoras) que les permite tomar mejores decisiones a los efectos de comprar a futuro más trasporte forme, ya sea en el open season que haga TGS por la iniciativa privada (IP) o futuros open season que las transportistas puedan realizar”, defendieron fuentes cercanas al ente regulador.

Daños colaterales

Aunque la decisión de la Secretaría de Energía está amparada en razones eminentemente técnicas, generará cambios profundos en el negocio real del gas natural. Entre las compañías distribuidoras, Metrogas y Naturgy —las dos empresas que brindan el servicio en el área metropolitana de Buenos Aires— serán, a priori, las más perjudicadas porque deberán ceder contratos vigentes para transportar gas en firme por el sistema centro-oeste de gasoductos y buscar nueva capacidad de transporte para abastecer a sus clientes.

En el reverso de esa situación, EcoGas —la empresa que controla a las distribuidoras de Gas del Centro (que abastece Córdoba) y Gas Cuyana (Mendoza)— se verá beneficiada porque ampliará su acceso al sistema centro-oeste de transporte, que en el verano se utiliza para exportar gas hacia Chile.

La reorganización del sistema de gasoductos tendrá, por ende, un impacto colateral en el negocio de las empresas comercializadoras asociadas a las distribuidoras. Se trata de un segmento secundario al negocio regulado de distribución de gas que empezó a cobrar forma a fines de los ‘2000 como una alternativa que encontraron las distribuidoras —con el aval tácito de funcionarios kirchneristas— para obtener algo de rentabilidad en un contexto signado por el congelamiento tarifario que afectó la economía de los privados.

Al obligar a algunas distribuidoras a ceder a otras capacidad de transporte en firme, la decisión del Enargas achicará también el negocio de las comercializadoras asociadas que, en momentos de menor demanda residencial (prioritaria), utilizan esas rutas para vender gas a clientes industriales o incluso transfieren a cambio de un fee esa capacidad de transporte a petroleras que exportan gas durante los meses de verano.

De un relevamiento entre los principales productores —YPF, Pan American Energy (PAE), TotalEnergies, Tecpetrol, Harbour Energy, Pampa y Pluspetrol, entre otros— se desprende que el efecto de la medida aún es incierto.

Aunque entre las petroleras que operan yacimientos en el sur del país —en especial en la cuenca Austral— existe preocupación porque la reformulación del mercado que impulsa el gobierno restringirá el universo de potenciales clientes a los que venderle gas, centralizando la comercialización del fluido con Camuzzi, la empresa que gestiona Gas del Sur, la distribuidora que cubre la demanda de gas en Patagonia, y Gas Pampeana, en el interior de la provincia de Buenos Aires y La Pampa.  

“Me preocupa porque los productores de gas en el sur perderíamos el mercado industrial, que permite diversificar la comercialización y mantener una señal de precios competitivos”, concluyó el director comercial de una petrolera.

, Nicolas Gandini

Pluspetrol, la compañía de energía privada con foco en exploración y producción de hidrocarburos, se integra como nuevo socio al Instituto Vaca Muerta. Se trata de una iniciativa que busca impulsar la formación técnica especializada para el desarrollo de Vaca Muerta y consolidar el crecimiento energético del país.

El acuerdo fue firmado por Julián Escuder, Country Manager de Pluspetrol Argentina; y Lisandro Deleonardis, presidente del Instituto Vaca Muerta y vicepresidente de Asuntos Públicos de YPF.

“Desde hace más de 45 años, Pluspetrol apoya el desarrollo de los recursos de la provincia de Neuquén y de los neuquinos. En ese sentido, nos incorporamos al Instituto Vaca Muerta, apoyando la iniciativa con un aporte de US$ 1.000.000, para promover la formación de los futuros profesionales del sector, proporcionando un aprendizaje práctico en instalaciones reales», sostuvo Escuder.

«Esta iniciativa no solo enriquecerá la oferta educativa, sino que también fortalecerá las competencias necesarias en áreas clave como perforación y producción”, expresó el Country Manager de Pluspetrol Argentina

El ambicioso objetivo del Instituto Vaca Muerta

“La incorporación de Pluspetrol reafirma la relevancia que este instituto tiene para toda la cadena de valor. El IVM es clave para capacitar a miles de trabajadores, mejorar la seguridad y hacer que Vaca Muerta sea aún más competitiva a nivel global” afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF. Además, añadió: “Este es el camino para seguir consolidando el desarrollo del sector. Es un desafío que requiere el compromiso y el trabajo conjunto de toda la industria”.

El Instituto Vaca Muerta se posicionará como el único centro de formación técnica especializada en Upstream líder en América Latina. Ofrecerá programas pioneros en la región, basados en prácticas reales, que permitirán alcanzar mayores niveles de seguridad, eficiencia y excelencia operativa.

Formación técnica en el Instituto Vaca Muerta

El Instituto Vaca Muerta es una iniciativa que representa un beneficio estratégico para toda la industria energética de la Argentina, impulsando su competitividad y posicionando al país como un exportador de energía de clase mundial.

La creación del proyecto fue impulsada por la Fundación YPF, que realizó una investigación prospectiva para anticipar cuáles serán las demandas ocupacionales y tecnológicas del Upstream para los próximos 10 años.  Se estima que para el 2030, la industria energética demandará y generará hasta 50.000 nuevos empleos.Cabe destacar que, al principio del mes de enero, TotalEnergies fue la primera compañía internacional en suscribir al convenio e invertir en el Instituto Vaca Muerta.

, Redaccion EconoJournal

Sidersa, una de las principales empresas siderúrgicas de la Argentina, avanza con la construcción de una nueva planta que la posicionará como un referente internacional en la producción de acero verde. Si bien Sidersa destinará la nueva producción al mercado interno también tendrá ventajas para exportar a Europa debido al nuevo impuesto al carbono en frontera vigente desde este año que alcanza a las importaciones de acero.

La compañía controlada por la familia Spoto dio luz verde el año pasado a la construcción en San Nicolás de esta nueva planta tras calificar y obtener los beneficios contemplados en el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Con una inversión de US$ 300 millones, será la primera planta siderúrgica que se construye en la Argentina en más de 50 años.

El proyecto bautizado como Sidersa+ registra un avance global del 15% a enero de este año, indicaron desde Sidersa ante una consulta de EconoJournal. La empresa finalizó con la excavación y preparación del terreno y esta procediendo con la instalación de las naves industriales.

La planta tendrá una capacidad instalada de producción de 360.000 toneladas de acero verde por año y estará orientada a la producción de acero para la construcción y de alambrón. El objetivo es hacer las pruebas en caliente en el último trimestre del 2027 y comenzar a producir en el 2028.

El proyecto Sidersa+ prevé crear 1000 puestos de trabajo en el pico de obra. La planta una vez en operación creará más de 300 puestos de trabajo directos y 3500 indirectos.

Huella de carbono: una planta de acero verde referente para el mundo

En Sidersa indican que la planta producirá el acero con la menor huella de carbono del mundo gracias a la incorporación y combinación de tecnologías de última generación provistas principalmente por Danieli Group, uno de los mayores productores de equipos para siderurgia en el mundo. El acero producido estará en línea con los mejores estándares, un tema que es de particular relevancia para los importadores de acero en la Unión Europea.

El promedio mundial de emisiones en la industria del acero es de 1,79 toneladas de dióxido de carbono por cada tonelada de acero producido. En cambio, la huella de carbono en la producción de la futura planta de Sidersa será de 0,38 toneladas de CO2 por tonelada de acero.

«Los valores que tendremos ya son benchmark, en línea con lo que Europa demanda y demandará«, explicó el gerente de Operaciones de Acería de Sidersa, Alejandro Galdeano.

En la Unión Europea comenzó a operar este año el Mecanismo de Ajuste del Carbono en Frontera (CBAM). Los importadores de acero, energía eléctrica, cemento, fertilizantes y aluminio deberán informar anualmente las toneladas de estos bienes que importaron en la U.E. el año anterior así como las emisiones de carbono que incorporan.

Sintéticamente, desde ahora los exportadores e importadores deberán pagar una tarifa de “ajuste” para cubrir la diferencia en los precios entre un producto extranjero y un producto europeo que paga el precio del carbono en Europa. Los importadores evitarían el pago de ese impuesto si el bien que importan procede de un país que también cobra precios al carbono.

Sidersa destinará la producción de su nueva planta al mercado interno, aunque la empresa no se cierra a la idea de exportar. «Nosotros venimos a sustituir importaciones y a vender en el mercado argentino, pero por esta tecnología con la que vamos a estar trabajando, tenemos la posibilidad de ingresar a cualquier mercado«, explicaron desde la empresa.

Las tecnologías para producir el acero verde

Las claves principales para reducir significativamente las emisiones de carbono serán la utilización de chatarra como materia prima para la producción de acero en lugar de mineral de hierro y una combinación inédita de tecnologías y procesos que minimizan el consumo de energía.

La planta incorporará tres procesos cruciales: un sistema de carga continua de chatarra, un sistema de control eficiente de la energía inédito en Latinoamérica, y la integración del laminador en la acería.

El sistema de carga continúa precalentará la chatarra a 400°C antes de su ingreso al horno eléctrico.»El horno no parte de una chatarra fría, sino que parte de una chatarra muy caliente. Esto reduce drásticamente el consumo de energía, es una tecnología muy novedosa», subrayó Galdeano. La chatarra precalentada al ingresar al horno eléctrico será mezclada con oxígeno y carbono para producir el acero líquido.

Sistema inédito para la gestión de la energía

Precisamente, el horno eléctrico incorporará un sistema de gestión de la energía que en el continente americano solo existe en plantas en Canadá y los Estados Unidos.

«Es un sistema que tiene tres grandes beneficios: optimiza el uso de energía en el horno, no afecta al sistema eléctrico nacional y permite la conexión de energías renovables directamente en el horno, sin pasar por el sistema eléctrico nacional», explicó el gerente.

La conexión de energías renovables directa al horno es posible porque como parte del proceso productivo el sistema convertirá la corriente alterna que tomará de la red nacional en corriente continua.

Esto permitiría, por ejemplo, la conexión de paneles solares fotovoltaicos al horno, ya que estos generan electricidad en corriente continúa. Sidersa evalúa distintas opciones de generación renovable a instalar cercanas a la futura planta en San Nicolás. La empresa ya tiene experiencia en renovables, siendo propietaria de dos parques solares ubicados en la provincia de San Juan.

Por último, destacan la incorporación del laminador en la acería. «La colada continua transforma el acero líquido en una barra sólida de acero a mil grados y que es ingresada directamente al laminador. Eso te evita tener stock intermedio, te evita tener transportes intermedios, y por sobre todo, te evita tener un horno de recalentamiento a gas natural«, sintetizó Galdeano.

, Nicolás Deza

EXAR, la empresa jujeña conformada por Ganfeng Lithium, Lithium Argentina y Jujuy Energía y Minería Sociedad del Estado (JEMSE), alcanzó a fines de diciembre un nuevo hito en su operación de litio al cumplir su objetivo anual de 34.000 toneladas de carbonato de litio, un volumen que la consolida como el principal productor del país.

El cumplimiento de la meta se concretó el 29 de diciembre en la planta Cauchari–Olaroz, ubicada en la Puna jujeña, y refleja la estabilización de los procesos productivos tras varios años de ramp-up (incremento gradual y progresivo de la actividad, producción). La cifra cobra relevancia en un contexto de fuerte competencia internacional y de creciente demanda asociada a la transición energética, particularmente para la fabricación de baterías.

Producción de litio en la Puna jujeña

Desde EXAR señalaron que el desempeño productivo fue posible gracias a mejoras operativas sostenidas en planta y en el manejo de las pozas de evaporación, un componente central del proceso de obtención de carbonato de litio.

«Este equipo se caracteriza por su creatividad para sortear adversidades y dar siempre lo mejor que tiene. Gracias por demostrar que juntos somos imparables» agregó Carlos Zapata, vicedirector de Operaciones Control de Pozas y Planta de Encalado.

El modelo de economía circular en la producción de litio

En paralelo al crecimiento productivo, EXAR fue reconocida a nivel nacional por su modelo de economía circular aplicado a la actividad del litio en la Puna jujeña. El proyecto obtuvo el primer puesto en la categoría “Modelos y Cadenas de Valor Circulares” del concurso impulsado por Pacto Global de Naciones Unidas, que evaluó iniciativas de 47 empresas.

El jurado destacó especialmente el sistema hídrico circular, orientado a optimizar el uso del agua en un entorno de alta sensibilidad ambiental, así como el esquema de gestión integral de residuos y la articulación con proveedores y recicladoras locales. También se valoró la reducción progresiva de plásticos de un solo uso y la incorporación de prácticas sostenibles a lo largo de la cadena de valor.

“Este reconocimiento refuerza el enfoque de mejora continua y la búsqueda de un modelo productivo responsable”, afirmó Alejandro Fiad, superintendente de Medio Ambiente de la compañía.

EXAR y su relación con las comunidades y seguridad operativa

Durante 2025, EXAR también avanzó en iniciativas vinculadas al entramado social de su área de influencia. Entre ellas, se destacó el Programa de Fortalecimiento en Liderazgo Comunitario Sostenible, que involucró a referentes de comunidades originarias de Pastos Chicos, Olaroz, Puesto Sey, Huancar, Susques, Catua y El Toro.

El programa se desarrolló entre agosto y diciembre con instancias presenciales y virtuales, y estuvo orientado a fortalecer capacidades de liderazgo en un contexto de transformación territorial, con foco en la gestión de proyectos comunitarios, el diálogo intercultural y el desarrollo sostenible.

En materia operativa, EXAR cerró además el cuarto Encuentro de Seguridad en el Transporte, una iniciativa anual destinada a reducir riesgos en una de las etapas más críticas de la logística minera. En ese marco, la compañía reconoció a tres empresas transportistas —dos de ellas de origen comunitario— por su desempeño en seguridad y cumplimiento de estándares.

Desarrollo del litio argentino

Con una producción anual de 34.000 toneladas de carbonato de litio, EXAR se posiciona como uno de los proyectos de mayor escala en operación en la Argentina, en un momento en el que el litio se consolidó como uno de los principales vectores de inversión minera del país.

El desempeño productivo de la planta Cauchari–Olaroz y la consolidación de sus procesos operativos colocan a la compañía como un actor relevante dentro de la cadena de valor del litio, tanto a nivel provincial como nacional, en un escenario marcado por la volatilidad de precios y la creciente exigencia ambiental y social sobre la industria.

, Redaccion EconoJournal

El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), consolidado como la principal plataforma exportadora de crudo de la Argentina, registra un avance global del 51% al inicio de 2026. Esta obra de infraestructura, liderada por un consorcio de ocho compañías petroleras, entró en una fase determinante de su cronograma tras completar hitos fundamentales en el tendido del ducto y la construcción de terminales de almacenamiento durante el último trimestre del año pasado.

Uno de los mayores desafíos técnicos de la traza comenzó a ejecutarse en estas primeras semanas del año con el Cruce Horizontal Dirigido del Río Negro. Esta maniobra de alta complejidad consiste en una perforación que atraviesa el cauce del río a 30 metros por debajo del lecho, permitiendo el paso de la tubería sin afectar el curso de agua. Este hito se suma a los 76 cruces especiales ya finalizados, que incluyeron arroyos, caminos e intersecciones críticas a lo largo de la provincia.

En la Estación Cabecera Allen, considerada un nodo vital para el transporte de hidrocarburos, los trabajos muestran un ritmo sostenido. Se levantaron las últimas virolas del tanque TK7 y se ultiman las soldaduras en el TK8.

De forma paralela, las cuadrillas avanzan en la infraestructura complementaria que incluye redes de incendios, drenajes y edificios administrativos, asegurando la operatividad de un sitio que conectará la producción neuquina con el sistema de Oleoductos del Valle (Oldelval).

Hacia el este, en la Estación de Bombeo 1 de Chelforó, se registraron progresos significativos en la obra civil y la estación transformadora. En tanto, las proyecciones para este primer trimestre de 2026 contemplan el inicio de las obras en las estaciones de bombeo 2 y 3, ubicadas en Santa Rosa y en el kilómetro 349 del ducto, respectivamente. Estas instalaciones resultan esenciales para garantizar la presión necesaria en el transporte del fluido hacia la costa atlántica.

Punta Colorada, el nodo exportador del VMOS

El punto final del recorrido del VMOS, la Terminal Punta Colorada, también exhibe transformaciones visibles. En esta zona se completó la construcción de virolas en los tanques TK404 y TK401, mientras se intensifican las tareas de movimiento de suelos y el despliegue del campamento. Durante todo 2026, el foco principal en esta área estará puesto en la obra marina.

Este punto es considerado de los más complejos de toda la obra. La infraestructura offshore es el componente más disruptivo del proyecto Vaca Muerta Sur, ya que a diferencia de los puertos tradicionales con muelles fijos, la terminal de Punta Colorada operará con un sistema de dos monoboyas denominadas técnicamente Single Point Mooring.

Estas monoboyas estarán instaladas mar adentro, a una distancia de unos 15 kilómetros de la costa, y se unirán a la terminal terrestre mediante un oleoducto submarino que dará continuidad a la traza de 437 kilómetros que viene desde Vaca Muerta. Este sistema permite que los buques se amarren por la proa y roten libremente 360 grados, según la dirección del viento y las corrientes, lo que garantiza una mayor ventana operativa incluso en condiciones climáticas adversas.

Vaca Muerta Oil Sur: las proyecciones sobre su impacto económico

El proyecto VMOS representa una inversión total de US$3.000 millones y se encuentra amparado bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). El financiamiento se estructuró mediante un préstamo sindicado de US$2.000 millones de dólares otorgado por un consorcio de 14 bancos internacionales, marcando un precedente en la reapertura del crédito externo para proyectos de infraestructura privada en la Argentina desde 2019.

El impacto económico proyectado es de gran magnitud para la macroeconomía. Según estimaciones de la industria, la puesta en marcha de este sistema permitirá un ingreso de divisas de entre US$15.000 y US$20.000 millones anuales.

Además, la operatividad del puerto de aguas profundas en Punta Colorada habilitará el ingreso de buques tipo VLCC, optimizando costos logísticos que podrían significar un ahorro de hasta 3 dólares por barril exportado.

En el ámbito regional, la construcción está generando 1.500 puestos de trabajo directos y dinamiza la actividad de proveedores locales en las comunidades cercanas a la traza. Este desarrollo busca eliminar los cuellos de botella que limitaron la producción de shale oil en años anteriores, posicionando a Vaca Muerta como un centro exportador con capacidad para abastecer mercados internacionales de alta demanda.

La inauguración de la primera etapa sigue programada para diciembre de 2026. En esta fase inicial, el oleoducto contará con una capacidad de transporte de 180.000 barriles diarios. El esquema de ampliación proyecta escalar esa cifra hasta los 550.000 barriles diarios durante 2027, con la posibilidad técnica de alcanzar un pico de 720.000 barriles si la demanda del mercado internacional lo requiere.

Un nuevo hito productivo en Vaca Muerta

En el camino del salto de producción que Vaca Muerta requerirá alcanzar este año para abastecer la creciente disponibilidad de transporte que ofrecerá el VMOS, YPF acaba de anunciar que en diciembre el bloque de Loma Campana, que opera en asociación con Chevron, superó el hito de los 100.000 barriles diarios de shale oil.

Al consolidarse como el primer bloque no convencional en superar la barrera de los seis dígitos en barriles diarios, el yacimiento no solo valida el potencial geológico de la cuenca neuquina, sino que ratifica la eficiencia operativa alcanzada mediante la curva de aprendizaje acumulada por ambas compañias, socias desde 2013 en lo que se considera el bloque fundacional de la formación.

Este desempeño posiciona al área como el principal productor de petróleo del país, traccionando el crecimiento de las exportaciones y la generación de divisas. El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, destacó el logro como parte del desarrollo del Plan 4×4, para lo cual la compañía orientó sus esfuerzos hacia la maximización de la rentabilidad y la aceleración de la producción en las zonas de mayor productividad.

La implementación de nuevas tecnologías de fractura y la mejora en la logística de arena y agua permitieron reducir los costos operativos, logrando que cada etapa de completación sea más ágil y sustentable. Este enfoque de modo factoría garantiza que el incremento en los barriles diarios se traduzca en una operación competitiva a nivel global.

, Ignacio Ortiz

El desarrollo del proyecto Vaca Muerta Oil Sur registra un ritmo de ejecución que permitirá al país contar con una nueva terminal exportadora, oeprativa desde fines de 2026 o comienzos de 2027. Las imágenes satelitales permiten observar cómo la fisonomía de Punta Colorada fue mutando desde que comenzaron las primeras obras de despeje del terreno hasta la actualidad.

Las capturas aéreas reflejan la evolución del área del proyecto en Punta Colorada entre diciembre 2024 y enero 2026, utilizando imágenes satelitales Sentinel-2 Explorer y la herramienta Animate de ArcGIS. En ellas se distinguen con claridad los tanques de almacenamiento en proceso de montaje. Estas estructuras, que en conjunto albergarán 720 millones de litros de crudo, representan el corazón operativo del sistema.

Las imágenes permiten incluso advertir el avance en las obras civiles del proyecto Vaca Muerta Oil Sur y los caminos internos y los principales sistemas del complejo, los que configuran una trama industrial que ya ocupa un lugar central en el paisaje costero de la provincia.

La terminal no es un elemento aislado, sino el punto de llegada de una traza de 437 kilómetros de oleoducto que nace en Allen. El hito técnico alcanzado en noviembre, con la finalización de la última soldadura automática, marca el inicio de una nueva fase que es la de pruebas hidráulicas y el montaje final de instalaciones de superficie.

Vaca Muerta Oil Sur: comenzaron las obras del cruce del Río Negro

Actualmente, las contratistas Techint-Sacde que tienen a su cargo las obras del oleoducto, avanzan en estos primeros días del año con el proceso que permitirá el cruce especial del Río Negro, el mayor desafío de toda la traza, ya que implica extender el ducto unos 30 metros por debajo del cauce mediante la técnica de Cruce Horizontal Dirigido.

La progresión de las imágenes coincide con el incremento de la actividad laboral en la zona, y se proyecta que para el bimestre marzo-abril de 2026, la obra alcance su pico máximo de ocupación con 1.600 trabajadores en terreno, de acuerdo a estimaciones de la provincia de Río Negro.

Con una inversión que ronda los U$S 3.000 millones, la infraestructura está diseñada para una evolución escalonada, la obra tiene una proyección de capacidad y de exportación inicial de 180.000 barriles diarios para fines de 2026, para el segundo semestre 2027 se anticipa un salto a 390.000 barriles diarios y la tercera fase tiene una proyección final de 550.000 barriles diarios.

, Ignacio Ortiz

Genneia, la empresa dedicada a la generación de energías renovables en la Argentina, anunció el regreso de Jorge Brito como presidente de su Directorio.

“Brito, quien ya ha desempeñado este cargo entre diciembre de 2015 y abril de 2022, retoma la conducción de la compañía, continuando con el proceso de crecimiento y fortalecimiento de la posición de Genneia como el actor principal en la generación de energía limpia, tanto eólica como solar”, aseguraron desde la compañía.

Junto a sus nuevas responsabilidades en Genneia, Jorge Brito continúa desempeñándose como presidente del Directorio del Banco Macro, cargo que ocupa desde marzo de 2023.

Recientemente, Genneia puso en operación el Parque Solar San Rafael, superando de esta manera los 1.500 MW de potencia instalada renovable y consolidando su liderazgo en el sector.

Con sus 8 parques eólicos y 6 solares en funcionamiento, la empresa lleva una inversión acumulada superior a US$ 1.600 millones desde 2016. A su vez, la compañía se posiciona hoy también como el principal emisor de bonos verdes del país, con más de US$1.280 millones emitidos hasta la fecha.

Jorge Brito: Continuidad y visión estratégica en energías renovables

Genneia actualmente lidera el sector con una capacidad instalada que la posiciona a la vanguardia de la industria, operando los parques eólicos y solares más importantes del territorio nacional. 

«Es un orgullo volver a presidir una compañía que es emblema de la energía del futuro en nuestro país. Nuestro foco seguirá puesto en la innovación, la sostenibilidad y en continuar ampliando nuestra matriz renovable para acompañar el crecimiento de la industria argentina», señaló Jorge Brito.

“Con este cambio en la presidencia, Genneia reafirma su objetivo de abastecer a la industria nacional y al sistema con energía limpia, eficiente y competitiva”, concluyeron desde la empresa.

, Redaccion EconoJournal

Donald Trump dejó en claro que los Estados Unidos controlorán el futuro del petróleo de Venezuela en la primera semana posterior a la intervención militar que sacó a Nicolás Maduro del poder.

La administración Trump anunció un «acuerdo energético» con las autoridades interinas de Venezuela que busca comprometer a las petroleras norteamericanas a invertir en incrementar la producción y exportación de crudo pesado venezolano y reforzar el control de EE.UU. sobre el hemisferio occidental en la puja geopolítica que mantiene con China.

Para aceitar esa nueva agenda, Trump recibió el viernes último en la Casa Blanca a ejecutivos de Chevron, ExxonMobil, ConocoPhillips, Continental Resources, Halliburton, HKN, Valero, Marathon, Shell, Trafigura, Vitol Americas, Repsol, Eni, Aspect Holdings, Tallgrass, Raisa Energy y Hilcorp.

Una por una, las claves de la agenda de petróleo de EE.UU. en Venezuela

A continuación, las tres claves relevantes para entender la agenda que Trump esta marcando para el futuro del crudo venezolano.

1. “Cambios significativos”, pero sin cambio inmediato de régimen

La intención de la administración Trump de trabajar con el gobierno chavista hasta que se produzca una transición política quedó clara desde un principio. La cuestión de fondo es si los cambios profundos que las petroleras demandan para invertir en Venezuela pueden ser resueltos antes de la salida del régimen político vigente a un nuevo ordenamiento democrático. Es un proceso que hoy no cuenta con plazos certeros.

El secretario de Estado, Marco Rubio, rechazó hablar de plazos para el llamado a nuevas elecciones y anunció un plan de tres etapas para el país, comenzando con la estabilización de Venezuela, seguida de la recuperación y finalmente la transición política.

“La segunda fase será la llamada recuperación, que consiste en garantizar que las empresas estadounidenses, occidentales y de otros países tengan acceso al mercado venezolano de forma justa”, indicó Rubio.

La ahora presidenta interina de Venezuela, Delcy Rodríguez, dijo que mantendrá una agenda de cooperación bilateral amplia con los EE.UU. Venezuela y Estados Unidos emprendieron este fin de semana un proceso formal para restablecer sus relaciones diplomáticas.

El CEO de ExxonMobil, Darren Woods, en la reunión de las petroleras con el presidente, dijo que “hoy es inviable” invertir en Venezuela, pero confió en que la administración Trump podrá inducir a las autoridades vigentes a realizar “cambios significativos” para dar seguridad jurídica a las inversiones en el largo plazo.

“Confiamos en que, con esta administración y el presidente Trump trabajando en conjunto con el gobierno venezolano, esos cambios podrán implementarse. Y con respecto al gobierno venezolano, no tenemos una opinión al respecto, no hemos hablado con ellos”, dijo Woods.

El ex presidente de Exploración y Producción para África y América de Chevron, Ali Moshiri, considera lógico que EE.UU. trabaje con el chavismo para estabilizar la economía y luego ir a una transición de poder. «Es lo que dice el presidente Trump: pongamos a alguien, hagamos arrancar la economía y después vayamos a una elección real. Yo apoyo al 100% esa estrategia», dijo Moshiri en una entrevista exclusiva con EconoJournal y Clarín.

2. Incremento de la producción de crudo pesado

Una mayor disponibilidad de crudo pesado venezolano es ciertamente de gran interés para las refinerías estadounidenses sobre el Golfo de México y también un objetivo declarado del gobierno estadounidense.

El Departamento de Energía garantizó que Venezuela podrá importar de EE.UU. el crudo liviano que se necesita como diluyente en la producción de crudo pesado, de forma tal de incentivar una mayor producción, aunque los precios internacionales actuales pueden ser una barrera para la inversión extranjera.

Venezuela posee las mayores reservas probadas de petróleo crudo del planeta, con poco más de 300.000 millones de barriles, concentradas principalmente en la Faja del Orinoco. La enorme mayoría es crudo pesado agrio, un petróleo denso y viscoso, además de un contenido elevado de azufre que dificulta su posterior refinación.

El blend insignia del país, el crudo Merey, tiene una gravedad API muy por debajo de los 20°, ubicándose en el espectro contrario de los crudos livianos como el shale oil que se produce en Permian o Vaca Muerta. Al ser más denso y viscoso, el proceso de extracción del crudo venezolano requiere la incorporación de diluyentes como crudos livianos o naftas para que la molécula fluya más fácil.

A pesar de estas dificultades inherentes a su producción, gran parte de las refinerías estadounidenses en Texas y Louisiana fueron construidas para extraer el máximo valor económico del crudo venezolano y existe capacidad ociosa para refinar más volúmenes.

Casi el 70% de la capacidad de refinación de EE.UU. funciona con mayor eficiencia con crudo más pesado, lo cual explica que los crudos pesados representan el 90% de las importaciones de petróleo crudo, según Fabricantes Estadounidenses de Combustibles y Petroquímicos (AFPM), la principal asociación de productores de combustibles del país.

Moshiri y demás expertos de la industria consideran que es factible incrementar la producción actual de 900.000 barriles por día a 1,5 millones de bpd en un plazo de dos años o menos. En cambio, Venezuela requerirá de inversiones en el orden de los US$ 100.000 millones para llevar la producción a 3 millones de bpd en el plazo de una década o más.

La pregunta es si los precios internacionales vigentes justifican semejantes inversiones. Para empezar, el Merey actualmente cotiza con descuentos de 20 dólares o más por barril en comparación con el precio del Brent debido a las sanciones vigentes sobre Venezuela.

Trump llegó a sugerir que el Estado norteamericano subsidiará el recupero de las inversiones en infraestructura petrolera en Venezuela. “Se tendrá que gastar una enorme cantidad de dinero y las compañías petroleras lo gastarán, y luego recibirán el reembolso a través de nosotros o de los ingresos”, dijo el presidente.

Sin embargo, la repuesta de los líderes de la industria presentes en la Casa Blanca fue más bien tibia a la hora de hablar de inversiones.

3. Control de las exportaciones de petróleo crudo venezolano

El control por tiempo indefinido sobre las futuras exportaciones de petróleo desde Venezuela que anunció la administración Trump tiene ribetes comerciales y también de política internacional. EE.UU. podrá condicionar los envíos de petróleo venezolano a China, país que en los últimos años se transformó en el principal comprador de Venezuela.

El Departamento de Energía confirmó el miércoles que EE.UU. tomará control por tiempo indefinido sobre las exportaciones de petróleo crudo y combustibles venezolanos y la gestión de los ingresos generados por su venta en los mercados internacionales. Esto incluye a los 30 a 50 millones de barriles de petróleo sancionado que Venezuela acordó ceder a EE.UU.

Los ingresos se depositarán en cuentas en el extranjero controladas por EE.UU. Los fondos se desembolsarán “en beneficio del pueblo estadounidense y del pueblo venezolano, a discreción del gobierno estadounidense”. Adicionalmente, Trump firmó el viernes una orden ejecutiva para blindar esas cuentas de posibles embargos o procesos judiciales promovidos por acreedores del Estado venezolano.

Las sanciones económicas y el bloqueo naval contra el transporte de petróleo sancionado desde Venezuela se mantienen vigentes. Las empresas extranjeras pueden operar en Venezuela pero necesitan de una licencia especial otorgada por la Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC) del Departamento del Tesoro de los EE.UU. para poder realizar transacciones con el gobierno o entidades gubernamentales sobre las que pesan sanciones.

Chevron es la única petrolera norteamericana que cuenta con una licencia de la OFAC para trabajar con la petrolera estatal PDVSA y exportar su producción a los EE.UU. Trafigura y Vitol, dos de los principales comercializadores de petróleo crudo del mundo, informaron el viernes que comenzaron a prestar «servicios logísticos y de comercialización para facilitar la venta de petróleo venezolano a petición del gobierno de EE.UU».

Trafigura ya poseía las licencias necesarias, mientras que Vitol obtuvo un permiso preliminar. «Estamos aquí para garantizar que podamos transportar todo este petróleo por todo el mundo«, dijo John Addison, ejecutivo de Vitol, en el evento del viernes en la Casa Blanca.

Sin embargo, el gobierno estadounidense habría optado por conceder a Vitol y otras empresas privadas que compren petróleo crudo a PDVSA unos permisos que vienen con condiciones adjuntas, en lugar de conceder a la petrolera estatal una licencia general para poder vender a cualquier participante legítimo del mercado, según publicó Argus Media.

Dichas condiciones estarían vinculadas con las exportaciones de petróleo venezolano a China. El Departamento de Energía había subrayado que “el único petróleo que se transportará dentro y fuera de Venezuela será a través de canales legítimos y autorizados, consistentes con la ley de Estados Unidos y la seguridad nacional”.

El secretario de Energía, Chris Wright, declaró que el comercio de petróleo entre Venezuela y China sería aceptable siempre y cuando los EE.UU. sean la fuerza dominante en el país sudamericano.

, Nicolás Deza

La empresa paraguaya Kaizen Energy S.A.E.C.A., especializada en soluciones de energía renovables, inició su proceso de expansión internacional con una inversión estratégica en la Argentina, donde avanza en la ampliación del Parque Solar Fotovoltaico de la ciudad de Cutral Co, en la provincia de Neuquén.

El proyecto se formalizó mediante la firma de un acta de compromiso con la Municipalidad de Cutral Co, que habilita el desarrollo de una iniciativa privada para ampliar la capacidad instalada del parque solar hasta 30 megavatios, que se sumaría a la infraestructura energética existente en la ciudad.

Se trata de una etapa inicial, pero estratégica, que habilita el avance administrativo y técnico del proyecto, el cual ya cuenta con autorizaciones otorgadas por CAMMESA y por el Estado Nacional. Esta operación representa el primer proyecto internacional de Kaizen Energy, marcando un hito en su crecimiento regional.

Parque solar

La ciudad de Cutral Co ya cuenta con un parque solar operativo de 3,1 MW, habilitado para comercializar energía en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de Argentina. La ampliación permitirá escalar el proyecto, fortalecer la infraestructura energética local y generar nuevas oportunidades económicas.

Durante la firma del acta estuvieron presentes: el Intendente de la Municipalidad de Cutral Co, Ramón Rioseco; el Jefe de Gabinete y Gobierno de dicha ciudad, Walter Mardones; y Claudio Escobar, Ceo de Kaizen Energy Saeca.

La inversión

La inversión responde a una estrategia de internacionalización, orientada a llevar capital, tecnología y know-how paraguayo a mercados con alto potencial energético. “Vimos la trayectoria y el buen trabajo que realiza el Municipio de Cutral Co. Treinta megas no es poco para Argentina ni para el mundo. Va a dar mucho que hablar y será muy beneficioso para los ciudadanos de Cutral Co”, aseguró Escobar.

“La elección de Neuquén se vincula a su rol estratégico dentro del mapa energético argentino, así como a las condiciones técnicas y regulatorias favorables para proyectos de energías renovables. Con esta iniciativa, Kaizen Energy refuerza su posicionamiento como actor regional en el sector energético, contribuyendo a la transición hacia energías limpias y fortaleciendo la presencia de empresas paraguayas en proyectos internacionales de gran escala”, destacaron desde la empresa.

, Redaccion EconoJournal

El informe mensual confeccionado por la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), sobre el panorama sectorial, indicó que durante noviembre de 2025 la producción del sector registró una disminución del 15% respecto del mes anterior. En comparación con el mismo mes del año pasado (noviembre 2024), la baja fue del 18%. El acumulado de los once meses del año registró una caída del 6 por ciento.

En cuanto a las ventas locales, el relevamiento de la CIQyP® mostró una disminución mensual del 9%, impulsada principalmente por los subsectores de finales agroquímicos. En términos interanuales, las ventas locales retrocedieron un 21%, y el acumulado de los primeros once meses del año presentó una caída del 17 por ciento.

Exportaciones del sector químico y petroquímico

Por su parte, el Informe de la Cámara evidenció que las exportaciones del sector también tuvieron un desempeño negativo, con una baja mensual del 4%. La comparación interanual marcó un descenso del 14%, mientras que el acumulado anual se ubicó levemente por debajo del nivel de 2024, con una variación del -1 por ciento.

Respecto del sector PyMIQ (Pequeña y Mediana Industria Química), los indicadores mostraron un comportamiento dispar. La producción cayó un 9% mensual, aunque mantiene una variación interanual positiva del 9% y un crecimiento acumulado del 7%. Las ventas locales descendieron un 7% en el mes, pero registraron una suba interanual del 9%, con un acumulado apenas negativo (-1%). En contraste, las exportaciones de las PyMIQ crecieron un 27% mensual, aunque cayeron un 20% interanual y acumulan una baja del 30% en lo que va del año.

Importaciones

Durante noviembre de 2025, las importaciones del sector cayeron alrededor del 0,21% y las exportaciones 27% medidos en dólares. Como resultado, la balanza comercial del mes se mantuvo negativa, con un déficit estimado del 16,5%.

En tanto, la capacidad instalada de las industrias que aportan información al informe de la CIQyP® presenta que durante noviembre 2025 tuvo un uso promedio del 67% para los productos básicos e intermedios y del 79% para los productos petroquímicos.

Ventas

En conclusión, las ventas totales del sector en general, que incluye a las PyMIQ (mercado local + exportaciones) de los productos informados por las empresas participantes del informe, durante noviembre de 2025, fueron de 261 millones de dólares, acumulando un total de US$ 3.076 millones en los primeros once meses del pasado año.

En referencia a los parámetros que marcó el informe mensual, Jorge de Zavaleta, director ejecutivo de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®), enfatizó que “los resultados de noviembre reflejan un cierre de año marcado la desaceleración de la actividad industrial en general. Sin embargo, el sector PyMIQ mostro una recuperación en las ventas externas. Este escenario plantea desafíos relevantes para la industria química y petroquímica. De cara a 2026, el desafío será consolidar condiciones macroeconómicas y de competitividad que permitan recuperar el dinamismo de la demanda interna y potenciar una recuperación sostenida del sector”.

, Redaccion EconoJournal

El Ministerio de Energía y Minería de Santa Cruz, mediante la Subsecretaría de Control Técnico Operativo de la Cuenca Austral, supervisó el inicio de un cronograma de medición de emisiones de metano en la planta de gas El Cóndor. Esta iniciativa, ejecutada por la operadora Ven Oil S.A. en conjunto con la firma especializada Make Energy Sustainable (MES), representa un avance en la fiscalización de activos hidrocarburíferos en la región.

El procedimiento técnico consistió en dos jornadas de relevamiento que integran tecnologías de detección directa e indirecta. Este despliegue buscó establecer una línea base sobre la liberación de gases de efecto invernadero en la atmósfera, un requerimiento cada vez más exigente en los mercados energéticos globales.

La metodología implementada se dividió en dos instancias complementarias. En la primera, los técnicos realizaron mediciones a nivel de componentes individuales utilizando cámaras ópticas de última generación. Estas herramientas permiten la identificación visual de emisiones fugitivas y venteos en válvulas, bridas y conexiones específicas dentro de la arquitectura de la planta.

Como complemento, se incorporó el uso de tecnología aérea mediante drones equipados con sensores de espectroscopia de absorción por láser de diodo sintonizable (TDLAS). Este sistema permitió cuantificar las emisiones totales de la instalación, ofreciendo una perspectiva macroscópica que los métodos terrestres convencionales no logran capturar por sí solos.

Tecnología para medición del metano

La innovación de este sistema aéreo radica en la capacidad de generar estructuras virtuales denominadas “paredes” y “techos” alrededor de la planta. A través de este cerramiento digital, los sensores calcularon con exactitud el diferencial de metano que ingresa y egresa del perímetro del establecimiento, proporcionando un dato volumétrico integral de la operación.

Uno de los pilares del operativo fue la validación cruzada de datos. Los especialistas trabajaron para verificar que la sumatoria de las emisiones detectadas punto por punto en tierra guardara correlación directa con la magnitud registrada por el drone. Esta triangulación de resultados fortaleció la confiabilidad de los controles y minimizó los márgenes de error en la cuantificación.

Este evento marcó la primera operación de estas características realizada en territorio santacruceño. La relevancia de la actividad reside en su alineación con los estándares internacionales de mitigación de impacto ambiental, posicionando a la provincia en un lugar de cumplimiento respecto a protocolos de reducción de gases de efecto invernadero en la industria extractiva.

Finalmente, el proyecto persigue tres metas estructurales para el sector, orientadas a disminuir el impacto ambiental, incrementar los niveles de seguridad en los procesos operativos y potenciar la eficiencia productiva. Al reducir la pérdida de gas, la industria no solo protege el entorno, sino que optimiza el recurso económico, consolidando una gestión hidrocarburífera más sustentable en la provincia.

, Ignacio Ortiz

El último apagón masivo del miércoles 31 de diciembre, donde quedaron sin suministro 1.083.000 usuarios del área de concesión de Edesur, dejó expuesta la fragilidad en la que opera el sistema eléctrico en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), donde se consume cerca del 50% de la energía del país.

Para medir la calidad del servicio técnico que prestan las distribuidoras Edenor y Edesur, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) utiliza indicadores internacionales que miden la frecuencia (SAIFI, por sus siglas en inglés) y la duración (SAIDI) de los cortes de electricidad y están bajo parámetros fijados por la Revisión Tarifaria Integral (RTI) de 2017 y que fueron revalidados por la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) de este año.

Frecuencia y duración de los cortes

Según la medición del semestre 57 de la concesión de las distribuidoras, que va de septiembre de 2024 a febrero de 2025, la distribuidora Edenor tuvo una frecuencia (SAIFI) media de interrupción por usuario de 1,39 cortes en el semestre, una cifra inferior al parámetro de 2,64 que establece el ENRE, excluyendo los casos de cortes fortuitos o de fuerza mayor. En tanto, la cantidad media de cortes por usuario en Edesur fue de 4,12 interrupciones para el mismo semestre, un registro superior al parámetro de 2,07 que fijó el ente regulador para el mismo período.

La duración (SAIDI) total de los cortes de electricidad registrados en el semestre —un indicador que depende en gran medida de la capacidad de gestión operativa de las empresas distribuidoras— promedió en el caso de Edenor las 3,58 horas, un valor inferior a las 5,04 horas consideradas por el ENRE. En cambio, Edesur registró una media 7,37 horas de cortes por usuario en el semestre, un registro que está por encima del objetivo considerado de 3,81 horas fijado por el ente regulador.

Las sanciones que aplicó el ENRE a Edenor por la cantidad de interrupciones fueron por un monto de $ 950.055.215, que significó una bonificación de $ 6.116 en promedio a 155.345 usuarios. En cambio, Edesur tuvo que bonificar a 663.042 usuarios por $ 20.467.248.294 ($ 30.868 por usuarios).

Partidos y comunas

El ENRE destaca que Edenor cumplió el indicador SAIFI de frecuencia de cortes en todos los partidos bonaerenses y comunas porteñas que integran su área de concesión. En cambio, incumplió el indicador SAIDI de duración en los partidos de Escobar, San Fernando y Tigre.

La distribuidora Edesur, que pertenece al grupo italiano Enel, incumplió los indicadores de frecuencia y duración en todos los partidos y comunas de su área de concesión.

Calidad técnica

El ente regulador también registra la calidad del producto técnico, que implica medir los inconvenientes que tuvieron ambas empresas en el nivel de tensión y perturbaciones en la red eléctrica. Edenor tuvo un 7,2% de las mediciones de electricidad penalizadas, mientras que en Edesur fueron de 12,4% en el semestre que va de septiembre de 2024 a febrero de 2025.

En este apartado, el ENRE estableció sanciones por la calidad del producto técnico en cuanto al nivel de tensión, reclamos de usuarios por tensión y perturbaciones. Edenor recibió una sanción de $ 52.294.727 en el semestre analizado. Mientras que en Edesur el monto de las multas fueron por $ 584.858.489.

Calidad comercial

El ente regulador también fija parámetros comerciales para las distribuidoras, que incluyen las conexiones, errores en la facturación, reclamos por falta de pago, suspensiones indebidas, entre otros aspectos.

En el último semestre analizado por el ENRE, Edenor recibió sanciones por $ 325.980.763 y Edesur por un monto de $ 3.012.813.708 en el mismo período.

Media Tensión

El ENRE analiza “la calidad del servicio aguas abajo del subsistema en Media Tensión” y en particular los alimentadores de Media Tensión (MT). En ente regulador informó que en Edenor “los mayores niveles de sanción por partido y comuna fueron registrados en Escobar, La Matanza, San Fernando y Moreno”.

En Edesur los niveles de media tensión más críticos se dieron en “la Comuna 7 (Flores y Parque Chacabuco) y en los partidos bonaerenses de Lomas de Zamora, San Vicente y Almirante Brown”. Por este punto, Edenor recibió una sanción de $ 4.228.281.117 y Edesur una de $ 33.689.183.913.

Sanciones

Este año el ENRE también modificó los parámetros para exigir una mayor calidad del servicio a las distribuidoras. Según el informe, ambas distribuidoras tuvieron sanciones por el acumulado de todos los parámetros de medición sobre la calidad del servicio por un total de $ 63.310.716.229.

Las multas de Edenor representaron un 8,7% ($ 5.556.611.823), mientras que las de Edesur explicaron el 91,3% ($ 57.754.104.406) que aplicó el ente regulador.

, Roberto Bellato

Las distribuidoras eléctricas Edenor y Edesur operan en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), tienen los mismos cuadros tarifarios y exigencias similares en materia de calidad en el servicio establecidas por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE). Sin embargo, Edesur tiene tres veces más cortes de electricidad que Edenor, según datos oficiales del ente regulador.

Además del nivel de inversión de los últimos años, donde hubo gobiernos con distintas políticas sobre subsidios y tarifas, existen otros aspectos que marcan una diferencia en el servicio de ambas distribuidoras como son las subestaciones nuevas, las exigencias en las instalaciones a la nueva demanda, la reparación del cableado y cámaras transformadoras y hasta el rol del management y la capacidad operativa para gestionar la red eléctrica.

Inversiones

Según lo que presentó cada distribuidora en la audiencia pública para la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) realizada el 27 de febrero del año pasado, Edesur invirtió $ 859.000 millones entre 2017 y 2024.

Mientras que Edenor informó en la misma audiencia pública que mantiene un nivel de inversión de US$ 205 millones en promedio por año en el período que va de 2013 a 2025.

Subestaciones

Las subestaciones son clave en la operación y confiabilidad de las redes de distribución. Edenor (3,3 millones de usuarios) cuenta con 85 subestaciones para un área de cobertura de 4.637 km2 y con 41.896 km de redes de alta (AT), media (MT) y baja tensión. En los últimos 9 años Edenor construyó 13 nuevas subestaciones AT/MT. También concretó ampliaciones en otras 15 subestaciones AT/MT y cuatro en AT/AT.

Por su parte, Edesur (2,7 millones de usuarios) cuenta con 72 subestaciones para un área de cobertura de 3.300 km2 y una red de 29.082 km, según información que dio la empresa en la audiencia pública de RQT. La distribuidora del grupo italiano Enel inauguró en 2023 la subestación Elisa Bachofen en la localidad de San Vicente.

Edesur tiene peores registros que Edenor en frecuencia y duración de los cortes de electricidad, que están medidos por los indicadores internacionales SAIDI (Índice de Duración Promedio de Interrupciones del Sistema) y SAIFI (Índice de Frecuencia Media de Interrupciones del Sistema), clave para determinar la confiabilidad del sistema. En el último informe del ENRE, Edenor logró los mejores indicadores desde que inició su operación en 1992.

Cámaras transformadoras para la nueva demanda

Otra diferencia entre distribuidoras es sobre cómo gestionan el crecimiento de la demanda. Según un relevamiento que hizo EconoJournal de distintas fuentes del sector, para conectar a la red a los edificios nuevos Edenor exige la instalación de cámaras transformadoras.

“Esta medida genera resistencia en los desarrolladores inmobiliarios porque el espacio que ocupa una cámara transformadora es similar a una o dos cocheras, dependiendo el tamaño del edificio, pero es la forma que tenemos para que el sistema opere en mejores condiciones”, explicaron a este medio desde la distribuidora.

El inciso G del Artículo 1 del Reglamento de Suministro de Energía Eléctrica validada por la RQT 2025-2030 -aprobada el año pasado por el ENRE- no establece como obligatoria la instalación de cámaras transformadoras en nuevas demandas superiores a 60 kVA (kilovatios amperios) y lo deja “a requerimiento de la distribuidora”. Es decir, la normativa faculta a cada distribuidora a exigir cámaras transformadoras.

Otra fuente con conocimiento del sector eléctrico explicó EconoJournal que “la falta de cámaras transformadoras en edificios nuevos es una de las principales razones que explican los cortes de electricidad sistemáticos en barrios con mayor crecimiento inmobiliario como, por ejemplo, Caballito, Almagro, Villa Crespo y Boedo, que están en el área de Edesur”. Lo mismo ocurre en municipios como Lomas de Zamora, Lanús, Quilmes, Avellaneda, Florencio Varela y Ezeiza, entre otros, también en el área de la misma distribuidora.  

Management

El grupo Enel, que depende del Ministerio de Economía y Finanzas de Italia, adquirió en 2009 la mayoría accionaria de Edesur. Sin embargo, desde hace algunos años la distribuidora de la zona sur del AMBA dejó de tener valor estratégico para el grupo. En 2022, Enel anunció que se iba a desprender de sus activos en la Argentina en un plan de desinversión que incluía a otros países. A partir de un pedido directo del presidente argentino Javier Milei a la primera ministra italiana Giorgia Meloni, en 2024 Enel definió no salir del país.

De todos modos, el grupo italiano no pudo conformar un management acorde a lo que requiere la operación de la distribuidora (Edesur abastece al 16% de la demanda del país). El 1° de enero Valter Moro dejó la gerencia general de Edesur por motivos personales, según explicó la empresa. En reemplazo asumió Luis Guillermo Prada Suárez, que trabajaba para Enel en Colombia.

El grupo italiano le dio más valor estratégico a otros activos en otros países que a Edesur. Esto le quitó agilidad en la toma de decisiones y operatividad en la Argentina. Fuentes del sector afirmaron a EconoJournal que hasta las actualizaciones de los salarios bajo convenio de Edesur son aprobadas en las oficinas que Enel tiene en Roma.

, Roberto Bellato

La minera canadiense Kobrea Exploration comenzó la fase 1 de la primera etapa de exploración del proyecto de cobre El Perdido, ubicado en el distrito de Malargue en la provincia de Mendoza. La empresa informó que completó el traslado al lugar de los equipos de exploración y empezará en los próximos días los trabajos de campo. En esta etapa la minera planea invertir alrededor de US$ 20 millones.

La Legislatura de Mendoza aprobó en diciembre el estudio de impacto ambiental del proyecto de cobre PSJ Cobre Mendocino y le dio luz verde a la vuelta a la minería de primera categoría en la provincia, que incluye al cobre, el oro y la plata, entre otros metales. PSJ fue el primero en obtener el permiso ambiental en Mendoza después de más de dos décadas.

El escenario del cobre a nivel mundial es de precios al alza y expectativas de aumento de la demanda en los próximos años. El cobre volvió a aumentar en lo que va de enero trepando a una cotización de alrededor de US$ 13.000 por tonelada en la Bolsa de Metales de Londres (LME). En 2025 la suba del precio del cobre a nivel internacional fue de casi 45% interanual.

Los proyectos de Kobrea, la minera canadiense

Kobrea es una minera junior y cuenta con 14 propiedades mineras que cubren un área de 73.334 hectáreas en Mendoza. Están incluidas en siete proyectos dentro del Malargüe Distrito Minero Occidental (MDMO), la iniciativa oficial para motorizar inversiones mineras en el oeste provincial.

Además de El Perdido, los otros proyectos de Kobrea que podrían contener depósitos de pórfidos de cobre de Malargüe Occidental son: Mantos de Cobre, Elena, Verónica, Sofi, Cuprum y El Destino. Estas iniciativas obtuvieron la aprobación de la Declaración de Impacto Ambiental (DIA). En paralelo, la minera planea iniciar la exploración en los últimos tres, que suman un total de 17.000 hectáreas.

El Perdido tiene 6.878 hectáreas y es el que está más avanzado de este grupo de proyectos. El primer programa de perforación diamantina que inicia la próxima semana “evaluará el centro del sistema de esta propiedad, donde se encuentra la mayor densidad de vetas de stockwork (un tipo de depósito mineral) de cuarzo asociadas a un conjunto de alteración potásica, y que ha sido intruido por una serie de brechas hidrotermales interminerales”, destacó Kobrea.

Los proyectos del distrito minero de Malargüe en Mendoza se encuentran en la Franja de Pórfidos del Neógeno, que atraviesa la frontera entre la Argentina y Chile. Las propiedades de Kobrea incluyen sistemas de pórfidos de cobre y molibdeno poco explorados dentro de una franja de pórfidos de clase mundial, según estiman en la compañía.

La empresa, que también cuenta con un proyecto de cobre en Columbia Británica en Canadá, tenía previsto iniciar los trabajos de exploración diamantina en diciembre, pero sufrió una demora por problemas logísticos en el último tramo de la construcción de un camino de 14 kilómetros.

, Roberto Bellato

El presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, recibió este viernes en la Casa Blanca a líderes de la industria petrolera norteamericana e internacional para comprometerlos a evaluar y avanzar con inversiones en Venezuela. Los ejecutivos de las principales petroleras del mundo se mostraron entusiasmados por la oportunidad generada a partir de la salida de Nicolás Maduro del poder, aunque pidieron por cambios profundos en Venezuela antes de invertir.

En la previa al encuentro, Trump había declarado que las petroleras se comprometieron a invertir US$ 100.000 millones en Venezuela. Sin embargo, ya en la reunión, el líder de ExxonMobil, Darren Woods, puso paños fríos a esa expectativa al subrayar que «hoy en día es inviable» invertir en Venezuela. Por el contrario, el líder de Chevron, Mike Wirth, dijo que ya evalúan incrementar su producción.

El Secretario de Estado, Marco Rubio, el Secretario de Energía, Chris Wright y el Secretario de Interior, Doug Burgum, asistieron a la reunión junto con representantes de Chevron, ExxonMobil, ConocoPhillips, Continental Resources, Halliburton, HKN, Valero, Marathon, Shell, Trafigura, Vitol Americas, Repsol, Eni, Aspect Holdings, Tallgrass, Raisa Energy y Hilcorp.

«Si no quieren entrar, solo avísenme, porque tengo 25 personas que no están aquí hoy y que están dispuestas a reemplazarlos», presionó Trump a los ejecutivos presentes en la reunión que fue abierta a la prensa. El presidente también afirmó que EE.UU. y Venezuela están «colaborando eficazmente» para reconstruir la infraestructura petrolera y gasífera del país.

La industria petrolera pide cambios profundos en Venezuela

Los ejecutivos de las principales petroleras se comprometieron en líneas generales a evaluar las oportunidades existentes en Venezuela, aunque primó el interés por ver cambios significativos que garanticen el repago de eventuales inversiones.

El líder de ExxonMobil, una de las petroleras norteamericanas que dejó de operar en Venezuela y que tiene una sentencia a su favor en tribunales internacionales por la «nacionalización» de activos petroleros bajo el chavismo, fue el primero en manifestar las inquietudes de sus pares.

«Si observamos las estructuras y marcos legales y comerciales vigentes en Venezuela, hoy en día es inviable. Por lo tanto, es necesario realizar cambios significativos en esos marcos comerciales, en el sistema legal. Debe haber protecciones duraderas para la inversión y debe haber cambios en las leyes de hidrocarburos del país«, sentenció Woods.

Por su parte, Ryan Lance, CEO de ConocoPhillips, otra petrolera norteamericana que también abandonó el país y tiene una sentencia favorable, también pidió por una reforma sectorial. «Debemos considerar la reestructuración de todo el sistema energético venezolano, incluyendo PDVSA. Si podemos hacerlo y pensar con audacia, existe la oportunidad de actuar con rapidez y restaurar la calidad de lo que sucedió en Venezuela o lo que se perdió en los últimos veinticinco años», dijo Lance.

Con respecto a las sentencias por algo más de US$ 10.000 millones contra Venezuela por la nacionalización de activos de estas empresas, Trump sugirió en un intercambio con el líder de ConocoPhillips que el gobierno no intercederá por esas deudas y que deberán anotarlas a pérdida. «Bueno, buen write off«, le respondió a Lance.

Los planes de Chevron en Venezuela

Chevron es la única petrolera de las major de EE.UU. que continúa operando en Venezuela a través de joint ventures con PDVSA, con una producción y exportación que en general promedió unos 200.000 barriles por día durante 2025. Wirth le anunció a Trump que tienen planes para incrementar la producción en un 50% en un plazo máximo de 24 meses.

«Podemos aumentar nuestra producción, dentro de nuestros propios planes de inversión disciplinados, en aproximadamente un 50% tan solo en los próximos dieciocho a veinticuatro meses, y eso es simplemente aprovechando lo que ya tenemos sobre el terreno», dijo el CEO de Chevron.

Por otro lado, Woods se comprometió a desplegar personal técnico de ExxonMobil en Venezuela prontamente si alcanzan un acuerdo con la administración Trump. «Comenzamos desde el principio a reunir al equipo técnico para que, si fuera necesario, pudiéramos empezar a trabajar casi de inmediato. Podremos empezar la evaluación en las próximas dos semanas«, dijo el CEO de la empresa.

, Nicolás Deza

El directorio de la Compañía Mega aprobó la segunda etapa de ampliación de sus instalaciones en el polo petroquímico de Bahía Blanca. Esta decisión permitirá dar continuidad a la primera fase de obras actualmente en marcha que, se prevé, estarán finalizadas en marzo para incrementar la producción de etano, propano, butano y gasolina natural.

La conducción de la firma también facultó a la gerencia para suscribir un contrato estratégico de suministro de materia prima con YPF. Este acuerdo garantiza el flujo necesario para alimentar las nuevas unidades y el incremento de capacidad, además de autorizar la celebración de contratos de obra y la gestión de permisos técnicos y ambientales para la puesta en marcha de la nueva infraestructura.

El proyecto de expansión de Mega se articula en una sucesión de fases críticas que buscan transformar la capacidad operativa del complejo. La primera de ellas en ejecución contempla la construcción del Nuevo Tren de Fraccionamiento (NTF), lo que actualmente se encuentra en etapa final de obra con un presupuesto total de US$250 millones.

YPF tiene un 38% del paquete accionario de la Compañía Mega, compartiendo la propiedad con Petrobras (34%) y Dow (28%), siendo la principal accionista individual en esta empresa que es la mayor procesadora de líquidos del gas natural (NGLs) en la Argentina.

Mega escala su producción por etapas

La producción anual de Mega promedió en el reciente 2025 las 4800 toneladas día (tns/d) de producto, y se estima que el total del proyecto de expansión permitirá incrementar esa capacidad en un 50%, es decir, unas 2.300 tns adicionales para llevar en los próximos años a 7.200 tns/d.

Así, este primer módulo que entrará en operaciones en marzo próximo, aportará inicialmente 850 tns/d. Una vez integrada al sistema, la segunda fase permitirá adicionar otras 1.000 tns/d, consolidando un salto estructural en la oferta de productos de la compañía.

La Fase II aprobada atraviesa en la actualidad la ingeniería de detalle en construcción, montajes y adecuaciones técnicas, y a partir de ello se podrán definir montos de inversión, fecha de inicio del plazo de obra que se estima en 24 meses, entre otros aspectos.

Mega procesa en la actualidad cerca del 40% del gas proveniente de la Cuenca Neuquina, y la obra de ampliación, como otros proyectos en marcha, se entiende clave ante el incremento de producción de gas y petróleo que se anticipa para los próximos años en Vaca Muerta.

La meta de la industria es potenciar la infraestructura de transporte y procesamiento para sostener ese crecimiento exponencial del shale con los mega proyectos de exportación en marcha, y dar viabilidad comercial a los subproductos derivados de demanda internacional.

Todo ese proceso representa un valor agregado que multiplica por 3 o 4 veces el valor del gas, según el producto derivado y el valor internacional, lo que significará ingresos que de acuerdo a distintas fuentes pueden rondar entre US$3.500 a US$5.000 millones al año.

Mega en Bahía Blanca y un incremento exportador millonario

En la actualidad, la planta de Mega en Bahía Blanca recibe las 4.800 tns/d de líquidos que son acondicionados en la planta separadora de Loma La Lata, la cual también es motivo de adecuaciones y transportados a través de un poliducto de 600 kilómetros.

Con la nueva configuración, la empresa no solo optimiza sus procesos y su capacidad de exportación, sino que también aumenta la capacidad del ecosistema en torno al crecimiento de Vaca Muerta, en conjunto con otros proyectos de NGLs en marcha que tiene otras compañías.

Precisamente, un dato del proyecto es el destino de la nueva producción. Debido a que el mercado interno de gas licuado de petróleo (GLP) se encuentra abastecido, la totalidad del incremento productivo se derivará a los mercados externos. En el corto plazo, se espera que la nueva capacidad genere exportaciones adicionales por US$100 millones anuales.

Una vez completado el tren de fraccionamiento, la cifra ascendería a US$150 millones anuales adicionales, tomando como referencia los precios actuales de mercado. Se estima que el potencial total de Mega con poco más de 7.000 toneladas diarias extras podría llevar la generación de divisas a una cifra cercana a los US$ 1.000 millones por año.

, Ignacio Ortiz

La captura de Nicolas Maduro, presidente de Venezuela y la posibilidad que nuevas inversiones que incrementen la oferta de crudo desde ese país no pasó desapercibida en Vaca Muerta. La primera semana de enero transcurrió con reuniones entre operadoras y representantes del gobierno provincial para analizar, entre otras cosas, el impacto de las medidas anunciadas por EE.UU.

La noticia no tomó por sorpresa a las compañías de Vaca Muerta que hace años veían como ineludible la posibilidad de que el régimen de Maduro llegara a su fin y permitiera la vuelta al ruedo de Venezuela al comercio internacional. Tras su captura, las conversaciones se centraron en la posibilidad de que el país caribeño retome una senda de producción que alcance los 3 millones de barriles diarios, incremente el comercio de gas, los plazos en los que se darían estos cambios y los efectos que eso tendría en el futuro de Vaca Muerta.

Ante esta posibilidad, la gobernación de Neuquén, que encabeza Rolando Figueroa, enfatiza en la necesidad de reducir los costos en la Cuenca Neuquina para hacer más competitivos el gas y el petróleo de Vaca Muerta. En esa clave, adelantaron que en 2026 se buscará acelerar el plan para mejorar la infraestructura vial a fin de mejorar los tiempos de la logística. Además, advirtió a las empresas sobre las ventajas de incrementar el uso de arenas de cercanía para estimular hidráulicamente los pozos no convencional, en oposición a la arena de Entre Ríos.

La mirada provincial sobre Venezuela

En conversación con EconoJournal, el ministro de Energía de Neuquén, Gustavo Medele, afirmó que “los países con grandes reservas de hidrocarburos siempre tendrán un efecto en el mercado global. Entendemos que en el corto plazo no veremos grandes cambios, en el mediano plazo existen dudas, pero sabemos que a largo plazo habrá un impacto mundial”.

Si bien no hay temor por la competencia que pueda generar en el mercado el crudo venezolano -que es más pesado que el Medanito que comercializa argentina- los efectos que pueda tener la presencia de Venezuela sobre el precio del barril del Brent sí se presentan como un interrogante entre las compañías.

En este contexto, el ministro de Energía sostuvo que “desde Neuquén tenemos que seguir trabajando en el costo de producción y entendemos que tenemos que hacer un trabajo estratégico para reducir los costos del barril y de la molécula de gas. Para esto hay que dar reglas claras e invertir en infraestructura. Todo lo que hacemos está en esa línea ante la posibilidad de que en algún momento puede pasar algo que inunde (de crudo) el mercado”.

El ministro aseguró que la estrategia de la provincia para trabajar en este sentido apunta a acelerar las mejoras en las rutas provinciales que permiten conectar Vaca Muerta para reducir las demoras y embotellamientos que hoy presentan y construir nuevas redes eléctricas. Estimó que esta nueva infraestructura impactaría en una reducción del 20% de los costos de las empresas.

El plan incluye para este año la ejecución de un total de nuevos 264 kilómetros de rutas que se suman a los 400 que se ejecutaron o iniciaron en 2025. Entre estas, contempla la pavimentación de las rutas provinciales 8 y 17 por un total de 51 kilómetros cruciales para la logística de Vaca Muerta. Se suman las rutas 7 y 17 donde se están asfaltando 23 kilómetros. Mientras que está próxima a comenzar la obra que suma 19 kilómetros de la duplicación de calzada en la ruta 67 que conecta a la ciudad de Neuquén con Vista Alegre Norte y la región de Vaca Muerta.

“Con estas mejoras se puede reducir los tiempos de demora del transporte, lo que impacta en que las empresas utilicen menos camiones, en menos horas hombre y otros gastos que eso apareja. El objetivo es mejorar la logística para que las empresas no demoren tanto en ir de un punto a otro”, agregó.

Por último, afirmó que la Provincia seguirá trabajando en fortalecer el comercio de gas hacia Brasil y señaló que estas mejoras también permitirían a la Cuenca Neuquina ser más competitiva frente a otros jugadoras. «La batalla hay que darla en el precio», consideró.

, Laura Hevia

El presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, dio luz verde a un proyecto de ley que buscará sancionar con aranceles a los países que importen petróleo de Rusia. El objetivo declarado es forzar a Brasil, India y China a cesar sus compras de energía a Rusia.

El avance del proyecto, que cuenta con un fuerte respaldo bipartidista, se produce tras tomar el control de las exportaciones de crudo desde Venezuela y en medio de tensiones diplomáticas entre EE.UU. y Rusia por la intercepción de un tanquero sancionado que portaba bandera rusa.

El senador del Partido Republicano , Lindsey Graham, anunció este miércoles que Trump autorizó la votación en el Senado de un proyecto de ley que busca aplicar una suerte de embargo global a las exportaciones de energía de Rusia.

«Este proyecto de ley permitirá al presidente Trump castigar a los países que compran petróleo ruso barato para alimentar la maquinaria de guerra de Putin», publicó Graham en su cuenta de X. «Este proyecto de ley le daría al presidente Trump una enorme influencia sobre países como China, India y Brasil para incentivarlos a dejar de comprar el petróleo ruso», agregó.

El proyecto ya tiene el respaldo comprometido de 82 senadores y se espera que una legislación similar ingrese en la Cámara de Representantes. «Espero una fuerte votación bipartidista, ojalá la próxima semana», auguró el senador.

Qué sanciones impondrá EE.UU. a países que importen energía de Rusia

El texto autoriza al presidente a aplicar aranceles de hasta 500% a los países que importen energía de Rusia. De esa manera, Trump tendría una herramienta para forzar a los grandes importadores de petróleo ruso como India, China y Brasil a cesar o al menos reducir significativamente sus compras.

Graham suavizó el potencial alcance de la medida sobre la Unión Europea al aclarar que habría una excepción para los países que importan energía rusa pero que estan financiando o colaborando con el esfuerzo de guerra de Ucrania frente a Rusia. Los gobiernos europeos en diciembre acordaron dejar de importar gas natural de Rusia a través de gasoductos o como GNL para el 2027.

En Latinoamérica, Brasil incrementó significativamente sus compras de gasoil a Rusia tras el comienzo de la guerra en Ucrania. No obstante, esas importaciones se contrajeron en el último año y medio por el temor a potenciales sanciones.

PDVSA confirmó que ya negocia exportaciones de crudo con EE.UU.

La administración Trump anunció que tomarán el control comercial de las exportaciones de petróleo desde Venezuela. La petrolera estatal venezolana PDVSA confirmó que entabló una negociación sobre «ventas de volúmenes de petróleo» con los EE.UU.

“Este proceso se desarrolla bajo esquemas similares a los vigentes con empresas internacionales, como Chevron, y está basado en una transacción estrictamente comercial, con criterios de legalidad, transparencia y beneficio para ambas partes», informó la petrolera en un comunicado difundido en sus redes sociales.

Intercepción de un petrolero con bandera rusa

Las fuerzas armadas de los EE.UU. abordaron y capturaron un petrolero con bandera rusa en el Océano Atlántico el miércoles luego de una persecución que duró semanas en alta mar.

El buque petrolero, originalmente llamado Bella 1, fue sancionado por EE.UU. en 2024 por operar dentro de la flota en la sombra que transporta petróleo ilícito de Irán.

El mes pasado, la Guardia Costera estadounidense intentó incautar el buque mientras se dirigía a Venezuela para recoger petróleo, operando entonces bajo bandera de Guyana. Sin embargo, la tripulación se negó a ser abordada y huyó hacia el Atlántico, siendo interceptada cerca de Islandia.

Rusia condenó la incautación del Bella 1. El Ministerio de Transporte argumentó que “ningún Estado tiene derecho a usar la fuerza contra buques que estén debidamente registrados en las jurisdicciones de otras naciones” según la Convención de las Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar, un tratado que EE.UU. no ha firmado.

, Nicolás Deza

Un nuevo estudio del World Economic Forum (WEF) y Accenture, “Energy Transition Readiness: Latin America and the Caribbean”, establece que América Latina y el Caribe posee algunas de las condiciones y el potencial más favorable del mundo para liderar la energía limpia y avanzar en la transición energética. Sin embargo, la región enfrenta importantes desafíos en cuanto a inversiones, sobre todo en infraestructura.

De acuerdo con el informe, en los últimos diez años, la puntuación regional en avance de la transición energética apenas ha mejorado: solo un 1,2%, mientras el promedio global es de 6,2%. Nicolás Ruiz Moreno, senior Manager en Energy Industry Consulting de Accenture Argentina, destaca que “los desafíos estructurales —desde cuellos de botella en infraestructura hasta políticas fragmentadas, innovación limitada y financiamiento insuficiente— evidencian las áreas críticas donde la reforma y la inversión focalizada pueden liberar todo el potencial de la región.”

Transición energética

El reporte del WEF y Accenture sostiene que América Latina y El Caribe representa el 7% de la población mundial, el 5% del suministro total de energía del mundo, una parte significativa del crecimiento futuro de la demanda energética y un incremento constante en las inversiones en energía limpia (proyectadas en 70.000 millones de dólares para 2025, un aumento del 25% desde 2015). Sin embargo, la región atrajo solo el 5% de la inversión privada global en energía limpia en 2024 y apenas el 4% del capital mundial destinado a la transición energética, limitado por altas tasas de interés y escaso acceso a financiamiento. De acuerdo con el análisis, para cumplir los objetivos energéticos y climáticos, la inversión anual total en energía limpia debe aumentar hasta los 150.000 millones de dólares en 2030 y seguir incrementándose de forma sostenida hasta 2050.

El ejemplo de Argentina

El estudio del WEF y Accenture destaca también que el aumento de la demanda global y las presiones de descarbonización están impulsando el interés por el gas natural. En este contexto, destaca el caso de México y Argentina, que están proponiendo nuevas instalaciones de exportación de gas natural licuado (GNL), y la capacidad regional de importación podría aumentar en un 50%.

El informe destaca también como ejemplo la expansión de producción de gas de Argentina. Según se explica, “la matriz energética de Argentina dependió durante mucho tiempo de las importaciones, los costosos combustibles líquidos y una integración limitada. A pesar de las vastas reservas de gas no convencional de Vaca Muerta, las brechas de infraestructura y de mercado obstaculizaban el reemplazo de combustibles de alta intensidad de carbono, el crecimiento de las exportaciones y una mayor seguridad energética.”

Producción de gas argentino

El reporte señala que la respuesta fue una estrategia conjunta entre actores del sector energético e YPF, orientada a expandir la producción de gas en Vaca Muerta y desarrollar la infraestructura necesaria para su transporte, licuefacción y comercialización. “El Plan de Promoción de la Producción de Gas Argentino (2020) impulsó la participación de los productores, mientras que el Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno (2023) incrementó la capacidad de evacuación. Se prevé además la construcción de terminales de GNL y gasoductos transfronterizos, consolidando al gas natural como eje de la transición energética del país”, indica el documento.De esa forma, el WEF y Accenture concluyen que entre las buenas prácticas a imitar de este caso se encuentran que:

• El diálogo construye legitimidad: Una participación estructurada con trabajadores, empresas y comunidades garantiza resultados de transición equitativos.
• La reconversión laboral es esencial: Los marcos de capacitación y certificación preparan a la fuerza laboral para las industrias verdes emergentes.
• La diversificación regional mantiene el impulso: Las inversiones locales en sectores alternativos generan resiliencia más allá de la economía del carbón.

, Redaccion EconoJournal

El secretario de Energía de los Estados Unidos, Chris Wright, dijo este miércoles que tomarán el control comercial sobre las exportaciones de petróleo crudo de Venezuela por tiempo indefinido. La medida abarcará tanto al petróleo sancionado como a las futuras exportaciones de petróleo.

El presidente Donald Trump había anunciado por la noche del martes que Venezuela entregará a los EE.UU. entre 30 y 50 millones de barriles de petróleo sancionado, cuya venta y gestión de los ingresos sería asumida por el gobierno estadounidense. EE.UU. viene aplicando desde comienzos de diciembre un bloqueo naval contra los buques sancionados que transportan petróleo desde y hacia Venezuela.

EE.UU. venderá el petróleo de Venezuela

Sin embargo, la medida finalmente alcanzará a todas las exportaciones de petróleo crudo de Venezuela. “En el futuro venderemos en el mercado la producción que salga de Venezuela, primero este petróleo almacenado, y luego de forma indefinida venderemos en el mercado la producción saliente de Venezuela”, dijo Wright en una conferencia de energía realizada por Goldman Sachs cerca de Miami.

El secretario de Energía añadió que EE.UU. proveerá el diluyente que Venezuela necesita para incrementar la producción de crudo pesado en la Faja del Orinoco.

Trump dijo que el crudo venezolano será vendido a precio de mercado “y ese dinero será controlado por mí, como presidente de los Estados Unidos de América, para garantizar que se utilice en beneficio del pueblo de Venezuela y de los Estados Unidos”.

, Nicolás Deza

La Argentina desembarcará en el PDAC 2026, en Toronto, con un escenario más activo que en años anteriores y una narrativa minera que empezó a ordenarse. El último año dejó señales concretas: un régimen de incentivos en funcionamiento, proyectos que comenzaron a destrabarse y un debate regulatorio que volvió a ocupar un lugar central en la agenda política. En un contexto internacional cada vez más competitivo para atraer inversiones, esos movimientos empiezan a ser leídos por el mercado.

El PDAC —la principal convención mundial de exploración y minería, con más de 30.000 asistentes de más de 130 países— no es solo una vidriera comercial: es el espacio donde se mide el pulso de los países mineros, su capacidad de ofrecer reglas claras y su voluntad de jugar en las grandes ligas. Y en ese escenario, la forma en que la Argentina se presenta vuelve a ser clave.

Desde 2023, Argentina Mining viene cumpliendo un rol central en la construcción de esa presencia internacional a través del Argentina Mining Pavilion, un espacio que reúne a empresas argentinas dentro del PDAC y les permite mostrarse de manera ordenada, profesional y con identidad propia frente a inversores, proveedores y tomadores de decisión globales.

Los ejes de PDAC

El pabellón no solo concentra la participación comercial, sino que funciona como una plataforma de posicionamiento país: articula empresas, promueve alianzas estratégicas y suma una agenda propia de conferencias y networking. En un evento que reúne a más de 1.100 expositores y unos 2.500 inversores, ese tipo de iniciativas se vuelve un diferencial concreto para captar atención en un mercado saturado de ofertas.

En un mundo donde la competencia entre jurisdicciones mineras es cada vez más intensa, el aprendizaje es claro: no alcanza con tener recursos, hay que saber mostrarlos. Y en ese sentido, la experiencia acumulada de Argentina Mining en PDAC empieza a consolidarse como parte de la estrategia de visibilidad del sector.

Un año bisagra: RIGI y señales hacia el mercado

El principal punto de inflexión que explica este nuevo clima fue la implementación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI). Más allá de las discusiones políticas, el régimen introdujo un marco de estabilidad fiscal, cambiaria y jurídica largamente reclamado por la minería y comenzó a traducirse en hechos concretos.

La presentación de proyectos al RIGI —y en algunos casos su aprobación— funcionó como una señal clara para el mercado: la Argentina volvió a ofrecer condiciones mínimas de previsibilidad para inversiones de gran escala. Esa señal fue particularmente relevante para el cobre, un mineral estratégico para la transición energética global y uno de los grandes pendientes de la minería argentina.

En paralelo, el avance en la discusión sobre la adecuación de la Ley de Glaciares volvió a poner sobre la mesa un tema sensible, pero inevitable. Sin resolver este debate, buena parte de los proyectos de cobre del país seguiría condicionada. El impulso de ordenar criterios técnicos y dar mayor certidumbre regulatoria fue leído por el sector como un paso necesario para destrabar inversiones de largo plazo.

El regreso del cobre a la agenda productiva

Uno de los movimientos políticos más relevantes del año fue el cambio de perfil de Mendoza frente a la minería. La aprobación legislativa del Informe de Impacto Ambiental del proyecto San Jorge marcó un quiebre después de años de parálisis y posicionó a la provincia nuevamente dentro del mapa del cobre argentino.

San Jorge se convirtió así en uno de los proyectos más avanzados del país, con un horizonte más claro hacia la etapa de construcción. Este giro mendocino no es un dato menor: ocurre en una jurisdicción que durante años funcionó como símbolo de las restricciones a la minería metalífera y hoy empieza a enviar señales distintas al mercado.

Otro hito fue la aprobación de Los Azules (San Juan) como primer proyecto de cobre incorporado al RIGI, con una inversión estimada en US$ 2.672 millones. La decisión funcionó como señal testigo: por primera vez, un proyecto cuprífero argentino accedió a un régimen diseñado para inversiones de escala, otorgando previsibilidad a un desarrollo de largo plazo.

Una señal particularmente observada fue el anuncio de reactivación de Alumbrera, en manos de de Glencore, en Catamarca. El yacimiento, inactivo desde 2018, podría retomar operaciones hacia 2028, marcando un cambio de época: no solo se destraban proyectos nuevos, sino que vuelven a ser viables activos existentes.

Si hay un proyecto que sintetiza el potencial del nuevo ciclo es Vicuña. Impulsado por la sociedad entre BHP y Lundin Mining, el proyecto promete convertirse en la mayor inversión extranjera directa de la historia argentina, con foco en cobre.

Más allá de los plazos y de las definiciones que aún restan, Vicuña representa un cambio de escala: vuelve a colocar a la Argentina en el radar de los grandes jugadores globales del cobre, un mineral crítico para la electrificación, las energías renovables y la transición energética.

Un mensaje en construcción, pero más claro

La Argentina llega al PDAC 2026 con un mensaje todavía en proceso de consolidación, pero mucho más claro que en años anteriores. Hay avances regulatorios, decisiones políticas que empiezan a alinearse con las demandas del sector y proyectos de cobre que vuelven a ocupar un lugar central en la conversación.

En ese camino, el Argentina Mining Pavilion se afirma como una herramienta clave para amplificar esa narrativa: no solo muestra empresas y proyectos, sino que transmite continuidad, profesionalismo y una voluntad explícita de reposicionar al país en el escenario minero global.

En Toronto, una vez más, la Argentina no irá solo a contar lo que tiene bajo el suelo, sino a explicar —con mayor claridad que antes— qué está dispuesta a hacer para convertir ese potencial en inversiones reales.

Para oportunidades de participación en el Argentina Mining Pavilion – PDAC2026. Comunicarse a: pdac@argentinamining.com o +54 9 261 535-4504

, Sabrina Pont

El mercado petrolero comenzó a evaluar qué nivel de inversiones serían necesarias en Venezuela para incrementar su producción de petróleo crudo, que actualmente se ubica en un tercio o menos de su pico histórico de 3,5 millones de barriles diarios. El esfuerzo será considerable si se tiene en cuenta que el presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, deslizó la posibilidad de subsidiar a las petroleras norteamericanas para que vuelvan a invertir en ese país.

Las estimaciones de producción de crudo en Venezuela difieren según las fuentes. Los reportes oficiales declarados a la Organización de Países Productores de Petróleo (OPEP) indican una producción de 1,14 millones de barriles por día.

En cambio, Kpler, una firma de seguimiento comercial, estima que la producción venezolana de petroleo crudo se ubicó en unos 900.000 barriles por día durante el 2025, a excepción de noviembre y diciembre que disminuyó por problemas con infraestructuras.

El ex gerente corporativo de PDVSA y experto en upstream, Einstein Millan Arcía, considera que Venezuela cerró el 2025 con una cifra de producción cercana a 1,2 millones de bpd si se computan los barriles utilizados en la dilución del crudo pesado y una producción no declarada a la OPEP de entre 60 y 70.000 barriles de líquidos.

El ecosistema de costos en Venezuela

El costo de producción es una variable central para determinar el nivel de inversión necesario. Venezuela tiene actuales costos significativamente elevados en comparación con la situación registrada hasta la primera presidencia de Hugo Chávez, pero que podrían ser corregidos si se refuerza la producción de crudos livianos y medianos que son claves para reducir los costos de producción de crudos pesados en la Faja del Orinoco.

La petrolera estatal PDVSA en la última década y media descuidó la producción de crudos livianos y medianos en el occidente venezolano y elevó la producción de pesados en el Orinoco.

El resultado fue un incremento en la importación de crudos livianos y naftas desde Irán y otros destinos, que son necesarios para emplear como diluyente para facilitar el incremento de producción de crudo pesado, rompiendo con el ecosistema de producción que mantenía los costos bajos.

«Venezuela tuvo costos de producción de cuatro dólares por barril e inclusive menos hasta el 2008. Actualmente estamos entre 27 y 33 dólares por barril para el crudo mejorado de la faja. El costo del crudo no mejorado, el que se extrae del pozo, esta por debajo de los 13 dólares por barril», explicó Millan Arcía consultado por EconoJournal.

La producción de crudo pesado Merey en el Orinoco se ubica actualmente en 700.000 bpd, mientras que la producción de crudos más livianos en el Occidente está en alrededor de 300.000 bpd y está en aumento.

«En un escenario de continuidad operativa, la producción total de crudos y condensados en Venezuela podría elevarse a entre 1.270.000 y 1.330.000 barriles por día para 2026«, evaluó el titular de la firma Fractal.

Inversiones y plazos para el aumento de la producción

La consultora Rystad Energy evalúa que las inversiones necesarias para volver a producir 3 millones de bpd en Venezuela hacia el 2040 ascenderían a US$ 183.000 millones, de los cuales 102.000 millones serían para exploración y producción y 81.000 millones en infraestructura. Solo para sostener la producción estable en alrededor de 1,1 millones de bpd hasta el 2040 se necesitarían US$ 52.000 millones en upstream e infraestructura.

Rystad subraya que un suministro adicional de 300.000 bpd podría restablecerse en los próximos 2 a 3 años con un gasto incremental limitado. Pero ampliar la producción más allá de 1,4 millones de bpd requeriría una inversión estable de US$ 8000 a 9000 millones al año entre 2026 y 2040.

Por el contrario, Millán Arcia evalúa que las inversiones totales necesarias para llegar a 3 millones de bpd se ubicarían en alrededor de US$ 110.000 millones durante un plazo de 8 a 9 años.

El ex gerente corporativo de PDVSA también destacó que el costo por barril fluyente de crudo para el crudo Merey en la Franja del Orinoco es significativamente inferior en comparación con otros crudos pesados del continente como el crudo WCS en Canadá y el crudo Maya de México.

«El costo del barril fluyente para la faja que nosotros estimamos está entre 13 y 18 mil dólares por cada barril de nueva producción. Es decir, la inversión sería de entre 13.000 y 18.000 millones de dólares por cada millón de barriles de nueva producción», concluyó.

, Nicolás Deza

El Gobierno de la Provincia de Salta designó a Romina Sassarini como vicepresidenta de Recursos Energéticos y Mineros Salta S.A. (REMSA), convirtiéndose en la primera mujer en ocupar un lugar en el directorio de la empresa estatal, tras dejar su cargo como secretaria

de Minería y Energía de la provincia de Salta. “La decisión refuerza la estrategia de gestión de gobierno que busca integrar de manera técnica y eficiente los sectores energético y minero como ejes del desarrollo provincial”, destacaron desde la gobernación.

La incorporación de Sassarini al directorio de REMSA representa una señal política clara, donde la Provincia apuesta a consolidar una conducción con experiencia específica, conocimiento del sector productivo y capacidad de articulación entre el Estado, la inversión privada y el desarrollo de la actividad. En un contexto donde la competitividad territorial depende cada vez más de infraestructura, energía y previsibilidad, la designación de Sassarini apunta a fortalecer la toma de decisiones estratégicas.

“Desde una mirada integral, la designación reafirma un concepto central del modelo de desarrollo salteño: no hay minería sin energía, y no hay desarrollo sostenible en el Norte argentino sin una gestión técnica que comprenda tanto los ritmos de la inversión privada como las responsabilidades fiscales del Estado. REMSA cumple un rol clave en ese entramado, al actuar como brazo operativo del Gobierno provincial en proyectos vinculados a recursos energéticos, infraestructura estratégica y aprovechamiento de activos públicos”, plantearon desde la gobernación de Salta.

Una trayectoria vinculada a los momentos clave del sector

Romina Sassarini llega a este nuevo desafío con una trayectoria de más de 15 años vinculada al ámbito minero y energético provincial. Abogada de formación, construyó un perfil técnico-político que la llevó a ocupar distintas funciones dentro del Estado, hasta asumir, por decisión del gobernador Gustavo Sáenz, la Secretaría de Minería y Energía de la Provincia.

Durante más de tres años al frente de ese organismo, acompañó uno de los períodos más dinámicos de la historia minera reciente de Salta. Su gestión se caracterizó por el fortalecimiento institucional, la ampliación de equipos técnicos para fiscalización y control ambiental, la consolidación normativa, la incorporación de la perspectiva de género y la promoción de políticas activas orientadas al empleo, el desarrollo de proveedores locales y la articulación territorial.

Nueva vicepresidenta de REMSA

Bajo ese esquema de trabajo, Salta se consolidó como la provincia con mayor cantidad de proyectos mineros en distintas etapas, incrementó de manera sostenida el empleo del sector, fue reconocida internacionalmente por su previsibilidad institucional y avanzó en la puesta en marcha de proyectos estratégicos tanto en litio como en minería metalífera. Ese recorrido técnico y político constituye hoy el principal capital que Sassarini aporta al directorio de REMSA.

El desafío que se abre para Sassarini es convertir ese conocimiento técnico acumulado en acciones concretas que mejoren la competitividad de las industrias locales, fortalezcan la infraestructura energética y aseguren que la actividad minera y energética se traduzca en desarrollo tangible para la provincia. Se trata de una función estratégica, donde la planificación de largo plazo debe convivir con la coyuntura de los mercados internacionales y la necesidad de sostener inversiones incluso en contextos cambiantes.

Un paso institucional con perspectiva de género

La designación de Sassarini como vicepresidenta de REMSA marca además un hecho institucional relevante ya que es la primera mujer en integrar el directorio de la empresa.

“Con esta incorporación, REMSA refuerza su estructura de conducción y suma una mirada que combina experiencia técnica, conocimiento territorial y capacidad de articulación institucional. La nueva etapa que se abre para la empresa estatal se apoya en un perfil que conoce en profundidad los desafíos del sector y que ahora tendrá la responsabilidad de intervenir desde un rol clave en la planificación estratégica y la ejecución de políticas públicas vinculadas a los recursos energéticos y mineros de Salta”, concluyeron.

, Redaccion EconoJournal

El presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, anunció en la noche del martes que Venezuela entregará entre 30 y 50 millones de barriles de petróleo «sancionados» para ser vendidos en el mercado. La cifra en la banda inferior representa al menos un mes de producción de petróleo en Venezuela durante el 2025. El dinero producido por las ventas de estos barriles será administrado por el gobierno estadounidense.

El anuncio llega después de una jornada de alta actividad en las aguas de Venezuela, con reportes de decenas de buques petroleros sancionados intentando sortear en masa el bloqueo naval que EE.UU. mantiene vigente desde comienzos de diciembre.

Las estimaciones de producción de crudo difieren según las fuentes. Kpler, una firma de seguimiento comercial, estima que la producción venezolana se ubicó en unos 900.000 barriles por día durante el 2025, a excepción de noviembre y diciembre que disminuyó por problemas con infraestructuras.

El anuncio de Trump implica que pretende capturar por lo menos el equivalente a 34 días de producción de Venezuela.

Trump confisca millones barriles sancionados estacionados en Venezuela

Trump anunció en un post en su cuenta de Truth Social que «las autoridades interinas de Venezuela entregarán entre 30 y 50 millones de barriles de petróleo de alta calidad y sancionado a Estados Unidos».

El presidente agregó que el petróleo se venderá a precio de mercado “y ese dinero será controlado por mí, como presidente de los Estados Unidos de América, para garantizar que se utilice en beneficio del pueblo de Venezuela y de los Estados Unidos”.

«Le he pedido al Secretario de Energía, Chris Wright, que ejecute este plan de inmediato», añadió. «Se transportará en barcos de almacenamiento y se transportará directamente a los muelles de descarga en Estados Unidos«, sumó.

, Nicolás Deza

La empresa transportista de gas TGS decidió incorporar a Jorge Vugdelija como su nuevo director de Grandes Proyectos. Vugdelija liderará la ejecución y el desarrollo de los proyectos de gran envergadura que impulsan el futuro de la organización, según indicaron desde la compañía a través de un comunicado difundido este martes.

Trayectoria del nuevo director

Jorge Vugdelija cuenta con una sólida formación y una extensa trayectoria en el sector energético regional. Es Ingeniero Electrónico por la UTN, con especializaciones en el ITBA y un Executive MBA del IAE Business School.

A lo largo de su carrera, ocupó posiciones gerenciales en Pecom Energía, Petrobras Argentina y Refinor, y ejerció roles de máxima responsabilidad como CEO en Oleoductos del Valle (Oldelval) y como Executive President en Oleoductos de Crudos Pesados (OCP) en Ecuador.

Transporte de gas

Con más de 35 instalaciones distribuidas en siete provincias y más de 1.100 colaboradores, tgs opera el Complejo Cerri y la Planta Galván en Bahía Blanca, donde se procesan líquidos derivados del gas natural.

En octubre de 2025, tgs fue adjudicada para ejecutar la ampliación del Gasoducto Perito Moreno, proyecto que permitirá incrementar la capacidad de transporte en 14 MMm³/día desde Tratayén hasta Salliqueló.

Grandes proyectos

Esta obra, con una inversión superior a 560 millones de dólares, contribuirá a sustituir importaciones y potenciar el desarrollo de Vaca Muerta, consolidando el rol estratégico de tgs en el abastecimiento energético del país.

Además, la compañía impulsa el proyecto NGL’s, una iniciativa estratégica para monetizar el gas rico en hidrocarburos de Vaca Muerta mediante la separación, transporte y fraccionamiento de líquidos del gas natural (propano, butano, etano y gasolina natural).

Este proyecto contempla una inversión global superior a US$ 2.500 millones, incluyendo infraestructura de acondicionamiento en Tratayén, un poliducto de más de 500 kilómetros y una planta de fraccionamiento en Bahía Blanca, posicionando a tgs como líder regional en la industrialización y exportación de NGL’s.

, Redaccion EconoJournal

Nucleoeléctrica Argentina alcanzó en 2025 un récord histórico de generación eléctrica, consolidando por segundo año consecutivo su máximo nivel de producción anual. En el desagregado, dos de sus centrales nucleares, Atucha II y Embalse, batieron récords individuales de generación.

Durante el último año, la empresa estatal operadora de las centrales nucleares superó su récord de generación neta anual, con un total de 10.760.572 MWh netos, sobrepasando el máximo registrado en 2024, que había sido de 10.449.015 MWh netos.

La electricidad generada por la empresa representó aproximadamente el 7,5% de la generación nacional total durante el 2025, indicaron desde la empresa a EconoJournal.

Récords de generación en Atucha II y Embalse

La Central Nuclear Embalse alcanzó en 2025 una generación neta de 5.352.203 MWh, superando su marca anterior de 5.224.058 MWh, registrada en 2023.

Por su parte, la Central Nuclear Atucha II generó 5.408.370 MWh netos, superando el récord previo de 5.200.490 MWh, alcanzado en 2016.

Estos resultados reflejan el alto nivel de confiabilidad y desempeño operativo de las centrales nucleares argentinas.

Avances en proyectos estratégicos

En paralelo a este desempeño, Nucleoeléctrica avanza con proyectos estratégicos clave para asegurar la continuidad y el fortalecimiento de la generación nuclear en el país.

En la Central Nuclear Atucha I continúa el Proyecto de Extensión de Vida, una de las obras de infraestructura energética más relevantes de la Argentina.

A un año del inicio de la parada programada, el proyecto registra un 48% de avance, con importantes progresos en la modernización de sistemas esenciales. Esta obra permitirá que Atucha I continúe aportando energía segura y confiable durante 20 años más.

Asimismo, en la Central Nuclear Atucha II, Nucleoeléctrica avanza con el Proyecto de Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados (ASECG II), que ya presenta un 38 % de progreso.

Esta obra es esencial para asegurar el futuro operativo de Atucha II y
garantizar una gestión responsable del combustible nuclear, conforme a los estándares internacionales más exigentes.

, Nicolás Deza

TotalEnergies formalizó su adhesión como socia del Instituto Vaca Muerta (IVM), mediante un acuerdo firmado este martes con YPF, impulsaora de la iniciativa. De esta manera, la petrolera de origen francés se posiciona como la primera aliada en este proyecto educativo que busca profesionalizar la mano de obra necesaria para potenciar las capacidades exportadoras de la Cuenca Neuquina.

El convenio quedó ratificado tras la firma entre Sergio Mengoni, director general y Country Chair de TotalEnergies en la Argentina, y Lisandro Deleonardis, presidente del IVM y vicepresidente de Asuntos Públicos de YPF. La adhesión representa un respaldo a la visión de la petrolera nacional de unificar criterios de capacitación en toda la industria del oil & gas y en particular en el desarrollo de Vaca Muerta.

Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, subrayó que la incorporación de socios de esta envergadura demuestra la relevancia del proyecto para la competitividad global del sector. Según el directivo, «el IVM resulta fundamental para capacitar a miles de trabajadores bajo premisas de excelencia operativa, por lo que el desafío requiere de un compromiso conjunto de todas las operadoras para complementar la formación técnica existente con experiencia real en entornos controlados».

El rol del Instituto Vaca Muerta

La creación de este instituto surge de una investigación prospectiva realizada por la Fundación YPF. El estudio analizó las demandas ocupacionales y tecnológicas que enfrentará el segmento del Upstream durante los próximos diez años.

Con un crecimiento proyectado que estima la creación de hasta 50.000 nuevos puestos de trabajo hacia 2030, el IVM se presenta como la herramienta principal para evitar cuellos de botella en la disponibilidad de personal calificado. En cuanto a su infraestructura, el instituto contará con un «pozo escuela» ubicado en Río Neuquén.

Esta instalación permitirá realizar prácticas y maniobras críticas como las de perforación y fractura en un ambiente real pero supervisado, algo inédito en la oferta académica de la región. La sede administrativa y académica funcionará en el Polo Tecnológico de Neuquén, donde se concentrarán los laboratorios de última generación.

La propuesta pedagógica se centra en ocho perfiles estratégicos definidos por la industria: operadores de perforación, especialistas en fractura hidráulica, técnicos de producción, mantenimiento eléctrico y mecánico, instrumentación, y operarios para plantas de tratamiento de agua, crudo y gas. El programa inicial para nuevos talentos consta de 304 horas de instrucción intensiva distribuidas en un cuatrimestre de cursada.

Desde la perspectiva de TotalEnergies, Mengoni manifestó la importancia de participar en una iniciativa que beneficia al ecosistema productivo. El directivo recordó que «la empresa posee una trayectoria de casi 50 años en la Argentina y más de tres décadas de operación específica en Neuquén, por lo que la inversión en educación técnica es parte de su compromiso de impacto social y cultural en las comunidades donde opera».

Finalmente, el IVM no solo se limitará a la formación de ingresantes, sino que ofrecerá esquemas de formación continua para el personal jerárquico y técnico que ya se encuentra en actividad. Esto incluye programas de reconversión tecnológica para adaptarse a los nuevos equipamientos digitales y protocolos de seguridad operativa obligatorios para cualquier trabajador que deba ingresar a un campo petrolero en el futuro cercano.

, Ignacio Ortiz

El presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, busca que las petroleras nortemericanas se comprometan cuanto antes con realizar inversiones en Venezuela. El primer contacto formal entre el gobierno y las compañías luego de la intervención militar en ese país ocurrirá esta semana durante un foro energético programado en Miami. Mientras tanto, Trump ya adelantó que buscan ofrecerles algún tipo de garantía para que aceleren las inversiones.

El secretario de Energía de EE.UU., Chris Wright, buscará conversar con ejecutivos de la industria petrolera sobre la reactivación del sector energético venezolano durante la Conferencia de Energía, Tecnologías Limpias y Servicios Públicos de Goldman Sachs en Miami.

Al evento asistirán ejecutivos de Chevron, ConocoPhillips y otras compañías. Chevron es la única petrolera de las major que aún opera en en el país.

Trump presiona y promete garantías en Venezuela las para petroleras

Trump declaró que mantuvo llamados con las petroleras durante el fin de semana y afirmó que hay un gran interés de invertir en Venezuela, aunque un relevamiento de Reuters entre directivos de petroleras arrojó que no existieron tales conversaciones.

Más allá de la presión pública sobre las compañías, el presidente deslizó este lunes que está delineando un proyecto en el que el Estado norteamericano podría actuar como garante para que aceleren inversiones en la infraestructura petrolera venezolana.

«Habrá que gastar una enorme cantidad de dinero, y las compañías petroleras lo harán, y luego recibirán un reembolso de nosotros o de sus ingresos», dijo Trump a la cadena NBC News.

El presidente agregó que el proyecto para que las compañías de la industria petrolera estadounidense expandan sus operaciones en el país podría estar “en funcionamiento” en menos de 18 meses.

«Tener una Venezuela productora de petróleo es bueno para Estados Unidos porque mantiene bajo el precio del petróleo”, analizó Trump.

, Nicolás Deza

Los cambios políticos que se avecinan en Venezuela luego de la operación militar estadounidense que removió a Nicolás Maduro del poder prometen alterar el mapa del comercio del petróleo en el continente americano. Para las petroleras en Vaca Muerta, la atención estará puesta en la atracción de capital norteamericano en Venezuela y en los plazos de ingreso de nueva producción venezolana.

Por fuera de la Argentina, Guyana se perfila como el país inmediatamente más beneficiado por la intervención estadounidense, al diluir el riesgo de un conflicto militar con Venezuela por la disputa territorial entre los dos países en torno al Esequibo. En cambio, las productoras en Canadá verían esfumada la posibilidad de exportar más crudo pesado a las refinerías estadounidenses en el Golfo de México.

Crudo Medanito y crudo Merey no compiten en EE.UU.

La producción venezolana no compite particularmente con el crudo argentino por el acceso al mercado estadounidense. Las refinerías sobre el Golfo de México operan principalmente con crudos pesados, mientras que los volúmenes argentinos de crudo Medanito exportados a los EE.UU. tienen como destino principal la costa oeste del país.

El Senior Business Development Manager de Argus, Nazareno Ferrero, consideró que el impacto sobre Vaca Muerta de un eventual incremento de producción en Venezuela sería marginal.

«Vaca Muerta produce crudo liviano con contenido medio de azufre, muy distinto al Merey venezolano, que es pesado y con alto contenido de azufre», dijo Ferrero ante una consulta de EconoJournal.

En materia de precios, una mayor oferta venezolana competiría con otros crudos sudamericanos pesados. «Si se observa algún movimiento en los precios, será en forma de descuentos para los crudos pesados, como los ecuatorianos Napo y Oriente, los colombianos Vasconia y Castilla, y el brasileño Peregrin, frente a los grados medios y livianos, como WTI, Brent o Medanito«, apuntó el representante de Argus.

Potencial competencia con Vaca Muerta por las inversiones

En todo caso, el principal riesgo para Vaca Muerta podría ocurrir por el lado de un renovado interés inversor estadounidense en Venezuela que vaya en detrimento de la inversión en la Argentina, aunque las inversiones necesarias para maximizar la producción venezolana serían muy elevadas en un contexto de precios con tendencia a la baja.

Venezuela supo alcanzar picos de producción de 3,5 millones de barriles diarios Pero la producción actual quedó reducida a un tercio o menos del máximo histórico.

La consultora Rystad Energy evaluó que las inversiones necesarias para volver a producir 3 millones de bpd hacia el 2040 ascienden a US$ 183.000 millones, de los cuales 102.000 millones serían para upstream y 81.000 millones en infraestructura.

Chevron es la única petrolera norteamericana que sigue produciendo en Venezuela. El CEO de la empresa, Mike Wirth, marcó en noviembre un interés latente de aumentar las inversiones. «Los vaivenes que se observan en lugares como Venezuela son desafiantes, pero nosotros jugamos a largo plazo«, dijo Wirth. En cambio, el CEO de ExxonMobil, Darren Woods, en noviembre se mostró más cauteloso sobre la idea de regresar al país. «Venezuela nos ha expropiado dos veces», declaró Woods.

ConocoPhillips y ExxonMobil cesaron sus operaciones en Venezuela y tienen sentencias favorables contra el Estado por la «nacionalización» de proyectos petroleros bajo el chavismo. El monto conjunto de los reclamos a favor de estas compañías asciende a unos US$ 10.000 millones.

La administración del presidente Donald Trump informó este lunes que mantuvieron conversaciones sobre Venezuela con múltiples petroleras. «Todas nuestras compañías petroleras estan listas y deseosas de de realizar grandes inversiones en Venezuela que reconstruirán su infraestructura petrolera«, dijo una vocera de la Casa Blanca. Sin embargo, hasta el momento ninguna petrolera estadounidense se pronunció tras el llamado de Trump a invertir en el país sudamericano.

Producción y exportaciones de Venezuela

Kpler, una firma de seguimiento comercial, indica que la producción promedió unos 900.000 bpd durante el 2025, con la excepción de una baja drástica en noviembre y diciembre por problemas de servicio en el complejo petroquímico de Jose.

En cambio, el ex gerente corporativo de PDVSA y experto en upstream, Einstein Millán Arcia, considera que Venezuela cerró el 2025 con una cifra de producción de 1,2 millones de bpd si se computan los barriles utilizados en la dilución del crudo pesado y una producción no declarada a la OPEP de entre 60 y 70.000 barriles de condensado.

El país exportó un promedio de 750.000 bpd en 2025 según Kpler. De estas exportaciones, las refinerías independientes en China absorbieron en promedio unos 430.000 bpd en 2025 según Argus.

EE.UU. fue el segundo destino de las exportaciones venezolanas, con Chevron exportando unos 200.000 bpd durante el año pasado, aunque en diciembre las redujo a 120.000 bpd debido a los problemas en el complejo petroquímico.

El rol del crudo canadiense

Un incremento en la producción y exportación de petróleo venezolano a los EE.UU. podría desplazar a las importaciones del resto de los crudos pesados que se producen en el continente americano. Para los productores de crudo bituminoso en Canadá podría significar un golpe a la expectativa siempre latente de suplir con mayores volúmenes a las refinerías en el Golfo de México.

Canadá en los últimos diez años se transformó en una importante fuente de suministro de petróleo para los EE.UU, representando el 60% de las importaciones en 2023, en comparación con un 33% en 2013. Los volumenes importados se ubican en el orden de 4 millones de bpd. Las refinerías en los estados del Medio Oeste de EE.UU. son las principales consumidoras del crudo canadiense.

Las productoras también tienen la capacidad de transportar hasta 700.000 bpd desde la provincia canadiense de Alberta y con dirección a las refinerías en Texas a través del oleoducto Keystone. Un segundo proyecto cancelado, el oleoducto Keystone XL, hubiera podido incrementar esa capacidad de transporte al Golfo de México hasta 830.000 bpd.

Sin embargo, al crudo canadiense le costaría competir contra la llegada de mayores volúmenes de crudo Merey a las refinerías del golfo, cuyo costo de extracción es más bajo. «Están temerosos de perder de perder mercado porque saben de la desventaja de su crudo pesado, que en realidad es un bitumen, es una pasta que no fluye. Lo excavan, llevan a un mejorador, lo mezclan y ahí sí fluye. En cambio en el petróleo de la faja del Orinoco se perfora a un kilómetro de profundidad y en el 80% de los casos fluye naturalmente a condiciones iniciales», explicó Millán Arcia a EconoJournal.

, Nicolás Deza

El comienzo de 2026 quedó marcado por un giro abrupto en el escenario geopolítico global, tras una operación impulsada por Estados Unidos en Venezuela que derivó en la captura y salida del poder de Nicolás Maduro. Ejecutada de manera rápida y precisa, la maniobra abrió un nuevo capítulo para la región, todavía cargado de incertidumbre. Sus implicancias políticas, energéticas y geopolíticas comenzaron a ser rápidamente procesadas por los mercados, aunque sin una lectura definitiva respecto de sus efectos estructurales de largo plazo.

En lo inmediato, los principales ganadores fueron las compañías petroleras y de servicios energéticos estadounidenses, que registraron subas significativas ante la expectativa de participar en la reconstrucción de la infraestructura venezolana y en una eventual reapertura del sector petrolero del país. En paralelo, los bonos soberanos venezolanos y la deuda de PDVSA mostraron fuertes avances, movimientos que interpretamos más como apuestas tácticas y especulativas que como inversiones sustentadas en fundamentos macroeconómicos sólidos, dada la profunda degradación productiva, financiera e institucional que arrastra Venezuela.

El precio internacional del petróleo, sin embargo, permaneció prácticamente inalterado. Esto sugiere que el mercado ya descontaba algún tipo de desenlace político y que una recuperación significativa de la producción venezolana llevará tiempo. Reconstruir capacidad extractiva, infraestructura y capital humano es un proceso de varios años, muy lejos aún de los niveles históricos previos a la crisis.

Más allá del petróleo, el trasfondo del episodio parece exceder lo estrictamente energético. El control de minerales críticos y tierras raras —donde China mantiene una posición dominante y Venezuela cumple un rol relevante— emerge como un eje central del reordenamiento geopolítico en curso. En ese marco, la acción estadounidense puede leerse como una señal más amplia de reposicionamiento regional y de disputa estratégica con China en América Latina.

Para la Argentina, el impacto sobre Vaca Muerta no es inmediato ni concluyente. En CRITERIA no esperamos presiones adicionales relevantes sobre el precio del crudo en el corto plazo pero decidimos mantener a YPF y Vista bajo observación, sin modificar por ahora nuestras recomendaciones de compra, a la espera de mayor claridad sobre la evolución de los acontecimientos y su efecto final sobre el equilibrio energético global.Principio del formulario

Reacción inicial

El inicio del nuevo año quedó marcado por la operación impulsada por Estados Unidos que derivó en la captura y extracción de Venezuela de Nicolás Maduro y su mujer, Cilia Flores. Ejecutada de manera quirúrgica, la maniobra abrió un escenario regional todavía incierto, con derivaciones políticas y económicas que el mercado comenzó a procesar de inmediato, aunque sin una lectura definitiva.

La reacción de los mercados el lunes 5 fue rápida y elocuente: dejó ganadores claros en el corto plazo, pero también una elevada dosis de incertidumbre que obliga a esperar a que se acomoden las expectativas para dimensionar el impacto final. Del lado de los beneficiados, y tras las declaraciones de Donald Trump señalando que la reconstrucción y explotación de la infraestructura petrolera venezolana quedaría en manos de compañías estadounidenses, empresas como Halliburton (HAL), Marathon Petroleum (MPC) o Chevron[1] (CVX), comenzaron la jornada con subas significativas de entre 5 y 10%, reflejando la anticipación de mayores oportunidades de inversión y producción en el país caribeño.

En paralelo, los bonos soberanos globales venezolanos registraron fuertes avances —con subas superiores al 25%—, en un movimiento que interpretamos más como una apuesta táctica que como una inversión sustentada en fundamentos macrofinancieros sólidos, dada la magnitud de los desafíos que enfrenta la economía venezolana[2]. Igual suerte corrió PDVSA (empresa estatal responsable de la producción petrolífera y gas natural de Venezuela) que, con una deuda total de US$ 32.829 millones, vio como sus obligaciones negociables aumentaron de precio casi un 50 por ciento.

Por ahora, poco más. El precio del petróleo permaneció prácticamente inalterado, lo que sugiere que el mercado ya descontaba algún desenlace de este tipo. Además, no son pocos los analistas que señalan que una recuperación sustancial de la producción venezolana llevará años, lejos aún de los niveles previos a la crisis, estimados entre 3 y 3,5 millones de barriles diarios. Aun así, los mercados tienden a anticiparse, ajustando precios en función de expectativas: en ese sentido, las petroleras canadienses, proveedoras de crudos pesados a refinerías estadounidenses, aparecen como las más expuestas a una eventual expansión de la oferta venezolana.

¿Y Vaca Muerta? El efecto neto aún no es claro. En principio, no esperamos presiones adicionales significativas sobre el precio de referencia del crudo más allá de lo ya previsto para el próximo bienio, lo que limitaría impactos directos sobre YPF o Vista. No obstante, desde CRITERIA decidimos mantener ambas compañías bajo observación, sin modificar por ahora nuestras recomendaciones, a la espera de mayor claridad sobre la evolución de los acontecimientos.

¿Por qué es tan relevante el petróleo venezolano?

Venezuela ocupa un lugar singular y estratégico dentro del mercado petrolero global, no tanto por su producción actual —hoy claramente deprimida— sino por el potencial latente que concentra y por las implicancias geopolíticas, energéticas y financieras asociadas a ese potencial. El país alberga las mayores reservas probadas de petróleo del mundo, con más de 300.000 millones de barriles, superando incluso a Arabia Saudita (ver Gráfico nro. 1). Este dato, por sí solo, convierte a Venezuela en una variable estructural del equilibrio energético de largo plazo, aun cuando su capacidad efectiva de producción se haya visto severamente erosionada en la última década.

Gráfico nro. 1 Reservas probadas de petróleo en miles de millones de barriles. Primeros 10 países del mundo.

Fuente: OPEC 2024 Report

Históricamente, Venezuela fue un proveedor clave de crudos pesados y extrapesados, particularmente relevantes para el sistema de refinación de Estados Unidos, cuyas refinerías del Golfo de México fueron diseñadas para procesar este tipo de petróleo. Esa complementariedad técnica explica por qué, más allá de tensiones políticas, Venezuela siempre ocupó un rol central en la arquitectura energética hemisférica. La pérdida de producción —desde niveles cercanos a 3,5 millones de barriles diarios a menos de 800 mil en sus peores momentos— no eliminó esa relevancia, sino que la transformó en una opción estratégica diferida, cuya eventual reactivación podría alterar balances regionales y globales.

Desde el punto de vista del mercado, Venezuela funciona como una fuente potencial de oferta “latente”. No se trata de un shock inmediato —la reconstrucción de la infraestructura, el capital humano y la administración del sector llevará años—, pero sí de una expectativa que los mercados tienden a internalizar con anticipación.

¿Es sólo petróleo?

Las tierras raras se han convertido en uno de los activos estratégicos más sensibles del siglo XXI, por su rol central en la industria tecnológica, la transición energética y el complejo militar-industrial. China domina de manera abrumadora este mercado: concentra cerca del 60% de la producción global y, más importante aún, controla más del 80% de las capacidades de refinación y procesamiento, el verdadero cuello de botella de la cadena de valor. En este contexto, Venezuela emerge como una pieza funcional dentro de la estrategia geopolítica china en América Latina. El país posee yacimientos relevantes de minerales estratégicos —incluyendo tierras raras, coltán y otros metales críticos— cuya explotación, aún incipiente, se ha ido articulando crecientemente con capital, tecnología y acuerdos bilaterales chinos.

No son pocos los analistas que sostienen que la acción norteamericana en Venezuela trasciende largamente la lógica petrolera. Si bien el crudo sigue siendo un activo relevante, el verdadero trasfondo estratégico estaría vinculado al control de minerales críticos, en particular las tierras raras, y a la necesidad de comenzar a disputar la creciente influencia de China en América Latina.

En esa línea, todo este episodio puede leerse como el punto de partida de un proceso más amplio de reordenamiento global, en el que Estados Unidos buscaría retomar de manera explícita un rol de liderazgo regional largamente postergado. Más que una acción puntual, se trataría de una señal estratégica: reafirmar su influencia en América Latina en un contexto de competencia sistémica con China, reposicionar su presencia política y económica en la región y volver a incidir de forma directa en la configuración de las cadenas de suministro de recursos críticos. Desde esta perspectiva, Washington no solo intentaría corregir años de repliegue relativo, sino también sentar las bases de una arquitectura regional más alineada con sus intereses geopolíticos, económicos y de seguridad, en un mundo crecientemente fragmentado y multipolar.

Canadá, el jugador expuesto

Canadá se consolidó como uno de los principales productores mundiales de petróleo pesado, particularmente a partir de las arenas bituminosas de Alberta. Su crudo de referencia, el Western Canadian Select (WCS), es denso, con alto contenido de azufre y metales, y presenta características muy similares al crudo venezolano (como el Merey). La diferencia central entre ambos países no es técnica sino geopolítica: Canadá cuenta con acceso irrestricto al mercado estadounidense, mientras que Venezuela quedó virtualmente excluida desde 2019 por el régimen de sanciones.

Aun con la revolución del shale, Estados Unidos continúa dependiendo de importaciones de crudo pesado. Esto responde a un factor estructural: buena parte de sus refinerías —especialmente en la Costa del Golfo— fueron diseñadas para procesar petróleos más densos, ideales para la producción de diésel y otros destilados pesados. En 2024, más del 60% del petróleo importado por EE.UU. correspondió a este tipo de crudo, una proporción que se mantiene elevada desde hace más de dos décadas.

En ese marco, Canadá se convirtió en el proveedor dominante: explicó cerca del 62% de las importaciones totales y alrededor del 75% del crudo pesado. México quedó muy por detrás, con apenas un 7%, mientras que Venezuela —históricamente un socio estratégico— perdió completamente su lugar. Esta fuerte concentración en un único proveedor genera riesgos de suministro y tensiones potenciales. Por eso, una eventual rehabilitación de Venezuela como exportador hacia EE.UU. es vista por muchos analistas como una alternativa lógica para diversificar la oferta y reducir la dependencia canadiense.

[1] Chevron es la única petrolera estadounidense que nunca dejó el país. Aceptó las nuevas reglas del gobierno venezolano en 2007 y, durante las sanciones impuestas en 2019, operó (con restricciones) gracias a licencias del gobierno de EE.UU. Hoy, Chevron aparece como la mejor posicionada para ampliar rápidamente su actividad, si se normalizan las relaciones bilaterales.

[2] La deuda soberana de Venezuela y la de PDVSA representan uno de los casos más grandes de default del sistema internacional, y cualquier normalización del sector petrolero es condición necesaria —aunque no suficiente— para una reestructuración creíble.

, Gustavo Araujo

La industria de los hidrocarburos no convencionales en la Argentina consolidó un crecimiento durante 2025. Según el último relevamiento de NCS Multistage, diciembre registró un total de 1.791 etapas de fractura, cerrando un balance anual acumulado de 23.896 etapas. Esta cifra representa un salto del 34% respecto al año anterior, reflejando la aceleración en los niveles de completación de pozos.

Durante el último mes del año, YPF mantuvo su posición como el actor principal en la cuenca. La compañía ejecutó 778 punciones, concentrando el 43% del total de las operaciones. En el ranking de operadoras, le siguieron Vista Energy, con 260 etapas (15%), y Tecpetrol, que alcanzó las 201 operaciones (11%), de acuerdo al relevamiento realizado por Luciano Fucello, CEO de NCS Multistage.

En la visión anual, la concentración de mercado indica que YPF representó el 52% de la actividad total del 2025, y detrás de ella Vista se posicionó como el segundo actor de peso con 2.655 etapas, seguida en una competencia muy cerrada por Pampa Energía (1.591), Pluspetrol (1.584) y Tecpetrol (1.414).

Estos números reflejan no solo la capacidad de ejecución de las grandes operadoras, sino también la consolidación de un ecosistema de empresas que, pese a la brecha, sostienen un ritmo de actividad de cuatro dígitos anuales para garantizar el flujo de producción en la Cuenca Neuquina.

La actividad volcada a la eficiencia

La orientación de la producción se volcó masivamente al petróleo (83%), frente al 13% destinado a objetivos de gas, y en el segmento de servicios especiales, Schlumberger (SLB) y Halliburton lideraron la provisión de fractura con un 38% y 37% de participación, respectivamente.

Uno de los datos técnicos más relevantes del informe es la relación entre equipos de perforación (rigs) y sets de fractura. Con 37 equipos activos frente a 13 sets, el ratio se sitúa en 2.8, una métrica idéntica a la de los Estados Unidos. Este indicador sugiere un equilibrio operativo que permite estabilizar el inventario de pozos perforados no completados (DUCs), con una tendencia a la baja.

Para el próximo año, las proyecciones indican un nuevo techo de 28.000 etapas de fractura, lo que representará un incremento esperado superior al 22%. Este incremento de actividad encontrará su motor principal en el desarrollo del Hub Norte. Empresas como Pluspetrol, Tecpetrol e YPF ya planifican una mayor intensidad operativa en dicha zona, lo que garantiza la continuidad de la curva de aprendizaje y la expansión de la infraestructura en la Cuenca Neuquina.

Esas estimaciones para 2026 reafirman la posición dominante de YPF en la cuenca, que prevé realizar casi la mitad de las operaciones totales con 13.600 etapas de fractura. Esta cifra establece una distancia considerable con el resto de la industria y subraya el rol de la petrolera como el principal impulsor de la curva de fracturas en la zona.

La proyección de al menos 28.000 fracturas para 2026 no solo establece un nuevo techo operativo, sino que subraya la necesidad de que la infraestructura y la cadena de valor de servicios acompañen este ritmo de crecimiento sostenido para que la Argentina capitalice el potencial de su shale.

, Redacción EconoJournal

La industria argentina del petróleo y el gas continúa sumando desarrollos propios orientados a mejorar la eficiencia y la seguridad en campo. En este contexto, ABAC SRL, fabricante nacional de soluciones de control de fluidos y equipamiento para alta presión, presentó su nuevo Skid Banco de Prueba 30.000 psi. Se trata de un equipo diseñado especialmente para soportar uso intensivo en yacimientos como Vaca Muerta y otros.

“El lanzamiento se inserta en una tendencia creciente de modernización tecnológica en la industria, donde los operadores priorizan equipos más robustos y eficientes, la misma tendencia que se observa en la incorporación de rigs de última generación en Neuquén. Este tipo de avances refuerza la competitividad de la cadena local de proveedores, alineada con el impulso que la industria argentina viene realizando hacia la innovación tecnológica aplicable a campo”, aseguraron Eduardo Cambiasso, gerente de Ingeniería; y Fernando Hernández, coordinador de Ingeniería de Producto de ABAC a EconoJournal.

El nuevo equipo para las operaciones de Oil&Gas

El nuevo modelo desarrollado por ABAC presenta una estructura tipo banco abierto con tanque rotomoldeado de 500 litros. Esto  permite operar con gran autonomía y adaptarse a maniobras frecuentes en entornos de pozo.

“El equipo ha sido concebido específicamente para escenarios donde la resistencia, la facilidad de acceso a componentes, la movilidad y el mantenimiento simplificado resultan determinantes”, precisaron Cambiasso y Hernández.

Atributos del nuevo banco de prueba hidráulico

• Presión máxima de salida: 30.000 psi (2.068 bar).
• Relación de presión de bomba: 1:265, adecuada para ensayos de integridad de alta exigencia.
• Dimensiones: 1360 x 1400 x 1050 mm.
• Peso con tanque vacío: 320 kg.
• Construcción en acero laminado en caliente (perfiles IPN y UPN), con pintura epoxi grado industrial para máxima durabilidad.

La estructura responde a una demanda creciente del sector por equipos más accesibles, resistentes y de rápida intervención, un concepto que también se observa en nuevas tecnologías en Vaca Muerta.

Prestaciones hidráulicas y operativas optimizadas

“El diseño incorpora bombas neumáticas de alta y baja presión alimentadas exclusivamente por aire comprimido, eliminando la necesidad de energía eléctrica y aumentando la seguridad en locaciones petroleras”, indicaron Cambiasso y Hernández.

Los caudales operativos permiten llenado rápido y escalamiento progresivo hacia alta presión, un aspecto clave para minimizar tiempos muertos en pruebas repetitivas:

• 12 L/min a 1 bar
• 7 L/min a 50 bar
• 0,7 L/min a 500 bar
• 0,4 L/min a 1500 bar

El sistema requiere aire comprimido con una presión máxima de 145 psi (10 bar), con consumos de:

• Bomba de baja presión: 1.600 NL/min
• Bomba de alta presión: 1.500 NL/min

Las conexiones incluidas están estandarizadas para operación intensiva:

• Entrada de agua: 3/4″ NPT H
• Entrada de aire: 1/2″ NPT H
• Salida principal: 9/16” AU H
• Despresurización: 1/4” AU H

Mayor robustez, accesibilidad y mantenimiento simplificado

“El enfoque de diseño fue claro: un equipo pensado para uso intensivo en servicio, donde la confiabilidad mecánica y la facilidad de mantenimiento resultan tan importantes como la capacidad de presión”, remarcaron el gerente de Ingeniería y el coordinador de Ingeniería de Producto de ABAC

Por eso, el skid ofrece:

• Acceso directo a los componentes hidráulicos.
• Visualización clara del circuito y accesorios.
• Inspección rápida y reducción del tiempo de parada por mantenimiento.
• Resistencia estructural al traslado dentro de locaciones petroleras.

Este tipo de mejoras en diseño y operación coincide con la tendencia sectorial hacia soluciones cada vez más seguras, eficientes y preparadas para entornos hostiles, similar a los avances que están transformando la operación en yacimientos a partir de nuevas tecnologías, automatización y control digital, según marcaron desde la empresa.

A diferencia de bancos cerrados, la configuración abierta con tanque integrado facilita la inspección periódica, el acceso directo a componentes hidráulicos y la rápida detección de fugas o comportamientos anómalos, algo especialmente valorado en operación intensiva de empresas de servicio y operadores con flotas distribuidas en distintas locaciones de campo.

Además, la estructura está diseñada para soportar manipulación frecuente, vibraciones y traslados cortos dentro de instalaciones petroleras, manteniendo la estabilidad mecánica y la seguridad operativa.

Aporte estratégico a la cadena de valor nacional

“El Skid Banco de Prueba 30.000 psi representa un avance significativo para el ecosistema tecnológico argentino del petróleo, no solo amplía la oferta de ABAC como proveedor nacional de equipos de alta presión, sino que también contribuye a fortalecer la disponibilidad local de tecnología crítica”, plantearon Cambiasso y Hernández.

En un sector en el que la eficiencia operativa se ha vuelto un pilar, la fabricación nacional de equipos robustos reduce tiempos logísticos, facilita el soporte técnico y disminuye costos para operadoras y empresas de servicio.

La industria argentina como señalan referentes del sector continúa avanzando hacia un ecosistema más innovador y tecnológicamente competitivo, donde el desarrollo local juega un rol clave para sostener la expansión de Vaca Muerta.

“En línea con los desarrollos tecnológicos que empresas argentinas han impulsado para mejorar eficiencia, seguridad y flexibilidad en operaciones. ABAC se suma con un producto diseñado integralmente en el país y apto para los desafíos actuales de Vaca Muerta y otras cuencas”, sostuvieron desde la compañía.  

El diseño

“El nuevo Skid Banco de Prueba 30.000 psi de ABAC SRL se posiciona como una herramienta estratégica para empresas de servicios, talleres especializados y operadoras que requieren capacidad de ensayo confiable, rápida y segura en condiciones exigentes. Su diseño abierto, su tanque integrado, su capacidad de presión extrema y su ingeniería centrada en el mantenimiento y la operación intensiva, el equipo refuerza la presencia de tecnología nacional de alto nivel en el sector Oil & Gas”, concluyeron desde ABAC.

, Redaccion EconoJournal

Pan American Energy (PAE) y Continental Resources anunciaron este lunes una asociación estratégica con el fin de dinamizar el desarrollo de cuatro bloques de shale oil en la formación Vaca Muerta. La operación consiste en la adquisición, por parte de la firma estadounidense, del 20% de la participación que PAE posee en las áreas Coirón Amargo Sureste, Bandurria Centro y Aguada Cánepa, en Neuquén, junto con el bloque Loma Guadalosa, en Río Negro.

PAE continuará como socio mayoritario y operador en todos los bloques, pero sumará el know how súper especializado en operaciones no convencionales de Continental Resources, la compañía del multimillonario Harold Hamm, conocido como el «rey del fracking», que en noviembre cerró la compra a Pluspetrol del 90% de su participación en el bloque Los Toldos II Oeste, en Neuquén.

Durante décadas Continental fue pionera en el desarrollo de recursos no convencionales en Estados Unidos. Con una producción diaria que alcanza los 500.000 barriles de petróleo equivalente por día en 2025 y más de 5.200 pozos operados, su trayectoria se define por la innovación tecnológica, la disciplina operativa y una gestión financiera responsable.

A nivel internacional, Continental aplica el mismo rigor técnico y una visión de desarrollo a largo plazo a nuevas oportunidades, incluyendo Vaca Muerta. El cierre del acuerdo está sujeto a la aprobación de la transferencia de las participaciones por parte de las provincias de Neuquén y Río Negro.

PAE y Continental en alianza estratégica

Marcos Bulgheroni, Group CEO de Pan American Energy, afirmó que “esta relación estratégica con una las principales compañías de petróleo y gas independientes de Estados Unidos busca acelerar el desarrollo de las cuatro áreas en ambas provincias. Como socio no operador, Continental nos aportará su know-how en derisqueo, desarrollo y eficiencia de operaciones con el objetivo de poner en valor los enormes recursos no convencionales que tiene nuestro país”.

«Vaca Muerta es una de las formaciones de shale más atractivas del mundo y estamos entusiasmados de continuar invirtiendo en Argentina y consolidar la posición de Continental a través de este acuerdo con Pan American Energy», dijo Doug Lawler, presidente y director ejecutivo de Continental Resources, en un comunicado de las empresas.

“PAE es un operador altamente capacitado -agregó Lawler- con una profunda experiencia en la cuenca. Tenemos muchas expectativas en aprender de PAE y de compartir la experiencia de Continental en recursos no convencionales para impulsar el desarrollo de Vaca Muerta».

PAE lleva más de 50 años con presencia en Neuquén y es uno de los mayores productores del desarrollo no convencional. En la cuenca neuquina, la compañía produce 12 millones de m³ diarios de gas y 40.000 barriles de petróleo por día, lo que significa un total cercano a 100.000 barriles de petróleo equivalentes por día (BOED).

En esta provincia PAE opera siete áreas, seis de ellas en etapa de desarrollo, y participa como socio no operador en otras dos. En Río Negro la compañía opera el área Loma Guadalosa, la primera concesión de explotación no convencional otorgada por dicha provincia.

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

Asimismo, Continental ocupa una posición de liderazgo en recursos en múltiples cuencas de Estados Unidos, que incluye ser el segundo mayor titular de concesiones en la cuenca del Río Powder, en Wyoming, y contar con una posición significativa en la cuenca de Permian, Texas.

, Ignacio Ortiz

Los clientes de Puma Energy se pueden ganar una de las 10 motos Honda Navi con la compra de cualquier producto sintético, semi sintético o mineral de Puma Lubricants o bien productos de especialidad como líquido de frenos, refrigerante o lavaparabrisas con la nueva promoción de Puma Lubricants.

La promo estará vigente desde el lunes 5 de enero hasta el jueves 5 de marzo y es ideal para acondicionar tu auto antes de salir a la ruta o para circular con las altas temperaturas de esta temporada, indicaron desde la empresa.

Sorteo

Todos los clientes que adquieran esos productos en toda la red de estaciones de servicio, pueden ser los ganadores enviando la foto de su ticket de compra por WhatsApp al número +54 9 11 7603 9779. Una vez realizado el envío, participarán automáticamente en el sorteo de las 10 motos Honda Navi.

, Redaccion EconoJournal

Donald Trump fue directo al grano al momento de justificar la conveniencia de la operación militar ejecutada en Venezuela para capturar y extraer al presidente venezolano Nicolás Maduro. En conferencia de prensa, el presidente de los Estados Unidos habló de recuperar el petróleo «robado», en referencia a la ola de nacionalizaciones de activos de petroleras estadounidenses en Venezuela durante el chavismo.

Sin mencionarlas, Trump apuntaba a los casos de las petroleras ConocoPhillips y ExxonMobil, que tienen sentencias favorables contra el Estado venezolano por la «nacionalización» de proyectos petroleros. El monto conjunto de los reclamos a favor de estas compañías asciende a unos US$ 10.000 millones.

El presidente estadounidense celebró en conferencia de prensa la captura de Maduro, a quien calificó como “el capo de una vasta red criminal responsable del tráfico de cantidades colosales de drogas letales e ilícitas a Estados Unidos”.

En ese sentido, el Departamento de Justicia informó la existencia de una causa abierta en Nueva York contra Maduro, su esposa e hijo por tráfico de drogas y otros delitos. Maduro también fue acusado por el delito de conspiración narcoterrorista.

Sin embargo, Trump enfatizó que la principal ganancia con la captura del líder chavista es la oportunidad de recuperar los recursos energéticos estatizados por Venezuela. «Nos robaron enormes infraestructuras petroleras como si fuéramos bebés, y no hicimos nada al respecto», dijo el presidente, quien prometió inversiones de las petroleras norteamericanas en territorio venezolano.

Las sentencias por activos petroleros estatizados en Venezuela

En efecto, el gobierno de Hugo Chávez procedió en 2007 con la denominada nacionalización de activos de ExxonMobil, ConocoPhillips y demás petroleras. Las petroleras iniciaron juicios en tribunales internacionales y finalmente obtuvieron sentencias favorables que suman unos US$ 10.000 millones.

El gobierno de Chávez obligó a las petroleras extranjeras a renegociar los términos de los contratos de explotación que mantenían con la petrolera estatal PDVSA a través de empresas mixtas. Bajo los nuevos acuerdos, PDVSA tendría al menos el 60% de participación en todos los proyectos.

Petroleras como TotalEnergies y Chevron aceptaron los nuevos términos. No fue el caso de ConocoPhillips y ExxonMobil, que calificaron la medida como una expropiación sin compensación económica, optando por retirarse de sus operaciones en Venezuela e iniciando demandas en tribunales internacionales.

ExxonMobil dejó el proyecto Cerro Negro, sobre el cual obtuvo en 2014 un fallo favorable en un tribunal del CIADI por 1600 millones de dólares. ConocoPhillips abandonó sus participaciones en Petrozuata, Hamaca y el Golfo de Paria y logró en 2019 un fallo favorable también del CIADI por US$ 8370 millones. Las sentencias fueron ratificadas en cortes estadounidenses.

Trump: «Las petroleras de EE.UU. van a invertir en Venezuela»

«Vamos a hacer que nuestras enormes compañías petroleras, las más grandes del mundo, entren, gasten miles de millones de dólares y arreglen la infraestructura petrolera», prometió Trump en el marco de la conferencia de prensa que dio para confirmar la acción sobre Venezuela. Más aún: aseguró que está empujando a las petroleras estadounidenses a volver a invertir en ese país.

Venezuela actualmente produce cerca de un millón de barriles diarios de petróleo, muy por debajo del pico de más de tres millones de bpd alcanzado hace más de una década.

Las exportaciones de crudo y combustibles superan los 700.000 barriles por día. China fue el principal mercado de colocación, representando en 2025 entre el 55 y el 90% de las exportaciones petroleras mensuales de Venezuela.

, Nicolás Deza

El presidente estadounidense, Donald Trump, anunció que EE.UU. administrará Venezuela hasta que se produzca una transición política, luego de un impactante operativo militar que derivó en la captura y extracción del presidente Nicolás Maduro. Trump también destacó que «las petroleras de EE.UU. van a invertir en Venezuela«. El gobierno de Javier Milei respaldó públicamente la operación militar.

“Vamos a gobernar el país hasta que podamos hacer una transición segura, adecuada y juiciosa”, indicó Trump en conferencia de prensa. El presidente estadounidense también dijo que la vicepresidenta de Venezuela, Delcy Rodríguez, ya esta en contacto con el Secretario de Estado, Marco Rubio. Rodríguez se encuentra en Venezuela según la agencia Telesur.

«Por ahora no hay nadie (que se encargue de Venezuela). Hay una vicepresidenta que fue nombrada por Maduro. Tuvo una larga conversación con Marco (Rubio) y ella esta dispuesta a hacer los que creemos que es necesario para que Venezuela vuelva a ser grande», añadió.

Trump además advirtió que están listos para un segundo ataque, en una clara advertencia al gobierno de Caracas y a la Fuerza Armada Nacional Bolivariana. «Estamos preperados para un segundo ataque mucho más grande. Este ataque fue quirúrgico y tenemos uno segundo preparado, pero probablemente no sea necesario», señaló.

La fiscal general de los EE.UU., Pam Bondi, informó que Maduro y su esposa están imputados en la Corte del Distrito Sur de Nueva York por «conspiración narcoterrorista contra los EE.UU.», entre otros delitos.

Operación y repercusión global de la caída de Maduro en Venezuela

Las Fuerzas Armadas de los EE.UU. en la madrugada de este sábado ejecutaron una operación especial en Venezuela para capturar y extraer al presidente Maduro y su esposa, que incluyó bombardeos sobre blancos militares en Caracas y otras localidades. Maduro y su espora están siendo transportados a los EE.UU.

La repercusión diplomática, política y energética de la acción militar estadounidense ejecutada en la madrugada de este sábado en Venezuela es absoluta. No hay registros históricos de una operación militar directa estadounidense en Sudamérica. El precedente más cercano en Latinoamérica fue la operación de captura y extradición a los EE.UU. del dictador de Panamá, Manuel Noriega en 1990.

En Sudamérica, los presidentes de la Argentina, Ecuador y Paraguay celebraron la caída de Maduro, con matices. En cambio, los gobiernos de México, Brasil, Colombia y Chile llamaron la atención sobre la violación del derecho internacional.

Trump puso el foco en el petróleo de Venezuela

Venezuela actualmente produce cerca de un millón de barriles diarios de petróleo, con exportaciones por cerca de 700.000 barriles por día. Las cifras se encuentran muy por debajo del pico de más de tres millones de bpd alcanzado hace más de una década, aunque existe el potencial para incrementarla a por lo menos dos millones de bpd en poco tiempo.

Trump durante su conferencia de prensa hizo hincapié en los «bastos recursos» energéticos de Venezuela. «Vamos a hacer que nuestras enormes compañías petroleras, las más grandes del mundo, entren, gasten miles de millones de dólares y arreglen la infraestructura petrolera», dijo.

La consultora WoodMackenzie estima que con mejoras operativas y algunas inversiones modestas en la región de petróleo pesado de la Faja del Orinoco la producción de Venezuela podría elevarse en alrededor de 2 millones de bpd dentro de uno a dos años.

La administración Trump venía ejecutando desde comienzos de diciembre un bloqueo naval contra la «flota en la sombra» que opera con crudo venezolano.

, Nicolás Deza

La puesta en marcha del régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) que el Gobierno oficializó este viernes a través del Decreto 943/2025 establece un esquema que, de acuerdo a las consideraciones técnicas y nuevos parámetros, significará un aumento para hogares de bajos ingresos que superará un 20% a lo largo de 2026.

De acuerdo a un análisis de la consultora especializada Economía y Energía, con el nuevo esquema vigente desde hoy, se proyecta que las tarifas medias de gas natural se ubiquen un 23% por encima de los valores de 2025, pero el impacto será mayor para los hogares de bajos ingresos, quienes enfrentarán incrementos superiores a la media debido a una mayor cobertura sobre el precio del gas en el PIST.

En el sector eléctrico, el ajuste se explica por el nuevo bloque anual subsidiado de 2.850 kWh que representa una reducción del 32% para los antiguos usuarios de Nivel 2 de ingresos bajos, mientras que para el Nivel 3 de ingresos medios la caída es del 5%, de acuerdo a la consultora que dirige el economista de la energía Nicolás Arceo.

Esta asimetría en los nuevos límites de consumo base, sumada a la convergencia de regímenes, provocará que los usuarios de ingresos más bajos —aquellos que no superan una Canasta Básica Total (CBT)- afronten los mayores aumentos del sistema, estimados en un 20% promedio para el año que comienza, impulsados centralmente por la pérdida de cobertura en sus volúmenes de consumo habitual.

El nuevo esquema deja sin efecto el Registro de Acceso a los Subsidios a la Energía (RASE) vigente desde 2022, por lo que desmantela el esquema de niveles según los ingresos de cada usuario que se identificaban como N1 (altos), N2 (bajos) y N3 (medios). La norma busca corregir lo que el Gobierno entiende es una «inequidad horizontal» y consolidar un ajuste fiscal que ya redujo el peso de los subsidios del 1,42% del PIB en 2023 al 0,60% proyectado para 2025. A la vez, concluye el Período de Transición hacia Subsidios Energéticos Focalizados, iniciado en 2024.

Un nuevo criterio de segmentación

El FSE establece solo dos categorías, la de hogares con subsidio y hogares sin subsidio, de acuerdo con sus ingresos, patrimonio y condición socioeconómica. Los usuarios beneficiarios recibirán una bonificación sobre el valor de la energía, pero los que no califican abonarán el costo pleno del servicio. El criterio principal de elegibilidad se fija en ingresos del hogar menores o iguales a tres Canastas Básicas Totales, junto con supuestos de vulnerabilidad específicos.

La medida se adopta luego de haber finalizado el período de Consulta Pública, desarrollada durante 15 días hábiles y finalizada el pasado 19 de diciembre. La consulta es parte del cierre de la Emergencia Pública en materia tarifaria y como parte del proceso de sinceramiento de los costos reales de la energía, con el objetivo de focalizar la ayuda del Estado en los hogares vulnerables y terminar con la multiplicidad de regímenes superpuestos. El esquema unifica los beneficios para los consumos residenciales de electricidad, gas natural, gas propano por redes y garrafas de gas licuado del petróleo (GLP).

El Decreto crea el registro de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), que reemplaza al RASE, y allí las personas que ya estaban inscriptas no deberán volver a anotarse, sino que sus datos serán migrados automáticamente, pero podrán actualizar información de su Declaración Jurada y consultar su situación a través de la opción Trámites de Mi Argentina.

En electricidad, los hogares que califican contarán con una bonificación base del 50% todo el año, aplicada sobre un bloque de 300 kWh mensuales en los meses de mayor demanda y 150 kWh en los meses templados. En gas por redes se mantienen los bloques de consumo vigentes, y el 50% de subsidio se concentrará entre abril y septiembre, los meses de mayor consumo, mientras que no se contempla bonificación en los períodos de baja demanda.

De forma extraordinaria, y sólo durante 2026, se establece una bonificación adicional de hasta 25% en enero para los beneficiarios de electricidad, gas natural y propano por redes, que irá disminuyendo gradualmente hasta desaparecer en diciembre de ese año. El Gobierno resaltó que el nuevo régimen integra también a los usuarios de gas propano indiluido por redes y a los beneficiarios del ex Programa Hogar (garrafas), que pasarán contar con reglas homogéneas.

Estos últimos usuarios contarán con un plazo de seis meses para inscribirse en el SEF, garantizando durante ese período la continuidad de la asistencia mientras se completa la migración al nuevo esquema. Una vez finalizado ese proceso, el Programa Hogar será dado de baja y los usuarios quedarán incluidos en el régimen general de subsidios energéticos focalizados.

El diagnóstico fiscal de un costo histórico

El decreto se apoya en informes técnicos de la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético para justificar la urgencia del cambio. Alli se menciona que, en los últimos 21 años, el Estado nacional aportó más de US$ 104.000 millones para cubrir la brecha entre el costo de generación y la tarifa pagada por los usuarios, y que en 2023, el subsidio al precio mayorista alcanzó los US$ 4.800 millones.

El Ejecutivo afirma que el esquema del Decreto 332/22 que dispuso la segmentación por niveles de ingresos resultó ser un mecanismo «complejo y poco transparente». Según la norma, la coexistencia de la segmentación con la Tarifa Social y el Régimen de Zona Fría generó situaciones donde hogares con idéntica capacidad económica recibían beneficios dispares. La redeterminación de subsidios se presenta como un paso necesario para que los precios reflejen los costos reales de la energía, promoviendo el ahorro y la inversión en infraestructura.

El nuevo registro SEF si bien se constituye sobre la base del antiguo RASE, pasa a tener una lógica de control mucho más estricta con un único universo de beneficiarios, y el criterio de elegibilidad para acceder al subsidio del Estado se endurece, ya que sólo podrán acceder aquellos hogares cuyos ingresos netos no superen tres Canastas Básicas Totales (CBT) para un «Hogar 2» según el INDEC.

La Secretaría de Energía no se limitará a la declaración jurada, sino que se establece el uso de indicadores de exteriorización patrimonial como bienes de lujo, autos de menos de 10 años, embarcaciones, datos cruzados con bases de datos como el Sistema de Identificación Nacional Tributario y Social (SINTyS), para atender solicitudes de quienes declarando bajos ingresos, posean activos que demuestren capacidad de pago.

La norma introduce límites físicos al beneficio. El subsidio ya no es sobre el 100% de la factura, sino sobre un «bloque base». En el caso de la electricidad se identifica la estacionalidad marcada, para lo cual se fijan dos bloques diferenciados para incentivar el ahorro en los meses de mayor presión sobre el sistema. En ese esquema se decidió bloques de 300 kWh/mes paa los picos de demanda de enero, febrero, mayo, junio, julio, agosto y diciembre, y de 150 kWh/mes para el valle de marzo, abril, septiembre, octubre y noviembre.

Cualquier consumo por encima de estos límites se pagará a precio estacional pleno, lo que podría representar saltos significativos en las facturas de hogares electrodependientes o sin gas natural. En tanto para el gas natural y propano por redes, el Gobierno introduce el Precio Anual Uniforme (PAU). El objetivo es evitar que en invierno la factura se vuelva impagable debido a la combinación de mayor consumo y mayor precio del fluido, y se mantienen los volúmenes base de las resoluciones 686/22 y 91/24 segmentados por zona geográfica.

, Ignacio Ortiz

La falla en un interruptor de acoplador de barras de la subestación transformadora Bosques de la distribuidora Edesur provocó un apagón que dejó a 1.083.000 usuarios sin electricidad durante la madrugada de este miércoles. En esta nota, EconoJournal publica las fotos de la sobrecarga en la subestación de Edesur.

El apagón se produjo a las 00.55 en medio de la ola de calor que mantiene bajo alerta naranaja a la Ciudad de Buenos Aires. En efecto, la temperatura en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) al momento de la falla era de 30°.

En ese sentido, Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), este miércoles registró una demanda de energía eléctrica de 27.816 MW en todo el país. La proyección de la empresa mixta para este 31 de diciembre es de 26.966 MW.

La subestación donde se produjo la falla está ubicada en Florencio Varela y es uno de los principales nodos de distribución de Edesur en el corredor sur del AMBA. Cuenta con tres transformadores de 300 MVA de potencia.

Edesur: las fotos que explican el apagón

En total, 1.083.000 usuarios sufrieron el corte de luz debido a la falla registrada en la subestación transformadora Bosques. La cifra representa al 40 por ciento del total de los usuarios que abastace Edesur. De allí, el impacto general que tuvo el apagón.

Mientras que el desperfecto ocurrió a las 0.55 de la madrugada, a través de un tuit Edesur aseguró que para las 4.30 el servicio ya había sido restablecido para el 97% de los hogares afectados.

«Edesur agradece al personal que trabajó toda la madrugada para restituir el suministro en tiempo récord y pide disculpas a los clientes por las molestias ocasionadas», sostiene el tuit que publicó la empresa a las 5.10 am.

Estas son las fotos de la falla que derivó en el apagón de Edesur.

, Redaccion EconoJournal

Nucleoeléctrica Argentina alcanzó un nuevo hito en el Proyecto de Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados (ASECG II) con la llegada de una grúa pórtico de última generación fabricada en IMPSA. El proyecto ASECG II es indispensable para garantizar la continuidad de operación de la central nuclear Atucha II luego del 2027.

El equipamiento fue desarrollado por IMPSA en base a una especificación técnica elaborada íntegramente por la Gerencia de Proyectos de Nucleoeléctrica.

La grúa cuenta con un diseño innovador que permitirá mover y posicionar con precisión los canastos que contienen los elementos combustibles gastados durante las tareas de almacenamiento en seco.

La instalación y puesta en marcha del equipo está prevista para principios de 2026 y se estima que tomará cuatro meses.

ASECG II, un proyecto clave para Atucha II

La empresa generadora estatal informó un avance general de 38% en la ejecución del proyecto ASECG II, que será necesario para poder seguir operando el reactor de Atucha II luego de 2027.

Durante su vida útil, las centrales almacenan los elementos combustibles gastados en piletas de decaimiento con capacidad limitada. Por ello, el estándar internacional actual es el almacenamiento en seco, una solución segura, eficiente y sostenible que utilizan los países con industria nuclear desarrollada.

En Atucha II se estima que la capacidad de las piletas se alcanzará hacia diciembre de 2027, lo que refuerza la importancia de avanzar en tiempo y forma con este proyecto. Ya se completaron obras civiles claves como la base de hormigón de alta resistencia donde se ubicarán los silos y se avanza en la construcción de los componentes del sistema.

El diseño del sistema incorpora ventilación pasiva, que mantiene la temperatura dentro de rangos seguros sin necesidad de energía eléctrica ni intervención humana, aumentando la confiabilidad a largo plazo.

En el caso de Atucha I, Nucleoeléctrica inauguró en 2022 un centro de almacenamiento en seco para alojar los combustibles gastados, pensando también en la operación futura de esta central nuclear, sobre la cual se estan ejecutando los trabajos del proyecto de extensión de vida. La inversión conjunta en este proyecto y el ASECG II esta valuada en US$ 700 millones.

, Nicolás Deza

Una falla registrada a las 00.55 de este miércoles en un interruptor de acoplador de barras de la subestación transformadora Bosques —uno de los peores lugares para sufrir un inconveniente técnico porque el sistema automático de protecciones libera la energía de toda la estación— provocó un apagón masivo en la madrugada de este miércoles en la red de Edesur. En total, se vieron afectados 1.083.000 usuarios de la zona sur de la Ciudad de Buenos Aires y de localidades del Conurbano; casi un 40% del universo total de usuarios de la empresa controlada por la italiana Enel.

Ubicada en Florencio Varela, la subestación Bosques es uno de los principales nodos de distribución de Edesur —cuenta con tres transformadores de 300 MVA de potencia— en el corredor sur del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), especialmente en localidades como Avellaneda, Berazategui y Quilmes.

Qué dijo Edesur

Edesur informó que para las 4.30 de la madrugada el servicio eléctrico ya estaba restablecido para 97% de los hogares que se vieron afectados por el corte masivo. «Agradecemos el trabajo de nuestros colaboradores que en tiempo récord y en horas de la madrugada lograron restablecer el servicio a casi la totalidad de los clientes en menos de 3 horas realizaron las acciones necesarias para que poco más de 1 millón de clientes volvieran a tener servicio eléctrico», indicó la empresa.

Fuentes del mercado eléctrico afirmaron que será clave saber cómo reingresan en operación las centrales termoeléctricas que salieron de despacho por la falla en la subestación Bosques. El inconveniente en el interruptor de acoplador de barras —un dispositivo clave para flexibilizar la operación de la estación transformadora que funciona como un puente que permite energizar barras colectoras dentro de la planta— motivó que dejaran de operar centrales por unos 2500 megawatt (MW) de potencia a la 1 de la madrugada.

Al cierre de esta nota, según comentaron a EconoJournal fuentes privadas, las turbinas de gas 1 y 2 de la central Ensenada Barragán se encontraban en proceso de arranque, al igual que la máquina TG09 de Central Costanera. Sin embargo, la central Dock Sud aún no estaba en condiciones de reingresar en despacho.

, Redaccion EconoJournal

Carlos Luis Rabuffetti, nuevo director Comercial y de Asuntos Regulatorios

La transportadora gasífera TGN anunció un cambio en su estructura ejecutiva con el nombramiento de Carlos Luis Rabuffetti como nuevo director Comercial y de Asuntos Regulatorios. El ingeniero industrial, egresado del ITBA, asumirá sus funciones el 1° de enero próximo. Este movimiento marca el inicio de una nueva etapa operativa para la firma, en un contexto en el cual el sistema se encuentra en una renovada etapa de desafíos para acompañar el crecimiento de Vaca Muerta.

El directivo llega a la compañía con un respaldo de casi cuatro décadas de trayectoria dentro de la organización Techint. En su paso previo por Tecpetrol, donde ocupó la gerencia de Desarrollo de Negocios, Rabuffetti lideró proyectos de gas y energía orientados al mercado latinoamericano. Esta experiencia técnica y estratégica se alinea con los desafíos de infraestructura de la red de gasoductos del país para el corto plazo.

La designación implica el cierre de un ciclo de 24 años para Guillermo Cánovas, quien deja el cargo tras una extensa carrera en la empresa. Cánovas ejerció la dirección del área comercial desde 2008, periodo en el cual encabezó iniciativas estratégicas que consolidaron el crecimiento de TGN. Su gestión queda como una pieza clave en el posicionamiento actual de la operadora dentro del mercado de transporte de hidrocarburos.

TGN desempeña un rol central en la matriz energética al transportar el 40% del gas inyectado en los gasoductos troncales de la Argentina. A través de los sistemas Norte y Centro Oeste, la compañía opera una red de 11.317 kilómetros de ductos y 22 plantas compresoras. Su ubicación geográfica resulta estratégica, ya que actúa como el único operador con conexiones físicas hacia Chile, Brasil, Bolivia y Uruguay.

En cuanto a su composición accionaria, la empresa mantiene una estructura encabezada por Gasinvest -integrada por Tecpetrol y Compañía General de Combustibles– con el 56% del capital. El resto de la participación se reparte entre SouthernCone Energy Holding Company Inc. y el mercado bursátil local, donde el 20% de las acciones cotiza bajo la órbita de Bolsas y Mercados Argentinos (BYMA).

, Redacción EconoJournal

ABB, la compañía dedicada a tecnologías de electrificación y automatización, fue reconocida por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) con el Premio 2025 a la Gestión Integrada de Seguridad y Ambiente. Se trata de una distinción que pone en valor las prácticas orientadas a la prevención, el cuidado de las personas, la protección del ambiente y la construcción de una cultura organizacional sólida en la industria energética.

El premio fue entregado durante la ceremonia del Día del Petróleo y del Gas, en el marco del tradicional almuerzo anual del IAPG, que reúne a referentes de la industria, empresas, autoridades y especialistas para intercambiar miradas sobre los desafíos actuales y futuros del sector, con especial foco en la seguridad operativa y la sostenibilidad.

Distinción

“En ABB entendemos que el mejor camino para una industria energética sostenible es integrar la seguridad y el cuidado del ambiente en cada decisión y en cada proceso. Este premio refleja el trabajo constante de nuestros equipos para operar de manera segura, responsable y con una mirada de largo plazo en cada una de nuestras instalaciones y las de nuestros clientes”, afirmó Giselle Somale, Country Holding Officer (CHO) de ABB para Argentina, Uruguay y Paraguay.

En representación de la compañía ABB y de todo su equipo de HSE (“Health, Security & Enviroment” Salud, Seguridad y Medioambiente), el premio fue recibido por Somale, quien destacó la relevancia de este reconocimiento tanto para la compañía como para el conjunto de la industria del petróleo y del gas.

«La empresa impulsa una gestión integrada de seguridad y ambiente alineada con los más altos estándares internacionales, acompañando los procesos de digitalización, automatización y transición energética. La compañía promueve entornos de trabajo seguros, una gestión responsable de los recursos y una cultura preventiva que involucra a todos los niveles de la organización», destacaron desde la compañía.

“Este reconocimiento es un logro colectivo que alcanzamos gracias al compromiso diario de nuestros equipos. Nos impulsa a seguir fortaleciendo una gestión integrada de seguridad y ambiente que acompañe los desafíos del negocio y contribuya al desarrollo de una industria cada vez más segura, eficiente y sostenible”, agregó Somale.

El premio

El premio fue compartido junto a otros referentes del sector, en un espacio de diálogo y encuentro que permitió reflexionar sobre el rol estratégico de la seguridad y el cuidado del ambiente en la construcción de una industria energética más eficiente, sostenible y preparada para el futuro. En ese marco, la distinción refuerza el compromiso con una gestión integrada que articula tecnología, liderazgo y cultura organizacional como ejes clave para impulsar soluciones que contribuyan a un desarrollo energético sostenible que se consolida con proyectos de envergadura histórica en Argentina.Un reconocimiento que se suma al de la “Excelencia en Prevención y Salud Ocupacional” de la Asociación Latinoamericana de Seguridad e Higiene en el Trabajo (ALASEHT)Este reconocimiento local del IAPG se suma al hito a nivel latinoamericano que refuerza nuestra identidad como marca empleadora de calidad en la región, indicaron.

En mayo, en el marco de las Jornadas Latinoamericanas de Higiene y Seguridad, organizadas anualmente desde 1977 por la Asociación Latinoamericana de Seguridad e Higiene en el Trabajo (ALASEHT), ABB fue también distinguida en la categoría de “Empresa” por su continua y meritoria labor en la prevención de riesgos laborales, salud ocupacional y cuidado del medio ambiente, posicionándonos entre las empresas líderes en nuestro país.

«Estos logros son el reflejo del esfuerzo diario de nuestro equipo y reafirma nuestro liderazgo en el campo de la seguridad y la salud en el trabajo. Continuaremos impulsando iniciativas que refuercen nuestro compromiso con la prevención, la innovación y el cuidado del medio ambiente, pilares fundamentales de nuestra identidad como empleador de calidad en la región y custodio de la Sostenibilidad de la operación en toda nuestra cadena de valor industrial», concluyeron desde la compañía.

, Redaccion EconoJournal

El sector energético, con el impulso del petróleo, el gas y la electricidad, cerró un 2025 de gran dinamismo en el mercado de capitales local en busca de un financiamiento históricamente complejo en el país. A través de 80 emisiones de Obligaciones Negociables (ON), un total de 28 empresas captaron US$ 10.571 millones, una cifra que representó casi el 30% del financiamiento corporativo total del año.

De acuerdo al informe de cierre de año que realizó RICSA Sociedad de Bolsa para EconoJournal, este dinamismo se acentuó especialmente hacia el cierre del calendario, cuando 23 de esas colocaciones se concretaron en el último trimestre, sintonizando con el clima de mayor optimismo que ganaron los mercados tras las elecciones de medio término en la Argentina, lo que permitió una baja sustancial en el costo de financiamiento.

Si bien en 2024 el sector había registrado una mayor participación relativa (33,15%), junto con un mayor número de emisiones (100) y una mayor cantidad de empresas emisoras (29), en 2025 se observa un incremento significativo en el monto total colocado, que creció un 15,11% interanual. El total pasó, así, de US$ 9.183 millones en 2024 a US$ 10.571 millones en 2025, lo que evidencia una mayor concentración del financiamiento en emisiones de mayor volumen,

Para dimensionar la importancia, el monto de colocaciones es casi equivalente a las exportaciones de Combustibles y Energía que, de acuerdo al Indec, sumó unos US$ 10.005 millones en los primeros once meses del año. El ranking de emisiones del sector energético en 2025 estuvo encabezado por un grupo de apenas cinco empresas que concentraron una porción significativa del financiamiento a través de Obligaciones Negociables, las cuales en conjunto concentraron aproximadamente un 68% del monto total emitido por compañías del sector.

«El primer lugar en participación en el total de ON emitidas lo ocupa el sector de Servicios Financieros, que representan más del 40% del total de las emisiones, mientras que el sector energético se ubica en segundo lugar. En cuanto al perfil de los emisores, todas las ON del sector energético fueron emitidas por grandes compañías, sin participación de PyMEs durante 2025″, explicó Gustavo Delbon, Gerente de Riesgo, Estructuración y Mercado de Capitales de RICSA Sociedad de Bolsa.

El aporte del Mercado de Capitales

En cuanto a la moneda de emisión, tanto en 2024 como en 2025 se observa un claro predominio de las colocaciones denominadas en dólares (hard dollar), tanto por cantidad de emisiones como por monto colocado. En el periodo este tipo de emisiones alcanzaron US$ 9.958 millones, mientras que las emisiones dólar linked totalizaron US$ 515 millones y las colocaciones en pesos argentinos ascendieron a $ 130.481 millones (equivalentes a US$ 98 millones).

En comparación con el 2024, el 2025 muestra un incremento importante en la participación de las emisiones de Obligaciones Negociables en hard dollar, que pasó de representar el 81,03% en 2024 al 94,20% en 2025, evidenciando una mayor concentración del financiamiento del sector energético en instrumentos en moneda dura y una reducción relativa de las alternativas en dólar linked, pesos y UVA.

La evolución mensual del monto colocado -resaltó el analista- refleja una marcada aceleración hacia el cierre del año. Tras un primer semestre con volúmenes moderados y cierta heterogeneidad en las colocaciones, el mercado de Obligaciones Negociables del sector energético mostró en octubre y noviembre los niveles más elevados del período.

Complementario al análisis de plazos y tasas, se presenta la evolución mensual de la duration de las emisiones, medidas a través del mínimo, máximo y promedio ponderado observada en cada mes, en lo cual se observa una clara extensión de los plazos a lo largo del año, con un incremento tanto en la duration máxima como en la duration promedio ponderada hacia el último trimestre, lo que refleja una mayor disposición del mercado a financiar proyectos de mediano y largo plazo.

Esta dinámica se evidenció, particularmente, en la emisión de Pampa Energía realizada en noviembre de 2025, que alcanzó una duration de 93 meses y una TIR de corte del 8,10%, constituyéndose como una de las colocaciones de mayor plazo dentro del sector analizado.

Mejores condiciones de financiamiento

Analizado en conjunto, los datos muestran una mejora progresiva en las condiciones de financiamiento del sector, asociándose un leve incremento de la TIR promedio a, principalmente, un aumento de los plazos de financiamiento. Particularmente el plazo promedio ponderado de las emisiones pasó de 68 meses en 2024 a 74 meses en 2025, explicó Delbón.

En el año, las Obligaciones Negociables denominadas en dólares presentaron una TIR mínima del 3,5% y una máxima del 11,9%, con una TIR promedio ponderada del 8,06%. Estas emisiones se caracterizaron, además, por duration significativamente más extensas, con una duration mínima de 6 meses, una máxima de 93 meses, lo que evidencia el uso del mercado de capitales para financiar proyectos a mediano y largo plazo.

Por su parte, las ON dólar linked exhibieron una mayor dispersión en las tasas, con rendimientos que oscilaron entre 0,0% y 13,0%, y una tasa promedio ponderada del 1,7%. En términos de plazos, este tipo de emisiones se concentró en horizontes más acotados, con duration comprendidas entre 15 y 19 meses y una duration promedio ponderada cercana a los 17 meses, posicionándose principalmente como instrumentos de cobertura cambiaria de corto plazo.

Las tasas relativamente bajas observadas en este segmento se explican, en gran medida, por las expectativas de inestabilidad cambiaria y evolución del tipo de cambio prevalecientes en mayor parte del 2025. Finalmente, las ON en pesos registraron una tasa mínima del 32,0% y una máxima del 47,8%, con una tasa promedio ponderada del 36,9%. Estas emisiones se concentraron exclusivamente en el corto plazo, con duration comprendidas entre 9 y 11 meses.

Qué esperar para el 2026

En conjunto, para el Gerente de Estructuración y Mercado de Capitales de RiCSA, esta dinámica confirma que el mercado de capitales se consolida como una herramienta clave para el financiamiento estructural del sector energético, particularmente en proyectos de mediano y largo plazo. El repunte en el volumen de emisiones durante la segunda mitad de 2025 anticipa un mayor protagonismo del mercado de capitales como fuente de financiamiento durante 2026, especialmente para los sectores de Energía.

«El cierre del año con un mayor dinamismo en las emisiones tiene un fuerte componente post-electoral. Más allá de los datos puntuales, lo que se observa es un cambio en las expectativas: el mercado empezó a anticipar un escenario de mayor previsibilidad macroeconómica, lo que incentivó tanto a emisores como a inversores a volver a mirar el financiamiento vía mercado de capitales», aseguró Delbon.

En el mismo sentido, agregó que «hacia el primer semestre de 2026, la sostenibilidad de este desempeño va a depender, en gran medida, de que se consoliden algunas señales clave. En particular, el mercado va a estar muy atento a la evolución del riesgo país, que aparece como un termómetro central para validar el nuevo escenario, así como a la estabilidad cambiaria y monetaria. En este sentido, más que un boom puntual, el mercado parece estar descontando un proceso gradual, y si la estabilidad macro se sostiene y el riesgo país continúa moderándose, el mercado de ON podría seguir mostrando un buen nivel de actividad».

Así, para el analista, se espera que «las necesidades de inversión asociadas al desarrollo de la producción y la infraestructura del sector energético, tanto como en oil & gas como en el mercado eléctrico, continúen impulsando la demanda de financiamiento de mediano y largo plazo». En este contexto, las ON se consolidan como un instrumento flexible y eficiente, permitiendo a las empresas adaptar moneda, plazo y estructura de tasas a los flujos esperados de cada proyecto.

En este contexto, el acceso al financiamiento externo no aparece como una alternativa masiva, sino más bien selectiva, al menos en el 2026, condicionada por el perfil crediticio de los emisores y la escala de los proyectos. «Un formato que empezó a reaparecer es el de los préstamos sindicados con bancos internacionales, utilizados principalmente para financiar inversiones de mayor envergadura», reseñó.

En este sentido, Delbon reseñó que «el mercado de capitales -tanto local como internacional- tiende a funcionar de manera complementaria. El mercado de capitales local, en algunos casos con alcance internacional, sigue siendo clave para financiar capital de trabajo e inversiones, mientras que el financiamiento bancario externo puede jugar un rol relevante en proyectos estratégicos, siempre que se consolide la estabilidad macroeconómica».

, Ignacio Ortiz

La Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, publicó este martes los nuevos precios de la energía mayorista de la electricidad y el gas natural que regirán a partir del 1° de enero y que se trasladarán a los nuevos cuadros tarifarios para el verano. La suba es de 3,22% para la energía eléctrica y de 0,53% para el precio mayorista del gas. El impacto en las facturas finales será entre 2,5% y 3% en promedio, según indicaron fuentes del sector consultadas por EconoJournal.

También aumentó alrededor de 0,91% el precio del transporte en alta tensión. La cartera energética formalizó los incrementos a través de las resoluciones 604 y 605 publicadas este lunes en el Boletín Oficial.

El precio de la electricidad y el gas es uno de los tres componentes de las facturas de los usuarios residenciales, junto con el transporte y la distribución. El precio mayorista incide en alrededor de un 50% en la factura final de los hogares, mientras que el Valor Agregado de Distribución (VAD) pesa un 25% y el margen del transporte un 5%. A esto se suma un 20% de los impuestos.

Según confirmaron a EconoJournal fuentes oficiales, el gobierno publicará esta semana un decreto simple para crear el nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF). Una formalidad que necesita el Ejecutivo para implementar el nuevo diseño de subvenciones estatales que comenzará a regir a partir del 1° de enero.

Subsidios Energéticos Focalizados

El gobierno eliminó la segmentación tarifaria que dividía en tres categorías a los usuarios residenciales y a partir de enero estrenará el nuevo esquema de SEF, que tendrá dos grupos: los hogares con y sin subvenciones estatales.

El nuevo esquema prevé para el verano que los hogares de altos ingresos (Nivel 1) empiecen a pagar el precio pleno de la energía. A aquellos hogares que permanezcan dentro del universo subvencionado (Nivel 2 y 3) se les subsidiará un bloque de consumo de 300 kilowatt por hora (KWh) por mes, que es un promedio entre lo que se les bonifica hoy en día a los hogares N2 (350 KWh) y N3 (250 KWh). Si consumen por encima de ese volumen protegido deberán pagar el precio pleno de la energía.

El porcentaje del precio que cubrirá el Estado no será fijo. A lo largo de 2026 se aplicará un sendero decreciente de subsidios para los hogares alcanzados por el nuevo esquema SEF. En enero, el Tesoro cubrirá alrededor del 75% del Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST) y del precio del gas en el punto de ingreso al sistema (PIST). Con el transcurso de los meses irá bajando hasta llegar a un 50% hacia diciembre de 2026, según estima la Secretaría de Energía.

Precio de la electricidad para el verano

La suba del Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST) será de 3,88% para el período estival que va del 1° de enero al 30 de abril. La suba se trasladará a los cuadros tarifarios de los usuarios residenciales.

De este modo, el precio mayorista de la energía pasó de 60.184 pesos por MWh ($/MWh) a 62.519 $/MWh en la hora pico, mientras que en el horario denominado valle el salto es de 57.887 $/MWh a 60.133 $/MWh. A estos precios se les aplicará la bonificación y los topes de consumo subsidiado para los hogares subvencionados.

En la misma resolución 604 la cartera que dirige Tettamanti actualizó los nuevos valores del precio de transporte de energía eléctrica en alta tensión para cada distribuidora del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

Por ejemplo, los Precios Estabilizados de Transporte (PET) en Edelpa, la distribuidora de la localidad de La Plata, y Edenor y Edesur en el AMBA, que concentran la mayor cantidad de usuarios del país, aumentaron de 9.537 $/MWh a 9.624 $/MWh. 

Precio del gas para el verano

El aumento de alrededor de 0,53% del precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) se trasladarán a los cuadros tarifarios a partir del 1° de enero en las facturas finales. Por ejemplo, en el caso de Metrogas, que distribuye en el AMBA, el precio del gas pasará de 2,940 dólares por millón de BTU (US$/MMBTU) a 2,956 US$/MMBTU.

Para Camuzzi Gas del Sur, el precio PIST en la provincia de Neuquén saltará de 2,991 US$/MMBTU a 3,007 US$/MMBTU y para Litoral Gas en la provincia de Santa Fe el precio subirá de 2,961 US$/MMBTU a 2,977 US$/MMBTU.

, Roberto Bellato

El Poder Ejecutivo oficializó este lunes un cambio estructural en la gestión de la infraestructura energética al habilitar el régimen de concesión de obra para la ampliación del sistema de transporte de electricidad. Si bien la medida ya era contemplada por la Ley de Bases, requería un decreto reglamentario correspondiente.

La normativa recupera las atribuciones de la Ley 17.520, sancionada en 1967 pero que fue modificada a lo largo de los años, especialmente en los 90, y la Ley 24.095 que dispone el régimen legal del sector de energía eléctrica. La figura de concesión de obra pública, a diferencia de los proyectos que se realizan con partidas presupuestarias del Tesoro nacional, prevé que el financiamiento lo aporten los privados como principal diferencia al modelo vigente en los últimos años.

El Decreto 921/2025 publicado en el Boletín Oficial, «tiene como objetivo mitigar riesgos de cortes de suministro, robustecer la red eléctrica nacional y resolver cuellos de botella estructurales que hoy limitan el transporte de energía desde los centros de generación hacia los centros de consumo. Una condición indispensable para mejorar la confiabilidad del sistema, acompañar el crecimiento de la demanda y permitir el desarrollo de nueva generación», explicó la Secretaría de Energía.

El decreto establece que las obras de ampliación del transporte eléctrico definidas como prioritarias en la Resolución 715 de julio último, se llevarán adelante mediante licitaciones públicas nacionales e internacionales, bajo el marco de la Ley de Concesión de Obra. Este esquema permite que el sector privado construya, opere y mantenga la infraestructura, sin comprometer recursos fiscales directos, garantizando previsibilidad jurídica y sostenibilidad económica.

La medida se da a conocer después de que la semana pasada el Gobierno oficializó la privatización del capital accionario de Transener, una empresa estratégica dentro del sector energético porque monopoliza la operación del sistema de líneas de alta tensión, que permanece en manos del Estado. Por medio de la Resolución 2090 del Ministerio de Economía avanzó con el proceso de venta del 50% de Citilec, la sociedad controlante de Transener, que está en poder de Enarsa.

Cómo se ampliará la red de transporte

Mediante la nueva norma, como parte del proceso de desregulación del mercado eléctrico, se fundamenta que se logrará así el desarrollo de inversiones bajo un esquema que, según los considerandos «otorga garantías a los concesionarios en términos de la remuneración, variación de las condiciones contractuales, el mantenimiento del equilibrio de la ecuación económico-financiera».

La medida se fundamenta en «la necesidad de optimizar los servicios del Estado, el fin de reducir el gasto público y, adicionalmente, posibilitar la inversión privada en obras tales como las ampliaciones del sistema de transmisión de energía eléctrica».

Según el decreto, el sistema de transporte y distribución en la Argentina se encuentra bajo una emergencia declarada originalmente en 2023 y prorrogada hasta el 9 de julio de 2026, por lo cual el Ejecutivo determinó que las ampliaciones del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) se realicen bajo la modalidad de «libre iniciativa y al propio riesgo de quien la ejecute».

El articulado señala que el concesionario no solo construirá, sino que «llevará a cabo la operación y mantenimiento de las obras de ampliación bajo supervisión de la transportista, a cuyos efectos el concesionario asumirá el rol de Transportista Independiente«. Este esquema busca, según los fundamentos, «alentar la realización de inversiones privadas en producción, transporte y distribución, asegurando la competitividad de los mercados donde sea posible».

Desrulación del Mercado Eléctrico

El Gobierno considera este paso como una pieza central para normalizar el sector. En el comunicado oficial que acompaña la medida, la Secretaría de Energía sostiene que la ejecución de obras prioritarias mediante concesión es una «condición indispensable para mejorar la confiabilidad del sistema, acompañar el crecimiento de la demanda y permitir el desarrollo de nueva generación«.

Al respecto, el ministro de Economía, Luis Caputo, a través de su cuenta en X reforzó que el esquema de concesión de obra «permitirá que el sector privado construya, opere y mantenga la infraestructura, sin comprometer recursos fiscales, garantizando previsibilidad jurídica y sostenibilidad económica«, lo cual permitiría destrabar inversiones que el Ejecutivo califica como largamente postergadas.

El decreto también establece en su articulado un esquema de responsabilidades compartidas entre las carteras económicas. Mientras que el Ministerio de Economía mantendrá su jerarquía como autoridad de aplicación de los contratos de concesión, ejerciendo la supervisión y el control sobre el cumplimiento de los mismos, se delegan en la Secretaría de Energía facultades críticas para la operatividad del plan.

Se especifica, en el caso de la Secretaría, la potestad de aprobar los pliegos de bases y condiciones generales, particulares y de especificaciones técnicas, efectuar la convocatoria a Licitación Pública Nacional e Internacional para las obras identificadas como prioritarias y organizar la Comisión Evaluadora, calificar a los oferentes y dictar el acto administrativo de adjudicación.

Entre los proyectos específicos que la normativa pone en marcha se destacan el sistema “AMBA I”, la “Línea 500 kV Río Diamante – Charlone – O´Higgins” y la “Línea 500 kV Puerto Madryn – Choele Choel – Bahía Blanca”, que fueron oportunamente declaradas como prioritarias entre más de una decenas de proyectos de ampliación.

, Ignacio Ortiz

Genneia, la principal compañía generadora de energía eólica y fotovoltaica del país, anunció la entrada en operación anticipada de 140 MW del Parque Solar San Rafael. Se trata del tercer parque solar que la empresa pone en marcha en Mendoza y que viene a completar un plan de inversión de US$ 400 millones en la provincia cuyana.

La empresa adelantó el comienzo de generación de 140 de los 180 MW de capacidad instalada que tendrá el parque solar San Rafael. El proyecto demandó una inversión de 180 millones de dólares.

Ubicado en un predio de 500 hectáreas en el distrito de 25 de Mayo, el parque solar San Rafael cuenta con 400.000 paneles solares, abasteciendo de energía competitiva y limpia a clientes privados en el Mercado a Término de Energía Renovable (MATER). La producción del parque equivale al consumo eléctrico de aproximadamente 135.000 hogares.

La ministra de Energía y Ambiente de Mendoza, Jimena Latorre, destacó la relevancia del proyecto. “La entrada en operación del Parque Solar San Rafael es un hito clave para la matriz energética de Mendoza. Este tipo de proyectos refuerzan nuestro posicionamiento como una provincia comprometida con el desarrollo sostenible y la atracción de inversiones
estratégicas”, dijo Latorre.

Genneia, líder en energías renovables en la Argentina

La presencia de Genneia en Mendoza alcanza hasta el momento una inversión superior a los US$ 400 millones y suma 410 MW de capacidad instalada. Los proyectos ejecutados en la provincia refuerzan el liderazgo de la compañía en generación renovable en el país.

La reciente entrada en operación del parque solar San Rafael en Mendoza, junto con la puesta en marcha del parque solar Anchoris y la inauguración del parque eólico La Elbita en la provincia de Buenos Aires, ha elevado la capacidad total de energía renovable de Genneia a más de 1540 MW.

La entrada en operación adelantada de los 140 MW del parque solar San Rafael eleva la capacidad instalada total de energía solar de Genneia a 630 MW. Se estima que esta capacidad se incrementará en 40 MW adicionales durante el primer trimestre de 2026, una vez que el Parque San Rafael obtenga la habilitación comercial completa.

El CEO de Genneia, Bernardo Andrews, celebró el ingreso en operación del tercer parque solar en Mendoza. “La puesta en marcha del Parque Solar San Rafael representa un paso fundamental en nuestra estrategia de crecimiento. Este proyecto demuestra que es posible desarrollar infraestructura energética de gran escala, con impacto positivo en el ambiente y en las economías regionales, acompañando la demanda creciente de energía competitiva de la industria argentina”, destacó.

, Nicolás Deza

Puma Pris, la app de beneficios de Puma Energy, suma un nuevo beneficio para este verano: a partir del domingo 4 de enero y hasta el 28 de febrero los usuarios podrán acceder a un 10% de descuento los domingos pagando exclusivamente con Dinero en Cuenta de Mercado Pago.

La promoción contempla un tope de reintegro de $4.500, con un límite de dos transacciones mensuales por usuario, y aplica en cargas de nafta Súper, Premium e Ion Diesel. El reintegro será realizado directamente en las cuentas de Mercado Pago de los usuarios.

El descuento

Además del descuento, todas las cargas realizadas bajo esta modalidad duplican los puntos Puma Pris, que luego pueden canjearse por descuentos en combustibles de entre $2.000 y $20.000, reforzando así el ahorro total para los usuarios.

“Gracias a la alianza con Mercado Pago, seguimos ampliando los beneficios de Puma Pris. Sumamos los domingos a los descuentos ya vigentes de los miércoles y viernes, con el objetivo de ofrecer soluciones simples, concretas y pensadas para cuidar el bolsillo de nuestros usuarios”, señaló Lucas Smart, gerente de Marketing de Puma Energy.

“De esta manera, Puma Pris consolida su propuesta de valor durante la temporada de verano, combinando descuentos directos, acumulación de puntos y una experiencia de pago ágil, al tiempo que fortalece su alianza con Mercado Pago para brindar más opciones y beneficios a los consumidores”, aseguraron desde la empresa.

La app Puma Pris está disponible en App store y Google play. 

, Redaccion EconoJournal

El gobierno oficializó este miércoles la privatización del capital accionario de Transener, una empresa estratégica dentro del sector energético porque monopoliza la operación del sistema de líneas de alta tensión, que permanece en manos del Estado. Por medio de la resolución Nº 2090 del Ministerio de Economía formalizó el lanzamiento del proceso de venta del 50% de Citilec, la sociedad controlante de Transener, que está en poder de Enarsa.

Se espera que en las próximas horas se publique en el portal Contrat.ar, la plataforma digital controlado por la Oficina de Compras del Estado que se utilizó para reconcesionar las represas hidroeléctricas del Comahue, el pliego licitatorio con la letra chica del Concurso Público Nacional e Internacional para transferir la participación accionaria de Enarsa en Transener. Así lo hizo mediante la Resolución 2090/2025 en una edición suplementaria del Boletín Oficial.

Según indicaron a EconoJournal fuentes al tanto de la iniciativa, la compulsa deberá estar concluida a finales del verano. Los interesados deberán presentar ofertas el martes 23 de marzo por la mañana. El pliego prohíbe de forma taxativa que empresas controladas por Estados nacionales (de otros país) o provinciales participen de la licitación. Y establece como condición necesaria para inscribirse en el concurso que los participantes acrediten un patrimonio equivalente al valor accionario de Transener, cuya valuación bursátil supera hoy los 800 millones de dólares.

En el área energética del gobierno son optimistas y aspiran a que la venta del 50% de Citilec le permita al Estado recaudar más de US$ 200 millones. Será clave, en ese sentido, saber qué entorno financiero existirá en marzo de este año. La privatización de las centrales hidroeléctricas del Comahue terminó siendo un proceso competitivo porque el inesperado triunfo de LLA en las elecciones redujo el costo de financiamiento local e internacional. Ver cómo resuelve el gobierno los vencimientos de deuda en enero por más de US$ 4300 millones será un primer paso en esa dirección.

Acuerdo con Pampa

Un aspecto poco conocido del proceso de privatización, cuya resolución demoró el lanzamiento del concurso, fue la negociación con Pampa Energía, que controla el otro 50% de Citilec, para viabilizar en términos legales y económicos la operación de venta de la participación de Enarsa.

Sucede que el holding que encabeza Marcelo Mindlin poseía dos derechos contractuales que le permitían resguardar el valor de su participación en Transener. Por un lado, contaba con un Right of First Refusal (ROFR) o Derecho de Primera Preferencia, una cláusula que le permitía empardar y definir a su favor una oferta de un tercero por el 50% de Enarsa en Citilec. En la práctica, ese beneficio en poder de Pampa atentaba contra el proceso de privatización que impulsa el gobierno porque reducía la competencia en el concurso.

A su vez, Pampa poseía un segundo derecho contractual denominado Tag Along o Derecho de Acompañamiento, que le otorgaba la potestad de exigir a quien compre el 50% de Citilec que posee Enarsa que obligatoriamente adquiera también la participación accionaria de Pampa en los mismo términos y condiciones que los aceptados por la empresa estatal.

El Tag Along está pensado, por lo general, como un instrumento para busca evitar que accionistas minoritarios queden «atrapados» con un nuevo controlador no deseado, dándoles una vía de salida.

El gobierno terminó de negociar con Pampa hace dos semanas la cesión recíproca de ambos derechos. Eso implicó que tanto Pampa como Enarsa (y la empresa que compre su participación en Citilec) desistieron de ejercer ambos derechos. Para eso fue necesario modificar el acuerdo de accionistas original de Transener firmado en los ‘90, lo que motivó la intervención de la Procuración del Tesoro y también de la Comisión de Defensa a la Competencia. En el plano político, el cierre de la negociación motivó la participación de Marcelo Mindlin, del ministro Luis ‘Toto’ Caputo e incluso de Presidencia de la Nación.

El proceso de venta de Transener

La empresa transportista completa su cartera accionaria con un 20% de acciones en poder de la Anses, y un 28% restante en manos de tenedores privados de las acciones que cotizan en bolsa.

Las empresas interesados en Transener tendrán tres meses a partir de la publicación de los pliegos, que se asegura estarán desde el viernes en el portal Contrat.Ar, para preparar y presentar sus ofertas, tiempo que se consideraba necesario para abordar la complejidad técnica de la empresa.

Para avanzar con este proceso se realizó una tasación del paquete accionario, determinando un valor de US$ 205 millones por el 50% de Citilec.

Fuentes allegadas al proceso también explicaron a EconoJournal que en el pliego hay una cláusula que busca evitar que haya una inversión especulativa por parte de quien resulte adjudicado, y que obliga al comprador en caso de decidir una venta a menos de dos años de la privatización a transferirle al Estado nacional la mitad del resultado de la nueva operación de venta.

Mecanismo de privatización

En sus considerandos, la resolución de Economía especifica el alcance de la venta y el rol de la empresa estatal en la cadena de control al señalar que “Enarsa es titular del 50% de las acciones de la Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica Citelec Sociedad Anónima (Citelec), sociedad de inversión que controla a Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión Transener Sociedad Anónima (Transener)”.

Asimismo, la norma aclara que esta licitación no contempla los mecanismos de preferencia previstos en legislaciones previas de privatización. “La modalidad y el procedimiento de privatización referidos no prevén el otorgamiento de las preferencias a las que refiere el artículo 16 de la ley 23.696 y sus modificatorias, como tampoco la implementación de un programa de propiedad participada”, se explicitó.

De acuerdo con el Artículo 5° de la resolución, los plazos críticos para los potenciales inversores son de consultas de pliego hasta el 13 de marzo de 2026; la presentación de ofertas hasta las 09.30 del 23 de marzo, y el acto de apertura a las 10 del 23 de marzo próximo. De esta manera se empieza a dar cumplimiento a los dispuesto a fines de julio, mediante la Resolución 1050/25, que estableció un proceso de 8 meses que para concretar la operación mediante una licitación nacional e internacional.

La resolución subraya la complejidad de la estructura societaria y la relevancia de los activos en cuestión, al señalar que Citelec no solo controla la red de alta tensión nacional a través de Transener, sino que también posee ramificaciones internacionales y regionales. “Citelec es accionista minoritaria y controlante indirecta, a través de Transener de las compañías Transener Internacional Ltda. y Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal de la Provincia de Buenos Aires Sociedad Anónima (Ttransba)”.

Transener está integrada por casi 12.400 kilómetros de líneas de transmisión eléctrica, adicionando los 6.228 kilómetros de líneas que componen la red de su controlada Transba, y es el eje central sobre el cual el Gobierno también prevé en el primer trimestre del año lanzar una serie de licitaciones para la construcción de tres obras de alta tensión claves para aliviar la demanda sobre el sistema, garantizar la estabilidad del abastecimiento y permitir la vinculación de nuevas obras de generación en los principales corredores eléctricos.

, Ignacio Ortiz y Nicolás Gandini

El Gobierno pondrá en marcha un nuevo régimen de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF), a partir del 1º de enero de 2026, que reemplazará definitivamente a la segmentación tarifaria heredada de la gestión de Alberto Fernández. El objetivo del Ejecutivo consiste en concentrar la asistencia estatal en los hogares más vulnerables y avanzar en un esquema de precios alineado con los costos reales de la energía.

En los hechos, dejará de existir el actual modelo dividido en tres niveles de usuarios según ingresos (N1, N2 y N3) y sólo habrá dos categorías: los hogares que reciben subsidios y los que no los perciben.

Este 20 de diciembre concluyó el período de 15 días de consulta pública que otorgó el gobierno para establecer el nuevo esquema de subsidios, que era el paso formal que el Ejecutivo necesitaba para avanzar sobre la nueva política tarifaria.

Qué cambia respecto del esquema actual y quiénes seguirán recibiendo subsidios

Mientras que la segmentación vigente distinguía entre altos, medios y bajos ingresos, el nuevo sistema de subsidios fusionará en un mismo grupo a los hogares de menores ingresos y a gran parte de los sectores medios que hoy reciben asistencia. De este modo, el Estado dejará de subsidiar de forma diferenciada a los usuarios N2 y N3 y pasará a otorgar una única subvención focalizada, basada en el nivel de ingresos del hogar.

Según lo informado por el Gobierno, quedarán dentro del universo subsidiado aquellos hogares cuyos ingresos totales —suma de los haberes de todos los adultos del grupo familiar— sean inferiores a tres Canastas Básicas Totales (CBT) para un hogar tipo de cuatro integrantes (dos adultos y dos menores), medida por el INDEC. Con valores de noviembre, ese umbral ronda los $3,7 millones mensuales.

Además del ingreso, seguirán vigentes los criterios de exclusión patrimonial, como la titularidad de más de un inmueble, la posesión de aeronaves o embarcaciones de lujo, vehículos de alta gama o la compra reciente de moneda extranjera, entre otros. Los hogares que superen ese nivel de ingresos quedarán automáticamente fuera del esquema y comenzarán a pagar el precio pleno de la energía eléctrica y el gas natural.

¿Cuál será el impacto del nuevo esquema de subsidios?

De acuerdo con estimaciones oficiales, el impacto del nuevo esquema será acotado en su primera etapa. Alrededor del 4% de los hogares que hoy reciben algún tipo de subsidio perderán la ayuda estatal en 2026. Se trata de los usuarios del actual segmento N3 cuyos ingresos superan el nuevo umbral fijado.

Por ejemplo, en el caso del servicio eléctrico, unos 145.000 usuarios residenciales dejarán de estar subsidiados sobre un total de 16,6 millones de clientes en todo el país.

Cómo evolucionará el nivel de subsidios durante 2026

El porcentaje del precio que cubrirá el Estado no será fijo. A lo largo de 2026 se aplicará un sendero decreciente de subsidios para los hogares alcanzados por el SEF. En enero, el Tesoro cubrirá alrededor del 75% del Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST) y del precio del gas en el punto de ingreso al sistema (PIST).

Con el transcurso de los meses, ese aporte irá bajando hasta llegar a un objetivo del 50% hacia diciembre de 2026. En ese sentido, el Gobierno anticipa que durante el verano el impacto sobre las facturas de los hogares subsidiados será limitado, mientras que el mayor ajuste se sentirá en los usuarios de mayores ingresos, que desde enero comenzarán a pagar la tarifa plena.

Bloques de consumo subsidiados

Los hogares que continúen dentro del esquema recibirán subsidios sobre un bloque mensual de hasta 300 kWh de electricidad. Ese valor surge como un promedio entre los topes actuales de los hogares N2 y N3.

El consumo que supere ese umbral será facturado a precio pleno, incluso para los usuarios subsidiados, con el objetivo de desalentar consumos elevados.

Qué pasa con el Programa Hogar

Otro de los ejes centrales de la nueva política tarifaria es la eliminación del Programa Hogar a partir de 2026. Los 3,36 millones de hogares que hoy reciben subsidios para la compra de garrafas de gas serán incorporados al esquema SEF.

Estos usuarios deberán inscribirse en el Registro de Acceso a los Subsidios de Energía (RASE) —que cambiará de denominación— y pasarán a recibir una ayuda económica equivalente al costo de una garrafa de 10 kilos durante los meses de frío y media garrafa el resto del año, con acreditación a través de billeteras virtuales. En términos reales, el beneficio será superior al que perciben en la actualidad.

Desde la Secretaría de Energía remarcan que el nuevo sistema permitirá reforzar la cobertura de los hogares que dependen del gas licuado de petróleo (GLP), uno de los segmentos que enfrenta los costos energéticos más altos.

El objetivo del nuevo esquema

Desde el área energética sostienen que el SEF forma parte de un período de transición destinado a corregir distorsiones históricas de precios, garantizar la sostenibilidad del sistema energético y preservar mecanismos de protección para los sectores más vulnerables.

En ese marco, el Gobierno descartó asignaciones automáticas de subsidios basadas exclusivamente en otros programas sociales y defendió la integración del RASE como herramienta central para garantizar una focalización más precisa.

, Loana Tejero

El Estado Nacional firmó los contratos de concesión y transferencia de acciones para la operación privada de las represas hidroeléctricas del Comahue: Alicurá, El Chocón, Piedra del Águila y Cerros Colorados. La firma de los contratos garantiza ingresos por US$706 millones para el Estado Nacional.

Con esta instancia, prevista en el cronograma oficial, el proceso de privatización ingresa en su tramo final y se habilita el inicio de la transición operativa hacia las empresas adjudicatarias.

La firma contó con la participación de la secretaria de Energía de la Nación, María Tettamanti, del subsecretario de Energía Eléctrica, Damián Sanfilippo, y de los gobernadores de Neuquén, Rolando Figueroa, y de Río Negro, Alberto Weretilneck, junto con representantes de las empresas adjudicatarias, quienes rubricaron los contratos correspondientes a cada concesión.

Central Puerto contempla un plan de obras de US$160 millones

Central Puerto, el mayor generador de energía eléctrica de Argentina, resultó adjudicataria de la concesión para continuar operando la Hidroeléctrica Piedra del Águila, tras presentar la propuesta más competitiva.

Con una oferta de US$245 millones, la compañía aseguró su continuidad al frente del complejo hidroeléctrico de mayor capacidad del Comahue.

La Hidroeléctrica Piedra del Águila, ubicada en la provincia de Neuquén, cuenta con 1.440 MW de capacidad instalada y es una pieza fundamental de la matriz energética nacional, un activo estratégico para la generación de energía renovable en la región del Comahue.

Central Puerto, que venía operando el complejo desde su primera adjudicación en el año 1994, presentó la mejor propuesta económica entre los participantes y será la única empresa que mantendrá la operación de este activo bajo la nueva concesión.

La inversión contempla también un plan de obras por US$ 160 millones, para garantizar la actualización técnica y optimo mantenimiento del complejo durante el plazo de concesión.

“Este resultado nos llena de orgullo y confirma nuestro liderazgo en la industria de generación de energía y nuestro rol como proveedor estratégico y confiable para la industria y usuarios. Asimismo, nos permite proyectar a largo plazo la operación de una central clave para el país y nos desafía a seguir invirtiendo en eficiencia, modernización, seguridad y estándares ambientales. Es una decisión que refuerza nuestro compromiso de seguir invirtiendo para el desarrollo energético de la Argentina”, afirmó Fernando Bonnet, gerente general de Central Puerto, a través de un comunicado.

Los otros ganadores

Alicurá. Edison Energía ofertó US$ 162.040.002 y se quedó con Alicurá desplazando a la estadounidense AES, que venía operando la represa y participó de la licitación, pero hizo una oferta menos competitiva y quedó segunda entre las nueve firmas que participaron de esa contienda. Edison está integrado por Rubén Cherñajovsky, Luis Galli; los socios de Inverlat, Guillermo Stanley y Federico Salvai (ex PRO), Carlos Giovanelli y Damián Pozzoli; y los hermanos Patricio y Juan Neuss. Alicurá tiene una potencia instalada de 1050 MW.

El Chocón-Arroyito. BML inversora ofertó US$ 235.671.294 y se quedó con esta central ubicada sobre el Río Limay que posee una capacidad instalada de 1418 MW. BML es controlada por MSU Green Energy, propiedad del empresario Manuel Santos Uribelarrea. Hasta ahora El Chocón venía siendo operada por la italiana ENEL que presentó una oferta por US$ 172,2 millones.

Planicie Banderita – Cerros Colorados. En la primera apertura de ofertas se habían presentado seis propuestas, de las cuales las dos primeras pasaron a una instancia de «desempate» debido a que la diferencia entre ambas no llegó a superar el 10%. La disputa quedó planteada entre Edison Inversiones -que había elevado una oferta inicial por US$38 millones- y BML Inversora (del grupo MSU) que ofreció abonar US$41,6 millones. Al abrir los sobres con las nuevas propuestas económicas, el grupo Edison pasó al primer puesto tras ofrecer una mejora de US$26 millones que terminó llevando la oferta definitiva por encima de US$64 millones. La capacidad de generación de Planicie Banderita es de 472 MW.

, Redaccion EconoJournal

El Gobierno nacional aprobó el ingreso al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) del proyecto Gualcamayo, un desarrollo minero de oro y plata en la provincia de San Juan con una inversión inicial de US$665 millones.

Este proyecto permite la extensión de vida de una mina en etapa de agotamiento con el desarrollo de un tipo distinto de mineralización y va a emplear 1.700 personas en forma directa.

Así lo anunció este martes el ministro de Economía, Luis Caputo, al señalar que con éste ya son 10 los proyectos RIGI aprobados con una inversión total de más de US$25.000 millones. El proyecto había sido presentado este año por Minas Argentinas, empresa de Aisa Group, con un desarrollo de Carbonatos Profundos (DCP), como parte de un proyecto que hará de Gualcamayo un polo productivo de, al menos, tres décadas.

El cuarto proyecto minero con RIGI aprobado

Se trata del cuarto proyecto de la industria minera que aprueba el comité evaluador del RIGI, ya que previamente se había informado el ingreso de los proyectos de litio del Hombre Muerto Oeste (Galan Lithium por US$215 millones), en Catamarca; y Rincón (Río Tinto por US$2700 millones), y el único de cobre denominado Los Azules (McEwen Copper por US$ 2.670 millones), en San Juan.

Tras el anuncio de Caputo, la minera comunicó que «la aprobación del RIGI representa un hito relevante para la minería argentina, al brindar previsibilidad normativa y seguridad jurídica para inversiones de gran escala«. En este marco, “Minas Argentinas reafirma su compromiso con una minería moderna, responsable y alineada con estándares internacionales, orientada a la generación de valor económico y social de largo plazo”.

El plan aprobado contempla una inversión superior a los US$660 millones, de los cuales US$50 millones estarán destinados a exploración geológica. El eje central del proyecto es el desarrollo y explotación del Proyecto Carbonatos Profundos (DCP), un yacimiento que contiene, al día de hoy, más de 3,5 millones de onzas de oro en recursos certificados, de las cuales 2,45 millones de onzas ya se encuentran categorizadas como reservas.

El distrito minero Gualcamayo contiene, en total, más de 5 millones de onzas de oro en recursos, incluyendo 3,2 millones en categoría de reservas probadas y probables, según el último reporte bajo certificación internacional de abril de 2025. Actualmente, la empresa se encuentra culminando un informe de actualización de sus recursos y reservas mineras, con expectativa de incremento del 20% sobre el informe previo.

En paralelo, Minas Argentinas impulsa un programa de exploración distrital de corto y largo plazo. Solo alrededor del 4% de la propiedad fue explorada en profundidad, lo que evidencia que una parte sustantiva del potencial geológico de Gualcamayo aún está por descubrir. «El objetivo es avanzar en una comprensión integral del distrito, ampliar la base de recursos y sentar las bases para varias décadas de desarrollo minero, con una mirada técnica, responsable y de largo plazo», aseguró la empresa.

Los estudios de prefactibilidad ya se encuentran avanzados y en lo inmediato, se comenzará a trabajar en las ingenierías y en la factibilidad técnica del proyecto. En términos de impacto laboral, se prevé que, de manera gradual, la etapa de construcción, estimada para fines de 2027, genere entre 1.000 y 1.700 puestos de trabajo. Una vez iniciada la producción, prevista para fines de 2029, se consolidarán alrededor de 600 empleos directos permanentes.

El proyecto, que se da en momentos de intensos debates en torno a la industria minera, incluye el desarrollo de una mina subterránea de última generación, una nueva planta de procesamiento y, fundamentalmente, la incorporación de una planta de oxidación a presión (POX) de tecnología moderna que permitirá procesar minerales complejos, liberando el oro contenido en el mineral y posibilitando una recuperación eficiente.

Esta planta POX será una de las primeras en Sudamérica y una de las pocas instalaciones de su tipo en operación a nivel mundial, posicionando a San Juan y a la Argentina a la vanguardia del desarrollo tecnológico e industrial en minería.

Además, el plan contempla la construcción de un parque fotovoltaico de 50 MW, destinado a abastecer la demanda eléctrica de la operación y a reducir significativamente su huella, entre otras innovaciones que plantearon los nuevos titulares de la licencia en San Juan, en un proceso paralelo al desarrollo de la minería metalífera.

La aprobación del RIGI marca un punto de inflexión en la historia reciente de Gualcamayo, que hace apenas dos años se encontraba en proceso de cierre. Desde la llegada de Aisa Group en 2023, la compañía dio continuidad a la operación, regularizó deudas con proveedores, avanzó en la recategorización de recursos y reservas, y reactivó los trabajos de exploración que hoy sustentan un plan de desarrollo de largo plazo.

Juan José Retamero, titular de Aisa Group, señaló que “La incorporación del Proyecto Carbonatos Profundos al RIGI pone en valor la verdadera dimensión de esta inversión. El eje del proyecto es la construcción de una planta de oxidación a presión, una tecnología de altísima complejidad que sitúa a la Argentina y a San Juan en la vanguardia industrial y tecnológica de la minería global.”

“La construcción y operación de una planta de estas características -agregó- no solo implica inversión en infraestructura, sino también en conocimiento. El proyecto contempla un fuerte componente de formación y capacitación de profesionales y técnicos argentinos, que deberán operar, mantener y optimizar procesos industriales de máxima sofisticación. Ese capital humano especializado es un activo estratégico para el país y uno de los impactos más relevantes del RIGI.”

Con la aprobación del RIGI se inicia formalmente una nueva etapa del proyecto, avanzando en los estudios de prefactibilidad y factibilidad, y en las ingenierías necesarias para su ejecución. Este proceso permitirá generar empleo calificado de manera creciente, primero durante la etapa de desarrollo y construcción, y luego en una operación de largo plazo.

, Ignacio Ortiz

El Gobierno nacional modificó los mecanismos de valorización de las multas para las empresas prestadoras de los servicios públicos de electricidad y gas. La medida busca preservar la señal económica de las penalidades y alinearlas con los ingresos regulados de las compañías, según establecen dos resoluciones publicadas esta semana por los entes reguladores.

El objetivo es que las multas mantengan un peso económico real, incentiven a las empresas a cumplir con la calidad del servicio y no se licúen por inflación o por variables ajenas a su gestión.

Los cambios en el servicio de electricidad

En el caso de la electricidad, la medida alcanza a Edenor y Edesur y se formalizó mediante una resolución del ENRE 808/25, que aprueba el Reglamento de Valorización de Sanciones. La norma no crea nuevas multas ni modifica su cuantía, sino que reglamenta y operacionaliza criterios ya definidos en la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT), en particular el mecanismo para convertir las sanciones expresadas en kilovatios hora (kWh) a valores monetarios.

Hasta ahora, el ENRE utilizaba como referencia el costo del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). A partir de la reglamentación, la valorización se realiza sobre la base del Valor Agregado de Distribución (VAD) Medio, que refleja los costos e ingresos propios de las distribuidoras, y se aplica un coeficiente de 1,5, tal como prevé el Subanexo 4 del contrato de concesión. Además, por norma general, las multas se valorizarán a la fecha en que se dicte el acto administrativo de la sanción, y no al momento del incumplimiento.

El reglamento también unifica los criterios para el cálculo de intereses, que se fijan según la tasa activa para descuento de documentos comerciales a 30 días del Banco Nación, y establece un recargo del 50% en los casos en que las multas deban acreditarse a favor de los usuarios y se verifique mora.

Esta actualización, se explicó en la normativa, no solo unifica criterios dispersos, sino que también introduce herramientas de modernización administrativa para garantizar su cumplimiento efectivo. Para esto se implementará un aplicativo específico que permita a las distintas dependencias del ENRE calcular de forma automática y uniforme tanto el capital de la sanción como los intereses moratorios.

Finalmente, la resolución subraya que el nuevo esquema tiene un carácter integral, abarcando desde incumplimientos comerciales y fallas en el nivel de tensión hasta demoras en la conexión de nuevos suministros o irregularidades en la facturación.

Al establecer estas reglas claras con antelación, el ente regulador pretende que las distribuidoras consideren el costo de las multas no como un gasto administrativo más, sino como una señal económica potente que las obligue a priorizar la inversión en infraestructura y la atención al cliente durante todo el período 2025-2030.

Las modificaciones en gas natural

En el caso del gas, el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) aprobó mediante la Resolución 973/2025 una actualización de los montos de las multas, tanto para terceros no prestadores como para licenciatarias y subdistribuidoras. Para los primeros, las sanciones se ajustan según la variación del Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM), mientras que para las empresas reguladas se utiliza un porcentaje del 21,60%, vinculado a la metodología de la RQT y a la actualización tarifaria aplicada en 31 cuotas.

En términos operativos, la nueva normativa establece una diferenciación entre los actores del sistema. Para los terceros no prestadores, el Artículo 1° fija una escala que oscila entre un mínimo de $126.013 y un máximo de $126.013.000, ajustada bajo la evolución del Índice de Precios Internos Mayorista (IPIM).

Por otro lado, las exigencias son mayores para las licenciatarias y subdistribuidoras. El Artículo 2° determina que las empresas de transporte y distribución de gas enfrentarán sanciones que parten desde los $154.861 hasta un techo de $154.861.000, valores que fueron recalculados en función del incremento de los componentes tarifarios que perciben las propias compañías.

Esta metodología busca que, a fin de establecer la actualización de las escalas de multas, el peso sancionatorio no quede licuado frente el incremento mensual promedio de las tarifas y a las readecuaciones que el Ministerio de Economía dispuso en 31 cuotas consecutivas, se explicó en la normativa dada a conocer este martes.

Casos de grave repercusión social

Un punto del nuevo reglamento es el endurecimiento de los techos sancionatorios para faltas consideradas de «grave repercusión social» o ante la persistencia de incumplimientos tras una intimación oficial. Para estas situaciones, el organismo fijó un tope que supera los $774 millones, estableciendo un límite que pretende forzar a las empresas a una respuesta inmediata ante crisis de suministro o problemas de seguridad pública en la red de gas natural.

Finalmente, este reordenamiento administrativo se produce en un escenario de mudanza institucional para el control energético. Con la reciente creación del Ente Nacional Regulador del Gas y Electricidad —que fusionará ambas estructuras bajo un solo mando—, estas resoluciones funcionan como el último legado normativo de las gestiones individuales.

El objetivo del Gobierno es que, para cuando el nuevo ente único esté plenamente operativo en 2026, cuente con un tablero de control sancionatorio ya digitalizado y con fórmulas de cálculo automáticas que reduzcan la discrecionalidad y aceleren los resarcimientos a los usuarios afectados.

, Ignacio Ortiz

El Gobierno nacional modificó los mecanismos de valorización de las multas para las empresas prestadoras de los servicios públicos de electricidad y gas. La medida busca preservar la señal económica de las penalidades y alinearlas con los ingresos regulados de las compañías, según establecen dos resoluciones publicadas esta semana por los entes reguladores.

El objetivo es que las multas mantengan un peso económico real, incentiven a las empresas a cumplir con la calidad del servicio y no se licúen por inflación o por variables ajenas a su gestión.

Los cambios en el servicio de electricidad

En el caso de la electricidad, la medida alcanza a Edenor y Edesur y se formalizó mediante una resolución del ENRE 808/25, que aprueba el Reglamento de Valorización de Sanciones. La norma no crea nuevas multas ni modifica su cuantía, sino que reglamenta y operacionaliza criterios ya definidos en la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT), en particular el mecanismo para convertir las sanciones expresadas en kilovatios hora (kWh) a valores monetarios.

Hasta ahora, el ENRE utilizaba como referencia el costo del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). A partir de la reglamentación, la valorización se realiza sobre la base del Valor Agregado de Distribución (VAD) Medio, que refleja los costos e ingresos propios de las distribuidoras, y se aplica un coeficiente de 1,5, tal como prevé el Subanexo 4 del contrato de concesión. Además, por norma general, las multas se valorizarán a la fecha en que se dicte el acto administrativo de la sanción, y no al momento del incumplimiento.

El reglamento también unifica los criterios para el cálculo de intereses, que se fijan según la tasa activa para descuento de documentos comerciales a 30 días del Banco Nación, y establece un recargo del 50% en los casos en que las multas deban acreditarse a favor de los usuarios y se verifique mora.

Esta actualización, se explicó en la normativa, no solo unifica criterios dispersos, sino que también introduce herramientas de modernización administrativa para garantizar su cumplimiento efectivo. Para esto se implementará un aplicativo específico que permita a las distintas dependencias del ENRE calcular de forma automática y uniforme tanto el capital de la sanción como los intereses moratorios.

Finalmente, la resolución subraya que el nuevo esquema tiene un carácter integral, abarcando desde incumplimientos comerciales y fallas en el nivel de tensión hasta demoras en la conexión de nuevos suministros o irregularidades en la facturación.

Al establecer estas reglas claras con antelación, el ente regulador pretende que las distribuidoras consideren el costo de las multas no como un gasto administrativo más, sino como una señal económica potente que las obligue a priorizar la inversión en infraestructura y la atención al cliente durante todo el período 2025-2030.

Las modificaciones en gas natural

En el caso del gas, el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) aprobó mediante la Resolución 973/2025 una actualización de los montos de las multas, tanto para terceros no prestadores como para licenciatarias y subdistribuidoras. Para los primeros, las sanciones se ajustan según la variación del Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM), mientras que para las empresas reguladas se utiliza un porcentaje del 21,60%, vinculado a la metodología de la RQT y a la actualización tarifaria aplicada en 31 cuotas.

En términos operativos, la nueva normativa establece una diferenciación entre los actores del sistema. Para los terceros no prestadores, el Artículo 1° fija una escala que oscila entre un mínimo de $126.013 y un máximo de $126.013.000, ajustada bajo la evolución del Índice de Precios Internos Mayorista (IPIM).

Por otro lado, las exigencias son mayores para las licenciatarias y subdistribuidoras. El Artículo 2° determina que las empresas de transporte y distribución de gas enfrentarán sanciones que parten desde los $154.861 hasta un techo de $154.861.000, valores que fueron recalculados en función del incremento de los componentes tarifarios que perciben las propias compañías.

Esta metodología busca que, a fin de establecer la actualización de las escalas de multas, el peso sancionatorio no quede licuado frente el incremento mensual promedio de las tarifas y a las readecuaciones que el Ministerio de Economía dispuso en 31 cuotas consecutivas, se explicó en la normativa dada a conocer este martes.

Casos de grave repercusión social

Un punto del nuevo reglamento es el endurecimiento de los techos sancionatorios para faltas consideradas de «grave repercusión social» o ante la persistencia de incumplimientos tras una intimación oficial. Para estas situaciones, el organismo fijó un tope que supera los $774 millones, estableciendo un límite que pretende forzar a las empresas a una respuesta inmediata ante crisis de suministro o problemas de seguridad pública en la red de gas natural.

Finalmente, este reordenamiento administrativo se produce en un escenario de mudanza institucional para el control energético. Con la reciente creación del Ente Nacional Regulador del Gas y Electricidad —que fusionará ambas estructuras bajo un solo mando—, estas resoluciones funcionan como el último legado normativo de las gestiones individuales.

El objetivo del Gobierno es que, para cuando el nuevo ente único esté plenamente operativo en 2026, cuente con un tablero de control sancionatorio ya digitalizado y con fórmulas de cálculo automáticas que reduzcan la discrecionalidad y aceleren los resarcimientos a los usuarios afectados.

, Ignacio Ortiz

El 20 de diciembre a las cero horas concluyó el período de 15 días de consulta pública que otorgó el gobierno para establecer un nuevo esquema de subsidios para usuarios residenciales de gas y electricidad. Era un paso formal que el Ejecutivo necesitaba dar para avanzar en el nuevo esquema de Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) que comenzará a regir a partir del 1° de enero. El proceso tuvo en toral 45 consultas de individuos, organizaciones de usuarios, entes reguladores provinciales y empresas del sector.  

La Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, informó este martes del fin de la consulta a través de la resolución 592 publicada en el Boletín Oficial. El los hechos, en 2026 deja de existir la segmentación tarifaria que el gobierno de Javier Milei heredó de la gestión de Alberto Fernández y se pasa al esquema SEF.

A fin de año queda obsoleto el esquema de tres categorías de usuarios determinadas por sus ingresos mensuales (Nivel 1 para los usuarios de altos ingresos, Nivel 2 para bajos ingresos y Nivel 3 para hogares de ingresos bajos) y se pasa a un modelo de subvenciones estatales que agrupa a los usuarios en dos grupos: los hogares que reciben subsidios y los que no los reciben.

En términos generales, el grupo de usuarios residenciales que no recibirán subsidios en las facturas de gas y electricidad serán los que tengan ingresos superiores a tres Canastas Básicas Totales (CBT) determinadas por el INDEC para un hogar de cuatro integrantes (dos adultos y dos menores), que en noviembre fue de $ 1.257.329. Es decir, los hogares que tengan ingresos mensuales menores a los $ 3.771.987 formarán parte del universo de usuarios “con subsidios”, según informó el gobierno.

Consulta pública

Según el anexo de la resolución, la Secretaría de Energía agrupo en cinco temas a las 45 intervenciones en la consulta pública.

1. Consumos base de energía eléctrica, GLP (Gas Licuado de Petróleo) por redes y garrafas a subsidiar por zonas bioclimáticas. Esquema de bonificaciones.
2. Criterios de elegibilidad, inclusión / exclusión. Tratamiento de los indicadores patrimoniales de manifestación de poder adquisitivo.
3. Políticas públicas y medidas concretas de eficiencia energética y uso racional de la energía.
4. Modalidades de solicitud de ingreso, inscripción automática y canales de reclamos.
5. Comentarios sobre el precio del gas natural en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), precio del gas propano indiluido por redes y Precio Estacional de la Energía Eléctrica (PEST).

En el apartado sobre las conclusiones de la consulta pública del anexo también se destaca que “de las consideraciones efectuadas se desprende, como criterio general, la necesidad de equilibrar la atención de las particularidades territoriales y sociales” y, como consecuencia, la cartera energética afirmó que “se reconoce la relevancia de incorporar criterios bioclimáticos y territoriales en la definición de los consumos base subsidiados, sin que ello implique la eliminación de topes ni la desnaturalización de los objetivos de focalización”.

Sobre los cuestionamientos vinculados a las modalidades de inscripción, canales de acceso y procedimientos de revisión, el gobierno destacó que se ha valorado la integración del RASE (Registro de Acceso a los subsidios Energéticos) y la articulación con el Programa Hogar, al tiempo que se ha descartado la asignación automática de subsidios basada exclusivamente en la percepción de otros programas sociales, por no resultar compatible con los criterios específicos del régimen energético”.

Respecto a los cuestionamientos sobre el precio del gas y la energía eléctrica, el gobierno subrayó que “las observaciones no resultan compatibles con los objetivos, fundamentos técnicos y marco normativo del esquema propuesto” y que “la propuesta (de subsidios focalizados) se inscribe en un Período de Transición orientado a recomponer gradualmente señales de precios históricamente distorsionadas, asegurar la sostenibilidad del sistema energético y preservar mecanismos de protección para los usuarios vulnerables, razón por la cual dichos planteos no son receptados en esta instancia”.

Programa Hogar

El nuevo esquema implica también que dejará de existir a partir de 2026 el Programa Hogar, que otorga subvenciones a familias para el consumo de garrafas de gas. Los 3,36 millones de hogares que perciben esta ayuda estatal pasarán al grupo de usuarios con subsidios del SEF y deberán registrarse en el RASE, que cambiará de nombre.

Aquellos que se registren pasarán a percibir un subsidio equivalente al costo de una garrafa de 10 Kg en los meses de frío (más de lo que cobran ahora) y media garrafa en el resto del año a través de billeteras virtuales.

, Roberto Bellato

YPF Luz puso en marcha los primeros 100MW del Parque Solar El Quemado en Mendoza, el proyecto fotovoltaico más grande del país y el séptimo desarrollo renovable de la compañía. Con esta habilitación, YPF Luz duplica su capacidad instalada de energía solar, queahora alcanza los 200 MW.

A partir de las cero horas de este martes, el Parque Solar El Quemado –ubicado en el departamento de Las Heras, a 53 kilómetros de la ciudad de Mendoza– recibió la habilitación comercial de CAMMESA para operar los primeros 100 MW. Esto indica que el parque ya está operativo e inyectará la energía generada al SADI (Sistema Argentino de Interconexión).

El parque alcanzará una capacidad instalada total de 305 MW, que se incorporarán de manera escalonada hasta completar su puesta en marcha en el primer semestre de 2026. Con una inversión aproximada de US$210 millones, el proyecto ya supera el 80% de avance en su construcción.

El Quemado abastecerá a 233.000 hogares

El Quemado generará energía equivalente al consumo de más de 233.000 hogares argentinos, es decir, suficiente para cubrir la demanda de todos los hogares de la Ciudad de Mendoza, y de los departamentos de Las Heras y Levalle.

A principios de diciembre, se realizó la energización del parque, es decir, la conexión de la nueva estación transformadora El Quemado al SADI. Esta vinculación a la red inició la fase de comisionado, en conjunto a una serie de pruebas funcionales que fueron la antesala a la puesta en servicio y generación de energía.

 «La puesta en marcha de esta primera etapa del Parque Solar El Quemado refleja nuestro compromiso con el desarrollo de la matriz energética del país. Cerramos el año cumpliendo con este gran hito, que abastecerá de energía renovable a las diferentes industrias argentinas. Este paso nos motiva a ir por más y a seguir desafiándonos en 2026 para acompañar el desarrollo de la industria argentina”, expresó Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.

, Redaccion EconoJournal

El presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, anunció la semana pasada un bloqueo total al ingreso y salida de Venezuela de buques petroleros sobre los que pesan sanciones. El bloqueo fue anunciado tras confiscar un tanquero irregular proveniente de Venezuela. La escalada estadounidense implica un cambio en la estrategia para enfrentar a la “flota en las sombras”, un cúmulo de cerca de 1000 tanqueros que transportan petróleo sancionado desde Rusia, Irán y Venezuela.

El primer hito ocurrió con la captura del buque petrolero Skipper en aguas cercanas a Venezuela por parte de las fuerzas armadas estadounidenses. La fiscal general de Estados Unidos, Pam Bondi, describió al Skipper como un «petrolero utilizado para transportar crudo sancionado de Venezuela e Irán».

Sobre el Skipper, un petrolero VLCC de 20 años de antigüedad y que al momento de la incautación transportaba 1,1 millones de barriles con destino a Cuba, pesaban sanciones desde el 2022 por presuntos vínculos con una red de contrabando de petróleo vinculada con Irán y Hezbolá.

China salió este lunes a protestar contra la incautación de buques cisternas a través del portavoz del Ministerio de Relaciones Exteriores. “La incautación arbitraria por Estados Unidos de embarcaciones de otros países viola seriamente el derecho internacional«, dijo el portavoz Lin Jian.

Punto de inflexión para la flota en las sombras

Windward, una empresa israelí de inteligencia marítima que presta servicios para grandes petroleras, considera que la captura del Skipper marca un punto de inflexión para los buques petroleros que recurren a maniobras de engaño vinculables con operaciones oscuras de transporte de crudo y combustibles.

Entre las prácticas de engaño que caracterizan a los buques cisterna que operan en las sombras se encuentran los merodeos en aguas ventajosas para el contrabando, los cambios significativos en el calado sin escalas registradas en puerto que son indicativos de operaciones semioscuras de transferencia de carga de barco a barco, y manipulaciones del posicionamiento satelital (GNSS) para ocultar los viajes y las ubicaciones reales.

La empresa israelí indica que hay por lo menos 300 buques petroleros sancionados que forman parte de una flota en las sombras de alrededor de 1000 tanqueros, que hasta el momento operaban sin consecuencias mayores. No obstante, con la captura del buque Skipper, la administración Trump marca que de ahora en adelante hará uso de las herramientas legales disponibles.

«La incautación no requirió una escalada militar ni un nuevo régimen de sanciones. Se basó en la aplicación decisiva de las autoridades legales existentes. Esto indica un cambio más concreto, pero de mayor trascendencia: cuando convergen las violaciones de las sanciones, la manipulación del posicionamiento satelital y las falsas banderas, la aplicación de la ley ya no puede limitarse a la simple designación. La intervención física se ha convertido en un resultado viable en condiciones específicas y documentables«, evaluó Winward.

Impacto en Venezuela y protesta de China

Para Venezuela el impacto económico del bloqueo se mide en los descuentos sobre el precio del crudo pesado Merey. Los compradores están pagando precios con descuentos de por lo menos 20 dólares por debajo del Brent frente a la falta de certezas sobre la efectiva entrega de los cargamentos.

El bloqueo también comienza a inquietar a los socios comerciales de Venezuela. La advertencia de China contra la administración Trump por la captura de buques tiene una explicación diplomática pero también comercial. China representó este año entre el 55 y el 90% de las exportaciones petroleras mensuales de Venezuela, en comparación con el 40 a 60% del año pasado.

, Nicolás Deza

Loginter, uno de los grandes operadores logísticos del país, anunció su tercer Reporte de Sustentabilidad.  El informe presenta los principales avances y resultados en cuanto al desempeño organizacional, social y ambiental de la compañía para el periodo abril 2024-marzo 2025.

Durante el mismo, Loginter fortaleció su cultura organizacional basada en la vocación de servicio, la mejora continua y la excelencia operativa, alcanzando altos objetivos de gestión de calidad al tiempo que ampliaron sus certificaciones internacionales a cuatro sistemas de gestión: ISO 9001 (calidad), 14001(Ambiente), 45001(Seguridad y Salud Ocupacional) y 27001 (Seguridad de la Información). Además, generaron más de 100 puestos de trabajo genuino y entregaron más de 10.300 horas de formación al persona, según precisaron desde la empresa.

Resultados del Reporte de Sustentabilidad

En materia social, reforzaron su compromiso con la comunidad con más de 890 horas de actividades de capacitación y voluntariado corporativo. También participaron de distintas ferias y talleres acompañando a jóvenes en materia de empleabilidad.

En el plano ambiental, avanzaron en la reducción de emisiones y eficiencia energética con una reducción en el consumo del 29%, logrando una optimización en el uso de combustibles y un incremento en el reciclaje de residuos operativos, en tanto continuaron con la medición de su huella de carbono bajo los lineamientos del Proyecto Ecológico Loginter.

Elaboración del Reporte

El Reporte fue elaborado en base a los estándares GRI (Global Reporting Initiative) e integra los indicadores clave de SASB (Sustainability Accounting Standards Board) que garantizan la relevancia la información.

“La sustentabilidad es la base sobre la que proyectamos nuestro crecimiento. Este reporte refleja el trabajo conjunto de todos nuestros equipos para construir una logística más eficiente y responsable”, destacó Rubén Cabral desde el área de Sostenibilidad de Loginter.

Leé el Reporte completo acá.

, Redaccion EconoJournal

La industria energética está transitando un momento de inflexión: la necesidad de medir con precisión y transparencia sus emisiones GEI ya no es un diferencial, sino una condición de competitividad. En este contexto, la noticia de la alianza estratégica entre ISO y GHG Protocol para desarrollar estándares globales unificados representa mucho más que una novedad técnica: marca un cambio de era.

Así lo entiende Nicolás Eliçabe, presidente del Directorio de IRAM (Instituto Argentino de Normalización y Certificación), organismo que representa a ISO en Argentina: “Esta coordinación histórica entre dos referentes globales busca desarrollar un marco armonizado para medir y reportar emisiones de carbono. Es un paso clave hacia un lenguaje común que acelerará la acción climática real”.

Para la cadena de valor que se sitúa alrededor de Vaca Muerta —donde la trazabilidad ambiental empieza a permear la conversación energética—, esta convergencia puede significar una ventaja competitiva. La posibilidad de alinear la medición con estándares reconocidos internacionalmente no solo simplifica procesos, sino que también habilita a las empresas a mostrar con evidencia real y trazable sus esfuerzos de mitigación.

“La alianza marca un punto de inflexión porque propone una base coherente para todos los actores: desde empresas hasta verificadores y desarrolladores de software. Disminuir la fragmentación normativa reduce costos y permite enfocarse en lo importante: reducir emisiones”, agrega Eliçabe: “Argentina tiene una oportunidad concreta de posicionarse como referente regional en esta materia. La clave está en facilitar herramientas simples, aplicables y verificables para cada sector productivo”.

“Desde IRAM impulsamos un enfoque colaborativo: queremos que este marco no quede solo en las grandes empresas, sino que llegue también a pymes, cooperativas y gobiernos locales”, sintetiza.

Sistemas de gestión

Organizaciones de todos los tamaños comienzan a adoptar sistemas de gestión que les permitan no solo cuantificar sus emisiones sino organizar esa información, tomar decisiones con datos y reportar en tiempo real. Y lo hacen sabiendo que la trazabilidad ambiental no es negociable a la hora de participar de cadenas de valor globales.

El rol de IRAM en este escenario será clave. Según explica Eliçabe, el instituto ya trabaja para adaptar este nuevo marco al entramado productivo argentino: “No solo elaboramos y adaptamos normas, sino que también brindamos servicios de evaluación de conformidad y lanzaremos pronto ROCS, un registro de organizaciones comprometidas con la sostenibilidad que permitirá visibilizar avances concretos”.

¿Qué sectores serán prioritarios?

Eliçabe aclara que IRAM trabaja transversalmente con industrias de distinto tipo. La industria de la energía, naturalmente, aparece entre las más relevantes: medir será el primer paso para optimizar, reducir y luego compensar. El segundo será hacerlo bajo un estándar que hable el mismo idioma que el resto del mundo.

“Adoptar tempranamente este marco traerá eficiencia y credibilidad. Se evitará duplicar esfuerzos y se facilitará el acceso a mercados internacionales”, concluye.

La alianza entre ISO y GHG Protocol marca un avance hacia un marco global unificado para medir y gestionar emisiones. El anuncio confirma la actualización de tres áreas clave:

• la huella de carbono de producto, que permitirá medir con mayor precisión el impacto de la manufactura a lo largo de su cadena de valor y detectar oportunidades de mitigación;
• la contabilidad corporativa, que ayudará a unificar criterios y mejorar la comparabilidad entre organizaciones;
• las mediciones a nivel de proyecto, que son esenciales para evaluar acciones puntuales o intervenciones específicas con resultados concretos.

Esta asociación entre ambas partes busca ofrecer a organizaciones, auditores y reguladores un estándar común, más claro y consistente, para impulsar decisiones climáticas mejor fundamentadas.

, Contenido elaborado por la empresa Svant

La Administración de Información Energética (EIA) de los Estados Unidos pronostica que el precio del Brent disminuirá a US$55 por barril durante el primer trimestre del 2026, manteniendo la tendencia bajista del último tiempo, aunque advierte que China seguirá comprando crudo para su reserva estratégica, un factor que podría evitar bajas aún más pronunciadas.

El precio del barril Brent, la principal referencia para las inversiones en Vaca Muerta, cotizó prácticamente por debajo de los 70 dólares por barril desde abril. La baja se profundizó en los últimos tres meses del año, cotizando sistemáticamente por debajo de los 65 dólares por barril, lo que llevó al gobierno de Javier Milei a acceder al pedido de las operadoras en Vaca Muerta de incluir dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) las actividades del upstream de hidrocarburos.

El pronóstico para el Brent según el EIA

En su último reporte energético de corto plazo (STEO) del año, la EIA pronostica que el precio Brent caerá a un promedio de US$55 por barril en el primer trimestre de 2026 y se mantendrá cerca de ese precio durante el resto del próximo año. El precio spot promedió US$64 por barril en noviembre de este año, lo que supone 11 dólares por barril menos que en el mismo mes del año pasado.

La agencia estadounidense considera que el incremento de la producción mundial de crudo compensa el impacto del aumento de los ataques con drones contra la infraestructura petrolera en Rusia y las últimas sanciones impuestas al sector petrolero de ese país. También anticipa una menor demanda durante el invierno en el hemisferio norte que acelerará la acumulación de inventarios.

China puede ayudar a sostener el precio del Brent

La EIA observa dos factores que contribuirían a evitar una baja más pronunciada durante el próximo año. Por el lado de la oferta, pronostica una menor producción de crudo de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP). Por el lado de la demanda, China seguiría con su política de acumular inventarios de petróleo crudo.

«Gran parte de la acumulación de inventarios de petróleo este año se ha concentrado en reservas estratégicas en China, lo que ha limitado las presiones a la baja de los precios. Prevemos que China continuará acumulando reservas estratégicas hasta 2026″, evaluó la agencia estadounidense.

Un reporte del EIA de octubre indica que China entre enero y agosto compró aproximadamente 900.000 barriles por día. «Aunque nuestras estimaciones se basan en información limitada, respaldan la idea de que el crecimiento de los inventarios en China no estaba disponible para el comercio en el mercado global, lo que apoyó los precios del petróleo crudo», subrayó.

La OPEP producirá menos petróleo

Los inventarios mundiales de petróleo han estado creciendo en 2025 a medida que la producción de petróleo de los miembros del esquema OPEP+ y de los productores en Norteamérica y Sudamérica ha superado el crecimiento de la demanda mundial. No obstante, el aporte de la OPEP podría disminuir en 2026.

«Dada nuestra expectativa de un aumento sustancial de los inventarios mundiales de petróleo, pronosticamos que la OPEP+ producirá alrededor de 1,3 millones de bpd menos que la producción objetivo en 2026″, dice la agencia.

, Nicolás Deza

Puma Energy continúa fortaleciendo su propuesta de valor para los consumidores argentinos y decidió ampliar su calendario de beneficios con una nueva promoción. A la ya instalada propuesta de descuentos de los Miércoles Puma Pris, la compañía suma ahora una nueva oportunidad de ahorro los viernes, consolidando un esquema de beneficios sostenido a lo largo de la semana. A partir del viernes 26 de diciembre y hasta el 27 de febrero de 2026, abonando con Puma Pris los clientes tendrán 10% de descuento en Super, Premium e Ion Diesel.

La iniciativa busca incentivar el uso de Puma Pris, la app de la compañía que permite pagar combustible desde el celular y acceder a promociones exclusivas, acumulación de puntos y beneficios inmediatos. En un contexto donde cada peso cuenta, Puma Energy propone una alternativa simple: usar la app, pagar menos y aprovechar mejor cada carga.

De esta manera, los clientes que eligen Puma Pris pueden acceder a beneficios tanto los miércoles como los viernes, reforzando el posicionamiento de la app como una herramienta concreta de ahorro y fidelización, y acompañando los hábitos de consumo de los usuarios en distintos momentos de la semana, tanto en combustible como en sus tiendas Super 7 y Shop Express.

Nuevos descuentos

“Los Miércoles Puma Pris ya son una propuesta instalada y valorada por nuestros clientes. Con esta nueva iniciativa de los Viernes, buscamos ampliar las oportunidades de ahorro y estar aún más presentes en la rutina de consumo de quienes eligen Puma Energy durante el verano”, señaló Lucas Smart, gerente de Marketing de Puma Energy Argentina.

Además, todas las transacciones realizadas a través de la app continúan sumando puntos Pris, que luego pueden canjearse por descuentos que van hasta los $20.000, reforzando un esquema integral de beneficios que se suma a las promociones vigentes.

“Con esta acción, Puma Energy reafirma su compromiso de ofrecer soluciones innovadoras, simples y relevantes, acompañando a los consumidores en su día a día con propuestas que combinan tecnología, beneficios tangibles y una comunicación alineada con la realidad local”, destacaron desde la compañía.

, Redaccion EconoJournal

La Secretaría de Energía formalizó la actualización de los parámetros ambientales vinculados a la exposición a Campos Electromagnéticos de Frecuencia Extremadamente Baja (CEMFEB) -radiaciones de muy baja energía generadas por cables, electrodomésticos y redes eléctricas- aplicables a líneas de transmisión, cables subterráneos y estaciones transformadoras de tensión igual o superior a 132 kV, a través de la resolución 508/2025 publicada este lunes en el Boletín Oficial.

Desde la Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, subrayaron que la actualización no implica una reducción del nivel de protección de la salud ni del ambiente, sino una adecuación normativa orientada a compatibilizar la tutela ambiental con el desarrollo de inversiones estratégicas para la seguridad energética, la integración regional y la incorporación de nueva generación, en particular de fuentes renovables.

La decisión reemplaza las resoluciones 15/1992 y 77/1998 mediante las cuales se había aprobado el “Manual de Gestión Ambiental del Sistema de Transporte Eléctrico de Extra Alta Tensión”, que funcionó como el marco normativo de referencia para la evaluación ambiental de las líneas y estaciones de alta y media tensión desde la década del noventa.

Según detallaron desde Energía, la normativa había quedado desactualizada frente a los avances científicos, tecnológicos y regulatorios. “Distintos antecedentes regulatorios y casos concretos han puesto de manifiesto dificultades de interpretación y aplicación de los parámetros establecidos por las resoluciones que derivaron en conflictos, demoras o controversias en procesos de ampliación y desarrollo de obras de transporte eléctrico, lo que evidencia la conveniencia de contar con una normativa actualizada, clara, técnicamente consistente y alineada con estándares internacionalmente aceptados, a efectos de brindar seguridad jurídica tanto a la sociedad como a los sujetos del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM)”, señalaron desde la Secretaría.

Nuevos parámetros para las instalaciones de transporte eléctrico

La nueva resolución establece parámetros de exposición basados en la evidencia científica disponible y en prácticas internacionalmente aceptadas, incorporando criterios en materia de niveles e intervalos de exposición, definiciones técnicas y procedimientos de verificación, según informaron desde la Secretaría.

Las mediciones que se lleven a cabo en la actualidad deberán realizarse conforme a normas internacionales e informes técnicos como IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers); IEC (International Electrotechnical Commission); y CIGRE (Conseil International des Grands Réseaux Electriques)

¿Qué implica la nueva normativa?

Un aspecto clave de la normativa es que no tiene efectos retroactivos. En términos concretos, esto implica que las instalaciones existentes que fueron habilitadas bajo la normativa anterior se consideran ajustadas a los parámetros vigentes al momento de su autorización. No obstante, los nuevos criterios serán de aplicación obligatoria para obras futuras, ampliaciones, repotenciaciones o modificaciones sustanciales de instalaciones de transporte eléctrico dentro del Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

¿En qué consistió la actualización de la norma ambiental?

Con el objetivo de eliminar restricciones e impulsar las obras de infraestructura que precisa el sector eléctrico, se instruyó a Cammesa -la compañía que administra el MEM- a contratar una consultoría técnica especializada, que fue desarrollada por la Fundación Universidad Nacional de San Juan – Instituto de Energía Eléctrica (UNSJ–CONICET).

El estudio analizó la normativa vigente, la experiencia acumulada en su aplicación y las recomendaciones de organismos internacionales como la Organización Mundial de la Salud (OMS), la Comisión Internacional para la Protección contra Radiaciones No Ionizantes (ICNIRP) y el IEEE, entre otros.

El proceso incluyó además la intervención de organismos y actores institucionales, entre ellos el Ministerio de Salud, la Subsecretaría de Ambiente, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y las principales cámaras del sector eléctrico.

De acuerdo con la Secretaría de Energía, ninguno de los dictámenes técnicos incorporados formuló objeciones sustantivas a la propuesta, sino observaciones y recomendaciones que fueron consideradas en la versión final de la norma.

Ahora el ENRE será la autoridad de aplicación de la medida y deberá adecuar sus procedimientos de evaluación, control y monitoreo a los nuevos parámetros establecidos.

, Loana Tejero

La Cámara de la Industria Química y Petroquímica (CIQyP®) presentó el balance 2025 del Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® (PCRMA®), el cual resalta la sólida expansión y el firme compromiso del sector con la gestión integral de riesgos y la sostenibilidad.

El PCRMA® constituye una iniciativa global de la industria química y petroquímica que asume el compromiso de gestionar de manera segura los productos químicos durante todo su ciclo de vida. Al mismo tiempo, impulsa su aporte a la mejora de la calidad de vida y al desarrollo sostenible, especialmente en ámbitos clave como la Salud, la Seguridad y el Medio Ambiente. 

El informe, elaborado por la unidad de certificación de DNV Business Assurance, destacó la adhesión de 80 empresas socias y 107 plantas productivas (entre industrias más las de transporte) al Programa, impulsando así la mejora continua en sus operaciones.

El balance de 2025

En el balance del PCRMA® para 2025 se destaca que 51 empresas adheridas han obtenido una certificación total, lo que equivale al 64% de las compañías socias activas en el Programa, consolidando una tendencia de crecimiento sostenido en la adopción del PCRMA®. El Programa está acreditado ante el Organismo Argentino de Acreditación (OAA) bajo la certificación IRAM-ISO/IEC 17067:2015 -esquema tipo 6- para la evaluación de la conformidad de productos (Industria y Transporte), la cual proporciona directrices para estructurar y operar

«Los resultados hablan por sí solos! El compromiso del sector es contundente y se refleja en estas cifras. Alcanzar 51 empresas certificadas al cierre de 2025 —casi el doble que hace apenas cinco años— confirma al PCRMA® como un pilar estratégico para el desarrollo sostenible de la industria. Con todas estas plantas productivas y empresas de transporte bajo certificación vigente, las compañías no solo cumplen con la normativa, sino que lideran una transformación cultural basada en la mejora continua, priorizando la seguridad de las personas, la protección del ambiente y la excelencia operacional, en plena sintonía con los estándares globales de Responsible Care®.», enfatizó Rolando García Valverde, líder de Desarrollo Sustentable y Medio Ambiente de la CIQyP® y responsable PCRMA®.

Crecimiento sostenido

El sector ha mostrado un crecimiento acelerado en la adopción de las mejores prácticas. Al comparar los resultados al cierre de 2025 con los inicios de la década, se observa un avance significativo en el compromiso formal de las empresas.

En cuanto a procedimientos, durante el año se llevaron a cabo 63 procesos de certificación, con un aumento constante en las auditorías en comparación con períodos anteriores. Desde una perspectiva histórica, el PCRMA® ha mostrado una evolución claramente positiva: entre 2020 y 2025, el número de empresas con certificaciones ha crecido un notable 96%, consolidando un crecimiento sostenido durante estos años y reflejando un mayor compromiso de las empresas con los estándares de gestión responsable en la industria química y petroquímica.

El Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente

El Programa de Cuidado Responsable del Medio Ambiente® sigue siendo una herramienta fundamental para la industria química y petroquímica de Argentina. A través de este Programa, las empresas adheridas continúan evaluando, midiendo y mejorando su desempeño ambiental y social, con el objetivo de reducir el impacto de sus operaciones y contribuir al desarrollo sostenible del sector y el país.

El PCRMA® es una iniciativa de alcance global, presente en más de 70 países, y en Argentina está impulsado por la CIQyP®, se encuentra desarrollado, bajo diferentes nominaciones, por sus cámaras pares en nueve países de Latinoamérica y homologados por la República Federativa de Brasil y la República Oriental del Uruguay.

, Redaccion EconoJournal

La mayoría de los sindicatos vinculados a la actividad en Vaca Muerta lanzaron la semana pasada sus alertas frente al proyecto de reforma laboral que presentó el gobierno de Javier Milei y abrieron un escenario delicado para el gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa. El mandatario provincial tiene a los principales líderes gremiales como aliados de su gestión y todavía no anticipó qué posición tomarán sus representantes en el Congreso, aunque ya iniciaron un análisis punto por punto de la iniciativa.

El proyecto tiene 197 artículos que redefinen las relaciones laborales en la Argentina al introducir cambios en indemnizaciones, vacaciones, períodos de prueba, regímenes especiales, financiamiento de sindicatos y proponer conceptos nuevos como el banco de horas y el Fondo de Asistencia Laboral (FAL).

“Es una ley muy larga. Hay muchas cuestiones que entendemos necesitaban aggiornarse al mundo del trabajo actual y otras que requieren un análisis más profundo para ver cómo podrían aplicarse en Neuquén”, dijo a Econojournal el ministro de Trabajo provincial, Lucas Castelli.

El funcionario se reunió durante siete horas con la senadora de La Neuquinidad, Julieta Corroza, el sábado inmediatamente posterior al envío del proyecto. La legisladora aseguró que continuará esos encuentros con los referentes de cada área antes de tomar una postura en el recinto, que tampoco adelantará antes de la sesión.

Castelli consideró que hay convenios colectivos de trabajo como el de Uocra que tienen más de 40 años y que demandan una “revisión”, aunque advirtió sobre las “formas”.

“Hay cosas que vienen para sumar, pero lo que dijimos siempre es que no vamos a apoyar nada que vaya en contra de los trabajadores”, afirmó.

Entre los aspectos que pueden impactar sobre la principal actividad de la provincia como es el desarrollo de Vaca Muerta, el ministro destacó que la creación del FAL podría ayudar “a dar mayor previsibilidad”, sobre todo frente a escenarios de volatilidad en la industria.

Puso como ejemplo el conflicto que se generó este año con la empresa de arenas NRG Argentina luego de que ingresara en concurso de acreedores y dejara a cientos de camioneros sin cobrar indemnizaciones, salarios ni aguinaldos.

En cambio, el titular de Trabajo advirtió que la iniciativa para establecer bancos de horas “es de difícil aplicación en la industria petrolera”. “No creo que genere productividad, hasta puede llegar a tener un doble costo para las empresas”, evaluó el funcionario en relación con la particularidad de la actividad, que demanda horas de traslado a los yacimientos que hoy están regulados por el convenio específico de Petroleros.

“Nos llevó muchos años conformar Vaca Muerta: es un lugar de paz social, tiene condiciones de previsibilidad jurídica. Eso no se tiene que romper con una ley que pueda afectar al sindicato”, planteó Castelli.

Petroleros y Uocra, los dos actores clave

La posición del sindicato que dirige Marcelo Rucci, sin embargo, todavía es una incógnita. Antes de que el gobierno de Milei formalizara el proyecto, el dirigente aseguró que el gremio estará disponible para debatir siempre que “no se avasallen los derechos adquiridos”.

“Lo que queremos escuchar es que a nuestros compañeros no se les van a sacar derechos. Porque Vaca Muerta es posible con los trabajadores adentro, respetando la dignidad, el esfuerzo, las 12 horas, los viajes, la ausencia de la familia y el sacrificio que implica el trabajo en la industria”, agregó.

Dijo que siempre se caracterizaron por una conducta “responsable” y “equilibrada”, pero que están dispuestos a “salir a luchar” si es necesario.

Rucci es uno de los principales aliados del gobierno de Rolando Figueroa en Neuquén y tiene la representación de casi 30.000 trabajadores en la Cuenca.

El sindicato no participó el jueves de la movilización convocada por la CGT, que sí tuvo entre sus filas a otro de los gremios de peso en Vaca Muerta como es la Uocra.

La marcha en la Ciudad de Buenos Aires ubicó al dirigente de Añelo, Juan Carlos Levi, encabezando la columna que se extendió por unas diez cuadras y reunió a las 42 organizaciones que integran la delegación provincial de la central obrera.

Levi es otra pieza fundamental en la pata sindical del gobierno de Figueroa y mostró el jueves su poder de convocatoria.

Castelli dijo que ya mantuvo reuniones separadas con la CGT, con Uocra y con Petroleros para recoger sus opiniones sobre la reforma. “Petroleros está estudiándola”, sostuvo.

La CGT, movilizada y en contra

El posicionamiento de la CGT Neuquén, que hoy nuclea a un 40% de los trabajadores del sector privado en la provincia, es más concreto: uno de los integrantes del triunvirato y diputado del MPN, Ramón Fernández, consideró que la ley será perjudicial “en todo” para los empleados y las organizaciones sindicales.

El dirigente lidera el Centro de Empleados de Comercio (CEC), otro rubro fundamental en la configuración de los puestos de trabajo de la provincia.

El documento que elaboró la central y que le entregaron al gobierno y, por su intermedio, a las representantes de La Neuquinidad en el Congreso, alertó que el proyecto “beneficia claramente a los empleadores al reducir costos indemnizatorios, facilitar tercerizaciones y despidos”.

“Fragmenta la negociación colectiva al limitar la ultraactividad de los convenios y darles prioridad a los convenios por empresa sobre los de actividad, facilitando acuerdos a la baja donde la organización sindical es más débil”, plantea el texto.

También aseguraron que la reforma “restringe el ejercicio real del derecho de huelga y de la vida interna de los gremios al declarar las asambleas como tiempo no pago, ampliar desmedidamente las actividades consideradas servicios esenciales o “trascendentales” y fijar servicios mínimos tan altos que vacían de contenido las medidas de fuerza”.

El documento hace un llamado “a cada representante de la provincia del Neuquén en el Congreso a la Nación a rechazar este proyecto de Modernización Laboral, que afectará seriamente el presente y futuro de la clase trabajadora”. “Hacemos responsables al Poder Ejecutivo Nacional y a quienes voten favorablemente este proyecto de las consecuencias sociales, económicas y políticas que su aprobación generará”, concluyeron.

Fernández alertó que el proyecto “quiere eliminar los convenios colectivos y pasar a tener sindicatos por empresa como existe en Chile” y ya pidió una audiencia con Figueroa para hablar de la reforma.

La visión de las pymes

El secretario de Trabajo de la Nación, Julio Cordero, dijo el miércoles en el Senado que hace falta “de manera imperiosa” una modificación en la legislación de la Argentina que tienda a una “modernización en el esquema laboral” y aseguró que el proyecto “tuvo en cuenta la visión de las pymes”, a las que consideró entre las beneficiarias de la reforma.

“Se buscó reducción significativa de los costos que terminan fomentando la informalidad”, afirmó.

El secretario de la Federación de Cámaras del Sector Energético de Neuquén (Fecene), Daniel González, dijo a este medio que la organización aún no tiene una posición tomada sobre el contenido de la reforma laboral y que tratarán de ser “prudentes” por tratarse de un tema “delicado”.

“Como empresario pyme puedo decir que hay aspectos fundamentales que apuntan a eliminar la litigiosidad sobre aspectos que hoy no están claros en la legislación como el método de liquidación de las indemnizaciones por despidos, que hoy quedan a criterio de los jueces”. “En eso se está poniendo claridad”, analizó.

Sin embargo, señaló que el proyecto, tal como está presentado, “no disminuye demasiado los costos laborales”. Advirtió que hoy, por cada 100 pesos que se le pagan a un trabajador, se deben sumar otros 60 más en concepto de gastos no salariales como son las contribuciones.

Por otro lado, consideró como positiva la ampliación del período de prueba de tres a seis meses, porque “da la oportunidad de evaluar mejor al trabajador antes de incorporarlo a la nómina”.

En la provincia de Neuquén hay unos 147.000 empleos privados, según los últimos datos del SIPA, y fue la única con un crecimiento del 2,9% en los últimos dos años, en un contexto nacional marcado por la pérdida de puestos de trabajo.

, Andrea Durán

YPF inauguró la sala de Real Time Operations Room (RTOR) en la refinería de La Plata que integra todas las operaciones críticas de las instalaciones de la planta y le permite tomar decisiones en tiempo real sobre la operación del complejo industrial. La sala de RTOR, que sirve para ejecutar operaciones, se complementa con el espacio de visualización en tiempo real inaugurado en marzo llamado Real Time Intelligence Center (RTIC).

La nueva sala lleva un control de alrededor de 200.000 variables (por ejemplo, análisis de caudales, el estado de las válvulas, entre otros) que forman parte de la operación de las cuatro secciones principales del complejo industrial: la refinación de combustibles, la elaboración de lubricantes, productos petroquímicos y la fabricación de asfalto.

Diego Agrelo, director del Complejo Industrial La Plata de YPF, señaló ante una vista de periodistas en la que participó EconoJournal, que “la tecnología que incorporó la refinería este año incluye una sala de visualización (RTIC) y otra de ejecución (RTOR) y que ambas están integradas y operan en tiempo real”. Y añadió que “es un paso adelante en el control y ejecución en tiempo real en el mismo espacio físico. La sala Operations Room que inauguramos esta semana permite lograr mayor eficiencia y conectividad entre las personas que toman las decisiones”.

“El petróleo de Vaca Muerta es más liviano y esto nos demanda realizar ajustes en nuestras instalaciones para poder procesarlo. El desafío para el próximo año es seguir maximizando el crudo de Vaca Muerta”, añadió Agrelo. Y señaló también que “la estructura de abastecimiento de la refinería está cambiando y nos tenemos que amoldar a ese cambio. La cuenca Neuquina sigue ganando peso relativo respecto de la del Golfo San Jorge. Para nosotros es un desafío porque cambia la canasta de la materia prima que procesamos”.

Petróleo de Vaca Muerta

La histórica refinería de La Plata fue inaugurada el 23 de diciembre de 1925 por el entonces presidente de YPF, Enrique Mosconi. Este martes la planta cumple un siglo de operación. En los últimos años viene incorporando tecnología y adaptando sus procesos e instalaciones para refinar cada vez más crudo liviano de Vaca Muerta.

Actualmente, el 70% del petróleo que refina YPF en La Plata es el no convencional de Vaca Muerta y el 30% restante es crudo pesado de la cuenca del Golfo San Jorge. El proceso de adaptación al crudo liviano de la cuenca Neuquina por parte del complejo instalado en la localidad de Ensenada es vertiginoso, ya que en 2021 el mix era distinto: el 60% del crudo que refinaba la planta era del Golfo San Jorge y el resto era shale oil.

La refinería de La Plata de YPF llegó este año a un procesamiento máximo de 211.000 barriles diarios. La llegada del Real Time en marzo y la nueva sala RTOR que comenzó a operar estos días le permitió a la compañía alcanzar una mayor optimización sobre la misma cantidad de petróleo refinado.

Es decir, con un barril de crudo YPF obtiene en la refinería de La Plata alrededor de un 2% más de productos derivados que antes. La planta pasó de un 43% de destilados medios por barril a alcanzar casi un 45,5%, según explicó Agrelo.

Real Time

“Cuando no contábamos con la tecnología Real Time, ocurría un desvío de algún indicador o de un proceso y demorábamos dos o tres turnos para volver al punto óptimo de la operación. Hoy, ante el mismo desvío, se resuelve en el mismo turno porque los procesos de análisis de variables y la ejecución en tiempo real operando de manera conjunta permiten el retorno al punto óptimo de calidad y rendimiento de manera mucho más rápida que antes. Esta velocidad permitió incrementar la producción un 2% en este 2025 con la misma materia prima”, destacó a EconoJournal el gerente de Producción y Refino de la planta de YPF de La Plata, Manuel Alardi.

En tanto, Agrelo explicó que “la tecnología Real Time Intelligence Center lo que hace es integrar información de los distintos puntos de operación del complejo para detectar a dónde hay un desvío y genera una instrucción para volver al punto óptimo de operación. Ahora, con la nueva sala Real Time Operations Room, la operación está integrada y se hace la ejecución en tiempo real”.

“Lo que buscamos en todo esto es alcanzar el mayor rendimiento de los productos, mayor rentabilidad y mejor uso de la materia prima. A partir del Real Time los tiempos de retorno al punto óptimo se redujeron un 50%. La refinería de La Plata de YPF está posicionada dentro del grupo de las mejores del mundo”, finalizó el ejecutivo de YPF.

, Roberto Bellato

El portavoz del Ministerio de Relaciones Exteriores de China, Lin Jian, condenó la incautación de buques cisterna que transportaban petróleo venezolano por parte de Estados Unidos, al considerar que esta acción viola gravemente el derecho internacional y los principios básicos que rigen las relaciones entre los Estados. El sábado la Guardia Costera estadounidense confiscó un buque que transportaba crudo venezolano al gigante asiático.

“La incautación arbitraria por Estados Unidos de embarcaciones de otros países viola seriamente el derecho internacional”, afirmó el diplomático, al tiempo que reiteró la posición constante de Beijing contra medidas coercitivas unilaterales impuestas al margen de los mecanismos multilaterales.

“China siempre se opone a las sanciones unilaterales ilegales que carecen de fundamento en el derecho internacional y no están autorizadas por el Consejo de Seguridad de las Naciones Unidas. También se opone a cualquier acción que viole los propósitos y principios de la Carta de las Naciones Unidas, atente contra la soberanía y la seguridad de otros países o constituya actos de intimidación unilateral”, declaró Lin en una rueda de prensa diaria.

Las incautaciones de Estados Unidos que motivaron la reacción de China

La incautación de buques petroleros representa la tercera fase de un endurecimiento de la política estadounidense hacia el régimen del presidente venezolano Nicolás Maduro. El 10 de diciembre, Washington había incautado el buque Skipper y confiscado su cargamento de crudo.

Días después, el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, ordenó un bloqueo total a la entrada y salida de Venezuela de todos los petroleros sancionados por su gobierno.

Las medidas forman parte de una campaña más amplia de presión contra Caracas, a la que Washington acusa de dirigir una red de narcotráfico. Desde agosto, Estados Unidos ha mantenido un despliegue militar significativo en el marco de operaciones antinarcóticos que han resultado en la destrucción de aproximadamente 30 embarcaciones presuntamente vinculadas al tráfico de drogas y la muerte de más de cien tripulantes en ataques con misiles en el Caribe y el Pacífico oriental.

La Guardia Costera estadounidense confiscó el fin de semana un segundo petrolero sancionado frente a las costas venezolanas y anunció que mantiene una “persecución activa” de un tercer buque en el mar Caribe.

De acuerdo con The New York Times, que citó a un funcionario estadounidense y a dos fuentes de la industria petrolera venezolana, el barco detenido se llama Centuries y no figura en la lista de petroleros sancionados por Estados Unidos. Por el contrario, el medio señaló que el buque, con bandera panameña, pertenece a una empresa petrolera con sede en China que transporta crudo venezolano a refinerías del país asiático.

“Estados Unidos continuará persiguiendo el movimiento ilícito de petróleo sancionado que se utiliza para financiar el narcoterrorismo en la región”, declaró la secretaria de Seguridad Nacional, Kristi Noem, en un comunicado publicado en redes sociales tras la captura del segundo navío. “Los encontraremos y los detendremos”, advirtió.

Este lunes trascendió que Trump tiene previsto realizar un anuncio por la tarde junto al secretario de Defensa, Pete Hegseth, y el secretario de la Marina, John Phelan, desde su residencia de Mar-a-Lago, en medio de la creciente tensión con Venezuela

La reacción de Nicolás Maduro frente a la incautación de buques

El presidente de Venezuela, Nicolás Maduro, calificó como “piratería de corsarios” el asalto a buques petroleros y la confiscación de crudo venezolano por parte de Estados Unidos, en el contexto de un despliegue militar agresivo en el mar Caribe. 

En un mensaje difundido a través de su canal oficial de Telegram, el jefe de Estado denunció que estas acciones forman parte de una campaña sostenida de agresión contra el país: “Venezuela tiene 25 semanas denunciando, enfrentando y derrotando una campaña de agresión que va desde el terrorismo psicológico hasta los corsarios que han asaltado petroleros”.

En medio de las tensiones, Venezuela anunció el domingo la salida del buque Canous Voyager, de Chevron, cargado con petróleo venezolano rumbo a Estados Unidos. Chevron opera en Venezuela asociada con PDVSA gracias a una licencia del Departamento del Tesoro que la exime de las sanciones.

, Redaccion EconoJournal

Los récords históricos de producción hidrocarburífera, en un contexto de compleja interacción política y legislativa, invitan a preguntarse si el sector energético puede por sí solo rescatar la economía nacional o si su éxito está estrictamente encadenado a una normalización macroeconómica que aún se percibe en proceso. La cuestión fue analizada por Juan José Aranguren, ex ministro de Energía; Gustavo Lopetegui, ex secretario de Energía; y Javier Rodríguez Galli, abogado especialista en Oil & Gas del Estudio Bruchou & Funes de Rioja en el cierre de la segunda temporada de Dínamo – Charlas de Energía.

Lo primero que puede decirse de 2025, de acuerdo con Aranguren, es que desde un punto de vista energético dejó saldos positivos que “nadie esperaba un año antes”. “Se batieron dos marcas mensuales históricas: una producción de 859.000 barriles diarios de petróleo y un promedio de 157 millones de metros cúbicos (m3) de gas por día”, precisó. A su entender, estos logros se complementan con hitos comerciales inéditos, como la firma de contratos privados a siete años para la provisión de gas natural licuado (GNL) con una empresa alemana y acuerdos con la chilena ENAP para cubrir el 35% de su demanda.

En cuanto a la caída del valor internacional del crudo por debajo de los 60 dólares, sostuvo que «la mejor respuesta a los precios bajos son los precios bajos». En un mercado privado, explicó, el riesgo lo asumen las empresas. “Así, la oferta ajusta automáticamente hasta encontrar un nuevo equilibrio”, señaló.

Señales de confianza

Más allá de compartir el optimismo, Lopetegui introdujo una dosis de cautela técnica al poner el foco en el ritmo de crecimiento. En ese sentido, expuso que Vaca Muerta viene creciendo por encima del 20% anual, una tasa que genera tensiones logísticas y financieras «traumáticas» que los balances de las empresas deben ser capaces de soportar. “Aunque el mercado de capitales a nivel mundial es infinitamente profundo, la limitación real reside en la relación entre el patrimonio neto y el endeudamiento de las compañías argentinas”, advirtió.

No obstante, reconoció, se vislumbran señales de confianza de largo plazo, como la licitación de capacidad de transporte por 50 años de Pluspetrol y el proyecto de Profertil, que implica una inversión de US$2.000 millones para sustituir importaciones de fertilizantes.

A su turno, Rodríguez Galli analizó la ejecución de la infraestructura, señalando que proyectos que antes se consideraban «faraónicos» hoy están construidos al 50 por ciento. Asimismo, calificó como un «test ácido» el cierre del primer project finance en la Argentina después de 25 años para el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), por un monto de US$2.100 millones. “Se garantizó el repago a través de contratos de exportación y cuentas en el exterior, lo que demuestra que si tenés las herramientas jurídicas y regulatorias, el mercado te presta«, aseguró.

Búsqueda de competitividad

Un momento de intensa interacción entre los panelistas surgió al discutir la ampliación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) al sector de exploración y producción (Upstream). Rodríguez Galli defendió la medida como un paso «estructural», argumentando que “el desarrollo del segmento no convencional requiere inversiones masivas en plantas de tratamiento, separación y oleoductos de captación que son de largo plazo, y no se limitan a perforar pozos”. Aranguren coincidió fervientemente, afirmando que el RIGI «adelanta el futuro» al bajar la carga impositiva y asegurar la disponibilidad de divisas, algo vital para que el inversor tome la decisión de qué hacer con su producido.

Lopetegui, sin embargo, planteó una disidencia conceptual marcada al advertir sobre el «agravio comparativo» que genera el RIGI para los sectores que no lo tienen. «Para mi fábrica de quesos no tengo RIGI porque es chica«, graficó el ex funcionario público, sosteniendo que el objetivo del Estado debe ser establecer reglas estables para el 100% de la economía en lugar de promover sectores mediante regímenes de excepción. Consultado sobre la posibilidad de recrear mesas de competitividad para proveedores, Lopetegui confesó que ese término le genera «urticaria», prefiriendo que el mercado coordine la cadena de valor. Aranguren reforzó esta idea, señalando que “el Estado muchas veces torpedea la iniciativa privada”, como ocurre con la falta de actualización de impuestos a los combustibles que frena la competitividad del gas natural comprimido (GNC).

Lección aprendida

Al abordar la coyuntura política, Lopetegui recordó de forma vívida lo «traumática» que fue la experiencia de gobierno en 2018 y 2019. “El actual equipo económico aprendió la lección aplicando la estrategia inversa: en lugar de un shock de liberación cambiaria con gradualismo fiscal, han optado por un shock fiscal abrupto (bajando el 30% del gasto primario en un mes) y un gradualismo monetario para no depender de subidas bruscas del dólar”, ponderó. Este enfoque, acotó, “ha permitido llegar a un diciembre atípicamente tranquilo”.

En este contexto de reformas, Aranguren celebró el nuevo sendero tarifario en materia de electricidad y gas, buscando reducir subsidios gradualmente a partir de enero. “El próximo invierno será el último con importaciones significativas de GNL gracias a la finalización de gasoductos clave”, anticipó el experto, quien subrayó que la caída de la inflación permite manejar las variables energéticas de forma «profesional», evitando el descalce entre inversiones en dólares y recaudación en pesos.

La encrucijada minera

La agenda legislativa para 2026 ocupó un lugar central en el debate, con Aranguren cuestionando la brecha minera con los países vecinos: «¿Por qué nosotros exportamos US$5.400 millones y Chile, u$s 57.000 millones?«, comparó. Desde su óptica, este retraso se vincula con la incertidumbre del «área periglaciar» establecida en la Ley de Glaciares, que ha mantenido proyectos mundiales de cobre en un «limbo legal”. “Hay que devolver la responsabilidad a las provincias para que los estudios de impacto ambiental definan si se afecta una reserva hídrica estratégica, permitiendo la actividad si no hay daño hídrico real”, sugirió.

Rodríguez Galli complementó esta visión planteando que “la incertidumbre regulatoria en minería es mayor que en hidrocarburos”, donde las reglas son «bien claras» para los inversores extranjeros. Ante ello, Aranguren insistió en la urgencia de dinamizar el cobre, dado que la demanda de la humanidad se multiplicará por seis hacia 2050 debido a que la electricidad duplicará su peso como carrier de energía global.

Nuevos operadores

Acerca de la relación entre la Nación y las provincias, Rodríguez Galli advirtió sobre la necesidad de no «desordenar» el marco regulatorio. En esa dirección, cuestionó que la modificación de la Ley Bases haya habilitado que las regalías subieran del 12% al 15% para nuevas concesiones, lo cual introduce “una complejidad adicional al explicar el sistema jurídico a inversores internacionales”.

Aranguren coincidió en que el crecimiento de Neuquén atrae tensiones por la captura de renta petrolera, pero enfatizó que la infraestructura urbana en lugares como Añelo siempre corre por detrás del desarrollo productivo.

En este escenario, Rodríguez Galli destacó como un hito la llegada de Continental Resources, el primer operador puro de shale de Estados Unidos en ingresar a Vaca Muerta. Para el especialista, esta llegada es una señal de madurez del ecosistema, al igual que la posible aparición en 2026 de compañías de Midstream con fondos estadounidenses. “Esto permitirá a las operadoras enfocarse exclusivamente en la inversión en pozos”, estimó.

Idea peligrosa

Hacia el final de la charla, surgió la discrepancia más marcada de la jornada. Lopetegui cerró con una advertencia sobre lo que llamó una «idea peligrosa»: creer que Vaca Muerta salvará a la Argentina por sí sola. En efecto, recordó que el sector representa apenas el 4% del Producto Bruto Interno (PBI) y avisó que “el bienestar de los ciudadanos dependerá, en última instancia, de reglas macroeconómicas correctas y estables para el resto de la economía”.

Inmediatamente, Aranguren intervino para plantear lo contrario: «Vaca Muerta está salvando a la Argentina«. A su criterio, sin este desarrollo, el país no contaría hoy con el 70% de su producción de hidrocarburos.

Para cerrar, Rodríguez Galli aportó una mirada optimista hacia 2026, condicionada a que “se mantenga la disciplina macroeconómica y el orden regulatorio que permitió recuperar la confianza del mercado internacional”. Quedó planteado, de ese modo, que aunque el recurso geológico es extraordinario, su éxito definitivo sigue atado a la capacidad de la política para estabilizar el entorno económico general.

, Redaccion EconoJournal

Naturgy Argentina recibió el Premio al Mejor Reporte Social de la República Argentina otorgado por el Foro Ecuménico Social y dos premios de  la categoría Acciones Sociales por el lanzamiento de la aplicación de la Oficina Virtual en San Juan y por las acciones de voluntariado 2025.

“Estamos muy agradecidos con el Foro Ecuménico Social y APSAL por estas distinciones que ponen en valor la estrategia de sostenibilidad de la compañía y nuestro compromiso con la sociedad”, aseguró Verónica Argañaraz, Directora de Comunicación y Relaciones Institucionales de Naturgy Argentina.

El Foro Ecuménico Social premia anualmente a empresas, ONG´s y personalidades destacadas por su compromiso con la sociedad. Y los Premios APSAL reconocen la excelencia en productos y servicios. Así, distinguen a las iniciativas orientadas a la solidaridad, la responsabilidad social y la sustentabilidad.

Acciones premiadas

• El Reporte de Sostenibilidad 2024 de Naturgy Argentina tiene la particularidad de ser el primero que consolida la información de sus tres empresas—Naturgy BAN, Naturgy NOA y Naturgy San Juan—bajo una identidad única y fortalecida. Este informe rinde cuentas sobre el desempeño de la compañía y reafirma su compromiso con la sostenibilidad como pilar fundamental del negocio.

• En relación con la Oficina virtual, en un contexto de digitalización y nuevos hábitos de consumo, Naturgy San Juan modernizó y optimizó la atención al cliente con el lanzamiento de una nueva aplicación. Así, sus oficinas de atención presencial se reconvirtieron en espacios digitales para la mejor atención de los usuarios con diversas alternativas para concretar sus trámites de manera ágil, rápida y segura.
• En Naturgy, el voluntariado es un reflejo de nuestra cultura y un motor de impacto. Con el fin de profesionalizar este compromiso y en el marco de la integración en Naturgy Argentina (Naturgy BAN, Naturgy NOA y Naturgy San Juan), se lanzó el Programa de Formación en Voluntariado Corporativo en alianza con la Asociación Conciencia para propiciar estos espacios que acercan a las personas. Este acuerdo incluyó la capacitación de los colaboradores para que desarrollen habilidades clave y se conviertan en agentes de cambio, transformando comunidades y demostrando que la acción colectiva es la base para un crecimiento sostenible y con valor social.

, Redaccion EconoJournal

Naturgy Argentina llevó a cabo otra  jornada de “Sembrando Futuro”, su programa de educación ambiental y restauración de la biodiversidad. El evento se realizó el 14 de noviembre en la Nueva Plaza San Martín, en la localidad de Alberti y contó con la participación de jóvenes entre 11 y 18 años de distintas organizaciones locales.

“Sembrando Futuro” es un programa que Naturgy inició en el 2016 para fomentar la formación, concientización y restauración de la biodiversidad, contribuyendo al cuidado del ambiente y a la construcción de un futuro más sostenible. A través de acciones participativas junto a jóvenes, escuelas y comunidades locales, promueve la conciencia ambiental y el cuidado del entorno natural.

Educación ambiental

Durante la jornada realizada en Pilar, provincia de Buenos Aires, los jóvenes representantes de organizaciones locales recorrieron distintas postas temáticas sobre energía, reciclaje y los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS), convirtiéndose en verdaderos Protectores Ambientales.

La jornada finalizó con una plantación de especies nativas, símbolo del compromiso con el cuidado del planeta. En total, se plantaron 20 árboles en la plaza y se entregaron 80 adicionales al Municipio para continuar la forestación en otros espacios verdes de la localidad. Entre las especies seleccionadas se incluyeron chiltos, anacahuitas, curupíes, sen del campo, talas y molles, lo cual se alinea con el objetivo de promover la diversidad vegetal y la restauración del ecosistema local.

“Nos produce una profunda satisfacción el avance de este programa que deja huella en las comunidades. La estrategia de sostenibilidad de Naturgy Argentina se refleja en cada acción que realizamos”, aseguró Verónica Argañaraz, Directora de Comunicación y Relaciones Institucionales de Naturgy Argentina.

La plantación realizada refleja el espíritu del programa: aprender, actuar y sembrar conciencia para el futuro.

, Redaccion EconoJournal

La distribuidora de gas Camuzzi informó que las obras de repotenciación del Sistema de Cordillerano Patagónico se encuentran avanzando conforme lo planificado. Por ello, a partir del 05 de enero de 2026 la compañía se encontrará en condiciones de liberar las factibilidades de gas natural en toda la región.  

La medida implica que todos aquellos vecinos que deseen conectarse al gas natural y cuenten con la aprobación técnica de sus instalaciones internas podrán, desde la fecha indicada, solicitar suministro.

“Es importante destacar que en julio de 2022 y ante la falta de concreción de las obras necesarias para acompañar el crecimiento de la demanda – ajenas a Camuzzi – la compañía se vio obligada a restringir el acceso de nuevos usuarios a la red. Esta medida tuvo como objetivo garantizar el suministro a los vecinos ya conectados por sobre las futuras conexiones, en cumplimiento de lo establecido por el marco regulatorio”, destacaron desde la empresa.

Las obras se llevaron adelante tras una inversión superior a los $51.800 millones (de los cuales casi $25.000 millones fueron financiados por los bancos provinciales del Chubut y Neuquén) y al trabajo mancomunado con las provincias del Neuquén, Rio Negro y Chubut.

Repotenciación del Sistema Cordillerano Patagónico

La repotenciación del Sistema Cordillerano Patagónico contempla la construcción de una nueva Planta Compresora en Alto Rio Senguer, otra Planta Compresora en la localidad de Holdich, como así también el montaje de un nuevo equipo de compresión en la actual Planta Compresora que Camuzzi posee en la localidad de Gobernador Costa.

En paralelo ya se concretó otro hito clave de esta obra: la interconexión del Gasoducto Patagónico con el Gasoducto General San Martín. “Esta vinculación permitió dejar atrás la inyección de gas desde un único yacimiento cercano a Comodoro Rivadavia y conectar de manera directa y permanente la infraestructura regional con el sistema troncal de gasoductos de la Argentina, fortaleciendo la confiabilidad y la sostenibilidad del servicio”, ´precisaron desde la compañía.

El sistema de transporte y distribución

El Sistema de Transporte y Distribución de gas natural Cordillerano-Patagónico cuenta con casi 1.500 km. de gasoductos troncales y más de 200 km. de loops, superando los 1.700 km. de extensión de cañerías con diámetros de 3”, 4”,6”,8”,10” y 12 pulgadas. El Sistema abastece a un total de 25 localidades de las provincias de:

• Chubut: Río Mayo, Alto Río Senguer, Lago Puelo, José de San Martín, Gobernador Costa, Río Pico, Corcovado, Tecka, Trevelin, Esquel, El Maitén, Cholila, Epuyén, El Hoyo de Epuyen.
• Río Negro: Ñorquinco, Pilcaniyeu, Dina Huapi, Comallo, Onelli, Ingeniero Jacobacci, El Bolsón y Bariloche.
• Neuquén: Villa La Angostura, San Martín de los Andes y Junín de los Andes.

“La culminación de esta obra, pendiente durante tantos años, refuerza el compromiso de Camuzzi con el desarrollo de toda la región, posibilitando que en el corto plazo miles de usuarios, comercios e industrias puedan conectarse al gas natural y, de esta forma, potenciar el crecimiento del país en su conjunto”, concluyeron desde la distribuidora.

, Redaccion EconoJournal

En un momento en que el debate sobre el hidrógeno pasa de las expectativas a los pasos mensurables, DECARBON 2026 se celebrará con Shell como anfitrión, creando un entorno para un intercambio centrado e impulsado por la industria. El Panel de Líderes reunirá a expertos que operan en la intersección de políticas, tecnología y planificación industrial. En lugar de revisar narrativas a largo plazo, la sesión examina las condiciones prácticas que configuran el progreso: estructuras de costos, integración en activos existentes, limitaciones de infraestructura y vías realistas para escalar.

Cadena de valor del hidrógeno

Para explorar estas cuestiones desde diferentes perspectivas, el panel contará con especialistas que trabajan en segmentos clave de la cadena de valor del hidrógeno:

– Martin Kardos, director de Proyectos de Hidrógeno Verde en MOL Group, disertará sobre el desarrollo de la cadena de valor del hidrógeno verde en la región de Europa Central y Oriental: cómo las iniciativas iniciales avanzan a pesar de las deficiencias de infraestructura y por qué los primeros proyectos influyen en la competitividad a largo plazo.

– Fabio Ferrari, jefe del Departamento de Soluciones de Integración y Carbono Circular en NextChem, hablará sobre la Tecnología de Oxidación Parcial Catalítica como herramienta para la producción de hidrógeno bajo en carbono en entornos industriales, con especial atención a la viabilidad operativa y el impacto en los costes.

– Javier Manzano, director Comercial de Tecnología en Técnicas Reunidas SA, dará cuenta del rol que ocupará el hidrógeno para la transformación industrial: integración del hidrógeno en los activos actuales mientras se prepara para fases de descarbonización más avanzadas.

– Camilla Montemurro, Asesora de Políticas en Eurogas, se referirá al hidrógeno bajo en carbono en la normativa de la UE: factores que aceleran la implementación, áreas que siguen siendo ambiguas y sus implicaciones para la planificación y los plazos.

Hidrógeno bajo en carbono

Tras estas aportaciones, la sesión se convertirá en un debate estructurado que abordará cuestiones clave para la toma de decisiones de la industria:

– Cómo la integración tecnológica puede reducir el coste del hidrógeno;

– Qué elementos de infraestructura determinan la escalabilidad;

– En qué procesos el hidrógeno ya desempeña un papel fundamental en la descarbonización;

– Cómo la industria, los desarrolladores de tecnología y los responsables políticos coordinan las prioridades.

El Panel de Líderes, que se celebrará a puertas cerradas con breves aportaciones y un diálogo moderado, ofrecerá una visión clara de cómo los diferentes sectores del sector abordan las decisiones relacionadas con el hidrógeno en la actualidad.

Conseguí tu acceso a DECARBON 2026 y unite al debate de la industria acá.

, Redaccion EconoJournal

Si bien la Cámara de Diputados le dio media sanción al proyecto oficial de presupuesto 2026, el gobierno sufrió un duro traspié cuando le rechazaron todo el capítulo XI. Ese apartado incluía la derogación de la Ley de Financiamiento Universitario y de la Ley de Emergencia en Discapacidad, que fue lo que captó la mayor atención. Sin embargo, también modificaba aspectos clave en materia energética.

El capítulo XI incluía la derogación de la ampliación del Régimen de Zona Fría, la modificación del régimen original de Zona Fría y del Fondo Fiduciario que lo financia, la aprobación de un esquema de compensación cruzada para cerrar un conflicto histórico con las distribuidoras eléctricas, la extensión del régimen promocional para las energías renovables por 20 años y la modificación del destino de los fondos de la tasa aplicada a importaciones mineras realizadas con beneficios fiscales. Lo que sigue es un detalle de todos los cambios que el gobierno quiso concretar sin éxito.

Derogación de la ampliación del régimen de Zona Fría

El artículo 69 del proyecto de Presupuesto proponía derogar los artículos 4, 5, 6, 7 y 8 de la Ley 27.637, la norma aprobada por el Congreso en junio de 2021 que amplió el régimen de Zona Fría y estableció descuentos en las tarifas de gas natural para usuarios residenciales de amplias regiones del país.

El régimen de «zona fría” alcanzaba en 2021 a 79 departamentos distribuidos en 10 provincias y luego de la ampliación terminó abarcando a 230 departamentos de 14 provincias. La ley 27.637 sumó a gran parte de Buenos Aires, centro y sur de Córdoba, sur de Santa Fe, Mendoza y casi la totalidad de San Luis. Algunas de esas zonas se caracterizan por sus climas templados, importantes niveles de actividad económica y una media/alta densidad poblacional.

Los artículos que se buscaba derogar regulaban la ampliación del universo de beneficiarios y del alcance territorial del régimen de Zona Fría (artículos 4°, 6° y 7°), los niveles de descuento en la tarifa de gas —30% de descuento sobre el tarifario pleno y 50% para los sectores vulnerables y entidades de bien público— (artículos 4°, 5° y 6°), y las facultades del Poder Ejecutivo para ampliar territorios, revisar periódicamente el régimen, ajustar criterios de elegibilidad y establecer mecanismos de renuncia al beneficio (artículo 8°).

En términos prácticos, la derogación implicaba desactivar el esquema legal que sostiene los subsidios diferenciales al gas por razones climáticas, dejando sin base normativa la ampliación del régimen y permitiendo desactivar o reducir esos beneficios.

Modificación del régimen original de Zona Fría

El artículo 68 modificaba el artículo 3 de la Ley 27.637, que alcanza a las regiones incluidas en el régimen de zona fría original –enumeradas en el artículo 75 de la Ley 25.565 de 2002–. El artículo 3 garantiza que, en esas zonas originales se debe aplicar un descuento del 50% del cuadro tarifario pleno. Es decir, la ley blinda el nivel del subsidio, fijando por norma legal el porcentaje de descuento y dejando poco margen de discrecionalidad al Poder Ejecutivo.

El texto original dice exactamente que los beneficios “serán equivalentes al cincuenta por ciento (50%) de los cuadros tarifarios plenos establecidos por el Enargas. La tarifa diferencial establecida en este artículo no excluirá los beneficios otorgados por otras normas”, mientras que el artículo modificado que propuso el gobierno decía que esos beneficios “serán determinados por el Poder Ejecutivo Nacional, por sí o a través de la autoridad de aplicación de la presente Ley, con las modalidades que considere pertinentes”.

Es decir, la modificación propuesta eliminaba ese porcentaje fijo del 50% y lo reemplazaba por una fórmula abierta: el beneficio pasaba a ser determinado por el Poder Ejecutivo, en las modalidades que considere pertinentes. En la práctica, esto implicaba deslegalizar el nivel del subsidio, manteniendo formalmente el régimen de Zona Fría original, pero habilitando al gobierno nacional a reducir, modificar o redefinir el descuento sin necesidad de una nueva ley del Congreso.

Modificación del Fondo Fiduciario con el que se financia la Zona Fría

Este artículo 67 del proyecto de presupuesto modificaba el artículo 75 de la ley 25.565 que regula el Fondo Fiduciario con el que se financian los subsidios al consumo de gas en las zonas frías históricas del país, donde se incluye la Región Patagónica, Departamento de Malargüe de la provincia de Mendoza y la Región conocida como “Puna”.

El fondo se nutre de un recargo de hasta 7,5% sobre el precio del gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte, que pagan todos los consumos en el país (con excepción de exportaciones), y se utiliza para compensar a las empresas proveedoras y distribuidoras por la aplicación de tarifas bonificadas en esas regiones, además de subsidiar la venta de garrafas y gas a granel.

La modificación propuesta en el artículo 67 sustituía el texto vigente del artículo 75 con cambios formales y operativos, pero sin alterar la lógica central del régimen. Se redefinía el objeto del fondo —pasando de “consumos residenciales” a “consumos de gas”, con una redacción más amplia— y se precisaba que las compensaciones se pagan a las empresas proveedoras por las ventas realizadas por distribuidoras y subdistribuidoras. También se incorporaba explícitamente la exclusión de las exportaciones de gas y GNL del recargo y se actualizaba el organismo recaudador (ARCA, en lugar de AFIP).

En términos sustantivos, el artículo no eliminaba ni reducía el Fondo ni el recargo, ni afectaba la vigencia del régimen hasta 2031, sino que ordenaba y actualizaba su redacción, armonizándola con cambios institucionales y con el esquema general de subsidios. El impacto era técnico-reglamentario, no fiscal inmediato: el Fondo seguía existiendo, financiándose con el mismo recargo y cumpliendo el mismo objetivo de sostener tarifas diferenciales en las zonas frías históricas.

Compensación cruzada para cerrar conflicto con las distribuidoras eléctricas

El artículo 71 del proyecto de Presupuesto habilitaba al Ejecutivo a calcular los ingresos dejaron de percibir las distribuidoras eléctricas durante la emergencia tarifaria y usar ese eventual crédito para compensar deudas que tienen con Cammesa, a cambio de que renuncien a reclamos judiciales, extendiendo el mecanismo a provincias que asuman el costo en sus propias jurisdicciones.

Este problema surgió a partir de la sanción la Ley de Emergencia Económica en 2002, durante la gestión de Eduardo Duhalde, tras la caída de la Convertibilidad. Las distribuidoras cobraron menos ingresos que los previstos en sus contratos de concesión y, al mismo tiempo, muchas acumularon deudas con Cammesa por la energía comprada en el Mercado Eléctrico Mayorista.

En el caso de Edenor y Edesur, distribuidoras bajo jurisdicción nacional, la Secretaría de Energía debía, a partir de la entrada en vigencia de este procedimiento, calcular la diferencia entre lo que efectivamente cobraron durante las emergencias y lo que deberían haber cobrado según el contrato de concesión. Si surgía un crédito a favor de la distribuidora, el Poder Ejecutivo podía ordenar a Cammesa que lo aplique para cancelar deudas que esas distribuidoras tengan con el organismo por compra de energía. Todo esto estaba condicionado a que la distribuidora renuncie a cualquier reclamo judicial o administrativo por la emergencia tarifaria. No había pago en efectivo. Solo era compensación contable contra deudas.

Las dos distribuidoras apuntaban a poder saldar deudas con Cammesa cercanas a los US$ 400 millones que fueron regularizadas este año a través de un régimen de 72 cuotas con una tasa de interés conveniente a las empresas. A su vez, el objetivo del gobierno nacional era sanear los balances de las distribuidoras de modo tal de convertirlas en sujetas de crédito para que estén en condiciones de conseguir financiamiento bancario y firmar contratos de compra de energía directamente con empresas generadoras.

La Secretaría de Energía del Ministerio de Economía era la que determinaba las diferencias de ingresos, quedando habilitada para definir la metodología, decidir qué conceptos incluir o excluir y establecer el procedimiento. No intervenía el Congreso, la Auditoría General de la Nación ni un organismo técnico independiente.

Al mismo tiempo, se planteaba un esquema similar para distribuidoras dependientes de jurisdicciones provinciales o municipales, pero con una diferencia clave: la Nación no asumía la deuda. Las provincias debían aceptar el procedimiento fijado por la Secretaría de Energía, reconocer como propia la deuda de sus distribuidoras con Cammesa y cancelarla aplicando directamente créditos que ya tenían contra el Estado nacional.

Extensión del régimen promocional para las energías renovables

El artículo 74 del proyecto de presupuesto que envió el Poder Ejecutivo, incluido también en el Capítulo XI, extendía por 20 años el régimen promocional para las energías renovables. El artículo decía: “Prorrógase hasta el 31 de diciembre del 2045 el plazo establecido en el artículo 17 de la Ley N° 27.191”. Es ese artículo el que explicita que el acceso y la utilización de las fuentes renovables de energía “no estarán gravados o alcanzados por ningún tipo de tributo específico, canon o regalías, sean nacionales, provinciales, municipales o de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, hasta el 31 de diciembre de 2025”.

Ahora el gobierno, deberá enviar otro proyecto para extender ese plazo o desde el año próximo provincias y/o municipios podrían aplicarle canon, regalías, impuestos o algún tipo de tasa a la actividad.

Modificación del destino de los fondos de la tasa aplicada a importaciones mineras

El artículo 73 del proyecto de presupuesto oficial modificaba el artículo 102 de la ley 11.672 que regula el destino de los fondos de una tasa de comprobación de destino aplicada a importaciones mineras realizadas con beneficios fiscales. Es decir, empresas mineras que importan bienes (maquinarias, equipos, insumos) con exenciones o beneficios fiscales pagan esa tasa para que el Estado controle que esos bienes se usen realmente en proyectos mineros.

Los recursos con afectación específica a la Secretaría de Minería y hasta ahora se utilizan para:

a) la totalidad de los gastos que origine el control del cumplimiento y promoción de las disposiciones contempladas en las normas que establecen incentivos a la actividad minera,

b) el desarrollo del Plan Social Minero, el apoyo técnico – científico para el Plan Nacional de Minerales para Enmiendas de Suelo, y

c) las actividades de apoyo a la actualización tecnológica de los proveedores mineros y de las Micro, Pequeñas y Medianas Empresas Mineras Nacionales, así como su vinculación entre Nación y provincia.

La modificación que había introducido el gobierno, y que fue rechazada por la Cámara de Diputados junto con todo el capítulo 11, proponía destinar esos fondos a:

a) la totalidad de los gastos que origine el control del cumplimiento y promoción de las disposiciones contempladas en las normas que establecen incentivos a la actividad minera, incluyendo la mencionada Ley Nº 24.196 y la Ley Nº 27.742, sin que implique limitación a otras que pudieran ser dictadas en el futuro.

b) las actividades que propicie la autoridad de aplicación de la Ley Nº 24.196 para promover el desarrollo de la actividad minera y el conocimiento e información geológica del país”.

En síntesis, el cambio eliminaba el destino social-productivo específico de esos fondos y ampliaba su uso hacia funciones generales de control, promoción e información geológica, alineadas con el nuevo esquema de incentivos, incluido el RIGI.

, Fernando Krakowiak

La Corte Suprema de Justicia rechazó este jueves 18 de diciembre una medida cautelar que había solicitado la Asociación de Superficiarios de la Patagonia (Assupa) contra YPF, Pampa Energía, Pan American Energy, Chevron y otras empresas, por un supuesto daño ambiental en la Cuenca Neuquina. Lo que argumentó el máximo tribunal es que Assupa no ofreció pruebas concretas que permitan justificar la solicitud ni justificó el carácter interjurisdiccional de los hechos.

“La presentación de la parte actora no permite tener por configurados los presupuestos señalados porque adolece de significativos defectos”, remarca el fallo firmado por el presidente de la Corte Horacio Rosatti y los conjueces Luis Renato Rabbi Baldi Cabanillas (Salta), Silvina Andalaf Casiello (Rosario) y Rocío Alcalá (Resistencia).

Rechazo a la cautelar por falta de pruebas

En primer lugar, la Corte sostiene que Assupa no conecta hechos dañosos concretos con conductas específicas de las empresas demandadas porque su planteo es genérico e indeterminado. No identifica eventos contaminantes precisos, ni lugares claramente delimitados, ni momentos, ni responsables individualizables, sino que se limita a afirmar la existencia de “incidentes ambientales” en abstracto en la Cuenca Neuquina

El supuesto daño ambiental que invoca Assupa se funda en las conclusiones del documento titulado “Relevamiento de la cuenca hidrocarburífera Neuquina mediante tecnología geoespaciales” realizado a su pedido por la empresa Astecna S.A. y que la asociación adjunta como anexo 6 de su demanda.

Assupa afirma que ese documento constituiría una “prueba de gran peso corroboratorio relativo al daño ambiental”, pero la Corte responde “que tal aseveración no se verifica en la medida en que este relevamiento no menciona pasivos ambientales concretos que deriven de la actividad hidrocarburífera, ni conecta daños con eventos específicos atribuibles a los sujetos demandados.

En la parte denominada “Finalidad del Trabajo”, el informe de Astecna afirma que “a través de las fotos de alta resolución se observa en detalle la magnitud de las locaciones petroleras, el impacto de las mismas sobre los ríos aledaños y el efecto de las picadas 3D sobre el terreno”. Eso lleva a la Corte a sostener que “las conclusiones generales del relevamiento no explicitan ningún hecho concreto y en tal sentido no ‘corroboran’ -tal la expresión utilizada por la actora- ningún daño ambiental atribuible a algún sujeto específico”.

Además, la Corte manifiesta su asombro por “una inverosímil propuesta consistente en invertir la carga de la prueba al considerar que los demandados no han probado que ‘la zona por la que se acciona no se encuentre dañada ambientalmente’. Aun desde una perspectiva dinámica de la carga probatoria, los términos en que formula el punto no permiten advertir por qué razón considera que su parte se encuentra exenta de toda obligación de precisar las circunstancias en las que se habrían producidos los hechos dañosos que denuncia”.

No se precisa el carácter interjurisdiccional

La Corte también objeta la presentación de Assupa porque en ningún momento precisa el carácter interjurisdiccional de los hechos que denuncia. “No localiza con algún grado mínimo de claridad los hechos contaminantes que invoca, limitándose a mencionar difusamente la Cuenca Neuquina como la ‘zona en litigio’, que sería el espacio en el que tales eventos habrían ocurrido”, se afirma.

La delimitación del área supuestamente afectada es clave para admitir la procedencia de la medida cautelar solicitada porque en un fallo de diciembre de 2014 el máximo tribunal ya había delimitado su competencia en la causa “a la recomposición integral del daño ambiental colectivo que provoque efectiva degradación o contaminación en recursos ambientales interjurisdiccionales” y declaró su incompetencia respecto de las pretensiones de naturaleza local o provincial, derivadas de la actividad hidrocarburífera en la Cuenca Neuquina.

Es crucial que la demandante pruebe el carácter interjurisdiccional de los hechos denunciados porque la competencia originaria de la Corte Suprema en materia ambiental es excepcional y está estrictamente limitada a los daños ambientales colectivos que afectan recursos compartidos por más de una jurisdicción; si los hechos son meramente locales o provinciales, la Corte carece de competencia y el caso debe tramitar ante jueces provinciales o federales ordinarios.

Por eso, sin una localización clara de los eventos contaminantes ni una explicación concreta de cómo el daño trasciende el territorio de una sola provincia, la Corte no puede ejercer válidamente su jurisdicción ni ordenar medidas de alcance general, ya que hacerlo implicaría invadir competencias provinciales y desconocer el esquema constitucional de distribución de poderes.

, Fernando Krakowiak

El presidente de Bolivia, Rodrigo Paz, anunció este miércoles el fin de la subvención a los combustibles, con incrementos inmediatos y sustanciales en los surtidores. El precio de la nafta prácticamente se duplicó, mientras que el precio del gasoil casi se triplicó. De esta forma, Bolivia comienza a poner fin a una política de larga data de congelamiento de precios en los surtidores que implicaba la erogación de entre US$1500 y US$2000 millones por año en subsidios.

El precio de la gasolina especial saltó de 3,74 a 6,96 bolivianos, un incremento de 86,1%, mientras que la premium pasó de 7,22 a 11, un 52,3%. El impacto más fuerte se lo llevó el precio del gasoil, que pasó de 3,72 a 9,80 bolivianos, un 163,4 por ciento.

«La quita de subsidios no significa abandono, sino orden y justicia«, dijo el primer mandatario de Bolivia por cadena nacional. «Es una decisión difícil pero necesaria para garantizar el abastecimiento de combustible y dejar de desangrar nuestras reservas», añadió en su cuenta de X.

El ministro de Hidrocarburos, Mauricio Medinaceli, señaló que los nuevos precios de los combustibles estarán vinculados a la cotización internacional del petróleo.

Fin de los subsidios a los combustibles en Bolivia

La eliminación de los subsidios a los combustibles representa por lejos la medida de mayor impacto político y social. Los precios de los combustibles se mantuvieron prácticamente congelados por más de dos décadas, con un consecuente costo fiscal que en los últimos años se ubicó entre US$1500 y US$2000 millones por año. El último intento de corrección de los precios ocurrió en 2010, pero el entonces presidente Evo Morales decidió retrotraer la medida debido al rechazo social.

La medida busca principalmente normalizar la importación y abastecimiento. «El precios de los combustibles se manejará en función de la cotización del barril de petróleo, porque la idea es importar crudo para activar la producción de las refinerías”, explicó Medinaceli.

Otra decisión trascendente es el fin del monopolio de la petrolera estatal YPFB en la comercialización. El gobierno habilitó el ingreso de nuevas empresas que quieran distribuir combustibles en el país. Medinaceli descartó que el gobierno quiera privatizar la petrolera estatal.

Paz declaró la emergencia económica y energética

El presidente de Bolivia decretó la Emergencia Económica, Financiera, Energética y Social en todo el país, adoptando un paquete de medidas excepcionales para estabilizar la macroeconomía, recuperar la liquidez interna, fortalecer las reservas internacionales y garantizar el abastecimiento de combustibles y energía.

El gobierno definió algunas medidas para amortiguar el impacto de los aumentos de los combustibles. La más estructural es un incremento del salario mínimo del 20%. Por otro lado, se refortó la política de transferencias directas en los planes Renta Dignidad y el bono Juancito Pinto. No obstante, se tratan de medidas que alcanzan a los trabajadores de la economía formal, que representan el 20% de la población económicamente activa.

, Nicolás Deza

Uno de los dilemas centrales para el futuro de la matriz productiva argentina pasa por desentrañar si Vaca Muerta podrá servir como palanca de un plan de desarrollo integral del país, o si -en cambio- se limitará a ser un proyecto de enclave energético que aporte divisas sin generar un derrame significativo sobre la industria y el empleo.

Para analizar el desafío de transformar el boom de los hidrocarburos no convencionales de la Cuenca Neuquina en verdadero desarrollo a escala nacional, Daniel Schteingart, director de Desarrollo Productivo Sostenible y curador de Argendata en Fundar; Juan Manuel Telechea, economista y columnista en Cenital; y Patricia Charvay, economista y socia de la consultora Economía y Energía, conversaron en la última emisión de Dínamo – Charlas de Energía, ciclo conducido por Nicolás Gandini.

Schteingart abrió el debate señalando que el rol de los recursos naturales es crucial, pero la historia demuestra que en muchos países han sido más un problema para el desarrollo que una solución concreta para sus habitantes. La clave, a su entender, radica en qué se hace con la renta de su explotación. Ejemplos de gestión exitosa, como Noruega o Australia, particularizó, contrastan con los fracasos de naciones como Venezuela o Angola.

“Noruega, por caso, utiliza su renta petrolera invirtiéndola en activos globales y no en gastos corrientes, logrando que cada noruego posea 250.000 dólares per cápita a partir de eso, además de haber desarrollado una fenomenal política de proveedores en torno a su industria energética”, ejemplificó.

En definitiva, opinó, para que Vaca Muerta sea una palanca de desarrollo la renta generada debería invertirse en educación, infraestructura, ciencia y fortalecimiento de cadenas de valor aguas arriba y aguas abajo. “Esto incluye fomentar la actividad petroquímica, el gas natural licuado (GNL) y el entramado metal-mecánico, que hoy está muy golpeado”, puntualizó.

Sin embargo, advirtió, esta agenda no resulta especialmente interesante para la gestión de Javier Milei. “El Gobierno nacional, bajo una visión ideológica liberal, parte de la idea de que la estructura productiva es neutral en términos de crecimiento, lo que significa que da lo mismo producir bananas que satélites. Esta postura no prioriza el desarrollo de actividades que involucren conocimientos más complejos, perdiendo la oportunidad de multiplicar el empleo indirecto”, se lamentó.

Dependencia mutua

En octubre, tal como remarcó Charvay, la Argentina batió su mejor marca de producción de petróleo desde 1998, alcanzando los 865.000 barriles diarios. El panorama, acotó, es bastante similar en el plano de la oferta gasífera, que esta temporada logró su mejor rendimiento desde 2003. “Más allá de todo, podría decirse que recién estamos retomando los niveles productivos de fines de los ’90 y principios de los 2000. Estamos volviendo, pero nos llevó 25 años”, consideró.

Gracias a esta tendencia alcista, explicó, se dio un drástico cambio en la balanza comercial: el sector pasó de generar una salida continua de divisas durante 15 años a verificar un superávit auspicioso. “En solo dos años (2022 y 2023), Vaca Muerta aportó US$10.000 millones más a la balanza comercial. Se proyecta, en un escenario optimista, que en una década la Argentina podría producir 1,5 millones de barriles de petróleo, con 1 millón destinado a la exportación”, vaticinó la especialista, quien acotó que esa expansión suena perfectamente viable, aunque podría ralentizarse si la cotización internacional del recurso se mantiene baja; es decir, cercana a los US$60 por barril.

En estos momentos, intervino Telechea, la discusión macroeconómica lo consume todo. “Todavía hay que seguir remachando acerca de lo importante que es el crecimiento económico para el bienestar de la población argentina”, aseguró. Existe una sinergia y una dependencia mutua en relación con el desempeño del sector hidrocarburífero, a su criterio, ya que para poder desarrollar Vaca Muerta hace falta contar con “una macro estable”. “Asimismo, para que haya una macroeconomía estable se necesita a Vaca Muerta«, señaló el analista, remarcando que la incertidumbre reduce el margen de negociación con las multinacionales.

Encrucijada socioeconómica

Después de casi 15 años sin crecimiento económico en la Argentina, aseguró Telechea, es hora de “apelar a todo lo que tengamos”, ejerciendo controles ambientales y sociales, pero sin prohibir ninguna actividad productiva per se. “Retomar el crecimiento es la condición necesaria, aunque no suficiente, para salir de la encrucijada socioeconómica del país”, enfatizó.

Schteingart, por su parte, matizó esta visión, advirtiendo que importa mucho “cómo se crece”. En ese sentido, expuso que la minería y el petróleo generan en total unos 100.000 empleos formales, lo que representa el 0,5% de la ocupación total en la Argentina. “El riesgo de un modelo apalancado casi exclusivamente en actividades muy capital-intensivas es que el derrame social sea bajo, llevando a la paradoja de una economía que crece sin crear empleo”, cuestionó.

Es sumamente problemático, desde su mirada, que el sector estrella de la economía nacional no esté creando tanto trabajo como se esperaba ni deteniendo la pérdida de empresas, habilitando así la aparición de discursos de rechazo hacia la industria extractiva. “La caída en términos laborales y empresariales en cuencas maduras como la del Golfo San Jorge no se ve compensada por el crecimiento de Vaca Muerta o el litio. De hecho, se han perdido 18.000 empresas en los primeros 20 meses de la gestión de Milei, con 150.000 empleos formales menos que al inicio”, especificó.

El concepto de «destrucción creativa», comentó Telechea, puede funcionar en entornos como Silicon Valley, pero en la Argentina la pérdida de una empresa metalmecánica equivale a una «desertificación del entrampado productivo». La estrategia gubernamental de “abrir sin paracaídas” significa que las compañías deben arreglárselas solas ante el «tsunami productivo». “Esto genera una ‘tormenta perfecta’ para los sectores que deben reconvertirse, ya que el Gobierno subestima la enorme dificultad de reconstruir las capacidades productivas perdidas”, acotó Schteingart.

Oportunidad latente

A decir de Charay, la estacionalidad de la demanda de gas en la Argentina (que es alta en invierno y baja en verano) dificulta sobremanera la productividad continua. La instalación de plantas licuefacción, planteó, resultará clave para acotar esa limitación estacional al permitir un bloque de producción más continuo y estable durante todo el año. “Si bien el ingreso de divisas por la vía del GNL parece que viene mucho más lento de lo que se anuncia, existe un proyecto concreto como el de Southern Energy, que ya cuenta con decisión final de inversión y contratos firmados. La posibilidad está, pero para su concreción faltan unos años”, reconoció.

Por lo pronto, afirmó Schteingart, el desarrollo de Vaca Muerta está reconfigurando el mapa productivo territorial. “Neuquén ya es la quinta provincia en materia de Producto Bruto Interno (PBI), sólo por detrás de Buenos Aires, la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Córdoba y Santa Fe. Si las proyecciones se cumplen, los neuquinos podrían duplicar su participación en la economía nacional, acercándose al 7% u 8% del PBI argentino en la próxima década”, anticipó.

Este crecimiento, admitió, trae consigo una deuda de infraestructura urbana. “La falta de servicios y viviendas hace que la infraestructura esté corriendo siempre por detrás, tal como se ve en Añelo”, ilustró.

Al ser un segmento que no deja de crecer, argumentó Charvay, muchos ‘cuellos de botella’ emergen y se van resolviendo sobre la marcha. “Los retos seguirán apareciendo y es deseable que así sea. Entre las mayores prioridades a atender figura el transporte de energía eléctrica, un segmento cuyas obras fundamentales vienen siendo postergadas desde hace muchísimos años”, criticó.

No menos relevante, agregó, será continuar con la ampliación de la red de gasoductos y oleoductos. “Más allá de los últimos avances registrados, el abastecimiento del norte del país es un punto especialmente crítico porque tiene que ver con el sistema energético argentino en su totalidad”, reflexionó.

Objetivo realista

Telechea identificó un problema grave en el peronismo: la falta de conducción política, que genera miradas divergentes sobre temas trascendentales. “El desgaste macroeconómico hace que estas discusiones de desarrollo pasen a un segundo plano”, reclamó.

Es cierto, concedió, que el boom hidrocarburífero podría significar un reverdecer del PBI. “No obstante, incluso con las proyecciones más optimistas, el sector no solucionará por sí solo los problemas estructurales de la economía argentina”, manifestó.

En la misma sintonía se expresó Charvay, quien reivindicó la importancia del desarrollo de los hidrocarburos a la hora de captar dólares y gestar dinámicas internas positivas. “Pero con eso sólo no alcanzará”, recalcó.

El gran riesgo, para Schteingart, es caer en la narrativa “Eldoradista”, incurriendo en el sobredimensionamiento del potencial de la Cuenca Neuquina. “Yo no me imagino que con Vaca Muerta tengas algo que automáticamente te transforme en Noruega o en España”, comparó.

El objetivo realista, expresó, pasa por volver a acercarse a los países vecinos que han sacado «varias cabezas de ventaja». “Sin gestión estratégica, podríamos encaminarnos a la frustración, como ya ocurrió con el hidrógeno verde o con los anuncios de inversión que demoran en materializarse”, sostuvo.

, Redaccion EconoJournal

El ex ministro de Energía, Juan José Aranguren, sostuvo que “la reforma de la Ley de Glaciares es totalmente constitucional” y que “al ser una norma de presupuestos mínimos, determina si afecta o no un recurso estratégico y devuelve a las provincias sus potestades”.

Invitado a la reciente edición de Dínamo -Charlas de Energía, el ciclo que conduce Nicolás Gandini por el canal de YouTube EconoJournal, Aranguren analizó la reforma de la Ley de Glaciares que presentó este lunes el gobierno de Javier Milei en el Senado.

En principio, el proyecto oficial pretende reformar aspectos técnicos y no plantea una derogación de la Ley de Glaciares (N° 26.639), que fue aprobada en 2010. La iniciativa comenzó a debatirse este miércoles en el plenario de las comisiones de Minería y Ambiente y se espera que se trate durante las sesiones extraordinarias del Poder Legislativo que comenzaron esta semana.

La principal modificación que plantea la reforma a la ley actual implica que cada provincia determine cuál es la zona donde se puede desarrollar la actividad minera. Con el nuevo texto, el gobierno busca que se destraben una serie de inversiones mineras, sobre todo de proyectos de cobre.

La reforma de la Ley de Glaciares es constitucional

Aranguren afirmó que el proyecto de reforma de la Ley de Glaciares “compatibiliza el desarrollo minero con los artículos 41 y 124 de la Constitución Nacional”. El primer apartado al que hizo referencia indica que “todos los habitantes gozan del derecho a un ambiente sano, equilibrado, apto para el desarrollo humano y para que las actividades productivas satisfagan las necesidades presentes sin comprometer las de las generaciones futuras; y tienen el deber de preservarlo”.

Además, subraya que “corresponde a la Nación dictar las normas que contengan los presupuestos mínimos de protección, y a las provincias, las necesarias para complementarlas, sin que aquéllas alteren las jurisdicciones locales”.

En tanto, el artículo 124 de la Constitución Nacional, que también mencionó Aranguren, afirma que “corresponde a las provincias el dominio originario de los recursos naturales existentes en su territorio”.

Aranguren sostuvo que “la Ley de Glaciares nunca se reglamentó, con lo cual nunca se aplicó. Y no sólo eso, sino que hay artículos que se contraponen unos con otros. En un lugar dice que está permitida la actividad minera y en otro lado dice que está prohibida”.

“Por eso es importante ahora, con el cumplimiento del artículo 124 de la Constitución que dice que los recursos son originarios de las provincias, tomar la responsabilidad de analizar si afecta o no a un recurso estratégico hídrico”, finalizó Aranguren.

Qué dice la actual Ley de Glaciares sobre las áreas periglaciares

Aranguren destacó que “la Ley de Glaciares no define las áreas periglaciares. Justamente lo que se tiene que definir es la capacidad que tiene el glaciar o la zona periglaciar de afectar un recurso hídrico estratégico, ya sea como reserva de agua o como aporte de un recurso hídrico”.

Además, sostuvo: “¿Por qué no es afectado por la Ley de Glaciares el sector del litio? Justamente porque se desarrolla en un área donde no tiene este tipo de restricción en el entorno periglaciar”.

“Manteniendo el principio precautorio, (el proyecto de reforma de la ley) le devuelve a las provincias su responsabilidad y el estudio de impacto ambiental será el que definirá si es o no es una reserva estratégica de agua. Si no lo es, entonces se podrá hacer la actividad minera”, destacó.

“Lo que no puede ocurrir en una ley es que no se defina nada porque entonces siempre se estará en un limbo de definición, que es lo peor que puede pasar, porque no hay certezas”, describió el ex ministro.

El proyecto establece que el inventario sobre zonas periglaciares seguirá bajo el paraguas del Instituto Argentino de Nivología, Glaciología y Ciencias Ambientales (IANIGLA), que es el ente que tiene la autoridad fijada por la ley y el encargado de elaborar el Inventario Nacional de Glaciares. “Las provincias tendrán la potestad de aprobar o no el estudio de impacto ambiental de un proyecto minero si afecta zonas periglaciares y recursos hídricos”, señaló Arangure.

La necesidad de aplicar criterios científicos

La ley 26.639 prohíbe la exploración y explotación minera e hidrocarburífera en las zonas glaciares y periglaciares. Sin embargo, la norma no define de manera precisa a las zonas periglaciares.

El artículo 2 de la ley dice que “se entiende por ambiente periglaciar en la alta montaña, al área con suelos congelados que actúa como regulador del recurso hídrico. En la media y baja montaña al área que funciona como regulador de recursos hídricos con suelos saturados en hielo”. Identificar esos suelos requiere criterios científicos que la actual ley no detalla.

, Roberto Bellato

Frente a un escenario global de volatilidad que proyecta una tendencia bajista en el precio del barril de petróleo para el próximo año, la conducción YPF ratificó su decisión de acelerar el ritmo de actividad en 2026. La petrolera bajo control estatal prevé una inversión de unos US$6.000 millones el año que viene. Para garantizar este flujo de fondos pese al retroceso del precio internacional del crudo, la empresa que preside Horacio Marín apuesta a profundizar la reconfiguración de su cartera de activos.

El nivel de inversión que deberá aprobar el directorio y cuyo monto final se precisará cuando sea comunicado al mercado, representa un incremento del 20% respecto a lo presupuestado para el cierre de este ejercicio 2025, con lo cual se busca blindar el desarrollo del no convencional frente a las fluctuaciones del mercado internacional.

Sucede que si bien la perforación de pozos de black oil en Vaca Muerta es rentable con un barril cercano a los 50 dólares gracias a los niveles de eficiencia obtenidos en los últimos años, un precio tan bajo no habilita la inversión en nueva infraestructura de evacuación y procesamiento de crudo como la que requiere el desarrollo de nuevas áreas en Neuquén.

Liquidez a pesar del precio del barril

La clave para sostener la inversión en un contexto de menores ingresos por ventas de crudo reside en la generación de un «colchón» de liquidez mediante desinversiones estratégicas. YPF planea obtener recursos adicionales a través de tres operaciones de gran escala: la venta de los yacimientos convencionales Manantiales Behr (Chubut) y Chachahuen (Mendoza); su participación en la distribuidora Metrogas y la reciente operación vinculada a la productora de fertilizantes Profertil.

Estos movimientos permitirían compensar una eventual caída en la recaudación por exportaciones y ventas locales de combustibles, con un ingreso adicional por gestión de activos que le podrían significar el año próximo ingresos de entre US$ 1.600 y US$ 2.000 millones.

En el caso de Profertil, donde compartía sociedad con la canadiense Nutrien, la venta del 50% de las acciones al grupo Adecoagro por unos US$ 650 millones es una operación que garantiza liquidez inmediata, con lo cual a compañía abandona el segmento de los fertilizantes nitrogenados, que si bien era un negocio de alta rentabilidad y posibilidad de expansión en la planta de Bahía Blanca, era ajeno al core energético.

En paralelo, se encamina la cesión de Manantiales Behr —el principal bloque convencional de la provincia de Chubut— al grupo Rovella Capital por una cifra superior a los US$ 450 millones. Por la venta de Chachahuen, podría recaudar otros US$ 250 millones. Con estos movimientos, se acelera el cierre del denominado «Plan Andes», el cual busca transferir áreas convencionales a empresas con otra capacidad de gestión y enfocar los recursos financieros y el equipo técnico a la ventana de shale.

Finalmente, YPF buscará avanzar en su salida del 70% de participación en Metrogas, la principal distribuidora de la Argentina, para lo cual se aguarda que el Gobierno nacional extienda la concesión por otros 20 años, lo que elevaría la valuación de la distribuidora entre 600 y 900 millones de dólares, de acuerdo a muy disímiles valuaciones del mercado.

YPF activa un plan de resilencia

Esta hoja de ruta se apoya en una visión contracíclica del mercado. Desde la conducción de YPF sostienen que una baja en el precio internacional del petróleo suele arrastrar consigo una reducción los costos de los servicios. Al reducirse las tarifas de las empresas de servicios especiales, se presenta una ventana de oportunidad para invertir más con menos recursos.

La otra cuestión clave de esa estrategia es sostener el plan de eficiencia y mejora de la productividad en toda la cadena de la petrolera. Este 2025 se asegura que YPF logró una mejora superir al 30% en la velocidad de fractura y un 25% en perforación, lo que hace que para la previsión realizada de 250.000 barriles de 2026 se requieran de 3 a 4 rigs menos de los previstos, lo que es otro ahorro de costos.

En términos operativos, la eficiencia fue el motor de la rentabilidad reciente. La petrolera con su plan de desinversión a través del Plan Andes logró reemplazar barriles convencionales por no convencionales con una ganancia adicional de Ebitda superior a los US$1.300 millones.

El objetivo es preparar la estructura productiva durante 2026 para el salto de producción de 2027, año en el que se espera una recuperación de las cotizaciones internacionales. El 2025 cerrará con una caída promedio en los precios internacionales superior al 12%, hasta unos US$63 por barril y la diversidad de pronósticos indican para el año próimo una profundización de la tendencia hasta los US$55 o los US$50 dólares por barril.

La recuperación hacia 2027

Esa fuerte señal de precios para la industria que reacciona rápidamente en el mundo es lo que puede contribuir a una reducción de la oferta y en consecuencia a una recuperación de precios hacia 2027, sumado a lo que algunos analistas consideran es el pico de producción que podrá alcanzar por entonces algunos de los principales productores globales.

La estrategia de YPF de corto plazo tiene como horizonte fortalecer en 2026 su infrestructura con la finalización del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS). El oleoducto, que actualmente presenta un avance de obra cercano al 45%, es ejecutada por YPF junto a un consorcio de socios locales, y ya tiene plazos definidos para la puesta en marcha para los cuales el upstream debe responder con una aceleración de producción.

Se espera que para enero de 2027 la primera etapa del oleoducto alcance una capacidad de 180.000 barriles diarios, a lo que le seguirá un cronograma de expansión agresivo, ya que a los seis meses de su inauguración la capacidad subirá a 360.000 barriles, mientras que para 2028 se proyectan 550.000 barriles totales. Incluso, el diseño contempla una expansión adicional hasta los 720.000 barriles diarios si la demanda de exportación lo justifica.

, Ignacio Ortiz

El gobierno de Mendoza realizó este martes un roadshow para avanzar con la licitación pública de 17 áreas hidrocarburíferas convencionales maduras, 12 de exploración y 5 de explotación. La mayoría están ubicadas al sur oeste de la provincia, en el distrito de Malargüe. La intención oficial es que petroleras chicas puedan activar esas áreas, operando con mayor eficiencia, para ayudar a la provincia a elevar reservas y revertir la declinación productiva.  

“Es significativa la diferencia entre las 12 de exploración versus las 5 de producción y eso tiene que ver con que la provincia de Mendoza necesita ampliar las fronteras productivas. Necesitamos recuperar esas campañas exploratorias que nos muestren las oportunidades de inversión que van a permitir levantar la producción en la provincia”, aseguró la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre, quien inauguró el evento realizado en el piso 11 de la sede que el Consejo Federal de Inversiones tiene en Azopardo 750.

Entre los asistentes hubo representantes de petroleras como Hattrick Energy, Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), Phoenix Global Resources, Taurus Global Energy, Petróleos Sudamericanos, Jota Energy, Veniol, Roch y Pecon. También estuvieron presentes ejecutivos de empresas de servicios petroleros y consultores.

Las concesiones de explotación son por un período de 25 años y en el caso de la exploración se otorga un primer permiso por 3 años, un segundo permiso por 2 años y existe la posibilidad de una prórroga por 2 años más.

El pliego establece que en las concesiones de explotación el oferente pueda proponer un porcentaje de regalías de acuerdo a su plan de inversiones. En la actualidad, esa contraprestación no puede ser menor al 5 por ciento. Además, la provincia ha venido otorgando otro tipo de incentivos focalizados para reactivar la producción convencional.

“En la provincia buscamos duplicar la cantidad de operadores para lograr más eficiencia en la explotación del sector convencional con la ayuda jurídica y técnica nuestra. Esas áreas en su gran mayoría las exploró YPF y con el tiempo las fue dejando de lado. En algunos casos el riesgo era geológico, pero en otros casos era económico. Creemos que operadores más chicos pueden activar estas áreas, hacerlas eficientes y ayudar a recuperar reservas”, sostuvo a EconoJournal Manuel Sánchez Bandini, subsecretario de Energía provincial. El funcionario dejó en claro que el objetivo es que todas las áreas estén adjudicadas durante el primer cuatrimestre de 2026. 

La presentación, que se extendió por más de dos horas, consistió en un repaso de las características técnicas de cada una de las áreas y estuvo a cargo del geólogo Raúl Gorroño, un histórico referente del sector hidrocarburífero de 84 años y 53 de carrera profesional.  

Las áreas de explotación que se licitan

Las cinco áreas convencionales de explotación que se licitan son Atamisqui, El Manzano, Puntilla de Huincán, Loma Cortaderal-Cerro Doña Juana y Puesto Molina Norte.

• Atamisqui. La concesión abarca una superficie de 214,64 km2 en el departamento Rivadavia, dentro de la Cuenca Cuyana. Fueron perforados 56 pozos y se descubrieron cuatro yacimientos denominados Tierras Blancas Nor­te, Atamisqui Norte, Atamisqui Sur y El Quemado, donde tiene el mayor potencial. De los 56 pozos perforados, 34 de ellos resultaron productivos con una producción acumulada a julio de 2025 de 1.918.064,54 m3. de petróleo, 44.83 Mm3 de gas y 8.639.044,01 m3 de agua. En septiembre venció la concesión que tenía Petrolera El Trébol, vinculada a Phoenix Global Resources, y el gobierno rechazó el pedido de prórroga por incumplimientos formales y un plan de inversión considerado insuficiente.

• El Manzano. Tiene una superficie total de 630 Km2 en la Cuenca Neuquina. En ella se han perforado un total de 51 pozos y se registró sísmica 2D y 3D. Fue otorgada originalmente a Pérez Companc por un plazo de 25 años a partir de setiembre de 1990. En julio de 1996, YPF obtuvo una participación del 49%, manteniendo la operación Pérez Companc, y en febrero de 2001 obtuvo el 100% del bloque y su operación. Ahora la petrolera controlada por el Estado Nacional revirtió esta área como parte de su plan destinado a concentrarse solo en la actividad no convencional. Las zonas con producción efectiva son las denominadas “El Manzano Este”; “El Manzano Resto” y “El Manzano Oeste (Agrio)”

• Puntilla de Huincal. El área está ubicada en el departamento Malargüe, en la Cuenca Neuquina, y tiene una superficie de 240 km2. Fue operada por YPF, la cual per­foró 14 pozos entre 1978 y 1985. La concesión de explotación se otorgó en septiembre de 1990 y venció en septiembre de 2015, pero recién se revirtió a la provincia este año. Los reservorios productivos son Grupo Choiyoi, Formación La Manga, Grupo Mendo­za y Grupo Neuquén. El gobierno busca para esta área operadores independientes especializados en recuperación secundaria y optimización de activos de baja escala.

• Loma Cortaderal – Cerro Doña Juana. Es un área de aproximadamente 240 km2 en el departamento de Malargüe. Históricamente fue considerada una zona de exploración. A partir de los 2000, Geopark realizó allí estudios geológicos y operativos, incluido procesamiento sísmico 3D, pero en 2014 se retiró. En 2018 Petrolera El Trébol obtuvo un permiso de exploración sin mayores avances y ahora el gobierno decidió licitar el área como concesión de explotación porque le ve potencial geológico. Gorroño recordó que uno de los pozos que tiene manifestaciones de petróleo en esa zona se llama Cerro La Pepa, el cual recibió ese nombre porque Pepa era la secretaria del Distrito Geológico Mendoza.

• Puesto Molina Norte. Cubre una superficie de aproximadamente 157 KM2 en el departamento Malargüe. Este bloque está limitado al sur por el área Chihuido de la Sierra Negra, al oeste por el bloque Cañadón Amarillo; al norte por Loma el Divisadero y al este por Chachahuen. Fue operado históricamente por YPF hasta que revirtió al Estado. En el área se perforaron 23 pozos, de los cuales 13 resultaron productivos. La producción acumulada alcanza aproximadamente 68 mil m³ de petróleo y más de 80 millones de m³ de gas. De los pozos perforados, 14 fueron abandonados por diversas razones. La última producción registrada data de comienzos de 2020, con 3 pozos en producción efectiva, alcanzando caudales del orden de 2,3 m³/d de petróleo y algunos miles de m³/d de gas. “Es un área con interés exploratorio y con potencial de reactivación”, señaló Felipe Raganato, jefe de explotación de la provincia.

Las áreas de exploración que se licitan

Las áreas de exploración son Atuel Exploración Sur, Atuel Exploración Norte, Boleadero, Calmuco, Chachahuen Norte, CN III Norte, Los Parlamentos, Puesto Pozo Cercado Horizontal, Ranquil Norte, Río Atuel, Sierra Azul Sur y Zampal. Son todas áreas del departamento Malargüe, salvo Zampal y Puesto Pozo Cercado Horizontal que se ubican en el noroeste de la provincia.

“Hay dos empresas que presentaron iniciativas privadas para explorar y por eso se incorporaron a esta licitación: Hattrick en Atuel Exploración Sur y PCR en Río Atuel”, aseguró a EconoJournal Lucas Erio, director de Hidrocarburos de Mendoza.  

Las consultas de las empresas sobre la licitación

Una vez terminada la presentación técnica de las áreas, se habilitó la posibilidad de realizar consultas y algunos representantes de compañías expusieron sus interrogantes. “Nos genera dudas el pliego tal como está escrito porque el interesado en un área tiene que presentar un plan de saneamiento de pasivos preexistentes, ¿ese costo cómo se lo compensa?”, preguntó Anabela Mengoni, de PCR. Manuel Sánchez Bandini respondió que “esos pasivos preexistentes tienen que quedar en cabeza de quien los generó, pero si no está claro en el pliego, que es bastante genérico, lo vamos a dejar en claro”.

A su vez, Hernán Bloise, de LCS Energía, preguntó sobre la posibilidad de transformar un área convencional en no convencional: “Si uno adquiere un área de explotación para un desarrollo convencional y tiene un potencial de Vaca Muerta, ¿podría inmediatamente hacer el desarrollo de Vaca Muerta o hay que cumplir algún otro requisito?”. “Nosotros estamos haciendo la licitación dentro de un marco de explotación convencional, pero si hay potencial geológico no convencional nada limita que se pueda realizar actividad no convencional”, respondió Lucas Erio.

Más temprano, Jimena Latorre había detallado también los avances que viene realizando la provincia en materia de desarrollo no convencional. “Tenemos otro foco de trabajo puesto en el desarrollo de Vaca Muerta Norte, donde ya tenemos tres áreas concesionadas. Una a YPF, otra a la UTE Quintana-TSB y otra a Aconcagua con su nuevo accionista mayoritario Tango. Estamos trabajando junto a ellos en que sus planes de inversión sean efectivamente desarrollar esta lengua norte de Vaca Muerta. Ya Quintana tiene comprometida inversión en firme para el desarrollo de la sísmica 3D y un primer pozo piloto, YPF acaba de aumentar el compromiso de inversión con un nuevo pozo que va a perforar en 2026 y en Payún Oeste, donde está Aconcagua, también están evaluando la posibilidad de hacer sinergia entre estas tres empresas para obtener mejores resultados y desarrollar la Vaca Muerta Mendocina”, remarcó.

, Fernando Krakowiak

La Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) dio a conocer el Panorama Energético de América Latina y el Caribe 2025, su publicación anual de referencia que reúne las estadísticas oficiales más relevantes del sector energético de los 27 países miembros y analiza las principales tendencias, desafíos y proyecciones de la transición energética en la región.

El informe confirma que América Latina y el Caribe (ALC) avanza de manera sostenida hacia una matriz energética más limpia, donde las energías renovables continúan expandiéndose, el gas natural se consolida como la principal fuente de energía firme que respalda su crecimiento, y la movilidad eléctrica registra una expansión sin precedentes.

Resultados año 2025

• El 2025 la capacidad de generación renovable se incrementó en 7% respecto al 2024
• El 68% de la nueva capacidad instalada en el año 2025 fue renovable y el 67% de la electricidad proviene de fuentes limpias.
• El 61% de la nueva capacidad de generación instalada el 2025 es de centrales eólicas y solares.
• La generación con energía eólica y solar el 2025 aumentó un 19% respecto al 2024.
• El consumo final de electricidad el 2025 es 3.7% superior al registrado en 2024; y el consumo per cápita se incrementò en 2.6%.
• En ALC las ventas de autos livianos electrificados siguen creciendo de forma contundente, principalmente en los últimos 3 años, lo que ha significado que el número de este tipo de vehículos en circulación se incremente entre 2022 y 2025 en 851%, es decir haya crecido casi 10 veces. Hasta octubre de 2025, respecto al 2024, las ventas de vehículos livianos en la región se incrementaron un 52%.
• ALC cuenta al 2025 con una capacidad de almacenamiento de energía en baterías de 1.7 GW.
• La capacidad de generación a gas natural aumentó un 12% respecto al año anterior.
• El año 2025 la generación eléctrica con carbón mineral disminuyó un 21%; y con petróleo y derivados un 31%.
• La producción de petróleo crudo en ALC en 2025 se incrementó 20% respecto al año anterior, la demanda interna de la región en 24% y la exportación neta en 13%.

Proyecciones al año 2050 en escenario descarbonización acelerada (NET-0)

Bajo un escenario de descarbonización acelerada del sector energético de ALC (NET-0) al 2050, el consumo total de energía se incrementaría 42% respecto al 2025, mientras que el consumo de electricidad crecería 156%, es decir casi se triplicaría.

Bajo este mismo escenario, mientras en 2025 el índice de renovabilidad del consumo final es el 31%, en el 2050 este indicador alcanzaría el 48%.

La capacidad instalada de generación eléctrica se triplicaría en 2050 respecto a 2025 y su componente renovable pasaría del 68% en 2025 al 83% en 2050. La capacidad eólica y solar en conjunto se quintuplicaría.

Se requerirán cerca de 1.000 GW adicionales de capacidad de generación eléctrica con un respaldo de 80 GW en bancos de baterías, con un costo estimado total de la expansión de cerca de 1.500 billones de dólares de los cuales el 90% correspondería a capacidad renovable.

Transición energética

La generación eléctrica al 2050 se triplicaría respecto al 2025 y su renovabilidad pasaría del 67% en 2025 al 76% en 2050. Para ese año el 37% de la generación total correspondería en conjunto a la eólica y solar. El gas natural participaría con el 22% de la generación eléctrica total.

Bajo las premisas del escenario NET-0, el consumo de electricidad en el sector transporte en ALC, llegaría a representar en 2050 cerca de un 10% del consumo total de energía de ese sector, el 3% del consumo final total de energía de la región y el 9% del consumo eléctrico total de la región.

Con la expansión de los data centers en ALC, el consumo de electricidad de dichas instalaciones representaría el 2050, el 40% de la electricidad total consumida por el sector comercial y de servicios, una tercera parte del consumo total de energía de dicho sector, un 10% del consumo eléctrico total de la región y un 4% del consumo total final de energía de la región en dicho año.

Electricidad y producción de hidrógeno verde

Los requerimientos de electricidad para la producción de hidrógeno verde en ALC, tanto para consumo interno como para exportación, considerados en el escenario NET-0 para el año 2050, serían del orden del 12% de la generación total de electricidad de la región y el 4% de la oferta total de energía de la región en ese año.

De la oferta total de energía en ALC al 2050, el gas natural aportaría con el 34% frente al 26% de aportación el 2025, mientras que la participación de las fuentes de energía renovables no convencionales incrementarían su participación del 5% actual al 14% en 2050.

Para el 2050, el petróleo y sus derivados tendrían un 20% de participación en la oferta energética total de la región y la participación del carbón mineral sería solamente del 1%.

El Panorama Energético de América Latina y el Caribe 2025 se consolida, así como una herramienta clave para la toma de decisiones, ofreciendo evidencia sólida sobre el rumbo de la transición energética regional y los desafíos técnicos, económicos y de inversión que deberán abordarse en las próximas décadas.

, Redaccion EconoJournal

El consorcio empresarial GásBra del Brasil trabaja en un proyecto integral de producción y exportación de gas natural en firme a través de un gasoducto dedicado de 1630 km de extensión entre Vaca Muerta y Uruguaiana, confirmaron desde el consorcio ante una consulta de EconoJournal. La inversión estimada asciende a US$7000 millones solo en la Argentina, US$2500 millones en upstream y US$4500 millones en infraestructura.

La intención es que Gas y Petróleo de Neuquén (GyP) garantice volúmenes iniciales disponibles como respaldo de los contratos de exportación, en paralelo a la inversión que irán realizando en el upstream neuquino.

El gobernador de Neuquén, Rolando Figueroa, recibió este lunes a los directivos del consorcio brasileño GásBra Energía SA, encabezada por su presidente, Marco Maia. También estuvo presente el presidente de Garantía Capital Ltd, Luiz Cézar Fernandes. Fernandes es uno de los fundadores del Banco Pactual, actualmente conocido como BTG Pactual, uno de los bancos de inversión más relevantes del Brasil.

Figueroa tuvo un primer contacto con el consorcio en octubre durante la Offshore Technology Conference (OTC) celebrada en Brasil. El Ministerio de Energía y Recursos Naturales de Neuquén y GásBra firmaron en esa ocasión un memorando de entendimiento (MoU) para cooperar en el diseño de un proyecto orientado al aprovechamiento sostenible de los recursos gasíferos neuquinos y a la integración de la infraestructura energética regional.

Proyecto con gasoducto dedicado al Brasil desde Vaca Muerta

EconoJournal confirmó que el proyecto integral de producción y exportación de gas al Brasil impulsado por el consorcio GásBra incluye la construcción de un gasoducto dedicado de 1630 km hasta la localidad brasileña de Uruguaiana y con una capacidad de transporte de 30 millones de m³ diarios.

GásBra busca un permiso de exportación en firme por 30 años, similar al que la Secretaría de Energía de la Nación concedió al consorcio Southern Energy para su proyecto de exportación de GNL.

El consorcio brasileño ya está delineando un plan de inversión en upstream para respaldar con molécula propia los volúmenes que se comprometerán a la exportación. Gas y Petróleo del Neuquén, la petrolera estatal provincial, aportaría áreas de gas seco en Vaca Muerta para ese desarrollo.

Sin embargo, la expectativa es que GyP pueda inicialmente proveer moléculas propias, de forma tal de viavilizar el financiamiento del proyecto. “El primer gas será de GyP, que va a facilitar las áreas para que Brasil tenga acceso a la molécula, mientras se van desarrollando las áreas nuevas por parte del consorcio. También se puede comprar volúmenes a los productores”, explicó Fernando Olaizola, director de Operaciones de GásBra.

El consorcio GásBra

El consorcio GásBra es un vehículo empresarial creado recientemente que está integrando a empresas industriales y distribuidoras de gas del sur de Brasil, principalmente de San Pablo.

El presidente del consorcio, Marco Maia, participó en la reunión del lunes con Figueroa y explicó que demorarán seis meses en montar toda la estructura del proyecto. “Estamos trabajando para algo de 30 años, por lo tanto, es estratégico tanto para Neuquén como para el Brasil”, expresó Maia.

Maia también expresó la satisfacción de “poder participar de este proyecto que dialoga con intereses brasileños que necesitan gas, necesitan energía para su desarrollo, para su crecimiento y también para los intereses de Neuquén, que dispone de este gas, de esta energía para Brasil”. “Es un proyecto muy interesante que tiene conexión con los intereses de ambos lados”, añadió.

Gas y Petróleo de Neuquén

Gas y Petróleo es la petrolera estatal de la provincia de Neuquén. La gobernación busca que la empresa tenga un rol más protagónico en la producción no convencional en Vaca Muerta en los tiempos venideros, una posibilidad que el gobierno nacional habilitó a través de la Ley de Bases sancionada en 2024.

La Ley de Bases habilitó que la provincia pudiera imponer en carry (es decir, sin asumir compromiso de inversión) a GyP como socio obligatorio de los privados asegurándole un porcentaje minoritario de las nuevas concesiones en Vaca Muerta.

Concretamente, la gobernación definió este año que la petrolera estatal tendrá una participación accionaria obligatoria del 10% en cada concesión no convencional de hidrocarburos (Cench) nueva que la provincia conceda en Vaca Muerta. También decidió profundizar en el cobro de regalías en especie, es decir, en los volúmenes físicos de petróleo y gas que la provincia puede comercializar directamente.

Exportaciones

El proyecto de GásBra exhibe el potencial de Vaca Muerta para suministrar gas a la región. El gobernador de Neuquén destacó en las últimas horas el acuerdo entre Pan American Energy (PAE) y la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay para exportar gas natural desde Neuquén con destino a la generación térmica del vecino país.

«A comienzos de año nos reunimos con el presidente de Uruguay, Yamandú Orsi, para dialogar sobre el potencial de la cuenca neuquina como proveedor energético del Cono Sur. Hoy esos encuentros dan resultados: los países vecinos vuelven a confiar en nuestro gas y petróleo como motores del desarrollo y la integración latinoamericana«, celebró Figueroa en su cuenta de X.

, Nicolás Deza